雜多糖鉆井液抗溫抑制性能評價

張潔 郭鋼

西安石油大學

雜多糖鉆井液抗溫抑制性能評價

張潔 郭鋼

西安石油大學

為改善雜多糖鉆井液抑制劑——SJ鉆井液的抗溫性能,通過巖屑滾動回收率實驗、泥頁巖線性膨脹率實驗、泥球浸泡實驗以及流變性能參數和濾失量隨SJ鉆井液添加量變化關系曲線,評價了SJ鉆井液的抗溫抑制性能。結果表明:水基鉆井液中SJ添加量為1%～6%時,SJ鉆井液具有合理的泥頁巖抑制性、流變性和濾失性,抗溫極限為140℃;SJ鉆井液的抑制作用機理包括“連續(xù)半透膜”和“膠體軟粒子填充降濾失”以及“硅鎖封固殼去水化”等方面。該成果為開發(fā)保護油氣層的水基鉆井液又找到一類新型的抑制劑。

深井 高溫 雜多糖 水基鉆井液 抗溫抑制性能 儲層保護 評價

雜多糖苷SJ鉆井液具有4種結構單元糖基而使其水基鉆井液具有化學活度低、頁巖穩(wěn)定能力強、高溫穩(wěn)定性較好、流變性易調整、抗鹽污染能力強、毒性低且易于生物降解等集諸功能于一體的特點。經過近幾年在江蘇油田的現場應用,建立了SJ鉆井液組配及其相關現場應用工藝,取得了良好的環(huán)境效益、經濟效益和社會效益[1-2]。因此,評價其抗溫、抑制性能對進一步改善雜多糖鉆井液抗溫性能是必要的。

1 實驗材料及儀器

1.1 主要材料

黏稠液體SJ,江蘇揚州潤達油田化學劑有限公司生產;膨潤土,寧夏中衛(wèi)天瑞公司生產(三級);巖屑采自長慶油田直羅組地層(10～30目)。

1.2 實驗主要儀器

ZNN-D6型六速旋轉黏度計;GW 300型高頻高溫滾子加熱爐;ZNS型泥漿失水量測定儀;NP-01型常溫常壓膨脹量測定儀。

2 實驗內容

2.1 確定SJ的適宜添加量范圍及抗溫極限溫度

2.1.1 確定SJ的適宜添加量

在含土4%的預水化膨潤土基漿中分別添加不同量的SJ后,測繪SJ鉆井液的流變性能參數和濾失量隨SJ添加量變化關系曲線,確定SJ的適宜添加量范圍。

2.1.2 確定SJ鉆井液的抗溫極限溫度

將按2.1.1所確定的SJ適宜添加量配制SJ鉆井液基漿,在室溫20～180℃范圍內的不同溫度下加熱滾動16 h后,測繪SJ鉆井液流變性能參數和濾失量隨溫度變化的關系曲線,確定其抗溫極限溫度。

2.2 抑制性評價

2.2.1 SJ水溶膠液的抑制性

參照SY/T 6335-1997鉆井液用頁巖抑制劑評價方法,測試頁巖在SJ水溶膠液中的線性膨脹率,并與油氣田常用的其他幾種抑制劑相比較。

2.2.2 SJ鉆井液的抑制性

由同2.1.2老化后的鉆井液過40目濕篩后所得巖屑一次回收率,考察溫度對SJ鉆井液中巖屑回收率的影響,即考察溫度對SJ鉆井液的抑制性的影響。

2.3 泥球實驗

室溫下將鈉膨潤土與蒸餾水按2∶1混拌均勻并成團約10 g/個的小泥球后,分別放入不同濃度的等體積SJ水溶膠液或其他抑制劑溶液中靜置浸泡72 h,觀察泥球變化并定時計量泥球質量,繪制泥球吸水率與SJ水溶膠液濃度關系曲線,并與油氣田常用抑制劑進行比較。

3 實驗結果

3.1 SJ在鉆井液中的適宜添加量及抗溫性

3.1.1 SJ的適宜添加量

由本文2.1.1所得SJ鉆井液的流變性能參數和濾失量隨SJ添加量變化關系曲線見圖1。隨著SJ添加量的增加,鉆井液表觀黏度、塑性黏度、動切力均逐漸增大,濾失量逐漸降低且均低于10 m L,同時流性指數維持在0.4～0.5,這說明水基鉆井液中SJ添加量達到一定時,能夠有效地增黏降濾失;SJ添加量小于1%時增黏很少,SJ添加量大于6%時降濾失很少,故SJ的適宜添加量范圍為1%～6%。

