歐陽勇， 董宏偉， 陳在君

(1低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室 2中國石油長慶油田油氣工藝研究院 3中石油川慶鉆探工程有限公司工程技術研究院)

隨著我國石油工業(yè)迅速發(fā)展，鉆井技術對鉆井液提出了更高、更新的要求，鉆井液的使用越來越受到國家環(huán)保法律政策的規(guī)范和限制。因此，立足當前環(huán)保鉆井液技術的發(fā)展，探索既滿足鉆井工程需求又具有環(huán)境友好性質的新型的鉆井液[1-5]，已經(jīng)成為國內外鉆井液工程技術人員關注和研究的一個重要課題。

目前鉆井液中普遍使用的腐植酸類、樹脂類、磺化瀝青類、單寧類、丙烯酸類聚合物等產(chǎn)品，使鉆井液生物毒性大，且難于降解，使排放物的指標更難達到國家要求[6-11]，目前的處理辦法中，極易造成二次傷害，因而毒性小，能生物降解，對環(huán)境傷害小，有利于后期處理的鉆井液技術是目前解決環(huán)保鉆井液的關鍵[12-18]。本文擬通過研發(fā)關鍵處理劑胺基抑制劑G319和納米封堵劑G314為主劑，優(yōu)選其它天然綠色添加劑，構建清潔型可生物降解鉆井液體系，使得體系毒性大大降低，解決了目前鉆井液毒性大，難于生物降解的問題，為蘇里格清潔化生產(chǎn)提供技術支撐。

