杂多糖钻井液抗温抑制性能评价_工程实践

摘要

摘要：为改善杂多糖钻井液抑制剂——SJ钻井液的抗温性能，通过岩屑滚动回收率实验、泥页岩线性膨胀率实验、泥球浸泡实验以及流变性能参数和滤失量随SJ钻井液添加量变

摘要：为改善杂多糖钻井液抑制剂——SJ钻井液的抗温性能，通过岩屑滚动回收率实验、泥页岩线性膨胀率实验、泥球浸泡实验以及流变性能参数和滤失量随SJ钻井液添加量变化关系曲线，评价了SJ钻井液的抗温抑制性能。结果表明：水基钻井液中SJ添加量为1%～6%时，SJ钻井液具有合理的泥页岩抑制性、流变性和滤失性，抗温.极限为140℃；SJ钻井液的抑制作用机理包括“连续半透膜”和“胶体软粒子填充降滤失”以及“硅锁封固壳去水化”等方面。该成果为开发保护油气层的水基钻井液又找到一类新型的抑制剂。

关键词：深井；高温；杂多糖；水基钻井液；抗温抑制性能；储层保护；评价

杂多糖苷SJ钻井液具有4种结构单元糖基而使其水基钻井液具有化学活度低、页岩稳定能力强、高温稳定性较好、流变性易调整、抗盐污染能力强、毒性低且易于生物降解等集诸功能于一体的特点。经过近几年在江苏油田的现场应用，建立了SJ钻井液组配及其相关现场应用工艺，取得了良好的环境效益、经济效益和社会效益^[1～2]。因此，评价其抗温、抑制性能对进一步改善杂多糖钻井液抗温性能是必要的。

1 实验材料及仪器

1.1 主要材料

黏稠液体SJ，江苏扬州润达油田化学剂有限公司生产；膨润土，宁夏中卫天瑞公司生产(三级)；岩屑采自长庆油田直罗组地层(10～30目)。

1.2 实验主要仪器

ZNN-D6型六速旋转黏度计；GW300型高频高温滚子加热炉；ZNS型泥浆失水量测定仪；NP-01型常温常压膨胀量测定仪。

2 实验内容

2.1 确定SJ的适宜添加量范围及抗温极限温度

2.1.1确定SJ的适宜添加量

在含土4%的预水化膨润土基浆中分别添加不同量的SJ后，测绘SJ钻井液的流变性能参数和滤失量随SJ添加量变化关系曲线，确定SJ的适宜添加量范围。

2.1.2确定SJ如舞液的抗温极限温度

将按2.1.1所确定的SJ适宜添加量配制SJ钻井液基浆，在室温20～180℃范围内的不同温度下加热滚动16h后，测绘SJ钻井液流变性能参数和滤失量随温度变化的关系曲线，确定其抗温极限温度。

2.2 抑制性评价

2.2.1 SJ水溶胶液的抑制性

参照SY/T 6335—1997钻井液用页岩抑制剂评价方法，测试页岩在SJ水溶胶液中的线性膨胀率，并与油气田常用的其他几种抑制剂相比较。

2.2.2 SJ钻井液的抑制性

由同2.1.2老化后的钻井液过40目湿筛后所得岩屑一次回收率，考察温度对SJ钻井液中岩屑回收率的影响，即考察温度对SJ钻井液的抑制性的影响。

2.3 泥球实验

室温下将钠膨润土与蒸馏水按2:1混拌均匀并成团约10g/个的小泥球后，分别放入不同浓度的等体积SJ水溶胶液或其他抑制剂溶液中静置浸泡72h，观察泥球变化并定时计量泥球质量，绘制泥球吸水率与SJ水溶胶液浓度关系曲线，并与油气田常用抑制剂进行比较。

3 实验结果

3.1 SJ在钻井液中的适宜添加量及抗温性

3.1.1 SJ的适宜添加量

由本文2.1.1所得SJ钻井液的流变性能参数和滤失量随SJ添加量变化关系曲线见图1。随着SJ添加量的增加，钻井液表观黏度、塑性黏度、动切力均逐渐增大，滤失量逐渐降低且均低于10mL，同时流性指数维持在0.4～0.5，这说明水基钻井液中SJ添加量达到一定时，能够有效地增黏降滤失；SJ添加量小于1%时增黏很少，SJ添加量大于6%时降滤失很少，故SJ的适宜添加量范围为1%～6%。

3.1.2 SJ钻井液的抗温性

由本文2.1.2所得SJ钻井液流变性能参数和滤失量随温度变化的关系曲线(见图2)。随温度上升，SJ钻井液的黏度呈上下振荡变化趋势；经过140℃，老化16h后，SJ钻井液滤失量急剧上升且超过10mL，这表明SJ钻井液在保证其流变性和滤失性均合理的前提下，抗温极限温度为140℃。

