深井高温水基钻井液体系研究

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1、学兔兔www.xuetutu.com石油天然气学报(江汉石油学院学报)2013年9月第35卷第9期JournalofOilandGasTechnology(J．JPI)Sep．2013Vo1．35No．9深井高温水基钻井液体系研究赵文，张荣，徐博韬(中海油田服务股份有限公司上海基地，上海200030)罗觉生，万芬(长江大学化学与环境工程学院，湖北荆州434023)由福昌(荆州嘉华科技有限公司，湖北荆州434000)[摘要]钻井液在高温下的流变性、滤失性控制是抗高温钻井液技术的难点；以高温稳定剂为核心处理剂，研制出一套耐抗200℃高温的

2、水基钻井液体系；评价了该钻井液体系在高温下的稳定性、高温高压流变性能、抑制性能和抗污染性能；试验结果表明，抗高温钻井液体系热稳定性好，经过200℃高温老化后，高温高压滤失量低，流变性好，并具有良好的抑制性能和抗盐、抗劣土侵性能。[关键词]水基钻井液；高温去水化；高温流变性；高温抑制性；储层保护[中图分类号]TE254[文献标志码]A[文章编号]1000—9752(2013)09—0146—03国内外大量研究资料表明：水基钻井液用于深井、超深井钻井时，钻井液中各组分长时间处在高温条件下，将发生黏土粒子及加重材料的高温去水化作用、高分子处

3、理剂的高温氧化降解作用等，从而严重影响钻井液的性能。因此，如何提高钻井液的抗高温能力，使之在高温高压条件下能够保持其性能稳定，已成为钻井过程中急需解决的问题Ⅲ。l高温稳定剂的评选1．1高温稳定剂的作用机理高温条件下，水分子热运动加剧，黏土粒子水化膜变薄，黏土颗粒之间排斥力减弱，聚结趋势增加。如果钻井液中黏土含量在容量下限以下，黏土粒子因聚结而使黏土分散度降低，单位体积内黏土颗粒数减少，钻井液性能表现出高温减稠；如果钻井液中的黏土含量在容量上限以上，则会使大量黏土粒子相互聚结形成网架结构，钻井液黏切大幅度升高，严重时发生胶凝或固化[2]

4、。为提高钻井液的抗高温能力，研制筛选出了高温稳定剂STBHT，其作用机理为：①球状高分子的柔性链接，提高搬土及重晶石等的悬浮稳定性；②介观流体(半刚性微粒)黏度特性。结合以上2个特性，可实现黏度、润滑、滤失的综合控制。1．2高温稳定剂的性能评价为评价高温稳定剂STBHT对钻井液性能影响，在下述基本配方的钻井液中加入高温稳定剂STBHT，评价体系的抗高温稳定性能。基本配方：2．0Yoo膨润土+0．5NaOH+0．5YooNa。C()。+0．5PF—PIUS+0．4PAC—IV+0．1PF—XC+1PF—LPF—H+2PF—DYFT—l+

5、2JIX—C+1TEMP+5KCI+重晶石(加重密度1．3g／cm。)。试验条件：180℃下热滚16h，50℃下测其流变性。结果见表1。表1基本配方中引入STBHT热滚前后的性能注：为表观黏度；为塑性黏度；rd为动切力；N~6、N∞分别为六速旋转黏度计6、3r／min对应的读值；Vain为AP1滤失量。[收稿日期]2013—07—02[基金项目]中海石油(中国)有限公司重大科研项目(CNOOC—KJ125ZDXM07LTD06SH2012)。[作者简介]赵文(1980一)，男，2002年石油大学(华东)毕业，工程师，现主要从事管理工作

6、。学兔兔www.xuetutu.com第35卷第9期赵文等：深井高温水基钻井液体系研究从表1试验数据看出，体系中加入STBHT在180~C热滚16h后，体系的流变性明显变好，失水大幅降低。1．3搬土含量的影响评价高温条件下，搬土含量对钻井液的性能影响显著。因此，室内评价了180~C高温条件下，搬土加量变化对体系性能的影响。表2搬土含量对体系性能的影响从表2数据可以看出，随着土般土含量的增加，钻井液体系在高温老化后，呈现明显增稠的趋势。因此，现场钻进过程中，要严格控制搬土含量，建议配方中搬土加量为2．0。2抗高温水基钻井液体系的配方及性

7、能2．1抗高温水基钻井液体系的配方通过大量的筛选试验，以高温稳定剂STBHT和高温降滤失剂DFLHT为核心处理剂，研制出一套耐抗200℃高温的水基钻井液体系。配方为：2．0膨润土4-0．5NaOH+0．5Na。CO。-t-O．4PF—PLUS+2DFLHT+3％TEMP+2JLX—C+2PF—DYFT一2+3STBHT+3SMP一1+5KC1+重晶石(加重密度1．3g／cm。)。2．2体系的性能2．2．1抗温性能室内评价了抗高温水基钻井液在高温条件下老化t16h后的流变性能及滤失性能，结果见表3。表3STBHT体系的抗温性能热温度状态

8、aZ'dVAPIVhthpN∞N3／℃／(mPa·s)／(mPa·s)／Pa／ml／ml18O滚前60．042．018．065一滚后47．525．022．519163．0200滚前59．046．013．04．52．5一滚