周忠鳴，張 擴，朱 寶

(1．中國地質大學〈北京〉國土資源部深部地質鉆探技術重點實驗室，北京100083;2．中國地質大學〈北京〉工程技術學院，北京100083)

低溫無固相鉆井液配方優(yōu)選及經濟性評價

周忠鳴1，2，張 擴1，2，朱 寶1，2

(1．中國地質大學〈北京〉國土資源部深部地質鉆探技術重點實驗室，北京100083;2．中國地質大學〈北京〉工程技術學院，北京100083)

為解決高原凍土和天然氣水合物勘探過程中鉆進和取心問題，選擇了NaCl作為抗凍劑，抗鹽共聚物GTQ和水解聚丙烯酰胺PHP作為主要聚合物試劑，采用正交試驗法，在常溫下優(yōu)選出了9組配方，經過低溫測試，確定了在 －15℃可用的鉆井液配方Z1(20%NaCl+0.1%PHP+1.2%GTQ+1%KHm)和Z2(25%NaCl+0.15%PHP+1.0%GTQ+1%KHm)，其主要性能指標分別為:AV 值 46.5、47.5 mPa·s，PV 值 34、35 mPa·s，YP 值 12.8、12.8 Pa，F(xiàn)LAPI值6.8、7.6 mL/30 min。經成本核算，2種配方具有比較好的經濟性，可以滿足高原凍土層鉆進要求。

高原凍土;天然氣水合物勘探;低溫鉆井液;配方優(yōu)選

1 問題的提出

在永凍土地層鉆進過程中，鉆孔孔壁受沖洗液沖刷影響嚴重，同時由于鉆桿高速轉動與井壁摩擦產生大量熱，凍土地層中的冰開始融化，進而產生地層溶蝕，造成地層膨脹并逐漸崩坍，引起鉆進困難，穩(wěn)定孔壁難等問題［1］;低氣溫造成高分子聚合物溶解困難，沖洗液流變性差，其性能受到抑制難以發(fā)揮，因此研究低溫鉆井液配方以滿足凍土層鉆進要求顯得十分必要。

低溫鉆探要求鉆井液在0℃以下仍能保持良好的流變特性和失水特性，并保證常規(guī)鉆井液所應具有的攜帶巖粉、冷卻潤滑鉆具、穩(wěn)定孔壁等功能。同時，鉆井液的溫度不能太高，以避免在循環(huán)過程中鉆井液與地層之間產生熱交換，改變所鉆地層的原有溫度，破壞原有的賦存狀態(tài)［2］，故其中最大難點在于保持孔壁凍土巖層的自然物態(tài)和溫度狀態(tài)，如果鉆井液的抗溫能力不足，則可能因鉆井液在孔內的長時間循環(huán)而造成在孔內凍結，喪失流動性;同時，在鉆井液的循環(huán)過程中，還可能造成冰層、冰膠結的松散巖層因溫度的升高而融化，失去內聚力，導致在鉆進過程中孔壁失穩(wěn)［3］。

國外在低溫鉆井中，采用過以乙醇水溶液為基礎的鉆井液［4］和以乙二醇和無機鹽類作為防凍劑的水基鉆井液［5］。國內對低溫鉆井液體系的研究也涌現(xiàn)出了許多研究成果，成都理工大學王勝等［6］通過大量室內試驗，研究出了用于高原凍土水合物地層鉆探的抗低溫鉆井液體系，為青藏高原永凍土層水合物鉆探施工做好了鉆井液技術方面的準備，彌補了國內在低溫鉆井液方面的不足;中國地質科學院勘探技術研究所張永勤、孫建華等［7］在進行中國陸地永久凍土帶天然氣水合物鉆探技術研究過程中，對低溫鉆井液體系進行了現(xiàn)場實踐，鉆井液體系使用的是水合物低溫鹽水鉆井液，以NaCl作為低溫抗凍劑，能夠在低溫條件下保持良好的流動性，但是在使用的過程中發(fā)現(xiàn)，鉆井液在抑制泥頁巖及破碎地層時不夠可靠，需要對配方進一步調整;另外，吉林大學展嘉佳［8］依據(jù)高原凍土層鉆井液的適用原則，結合已有的低溫鉆井液現(xiàn)場使用經驗，在無固相高聚物抗低溫鉆井液研究基礎上，對不分散低固相高聚物抗低溫鉆井液體系進行了實驗研究，對低溫鉆井液處理劑組分和加量進行了優(yōu)選，測試了常溫和低溫條件下鉆井液的失水性能、流變性能和防塌性能等。上述研究均較好的提出抗低溫性能鉆井液體系，但未過多涉及鉆井液配方與經濟性評價問題。