一、清潔型鉆井液關鍵處理劑的研制

1.胺基抑制劑G319的合成

1.1 胺基抑制劑G319的合成工藝流程

(1)反應釜中加入10～20 kg水，在加入起始劑15～20 kg，攪拌30 min充分溶解。

(2)攪拌條件下滴加催化劑1～2 kg，10 min勻速滴完。

(3)攪拌條件下添加有機胺50～60 kg，勻速攪拌30 min。

(4)待完全溶解后，加熱，升溫至60℃。

(5)攪拌條件下加入環(huán)氧乙烷60～70 kg、環(huán)氧丙烷80～90 kg，勻速攪拌60 min。

(6)充氮氣控制壓力低于10 MPa，溫度低于150℃，反應36 h。

(7)停止反應，冷卻至室溫，得淡黃色黏稠液體，以作備用。

1.2 胺基抑制劑G319評價

1.2.1 胺基抑制劑G319抑制效果評價

選取直羅組巖屑，進行胺基抑制劑G319與同類抑制劑回收率對比實驗，結果見表1。

表1可知，室內合成的胺基抑制劑G319抑制性要優(yōu)于國外同類型的聚胺。

表1 胺基抑制劑G319與同類抑制劑回收率對比

注:一次回收率條件：90℃×16 h；二次回收率條件：90℃×4 h；三次回收率條件：90℃×4 h，巖屑為鄂爾多斯盆地直羅組巖屑。

1.2.2 胺基抑制劑G319加量選擇

胺基抑制劑G319加量到1.5%以后如再繼續(xù)提高加量，巖屑的回收率提高幅度變化不是很大，因此確定胺基抑制劑G319加量為1.5%適宜。

2.納米封堵劑G314的合成

2.1 納米封堵劑G314的合成工藝流程

(1)四口燒瓶中加入100～150 g蒸餾水。

(2)攪拌條件下加入無水乙醇。

(3)攪拌條件下加入苯丙烯40～60 g，均勻攪拌至完全溶解。

(4)攪拌條件下加入甲基丙烯酸乙酯40～60 g，均勻攪拌至完全溶解。

(5)通氮氣置換空氣30 min，在氮氣保護下升溫至90℃。

(6)緩慢加入2%過硫酸鉀溶液20 mL，反應8 h。

(7)停止反應，冷卻至室溫，過濾，用無水乙醇和蒸餾水反復洗滌。

(8)在80℃恒溫干燥24 h，即得白色固體，以作備用。

2.2 納米封堵劑G314粒徑測定和掃描電鏡

分別使用馬爾文ZSE型納米粒度及Zeta電位儀和掃描電鏡測試納米封堵劑G314的粒徑分布和粒徑尺寸，結果見圖1和圖2。

圖1 納米封堵劑G314粒徑分布曲線

圖2 納米封堵劑G314掃描電鏡圖

圖1～圖2可知，納米封堵劑G314的粒徑處于100～200 nm范圍內。

2.3 納米封堵劑G314封堵性評價

應用OFITE滲透性封堵儀在90℃、3.5 MPa下評價了納米封堵劑G314的封堵性能，結果見圖3。

圖3 納米成膜封堵劑G314加入前后封堵性能對比

圖3可知，加入納米封堵劑G314后，高溫高壓瞬時濾失量顯著降低，表明封堵性顯著增強，能夠快速形成優(yōu)質濾餅，有效進行瞬時封堵。

二、清潔型可生物降解鉆井液體系性能評價

研發(fā)的關鍵處理劑胺基抑制劑G319和納米封堵劑G314為主劑，優(yōu)選其他天然綠色添加劑，構建了清潔型可生物降解鉆井液體系，并對體系性能進行評價。

1.清潔型可生物降解鉆井液體系環(huán)保指標評價

使用哈希CODmax plus sc型分析儀，哈希BOD TrakII型分析儀以及DXY-3型生物毒性測試儀進行體系的環(huán)保指標評價，結果見表2，環(huán)保性評價參考標準：《水溶性油田化學劑環(huán)境保護技術評價方法》，標準號：SY/T 6788-2010和《水溶性油田化學劑環(huán)境保護技術要求》，標準號：SY/T 6787-2010。

表2 體系環(huán)保指標

注：體系配方：1.5%G319+1.0%G314+1.0%CYL-1+0.5%XCD+5.0%CaCO3，ρ=1.1 g/cm3，以下同。

表2可知，清潔型可生物降解鉆井液體系BOD5/COD為0.365，易降解，生物毒性EC50為32 400 mg/L，為無毒，TOC值為860 mg/L。

2.清潔型可生物降解鉆井液體系綜合性能評價

2.1 清潔型可生物降解鉆井液體系高溫流變性評價

使用美國Chandle公司7600型高溫高壓流變儀進行了體系的高溫流變性評價，其結果見表3。

表3 體系高溫流變性實驗數(shù)據(jù)

表3可知，清潔型可生物降解鉆井液體系溫度熱滾溫度達到150℃時，體系的流變性能變化不大，但體系溫度熱滾溫度達到160℃時，體系的表觀黏度大幅度降低，說明清潔型可生物降解鉆井液體系最高抗溫150℃。

2.2 體系的抑制性評價實驗

使用OFI 150-80-1-230V型高溫動態(tài)線性頁巖膨脹儀進行了巖心膨脹率測試評價實驗，實驗結果見表4。

表4 體系的抑制性評價實驗

表4可知，巖心膨脹量降低率8 h后達到62.74%，16 h后達到60.30%，說明體系的抑制性很強。

2.3 體系的封堵性評價實驗

使用法國VINCI公司CFS700型多功能巖心驅替儀進行了封堵評價實驗，實驗結果見表5。

表5 體系封堵及解堵評價實驗

表6可知，清潔型可生物降解鉆井液體系中加入不同濃度的納米封堵劑G314，封堵率和解堵率均達到90%以上，達到很好的儲層保護效果。

三、現(xiàn)場試驗應用

1.現(xiàn)場試驗概況

針對常用鉆井液體系與環(huán)境保護的矛盾愈加突出等問題，研發(fā)關鍵處理劑胺基抑制劑G319和納米封堵劑G314為主劑，優(yōu)選其他天然綠色添加劑，形成清潔型可生物降解鉆井液體系，研究成果在長慶油田油井側鉆井進行了3口水平井的現(xiàn)場試驗應用。試驗井整個施工試驗井段鉆井液性能穩(wěn)定，流變性、防塌抑制性、潤滑性能佳，3口實驗井均通井電測順利，電測一次成功。同時該鉆井液體系環(huán)保性能優(yōu)良(見表6)，滿足當?shù)丨h(huán)保要求。

2.應用效果

2.1 現(xiàn)場鉆井液無毒易降解

現(xiàn)場取鉆井液進行室內環(huán)保指標評價，3口試驗井的鉆井液環(huán)保指標見表6。

表6可知，試驗井取樣體系BOD5/CODCr>0.26，易降解，生物毒性>20 000 mg/L，為無毒。

表6 體系現(xiàn)場取樣環(huán)保指標

2.2 現(xiàn)場鉆井液抑制性能強井徑規(guī)則

清潔型可生物降解鉆井液體系在油井側鉆井進行的3口試驗井井徑擴大率隨井深的變化統(tǒng)計數(shù)據(jù)見圖4。

圖4 試驗井井徑擴大率隨井深的變化曲線

圖4可知，試驗1井平均井徑擴大率為5.66%，試驗2井平均井徑擴大率為3.62%，試驗3井平均井徑擴大率為4.16%，三口井井徑規(guī)則，均無大肚子井眼形成。

四、結論

(1)研發(fā)的清潔型可生物降解鉆井液體系性能穩(wěn)定，抗溫達150℃，流變性良好、抑制性強，16 h后巖心膨脹量降低率達到60.30%。

(2)體系BOD5/CODCr值為0.365，易降解，生物毒性EC50值32 400 mg/L，為無毒。