孔庆胜，吕 鹏，陈 强

（1.中海油田服务股份有限公司,天津300452；2.中海石油（中国）有限公司 天津分公司，天津300452）

流型调节剂通过增粘提切作用改善钻井液的流变性能，使钻井液保持较好的悬浮、携带、稳定井壁的能力[1]。近年来，国内油田勘探开发力度不断加大，适用于大位移、大斜度定向及深水、超深水等高难度井的钻井液需求越来越大，对钻井液流变性提出更高的要求[2]。典型钻井液用流型调节剂主要包括有机土和聚合物两大类。有机土高温下容易稠化、易污染储层的缺点制约了它在现场的推广应用[3]。聚合物类流型调节剂主要包括天然聚合物和人工合成聚合物[4,5]，这两类流型调节剂混合使用可以满足技术上和成本上的双重考量。淀粉、黄原胶是典型的天然聚合物[6]，而丙烯酰胺及其衍生物是典型的人工合成流型调节剂[5]。

本文以典型水基钻井液配方为基础，通过不同类型流型调节剂的优化及组合使用，研究了不同流型调节剂对钻井液流变性能的影响。从胶体与界面化学角度分析了不同流型调节剂的作用机理及其协同作用，为水基钻井液的现场使用提供理论支持与指导。

1 实验材料与仪器

实验材料：NaOH（≥99.5%）,Na2CO3（≥99.5%）,NaCl（＞99.5%），KCl（＞99.5%）,MgSO4（≥99%），Mg－Cl2（＞99.5%），CaCl2（＞99.5%），NaHCO3（＞99.5%），NaBr（＞99.5%），均为国药集团化学试剂有限公司提供；柠檬酸（工业级）、聚胺（UHIB）、防泥包剂（HLUB）、小分子包被剂（UCAP）、改性淀粉（FLOTROL）均由天津中海油服化学公司提供。

聚合物A：天然生物类聚合物，由黄原菌类作用于碳水化合物而生成的高分子链状多糖聚合物，属于聚阴离子型线型高聚物；聚合物B：人工合成的聚丙烯酰胺类化合物，粘均分子量约为300～400万，具有线性结构；聚合物C：天然聚合物A经过化学结构改性而得到的聚合物复合产品，均由天津中海油服化学公司提供。

人工海水（26.518g·L-1NaCl，3.305·L-1MgSO4，22.227g·L-1MgCl2，10.725g·L-1CaCl2，0.202g·L-1NaHCO3，0.725g·L-1KCl，0.083g·L-1NaBr）

汉密尔顿三轴搅拌器（美国OFITE公司）；八速旋转粘度计（美国OFITE公司）；五轴滚子炉（美国OFITE公司）;OFITE老化罐（美国OFITE公司）；分析天平（精度0.001g）；药匙，配浆杯，量筒，量杯（1000ML）。

2 结果与讨论

2.1 聚合物A对HEM钻井液流变影响研究

按照基础浆配方 海水+0.1% NaOH+0.2%Na2CO3+2% FLOTROL+0.5% UCAP+0.17%柠檬酸+3% UHIB+2% HLUB+9% NaCl+5% KCl，用量筒量取人工海水350mL倒入配浆杯中，用药匙取各组分在天平上精确称量，聚合物A的加量分别为：0.1%、0.2%、0.3%、4%，在低速搅拌状态下加入配浆杯中，得到4种水基钻井液配方，分别记为配方1、2、3、4。将配浆杯置于高速搅拌器上，在10000r·min-1状态下高速搅拌5min，停转后取下配浆杯，用刮刀刮下粘在杯壁上的药品并加入钻井液中；继续搅拌15min，其中每隔5min取下配浆杯用刮刀刮下药品加入钻井液中。

分别取配置好的各钻井液350mL，倒入老化罐中，拧紧固定螺丝，置于滚子炉中，100℃热滚老化16h，取出并冷却至室温，倒入配浆杯中，在10000r·min-1转速高速搅拌10min后，取下配浆杯后将钻井液倒入测量杯中，在粘度计上读取Φ600、Φ300、Φ200、Φ100、Φ6、Φ3的稳定读数，将钻井液样品在600r·min-1搅拌10s，静止10s后开动仪器使转筒以3r·min-1的转速转动，记录此时的最大读值，记为初切力Gel 10"（单位为Pa）；再将钻井液样品在600r·min-1重新搅拌10s，静止10min后开动仪器使转筒以3r·min-1的转速转动，记录此时的最大读值，记为终切力Gel 10′（单位为Pa）。通过流变公式[7]（1）、（2）、（3），计算样品的表观粘度、塑性粘度、动切力。

式中AV：表观粘度，mPa·s；PV：塑性粘度，mPa·s；YP：动切力，Pa。

聚合物A不同加量下钻井液的表观粘度、塑性粘度、动切力计算结果见表1。

表1 聚合物A加量对体系流变性的影响Tab.1 Effect of polymer A on the rheological property of the system