針對目前研究現(xiàn)狀，并結合高原凍土地層鉆進的實際問題。重點解決鉆井液體系的成本過高和流變特性不理想等問題。本文試圖通過正交實驗方法，引用新型材料，尋找一種既經濟又具有較好的抗低溫性能的鉆井液體系。依據(jù)低溫條件下鉆井實踐及室內試驗可知，含膨潤土的鉆井液在低溫條件下，膨潤土的吸附、水化能力均受到抑制［9］。鑒于此，選用無固相聚合物鉆井液作為試驗研究方向。

在鉆開地層產生瞬間溫壓和鉆頭摩擦熱能等因素的影響下，是否采用抑制劑均無法避免孔壁和鉆頭下方的凍土或水合物分解。優(yōu)先從鉆井液對孔壁穩(wěn)定和孔內安全作用考慮［10］，本試驗主要研究鉆井液的流變性、護壁性等性能指標?！暗蜏責o固相鉆井液配方優(yōu)選及經濟評價”項目的提出正是基于上述考慮，通過抗低溫材料的優(yōu)選、新型材料的選用和性能評價，從研究鉆井液在低溫條件下的表觀性狀、流變特性等出發(fā)，探索出最優(yōu)于低溫條件的無固相鉆井液類型、方案和技術要點，對實施高原凍土層鉆探做鉆井液方面的技術探討。

2 實驗儀器與材料

2．1 實驗儀器

GJSS－B12K泥漿高速攪拌機:轉速范圍有7個擋可供調節(jié)，實驗中采用的轉速為8000 r/min。

白云ECD160A冰箱:冷藏室有效容積0.25 L，制冷能力可達－26℃，溫度可控。試驗時，最低溫度設定在－15℃。

其它儀器有 ZNN－D6型六速旋轉粘度計、SD6A多聯(lián)中壓濾失儀、秒表、量筒、燒杯、玻璃棒、電子秤等。

2．2 實驗研究中用到的材料

主要有氯化鈉(NaCl)、水解聚丙酰胺(PHP)、抗鹽共聚物(GTQ)、腐植酸鉀(KHm)。

3 試驗方法

根據(jù)鉆井液的技術特點，采用4因素3水平正交實驗設計，在正交實驗中，設計NaCl的加量分別為15%、20%、25%，PHP的加量為0.05%、0.1%、0.15%，GTQ的加量為 0.8%、1.0%、1.2%以及KHm 的加量為 1%、2%、3%，對 NaCl、PHP、GTQ、KHm 4種鉆井液添加劑，以鉆井液體系的塑性粘度(PV)、表觀粘度(AV)、動切力(YP)和濾失量(FLAPI)為指標，選擇出凍土層鉆井液體系的最佳配方。選出的最佳配方在低溫條件下進行流變性能評價。正交實驗設計的因素和水平見表1。按照4因素3水平正交實驗的規(guī)則，共需做9組實驗。

表1 低溫無固相鉆井液體系因素與水平 %

根據(jù)試驗方案，試驗溫度確定為20、10、0、－5、－10、－15℃，測試其在不同溫度下的流變性能。

4 鉆井液性能試驗

按照API標準對鉆井液的性能進行測定，測定各組配方在常溫20℃的性能。測定實驗數(shù)據(jù)見表2。

2組優(yōu)選配方低溫(－15℃)性能測定結果見表3。

2組優(yōu)選配方在20、10、0、－5、－10、－15 ℃下的流變性能測試結果見表4。

5 實驗數(shù)據(jù)分析與討論

5．1 不同處理劑對表觀粘度的影響分析

應用正交實驗的規(guī)則對低溫無固相鉆井液在常溫條件下表觀粘度的數(shù)據(jù)進行計算處理。其中K1、K2、K3分別對應4因素中各個水平下流變特性值的和，k1、k2、k3分別對應流變特性的平均值，極差值R分別為k1、k2、k3中最大值與最小值的差。由表2計算處理結果見表5、表6。

