陈光， 刘秀军， 宋剑鸣， 周四兵， 曹乐陶， 雷妍， 郭琮琮， 段富林（.渤海钻探第一固井分公司，河北任丘0655；.天津工业大学环境与化学工程学院，天津 0087；.渤海钻探工程技术研究院，河北任丘0655；.渤海钻探工程有限公司，天津 0080）

丁基羟基茴香醚提高冲洗液抗高温性的研究

陈光1， 刘秀军2， 宋剑鸣3， 周四兵1， 曹乐陶1， 雷妍2， 郭琮琮2， 段富林4
（1.渤海钻探第一固井分公司，河北任丘062552；2.天津工业大学环境与化学工程学院，天津 300387；3.渤海钻探工程技术研究院，河北任丘062552；4.渤海钻探工程有限公司，天津 300280）

陈光， 刘秀军， 宋剑鸣， 等.丁基羟基茴香醚提高冲洗液抗高温性的研究[J].钻井液与完井液，2017，34（3）：81-84.

CHEN Guang，LIU Xiujun，SONG Jingming，et al.Use butylated hydroxyanisole to improve high temperature stability of flushing fluid[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2017，34（3）：81-84.

针对油基钻井液难清洗，易与水泥浆产生絮凝，影响固井质量的问题，制备了以糠醛作为清洗助剂的水基冲洗液TGD-65。为使TGD-65适用于高温条件下的固井作业，引入了BHA（丁基羟基茴香醚）作糠醛高温稳定剂，并制备了TGD-60。实验结果表明，BHA可明显提高糠醛在高温条件下的稳定性，使TGD-60在160 ℃下对油基钻井液仍具有很好的乳化分散作用，可完全破坏油基钻井液的结构，使其分散成细小的液滴，从而转变为水包油状态。同时，高温处理后的冲洗液TGD-60对油基泥饼具有良好的润湿性，其在高温条件下的冲洗效率也由TGD-65的79.71%提升至99.18%。

固井质量；油基钻井液；冲洗液；抗氧化；乳化分散；冲洗效率

油基钻井液钻井后会造成井壁和套管壁清洗困难，滤饼难以清除，从而降低水泥环胶结质量；且油基钻井液易与水泥浆产生絮凝，降低固井质量，影响固井安全。普通水基冲洗液与高密度油基钻井液接触，无法有效地破坏油基钻井液的稳定结构，会使高密度油基钻井液的流变性变差，从而形成絮凝状混合物，给后续的固井工作带来了极大的挑战。因此，需要开展油基钻井液固井前置液技术研究[1-4]。李韶利[5]等用表面活性剂、螯合剂、增溶剂配制出了清油冲洗剂QY-1，该冲洗剂于150 ℃老化1 h后冲洗效率为97.3%。陈大钧[6]等研发出了一种高密度高效冲洗液XM-1，该冲洗液对低固相钻井液、油基钻井液的冲洗效率均在88%以上。欧美克石油科技有限公司[7]研发出了一种阴/非离子复合高效冲洗液，其经160 ℃养护2 h后冲洗效率为86.9%，在高温条件下有较好表现。现有冲洗液的研究多以表面活性剂复配为主，对起协同作用的助剂研究较少。以糠醛为清洗助剂研发了一种TGD-65冲洗液，该冲洗液在常温下对高密度油基钻井液具有极好的乳化分散作用，但其在高温条件下易变质失效。因此，在TGD-65的基础上拟添加抗氧化剂BHA（丁基羟基茴香醚）以改善其抗高温性能。

1 实验部分

1.1 冲洗液的制备

将磺酸盐、脂肪酰胺类表面活性剂与三聚磷酸钠分别溶于水后混合均匀；随后加入有机溶剂，搅拌10～20 min，得到冲洗液TGD-65。其配方如下。

2.5%磺酸盐NS-2515+2.5%脂肪酰胺类表面活性剂CDA-65+0.5%糠醛+1%三聚磷酸钠

1.2 冲洗液冲洗效率测定

按照SY/T 5374—2000的要求[8]，对冲洗液冲洗效率的测定方法进行改善。

①将六速旋转黏度计外筒取下，称其重量为W0，g。②将钻井液加热至80～90 ℃，然后把六速旋转黏度计外筒浸入油基钻井液中，使液面达到外转筒35～40 mm处，以600 r/min的转速旋转5 min后，取出称其重量W1，g；③将黏有油基钻井液的外筒放入盛有冲洗液的样品杯中，以600 r/min的转速旋转5 min后，取出称其重量W2，g。