由表1可以看出，随着聚合物A加量的不断增加，体系表观粘度从15.5mPa·s增至30.5mPa·s，增幅近1倍，而动切力从4.5Pa增至14Pa，增涨3倍。同时，体系的初、终切随着聚合物A加量的增加而显著增大，加量为0.3%的体系的初、终切比加量为0.2%的有了较大增长。聚合物A为聚阴离子线型高聚物，一方面聚合物A在水中溶胀、溶解过程中自身粘度不断增大，导致体系表观粘度增加；另一方面其双螺旋环结构、阴离子基团等结构特性，使其分子间容易发生相互作用，形成网络结构。这样导致了少量的加入即可使动切力和初、终切明显的变化。聚合物A有利于提高体系的切力，增强体系的悬浮能力。但值得注意的是，实际使用过程中初、终切过高，在重新建立钻井液循环时泵压会过高。聚合物A在加量0.4%时，动切力已经是一个较高的值，而初、终切之间的差值进一步缩小，这就需要通过其他聚合物的协同使用，以保证增加表观粘度及动切力的同时保证初、终切符合使用要求。从体系性能及经济角度考虑，选取聚合物A为0.3%的加量。

2.2 确定聚合物A用量，协同聚合物B对HEM钻井液流变影响研究

在加入0.3%聚合物A基础配方的基础上改变聚合物B的加量，将聚合物B加量为0.3%、0.5%得到两种钻井液分别记为配方5、6。参考2.1部分钻井液的配制、老化及参数测定、计算方法，考察聚合物B与聚合物A协同作用下对钻井液体系流变性的影响。

由表2可以看出，聚合物A加量为0.3%时，高浓度聚合物B下的钻井液体系的表观粘度、塑性粘度和动切力均较高。增加聚合物B的加量可以提高该体系的流变性和动切力。

聚合物B在金属离子作用下可发生一定程度的交联反应，部分结构可由线型转变为体型结构，一定程度增加了钻井液内的摩擦，使钻井液表观粘度、塑性粘度增大，体型结构的形成也增加了体系的动切力。同时应该注意聚合物B的加量对体系的初、终切并无显著影响。这两种聚合物的协同使用，有效的解决了聚合物A单独使用时初、终切力不足的问题。但终切力和动切力还没有达到预期要求，动切力相对较高，而初、终切的数值不够理想。

表2 聚合物B加量对体系流变性的影响Tab.2 Influence of the polymer B on the rheology of the system

2.3 确定聚合物A、B用量，协同聚合物C对HEM钻井液流变影响研究

在2.2的6号配方的基础上改变聚合C加量，将聚合物C加量为0.1%、0.2%、0.3%得到的钻井液记为配方7、8、9。参考2.1部分钻井液的配制、老化及参数测定与计算方法，考察聚合物A、聚合物B和聚合物C对体系流变性的协同影响。

表3 聚合物C加量对体系流变性的影响Tab.3 Influence of the polymer C on the rheology of the system

由表3可以看出，随着聚合物C加量的增加，体系表观粘度和动切力不断增加。当聚合物C加量为0.2%时，初切力终切力就达到6.5Pa和12Pa，远大于只加聚合物A和B的切力，符合现场作业要求。当加量为0.3%时，终切力就会达到16Pa，这对于现场应用切力结构过强，易导致开泵压力激动大，造成复杂情况。

聚合物C在温度和剪切作用下，分子链逐渐伸展，所形成的游离态聚合物分子与聚合物A、B分子相互作用，相互缠绕。这种协同作用提高了聚合物A分子的稳定性，使分子与分子之间的链接交联强度增大，密切程度增加，进一步强化聚合物A的增粘性构象和侧链绕主链骨架反向缠绕的结构，建立更好的氢键维系的棒状双螺旋结构复合体。在聚合物A、B、C的协同作用下达到了理想的效果；聚合物C加量0.2%时即可达到理想的要求，实际使用时经济性也较高。

3 结论

（1）聚合物A有利于提高钻井液体系的切力，增强体系的悬浮能力。但单独使用时难以同时满足现场作业对钻井液表观粘度、动切力及初、终切等各项要求。综合考虑技术及成本，聚合物A的最佳加量为0.3%。

（2）聚合物B和聚合物A协同使用时，可以缓解聚合物A单独使用时初、终切力不足的问题。但终切力和动切力仍未达到作业需求。

（3）聚合物C和聚合物A、B协同使用，聚合物C加量为0.2%时初、终切力达到6.5Pa和12Pa，远大于只加聚合物A和B的切力，符合现场作业要求。

（4）优化后的各聚合物使用浓度为：聚合物A：0.3%；聚合物B：0.5%；聚合物C：0.2%。