表2 無固相鉆井液性能實驗測定數(shù)據(jù)(20℃)

表3 優(yōu)選配方低溫性能測定結果(－15℃)

表4 Z1、Z2配方不同溫度下的流變性能

表5 鉆井液體系表觀粘度數(shù)據(jù)處理結果 mPa·s

表6 鉆井液體系塑性粘度數(shù)據(jù)處理結果 mPa·s

由表5中極差值的大小，得出對表觀粘度影響的因素由主到次分別為:CBDA。即處理劑對表觀粘度的影響程度順序依次是:GTQ＞PHP＞KHm＞NaCl。

5．2 不同處理劑對塑性粘度的影響分析(見表6)

由表6中極差值的大小，得出對塑性粘度影響的因素由主到次分別為:CDAB。即處理劑對塑性粘度的影響程度順序依次是:GTQ＞KHm＞NaCl＞PHP。

5．3 不同處理劑對動切力的影響分析(見表7)

表7 鉆井液體系動切力數(shù)據(jù)處理結果 Pa

由表7中極差值的大小，得出對動切力影響的因素由主到次分別為:CBDA。即處理劑對動切力的影響程度順序依次是:GTQ＞PHP＞KHm＞NaCl。

5．4 不同處理劑對濾失量的影響分析(見表8)

表8 鉆井液體系濾失量數(shù)據(jù)處理結果 mL/30 min

由表中極差值的大小，得出對濾失量影響的因素由主到次分別為:BCDA。即處理劑對濾失量的影響程度順序依次是:PHP＞GTQ＞KHm＞NaCl。

由以上實驗處理數(shù)據(jù)得出，在常溫條件下，根據(jù)表觀粘度、塑性粘度和濾失量較小，動切力較大的原則，結合極差R的大小，考慮粘度和加量關系，可以得到鉆井液體系的優(yōu)選配方為:A2B2C3D1(Z1)和A3B3C2D1(Z2)2組配方。即，Z1:20%NaCl+0.1%PHP+1.2%GTQ+1%KHm;Z2:25%NaCl+0.15%PHP+1.0%GTQ+1%KHm。

上述實驗處理方法得到的2組最優(yōu)配方，在低溫條件下，其性能參數(shù)見表3。由表4可知，在－15℃條件下，優(yōu)選配方粘度與動切力有大幅度的增加。與此同時，失水性能也有一定變化，配方失水略有增加，但總體失水滿足使用要求。

6 配方的流變性能評價

鉆井液的流變性能直接影響鉆進時的轉速、泵壓、排量、巖屑的懸浮和攜帶等指標，并關系到鉆進的數(shù)據(jù)、質量和成本。由表3可知優(yōu)選配方在低溫條件下，其流變性能發(fā)生較大改變，因此，為了更好地評價優(yōu)選配方性能，進一步進行研究，以了解配方在不同溫度下的流變性能?，F(xiàn)分別測定2組優(yōu)選配方在20、10、0、－5、－10、－15 ℃條件下的流變性能。根據(jù)實驗測定的數(shù)據(jù)表2，分別繪制流變曲線，以便更直觀的觀察配方的流變性能，2組配方的粘度視值見圖1和圖2。

圖1 Z1配方在不同溫度下的粘度計視值

由圖1及圖2可知，隨溫度的降低2組配方的旋轉粘度計讀值逐漸增大，流變曲線呈平滑曲線程度，鉆井液為非牛頓流體，且溫度較低非牛頓性較強。

根據(jù)2組配方的旋轉粘度視值，可計算2組配方的表觀粘度、塑性粘度和動切力，由此繪制變化曲線，以便更直觀的看到流變性能的變化。2組配方的流變性能變化見圖3。

圖2 Z2配方在不同溫度下的粘度計視值

圖3 Z1、Z2配方在不同溫度下的流變曲線

由圖3可知，Z1號配方在溫度＜－5℃時，鉆井液的表觀粘度和塑性粘度增長率較大，動切力變化呈非線性，鉆井液抗低溫性能較穩(wěn)定，在低溫下有較好的流變特性;Z2號配方在溫度＜－10℃時，鉆井液的表觀粘度和塑性粘度增長率較大，動切力變化呈非線性，鉆井液抗低溫性能較穩(wěn)定，在低溫下有較好的流變特性。綜上所述，Z1及Z2配方在低溫下均能保證良好的流變性能，滿足高原凍土層的低溫鉆進要求。