1.3 动态抗温性

将冲洗液使用持液量可达1.5 L的高温高压反应釜对冲洗液进行动态抗温实验。将冲洗液倒入反应釜中预热至160 ℃，达到温度后将釜内黏有钻井液的旋转筒降至冲洗液液面以下，转速调至600 r/min，搅拌10 min。静置取出后，按1.3冲洗液冲洗效率测定中的方法测定160 ℃下的冲洗效率。

2 结果与讨论

2.1 BHA对TGD-65中糠醛热稳定性的影响

由于糠醛在高温下热稳定性较差，室温下空气中放置多天后，氧化速度会逐渐加快，且在高温下与氧气接触后，糠醛更易氧化、结焦[9]，容易生成过氧糠酸，其变质机理如式（1）所示。过氧糠酸作为一种氧化剂，可以使未反应的糠醛分子的共轭双键开裂聚合，进一步生成焦类大分子，氧气的存在也可以加速双键分子的聚合[10]。这种糠醛的氧化是自由基连锁反应，根据游离基反应的机理进行。要防止氧化，就必须切断这一连锁反应。在体系中加入抗氧化剂BHA，使其作为氢的给予体与自由基反应，使自由基转变为非活性的或者较为稳定的化合物，从而干扰或者延滞链反应中的链增长步骤，从而达到抑制氧化的目的[11]。BHA分子中的酚羟基抑制氧化时，脱氢后自身形成的自由基经过重排和偶合作用，可形成2种稳定的双酚二聚体。

经实验测定，单纯糠醛的酸值随时间会有明显增加，而添加抗氧化剂的糠醛的酸值随时间并没有明显变化。不添加抗氧化剂BHA的糠醛溶液从温度升至160 ℃后酸值就一直随时间而增加，20 h后糠醛溶液的酸值增大到3.3 mg KOH/g；添加抗氧化剂的糠醛溶液在160 ℃下，酸值随时间基本保持定值。2组实验说明，抗氧化剂BHA对糠醛常温、高温条件下的氧化有非常有效的抑制作用。

图1 160 ℃下含BHA糠醛与纯糠醛的酸值随时间的变化

2.2 BHA对油基钻井液乳化性能的影响

在洗油过程中，冲洗液主要通过对油基钻井液的破乳、逆乳化增溶、渗透分散等发挥作用[12-13]。从微观角度探究高温下TGD-65和TGD-60对油基钻井液的冲洗效果，将冲洗后的残余液进行显微镜观察，结果见图2。

图2 不同冲洗液冲洗油基钻井液残余液的分散图

从图2b）中看出，经高温处理后的TGD-65只是初步破坏了油基钻井液结构，冲洗液与钻井液形成了油水混合的乳浊液状态，油滴聚集成带状，并未能完全形成水包油体系；而图2c）中，经高温处理后的TGD-60可以将油基钻井液乳化分散成均匀的油珠，油基钻井液结构被破坏，冲洗液成为连续相，被乳化生成的小油珠是分散相。冲洗液与油基钻井液形成了新的水包油的整体。结果表明，经过高温处理的TGD-60中可以起到乳化分散油基钻井液的表面活性剂和糠醛的复配体系没有失效，抗氧化剂BHA的加入起到了优化冲洗液的效果。

2.3 不同冲洗液对油基泥饼润湿性的影响

将经过160 ℃高温处理后的2种冲洗液分别滴在油基泥饼上，通过观察接触角研究冲洗液对油基泥饼的润湿性能，结果见图3。图3a）、3b）、3c）分别为清水、经过160 ℃高温处理的TGD-65以及TGD-60对油基泥饼的接触角示意图。由图3可知，清水与油基泥饼的接触角为45°；经过高温处理的TGD-60可以很快地在油基泥饼上铺展开，经过高温处理的TGD-65与油基泥饼的接触角比清水的小，但与TGD-60相对比，接触角仍然过大。实验表明，TGD-60对油基泥饼具有良好的润湿性，可以通过油基钻井液渗入到与井壁和套管壁的接触面，将井壁和套管壁表面润湿，把油基钻井液乳化分散为小的油珠包裹起来，脱离套管壁表面，起到提高清洗效率的效果[14-15]。TGD-60对钻井液的润湿性比TGD-65的好，也进一步说明了抗氧化剂BHA在阻止糠醛氧化的过程中起到了积极的效果。