3.2 抑制性

3.2.1 SJ水溶胶液的抑制性

由本文2.2.1的测试结果所得表1可见：与油气田常用抑制剂相比，SJ水溶胶液中的页岩膨胀率相对较小，表明SJ水溶胶液有较强的抑制页岩水化膨胀作用，其作用机理有两方面：①SJ杂多糖分子链上含有较多的邻位羟基，当水基钻井液中SJ添加量达到一定时，极性水化的羟基上带正电部分能够吸附在带负电的泥页岩表面并形成一层“连续半透膜”，阻碍了钻井液中的自由水分子到达泥页岩表面，有效地抑制了在泥页岩表面由表及里地进行的水化反应；②“胶体软粒子填充降滤失”：SJ水溶胶液中的胶体粒子能够充填于滤饼和泥页岩孔隙或裂缝中，使滤饼和泥页岩更加密实，从而有效降低钻井液的滤失量，抑制了因滤失水分子入侵而导致的泥页岩水化分散^[2～4]。

表1 抑制剂水溶胶液中页岩线性膨胀率表

抑制剂浓度与名称	8h膨胀率/%	抑制剂浓度与名称	8h膨胀率/%
H₂O(蒸馏)	43.90	3%FP-2+0.2%TIPA	44.55
3%FS-2	37.93	0.2%JT888	9.34
3%FS-3	37.36	0.2%KPAM	10.00
3%FS-2	34.79	3%SJ+1%HPAN	25.15
6%Na₂SiO₃(1)	51.65	6%SJ	11.56

3.2.2 SJ钻井液的抑制性

由本文2.2.2的测试结果所绘制成的图3可见：温度为80～100℃时，随温度升高，岩屑回收率几乎未发生变化；温度为100～120℃时，岩屑回收率随温度升高而大幅度下降。此现象和图2所示曲线的变化原由一致：钻井液的塑性黏度随温度升高呈逐渐增大趋势同时表观黏度呈上下振荡变化趋势，表明此时分子之间以及分子与钻井液中各种悬浮粒子之间形成的网架结构不稳定，此时的SJ分子未降解，分子链较卷曲，分子中环醇羟基上的正电部分不能充分裸露出来，吸附在带负电的泥页岩表面，本文3.2.1所述机理①(以下简称机理①)的作用减弱。因此，建议现场在100～120℃井段使用SJ时，可以采取适当补充SJ的办法来保证其抑制性稳定。温度为120～150℃时，岩屑回收率随温度升高又显著上升，结合图3所示曲线可得：温度为120～130℃时，钻井液的塑性黏度和表观黏度均随温度升高而增大且两条曲线几乎平行，表明此时随温度升高SJ分子逐渐伸展，分子中环醇羟基上的正电部分逐渐裸露出来吸附在带负电的泥页岩表面，机理①的作用逐渐增强；温度为130～140℃时，钻井液的塑性黏度和表观黏度均随温度升高而减小，表明此时随温度升高SJ分子逐渐降解，分子的伸展程度逐渐提高，机理①的作用逐渐增强；温度为140～150℃时，钻井液的塑性黏度和表观黏度均随温度升高而增大且滤失量突然急剧上升，表明此时随温度升高SJ分子之间又相互结合且分子链增长，机理①的作用增强，同时SJ大分子对钻井液中的黏土粒子的吸附桥连作用增强致使黏土产生絮凝而导致滤失量突然急剧上升。综上所述，兼顾流变性、滤失性及抑制性合理的前提下，SJ钻井液的抗温极限温度为140℃。

3.3 泥球在SJ水溶胶液中的稳定性

2.3泥球实验结果见表2、图4、5。由表2可见：随吸水时间延长，各种抑制剂的吸水率增大，SJ水溶胶液中浸泡后的泥球吸水率较低且外观较规整，如图5所示。由图4可见，泥球吸水率随SJ水溶胶液浓度增加而增大，当浓度超过3.3%后，吸水率基本保持不变。实验中观察到，泥球在清水和不同浓度SJ水溶胶液中浸泡72h后，泥球形状发生了不同程度的变化：清水中浸泡后的泥球体积急剧膨胀且出现碎裂现象，已无法称重；SJ水溶胶液中浸泡后的泥球，表面光滑无裂纹且体积略有收缩(见图5)。可见，SJ水溶胶液具有半渗透甚至无渗透作用，同时具有一定的去水化作用。去水化作用机理：SJ杂多糖分子上的环醇羟基、糖苷键及少量羧基与泥球主要组成成分硅酸盐分子上的Si原子之间，通过Si—O—Si或RO—Si键连接形成网状结构，包裹着泥球，在泥球表面形成一层“硅锁封固壳”，阻止水分子进入泥球，阻挡泥球中的黏土进一步水化分散，同时该“硅锁封固壳”还具有一定的夺取泥球内部水分子的能力而表现出一定的“硅锁封固壳去水化”作用。

表2 泥球浸泡后的外观描述表

抑制剂浓度与名称	泥球吸水率/%			泥球外观描述
抑制剂浓度与名称	吸水12h	吸水24h	吸水48h	泥球外观描述
0.5%PAM	86.71	118.36	175.17	深裂纹
0.5%FA367	50.42	90.69	130.90	微裂纹
5%硅酸钠	20.24	散开，无法称量		散开
5%KCl	0.70	0.72	0.79	粗糙无裂纹
1%SJ	5.56	7.22	7.85	光滑完整