7 配方經濟性評價

為了評價配方的經濟性，將配方Z1、Z2換算成1 m3的配方用量。配方中涉及到各材料價格如下:氯化鈉550元/t;腐植酸鉀(KHm)3800元/t;抗鹽共聚物(GTQ)18300元/t;水解聚丙酰胺(PHP)18500元/t。由此可知，上述配方 Z1、Z2的成本分別為518、511 元/m3。

8 結論與存在的問題

8．1 結論

通過正交試驗優(yōu)化選擇，得出適用于凍土層鉆探的低溫無固相鉆井液配方，并對配方在低溫下的性能進行了評價，配方性能能夠滿足高原凍土層的使用，得出的結論如下。

(1)NaCl可以作為鉆井液的抗凍劑，隨著濃度的增高，抗低溫效果逐步增強，在濃度為20%時(冰點為－18.5℃)，可以達到抗低溫－15℃的效果。

(2)新型抗鹽處理劑GTQ具有很好的抗鹽效果，有效解決了“鹽侵”的問題。

(3)腐植酸鉀KHm與水解聚丙烯酰胺PHP共同作用防塌性更優(yōu)。

(4)各試劑的添加順序一定程度上影響鉆井液的效果，試驗確定的最佳添加順序為:GTQ→KHm→PHP→NaCl。

(5)鉆井液的粘度一般隨著溫度的降低而增大;而失水量一般隨著溫度的下降而下降。隨著溫度下降，鉆井液的非牛頓性增強。

(6)通過對配方的詳細性能評價，確定了在 －15℃可用的2組鉆井液配方為Z1:20%NaCl+0.1%PHP+1.2%GTQ+1%KHm;Z2:25%NaCl+0.15%PHP+1.0%GTQ+1%KHm。

(7)鉆井液的耐低溫性能可以根據(jù)實際地層進行調節(jié)，幾組配方在低溫下有較好的流變性，通過調節(jié)抗凍劑的濃度來調節(jié)抗溫性能。

8．2 存在的問題

(1)進一步優(yōu)化PHP及KHm的濃度更好地提高鉆井液的防塌性。

(2)實驗室所獲得的鉆井液配方還有待于在實際工作中加以驗證。

［1］ 周幼吾，郭東信，丘國慶，等．中國凍土［M］．北京:科學出版社，2000:47．

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Optimization of a Low-temperature and Non-solid Drilling Fluid Formulation and the Economic Evaluation

ZHOU Zhong-ming1，2，ZHANG Kuo1，2，ZHU Bao1，2(1．Key Laboratory on Deep Geo Drilling Technology of the Ministry of Land and Resources，China University of Geosciences，Beijing 100083，China;2．School of Engineering and Technology，China University of Geosciences，Beijing 100083，China)

NaCl was selected as antifreeze to solve difficulties for drilling and coring in plateau permafrost and exploration process of gas hydrate，and salt tolerant copolymer GTQ and hydrolyzed polyacrylamide PHP were taken as main polymer reagent．With orthogonal test method，9 groups of optimal formulas were obtained in normal temperature，after low temperature test，the drilling fluid formulation Z1(20%NaCl+0.1%PHP+1.2%GTQ+1%KHm)and Z2(25%NaCl+0.15%PHP+1.0%GTQ+1%KHm)were determined，which could be used in the temperature of－15℃．The main performance indicators were:AV values were 46.5 and 47.5 MPa·s，PV values were 34 and 35MPa·s，YP values were both 12.8Pa and FLAPI were 6.8 and 7.6mL/30min．By the cost accounting，the 2 formulas are economic and can meet the requirements of plateau permafrost drilling．

plateau permafrost;gas hydrate exploration;low temperature drilling fluid;formulation optimization

P634．6

A

1672－7428(2015)04－0021－05

2014－09－28;

2015－01－17

地質資源勘查國家級實驗教學示范中心創(chuàng)新實踐項目(項目編碼:GCCX12)

周忠鳴，男，漢族，1990年生，山東青島人，中國地質大學(北京)在讀本科生，勘查技術與工程專業(yè)，北京市海淀區(qū)學院路29號，1002121206@cugb．edu．cn。

致謝:感謝北京探礦工程研究所陶士先教授級高級工程師對室內實驗提供場地及實驗指導。