圖1 鉆井液流變?yōu)V失性能參數隨SJ添加量變化關系曲線圖

3.1.2 SJ鉆井液的抗溫性

由本文2.1.2所得SJ鉆井液流變性能參數和濾失量隨溫度變化的關系曲線(見圖2)。隨溫度上升, SJ鉆井液的黏度呈上下振蕩變化趨勢;經過140℃,老化16 h后,SJ鉆井液濾失量急劇上升且超過10 mL,這表明SJ鉆井液在保證其流變性和濾失性均合理的前提下,抗溫極限溫度為140℃。

圖2 鉆井液黏度和濾失量隨溫度變化的關系曲線圖

3.2 抑制性

3.2.1 SJ水溶膠液的抑制性

由本文2.2.1的測試結果所得表1可見:與油氣田常用抑制劑相比,SJ水溶膠液中的頁巖膨脹率相對較小,表明SJ水溶膠液有較強的抑制頁巖水化膨脹作用,其作用機理有兩方面:①SJ雜多糖分子鏈上含有較多的鄰位羥基,當水基鉆井液中SJ添加量達到一定時,極性水化的羥基上帶正電部分能夠吸附在帶負電的泥頁巖表面并形成一層“連續(xù)半透膜”,阻礙了鉆井液中的自由水分子到達泥頁巖表面,有效地抑制了在泥頁巖表面由表及里地進行的水化反應;②“膠體軟粒子填充降濾失”:SJ水溶膠液中的膠體粒子能夠充填于濾餅和泥頁巖孔隙或裂縫中,使濾餅和泥頁巖更加密實,從而有效降低鉆井液的濾失量,抑制了因濾失水分子入侵而導致的泥頁巖水化分散[2-4]。

表1 抑制劑水溶膠液中頁巖線性膨脹率表

3.2.2 SJ鉆井液的抑制性

由本文2.2.2的測試結果所繪制成的圖3可見:溫度為80～100℃時,隨溫度升高,巖屑回收率幾乎未發(fā)生變化;溫度為100～120℃時,巖屑回收率隨溫度升高而大幅度下降。此現象和圖2所示曲線的變化原由一致:鉆井液的塑性黏度隨溫度升高呈逐漸增大趨勢同時表觀黏度呈上下振蕩變化趨勢,表明此時分子之間以及分子與鉆井液中各種懸浮粒子之間形成的網架結構不穩(wěn)定,此時的SJ分子未降解,分子鏈較卷曲,分子中環(huán)醇羥基上的正電部分不能充分裸露出來,吸附在帶負電的泥頁巖表面,本文3.2.1所述機理①(以下簡稱機理①)的作用減弱。因此,建議現場在100～120℃井段使用SJ時,可以采取適當補充SJ的辦法來保證其抑制性穩(wěn)定。溫度為120～150℃時,巖屑回收率隨溫度升高又顯著上升,結合圖3所示曲線可得:溫度為120～130℃時,鉆井液的塑性黏度和表觀黏度均隨溫度升高而增大且兩條曲線幾乎平行,表明此時隨溫度升高SJ分子逐漸伸展,分子中環(huán)醇羥基上的正電部分逐漸裸露出來吸附在帶負電的泥頁巖表面,機理①的作用逐漸增強;溫度為130～140℃時,鉆井液的塑性黏度和表觀黏度均隨溫度升高而減小,表明此時隨溫度升高SJ分子逐漸降解,分子的伸展程度逐漸提高,機理①的作用逐漸增強;溫度為140～150℃時,鉆井液的塑性黏度和表觀黏度均隨溫度升高而增大且濾失量突然急劇上升,表明此時隨溫度升高SJ分子之間又相互結合且分子鏈增長,機理①的作用增強,同時SJ大分子對鉆井液中的黏土粒子的吸附橋連作用增強致使黏土產生絮凝而導致濾失量突然急劇上升。綜上所述,兼顧流變性、濾失性及抑制性合理的前提下, SJ鉆井液的抗溫極限溫度為140℃。

