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抗高温硅酸盐钻井液体系室内研究

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陆玉亮赵远远周姗姗

摘? ? ? 要：硅酸盐钻井液在解决井壁失稳问题具有突出优势，但目前对硅酸盐钻井液体系在高温条件下的研究较少，制约着硅酸盐钻井液体系的推广应用。通过硅酸盐、高温流变调节剂、降失水剂及pH稳定剂等单剂的筛选，最终确定硅酸盐钻井液体系配方，并进行了性能评价。结果表明：所研究的硅酸盐钻井液体系可以抗170 ℃高温，体系流变及高温高压失水均可满足需求;体系具有较好的抗钻屑、海水及盐污染的能力，侵污前后流变相差不大;该硅酸盐钻井液体系具有较好的抗温性能和抗搬土污染性能。

关? 键? 词：抗高温;硅酸盐钻井液;井壁失稳;抗污染

中图分类号：TE 254? ? ? ?文献标识码： A? ? ? ?文章编号： 1671-0460（2019）09-1998-04

Abstract： Silicate drilling fluid has outstanding advantages in solving the problem of wellbore instability. However， there are few studies on silicate drilling fluid system under high temperature conditions， which restricts the popularization and application of silicate drilling fluid system. Through the screening of single agents such as silicate， high temperature rheology modifier， fluid loss reducer and rheological stabilizer， the formula of silicate drilling fluid system was finally determined and the performance was evaluated. The results showed that the silicate drilling fluid system could resist high temperature of 170 °C， and the system rheology and high temperature and high pressure water loss met the drilling demand. It could resist 15% of soil pollution， and the rheology before and after pollution was not much different. The silicate drilling fluid system has good temperature resistance and resistance to soil contamination.

Key words： High temperature resistance; Silicate drilling fluid; Wellbore instability; Anti-pollution

井壁穩定问题是油气田钻井过程中，最常见的问题。硅酸盐钻井液在稳定井壁上具有突出优点。何恕等发表的文章《利用压力传递实验技术评价硅酸盐钻井液井壁稳定性能》中，采用井壁稳定物化-力学耦合模拟实验装置，通过测定用钻井液处理后泥页岩渗透率及单透膜系数评价硅酸盐钻井液，结果表明硅酸盐钻井液具有很强的稳定井壁的能力，且稳定井壁的能力随时间延长而增强[1]。张金波等发表的文章《KCl/硅酸盐钻井液体系在苏丹6区的成功应用》成功提高了井壁稳定性，降低了钻井液密度，降低了钻井成本[2]。硅酸盐优异的抑制性及稳定井壁的特点，使国内外对硅酸盐钻井液进行了大量的研究，但目前硅酸盐体系在高温条件下的研究较少，文献资料显示硅酸盐钻井液研究最高温度为150 ℃[4-7]，另外硅酸盐钻井液的流变控制及滤失量控制一直制约着其推广[4-9]。为了满足高温深井的需求，室内对硅酸盐钻井液所用硅酸盐、高温流变调节剂、降失水剂及流变稳定剂等单剂进行筛选，解决硅酸盐钻井液的流变及滤失量控制问题，建立一套可抗170 ℃高温的硅酸盐钻井液体系。

1抗高温硅酸盐钻井液体系构建

室内构建了密度为1.25 g/cm3，性能满足钻井要求的硅酸盐钻井液体系。基本配方如下：淡水+0.3%NaOH+0.3%PAC-LV+0.1%XC+2.5%封堵剂+2.5%降失水剂1+2%降失水剂2+3%硅酸盐+3%pH稳定剂+1%高温流变调节剂+重晶石（加重到所需密度）。实验从硅酸盐钻井液所用降滤失剂、硅酸盐浓度及pH稳定剂对体系性能影响进行评价。

1.1? 降滤失剂加量变化对体系性能影响

钻井过程中，钻井液滤液侵入地层泥页岩水化膨胀，严重时导致井壁失稳及各种井下复杂情况。虽然硅酸盐钻井液滤液侵入可与低pH值的地层水反应生成凝胶，起到封堵地层孔喉及微裂缝作用[10]，但综合考虑钻井过程中对滤饼质量及安全钻井要求，其滤失量不宜过大。室内优选出聚合物类降滤失剂1，并进行评价结果如表1。

从表1可以看出，随着降滤失剂1加量增大，钻井液黏度切力逐渐增加，滤失量逐渐降低，当加量为2%时，流变性及失水量均较好，推荐降滤失剂1加量为2%即可。

1.2? 硅酸盐加量对体系性能影响

为了评价硅酸盐加量对硅酸盐钻井液体系性能影响，室内对优选出的硅酸盐加量进行评价。从表2中可以看出，硅酸盐加量为6%时，硅酸盐钻井液体系高温高压失水相比5%硅酸盐加量增加22 mL，同时体系粘切随硅酸盐加量增多降低，综合考虑硅酸盐钻井液抑制性对硅酸盐浓度的要求，推荐现场应用硅酸盐有效含量应在3%～5%之间为宜。