图3 在160 ℃处理的冲洗液与油基钻井液泥饼的润湿角

2.4 冲洗液抗高温性能分析

由实验数据可知，在常温下清水、T**和TGD-65对油基钻井液的冲洗效率分别为3%、15.32%和98.04%。表明TGD-65对油基钻井液具有良好的乳化、分散、渗透能力。由表1的数据可知，随着温度的升高，TGD-65对油基钻井液的冲洗效率逐渐降低。

表1 高温处理后TGD-65对油基钻井液的冲洗效果

TGD-60在160 ℃的清洗效果见图4。由图4可知，TGD-60在高温下对油基钻井液具有很好的清洗效果，完全破坏了油基钻井液的结构，使套筒壁由亲油状态转变为亲水状态，其冲洗效率可达99.18%。与未加BHA的TGD-65冲洗液在高温条件下的冲洗效率79.71%相比，有明显提升。

图4 160 ℃下TGD-60对油基钻井液动态冲洗效果图

3 结论

1.在高温条件下，BHA对糠醛氧化具有很好的阻碍作用，使TGD-65中糠醛的稳定性明显提高。

2.对TGD-65进行调整优化得到TGD-60，TGD-60在高温下对油基钻井液仍然有良好的乳化分散作用，其与油基泥饼的接触角仅为3°。

3.在动态抗高温实验中，进一步证明了TGD-60对油基钻井液具有良好的冲洗效果，其冲洗效率达99.18%。

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Use Butylated Hydroxyanisole to Improve High Temperature Stability of Flushing Fluid

Oil base drilling fluids (OBMs) are widely used because of their high temperature stability, resistance to salt and calcium contamination, good lubricity and low filtration rate, the problems of using OBMs are difficulty in cleaning them off the borehole wall and casing string and being ready to flocculate, thus negatively affecting the quality of well cementing. To effectively flush residue OBMs off the borehole wall and the surface of casing strings, a water base flushing fluid, TGD-65, was formulated, with furfuraldehyde as flushing additive. BHA, a high temperature stabilizer for furfur-aldehyde was used for the flushing fluid (called TGD-60) to work at elevated temperatures. Experimental results showed that BHA had the ability to enhance the high temperature stability of furfur-aldehyde, rendering TGD-60 good emulsification dispersion to OBM at 160 ℃, completely breaking the structure of OBM to small-sized droplets. The OBM was finally turned into oil-in-water emulsion. Meanwhile the flushing fluid after high temperature treatment had good wettability to the mud cakes formed by OBM, and the flushing efficiency at high temperatures was enhanced from 79.71% to 99.18%.

Cementing quality; Oil base drilling fluid; Flushing fluid; Anti-oxidizing; Emulsification dispersion; Flushing efficiency

TE256.9

A

1001-5620（2017）03-0081-04

2017-3-5；HGF=1703C7；编辑 王超）

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.03.016

陈光，高级工程师，现在主要从事固井技术研究工作。电话 （0317）2712394；E-mail：chen_guang@ cnpc.com.cn。

CHEN Guang1, LIU Xiujun2, SONG Jianming3, ZHOU Sibing1, CAO Letao1,LEI Yan2, GUO Zongzong2, DUAN Fulin4

(1. The First Cementing Branch of Bohai Drilling and Exploration Ltd., Renqiu, Hebei 062552; 2. School of Environmental and Chemical Engineering, Tianjin Polytechnic University, Tianjin 300387; 3. Research Institute of Engineering Technology, CNPC Bohai Drilling Engineering Company Limited, Renqiu, Hebei 062552; 4.CNPC Bohai Drilling Engineering Company, Tianjin,300280)