圖3 SJ鉆井液中巖屑回收率與溫度關系曲線圖

3.3 泥球在SJ水溶膠液中的穩(wěn)定性

2.3泥球實驗結果見表2、圖4、5。由表2可見:隨吸水時間延長,各種抑制劑的吸水率增大,SJ水溶膠液中浸泡后的泥球吸水率較低且外觀較規(guī)整,如圖5所示。由圖4可見,泥球吸水率隨SJ水溶膠液濃度增加而增大,當濃度超過3.3%后,吸水率基本保持不變。實驗中觀察到,泥球在清水和不同濃度SJ水溶膠液中浸泡72 h后,泥球形狀發(fā)生了不同程度的變化:清水中浸泡后的泥球體積急劇膨脹且出現碎裂現象,已無法稱重;SJ水溶膠液中浸泡后的泥球,表面光滑無裂紋且體積略有收縮(見圖5)。可見,SJ水溶膠液具有半滲透甚至無滲透作用,同時具有一定的去水化作用。去水化作用機理:SJ雜多糖分子上的環(huán)醇羥基、糖苷鍵及少量羧基與泥球主要組成成分硅酸鹽分子上的Si原子之間,通過Si—O—Si或RO—Si鍵連接形成網狀結構,包裹著泥球,在泥球表面形成一層“硅鎖封固殼”,阻止水分子進入泥球,阻擋泥球中的黏土進一步水化分散,同時該“硅鎖封固殼”還具有一定的奪取泥球內部水分子的能力而表現出一定的“硅鎖封固殼去水化”作用。

表2 泥球浸泡后的外觀描述表

圖4 不同濃度SJ水溶膠中浸泡時間與泥球吸水率關系曲線圖

圖5 泥球在SJ水溶膠中浸泡前后外觀對照圖

4 結論

1)SJ鉆井液中適宜添加量范圍為1%～6%,合理的抗溫極限為140℃。

2)SJ鉆井液具有良好的抑制泥頁巖水化膨脹的作用,其作用機理共包括“連續(xù)半透膜”和“膠體軟粒子填充降濾失”以及“硅鎖封固殼去水化”三方面。

3)建議現場在100～120℃井溫段使用SJ時,可以采取適當補充SJ的辦法來保證其抑制性穩(wěn)定。

[1]許春田,吳富生,張潔,等.新型環(huán)保型雜多糖甙鉆井液在江蘇油田的應用[J].鉆井液和完井液,2006,23(1):19-23.

[2]胡琦,張潔,高飛.雜多糖苷水基鉆井液穩(wěn)定性研究[J].天然氣工業(yè),2008,28(1):94-95.

[3]馮文強,張潔.PG樹膠接枝改性性能研究[J].石油鉆采工藝,2005,27(4):28-32.

[4]趙福麟.油田化學[M].東營:石油大學出版社,1999.

An evaluation of high-temperature inhibition behavior of heteropolysacchar ide drilling fluids

Zhang Jie,Guo Gang
(Xi’an Shiyou University,Xi’an,Shaanxi 710065,China)

NATUR.GAS IND.VOLUM E 30,ISSUE 1,pp.80-82,1/25/2010.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

The purposeof this study is to imp rove the high-temperature perfo rmanceof the inhibito r of the heteropolysaccharide drilling fluid SJ,w hich is evaluated by drill cuttings recycling recovery rate experiment,linear shale expansion rate experiment,mud ball soaking test,and plotting of curvesof rheologic parameters and filtration vs.SJ fluid dose.The study show sw hen the dose of SJ is added to WBM by 1 -6%,the SJ fluid w ill have good p roperties like shale inhibition,rheology and filtration,and can wo rk no rmally at temperatures up to 140℃.The inhibitionmechanism of the SJ fluid includes such aspectsas continuous semipermeablemembrane, filtration reduction by gel-soft grains packing,and silicon locking of shell to avoid hydration,etc.This study recommends a new inhibito r for WBM used to drill through reservoirs w ithout damage.

deep well,high temperature,heteropolysaccharide,water-based drilling fluid,high-temperature inhibition,reservoir p rotection,evaluation.

國家自然科學基金項目(編號:50874092)。

張潔,女,1963年生,教授,博士;1985年畢業(yè)于原西南石油學院應用化學專業(yè),1998年畢業(yè)于南京林業(yè)大學林產化學加工專業(yè)并獲工學博士學位;主要從事油氣田化學領域的科研與教學工作。地址:(710065)陜西省西安市電子二路東段18號西安石油大學化學化工學院。電話:13991123068,15829293383。E-mail:zhangjie@xsyu.edu.cn;guogang_liu@163.com

張潔等.雜多糖鉆井液抗溫抑制性能評價.天然氣工業(yè),2010,30(1):80-82.

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.01.023

2009-10-28 編輯 鐘水清)

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.001.023

Zhang Jie,p rofessor,bo rn in 1963,graduated in app lied chemistry from Southwest Petroleum Institute in 1985,and obtained a Ph. D degree in chemical p rocessing of fo rest p roducts from Nanjing Fo restry University.She ismainly engaged in teaching and research concerning oil and gas field chemistry.

Add:No.18,East Sec.,Dianzi’er Rd.,Xi’an,Shaanxi 710065,P.R.China

Mobile:+86-13991123068 or 15829293383E-mail:zhangjie@xsyu.edu.cn or guogang_liu@163.com