1.3? pH稳定剂对体系性能影响

针对硅酸盐溶液在不同pH值条件下会有不同状态，室内评价了不同pH条件下，3%的硅酸盐溶液的状态，在室温条件下，当pH=10.7时，放置24 h后，溶液由清澈变浑浊，继续降低pH值，硅酸盐溶液开始形成凝胶;在高温条件下，硅酸盐更易形成凝胶。所以硅酸盐钻井液在使用过程中需要保证pH值至少大于11.0。

1.3.1pH值对体系性能影响

滚后pH值为10.04时，热滚后开罐较稠，流态较差，分析认为pH降低后，硅酸盐以原硅酸或低聚硅酸的形式聚集析出，形成凝胶结构，但高速搅拌后，破坏凝胶结构，粘切从流变数据来看虽然明显增稠但依然可控;pH值为11.21时，粘切可满足钻井需求，随着pH升高当其达到12.97时，体系粘切降低，携砂性变差，推荐硅酸盐钻井液pH控制在11～12之间（表3）。

1.3.2? pH稳定剂加量对体系性能影响

为了保持钻井液中pH始终高于11，室内优选的RheSTAB pH稳定剂，降低钻井过程中因钻屑侵入等原因导致的pH降低。

从表4可以看出，加入3% RheSTAB后，体系滚前滚后pH差值仅为0.3，比不加的降低了0.83，表明硅酸盐体系中加入pH稳定剂能有效的稳定体系pH值，降低体系在作业过程中因pH值降低而造成流变性难以控制的风险。

2? 抗高温硅酸盐钻井液体系性能评价

2.1? 硅酸盐钻井液抗温性能评价

室内评价了硅酸盐钻井液体系抗温性能，从上表5可以看出，随着热滚温度升高，体系粘切有所降低，当热滚温度达到170 ℃时，体系依然具有较好的流变性，表明该硅酸盐钻井液具有较好的抗温性能，可满足钻井需求。

2.2? 钻井液抗污染能力评价

2.2.1? 不同钻屑加量对体系性能影响

为模拟实际钻井过程中，钻屑侵入钻井液体系对其影响，室内分别在硅酸盐钻井液体系中添加5%、10%、15%现场钻屑进行污染评价，从表6可以看出，在加入15%的钻屑后，体系粘切虽有一定增加，但依然在可控范围内，体系pH值在钻屑污染情况下始终稳定在11以上，具有较好的抗钻屑污染能力，可以满足钻井需求。

2.2.2? 不同海水加量对体系性能影响

在海上应该过程中，钻井液体系中可能侵入海水，室内分别在硅酸盐钻井液体系中添加5%、10%、海水进行污染评价，从上表7可以看出，在加入10%的海水后，体系粘切只有轻微降低，体系pH值在钻屑污染情况下始终稳定在11以上，具有较好的抗海水污染能力，可以满足钻井需求。

2.2.3? 不同NaCl加量对体系性能影响

室内分别在硅酸盐钻井液体系中添加5%、10%NaCl进行盐污染评价，从表8可以看出，在加入10%NaCl后，体系依然具有较好的粘切，表明该体系具有较好的抗盐污染能力。

2.3? 抑制性、润滑性能评价

实验室采用热滚动回收率评价硅酸盐钻井液体系抑制性能，在不加入KCl、聚胺的情况下，回收的露头土棱角分明，滚动回收率高达98.2%，表明硅酸盐钻井液体系具有优异的性能。

在钻井过程中，若钻开液润滑性不好，会影响钻井扭矩和阻力及钻具摩损，润滑性对减少卡钻等井下复杂情况，保证安全、优质、快速钻进起着至关重要的作用。室内评价了润滑剂HLUB对体系性能的影响，从9可以看出，随着润滑剂HLUB的增加，体系流变性能基本无变化，但摩阻明显降低。根据现场实际情况，推荐加入2%的HLUB。

3? 结论

（1）硅酸盐钻井液体系配方：淡水+0.3%NaOH+0.3%PAC-LV+0.1%XC+2.5%封堵剂+2.5%降失水剂1+2%降失水剂2+3%硅酸盐+3%pH稳定剂+1%高温流变调节剂+重晶石（加重到所需密度）。

（2）该硅酸盐钻井液体系具有良好的抗污染能力;良好的抑制性、润滑性及较好的抗温性能，高温条件下通过补加一定材料，可抗170 ℃高温。

（3）硅酸盐加量会严重影响硅酸盐钻井液控制，推荐体系加量以3%～5%为宜。

（4）pH值是影响硅酸盐存在形式的主要因素，在实际应用过程中必须保证pH>11。

参考文献：

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