孙 浩

（大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院，黑龙江大庆163413）

1 提高油包水钻井液高温稳定性的方法

1.1 提高乳状液的稳定性

油包水钻井液是主要靠乳化剂将油相和水相牢固地链在一起，形成的稳定的乳状液。乳化剂是一种或几种表面活性剂，单剂使用的少，一般都使用两种或两种以上的合适的乳化剂复配。乳化剂要有合适的两亲性，亲油基团的亲油能力要强于亲水基团的亲水能力，亲油基团的几何尺寸要大于亲水基团的几何尺寸，便于乳化剂在油水截面以楔型定向排列，再加上液体表面总是收缩的，趋于能量降低的稳定形状，基油（本文中是零号柴油）中烃分子比水分子大，这样就形成了油包水乳状液液珠，无数稳定的细小的乳状液液珠就构成了稳定而均匀的乳状液，油包水钻井液就是在这种乳状液基础上调整性能获得的。要使乳状液稳定，乳化剂必须能在油水界面上形成牢固的楔型定向吸附；油水比要合适，乳化剂的量要足够；乳状液液珠之间必须加入能够增大合并阻力与排斥力的物质。但油包水钻井液中有利于乳状液稳定和不利于稳定的因素是并存的。乳状液分四层结构：一是以连续态存在的基油；二是以乳状液液珠外相形态存在的基油；三是油水界面膜；四是水相。已形成的乳状液液珠之间有静电斥力，有利于乳状液稳定；连续的油水相能量最小的热力学体系变为各自含有无数个分散小体系的大能量体系，本身就有恢复原来最小能量的稳定态趋势，时时刻刻都存在“不稳定力”，不利于乳状液的稳定。所以要使乳状液稳定就要通过化学手段人为地加以控制。

在提高乳状液稳定性上，主要进行了以下三方面工作：

（1）根据乳化理论，用HLB值选择合适的乳化剂，提高两相之间界面膜强度。经研究，确定了适合抗高温油包水钻井液需要的两种乳化剂。我们把乳化剂UPFEMUL（HLB≈3）和UPEMUL（HLB≈9.5）按一定比例复合，混合后HLB值约在4.5～5.5。形成的乳状液保证了强的界面膜，具有很好的高温稳定性。

（2）针对乳状液的油水比的不同而确定乳化剂的种类及加量。实验中我们的油水比在（90∶10）～（70∶30），根据油水界面面积的大小，适当增加或减少乳化剂的量。一般乳化剂加量控制在6%～12%。

（3）采用复合乳化剂技术以形成强度最高的界面膜。

按照乳化理论：乳状液中的界面膜若存在有两种能够互相形成“复合物”的乳化剂时，则会大大地增强表面活性，提高膜的强度。在乳状液中除了水溶乳化剂外，再加入一些能与此表面活性物化合的油溶物，就能得到较强的表面膜。其原因是在表面吸附层中，表面活性剂分子（或离子）与极性有机物相互作用而结合成较为牢固的“复合物”，使表面膜的强度增加。

（1）界面张力降得更低，从而有利于乳化。实验证明，这两种乳化剂复配，表面张力可降到0.5mN/m以下。

（2）界面张力降低则可增加表面吸附量，且可形成更紧密的分子排列，也就大大增加界面膜强度及乳状液的稳定性。

（3）离子型表面活性剂会增加液滴所带的电荷及其相互间的斥力，从而增加乳状液的稳定性。乳化剂UPFEMUL和乳化剂UPEMUL都是阴离子型的，故而稳定性好，与后面的高温老化实验结果相符合。

综上所述，我们选取乳化剂UPFEMUL和UPE⁃MUL是有充分理论依据的，实践证明也是有效的。

1.2 减小高温对乳状液稳定性的影响

温度对乳状液有以下三方面影响：

（1）温度若超过乳化剂的耐温能力，乳化剂就会裂解而失掉应有的乳化效果。高温裂解实验证明，乳化剂UPFEMUL和乳化剂UPEMUL的热裂解温度都在300℃以上，热稳定性很高。

（2）高温影响离子型乳化剂对分散相的吸附，温度愈高，解吸愈严重。乳化剂在内相的吸附下降，紧密度降低，膜强度减弱。这是乳化剂的溶度增加所引起的。故凡高温可使乳化剂在外相中溶度增加者，其在分散相中的吸附量必然下降。所以上述两种乳化剂中，乳化剂UPEMUL，水溶性好，对分散相吸附强，可以在很大程度上克服其自身离子型结构带来的缺点。

（3）温度升高，外相粘度下降，分散相的运动阻力降低，液珠合并机率增加。乳化剂UPFEMUL低温下在外相中溶解度不高，在高温下溶解度大增，并且溶解态能增加外相粘度，稳定乳状液液滴。

用于高温深井的乳化剂必须具有良好的抗温能力，乳化剂的抗温能力包括两个方面：一是乳化剂抵抗高温老化的能力，反映乳化剂在井底温度下长时间作用后乳化效果的变化，与乳化剂抗高温解吸的能力有关；二是乳化剂在高温下的乳化效果，反映乳化剂在井底温度下稳定乳状液的能力，与乳化剂在高温下的吸附量有关。一种抗高温乳化剂必须在高温下具有稳定作用并且能抵抗长时间的高温作用。

1.3 乳化剂乳化能力评价方法

乳化剂的抗温能力是抗高温油包水钻井液能否成功的一个重要方面，必需进行研究。传统的油包水乳化剂的HLB值为3～6。在主辅乳化剂配伍上，主乳化剂量大，并且HLB值往往在1～3之间，辅乳化剂的HLB值往往小于8。复配后HLB值一般在3～4.5之间，亲油性过强，亲水性几乎没有，很难在油水界面形成合理分布和牢固吸附，表现在乳状液膜强度不高，抗温能力差。在乳化剂的选用上，常用一些含有-C-OC-、-C=C-、邻C有多个H的多羟基等化合物，高温下易发生断键、脱水缩合等反应而失去原有的乳化作用。

对于油酸和硬脂酸，改变加量为1%、3%和5%，观察乳化现象，发现随着加量的增加，乳化能力增强。经高温静置后，油相会发生胶凝现象，呈粘稠状，说明高温后乳化效果大增。

通过实验发现现有的乳化试验难以评价高温时乳化剂的性能好坏。目前还没有一种方法能够测定乳化剂的高温乳化性能。最直接的方法还是用破乳电压法衡量常温时的破乳电压。所以，上述实验是小规模量的对比实验，可初步筛选乳化剂，然后再配制足够数量的乳状液，用破乳电压仪衡量乳化稳定性。

1.4 乳化剂热稳定性

取乳化剂UPFEMUL和UPEMUL两种新乳化剂进行了色谱分析和高温裂解实验，结果证明裂解温度在300℃以上。并且裂解色谱图对烃类天然气地质录井没有影响。见图1和图2。

图1 UPFEMUL高温裂解色谱图

图1 和图2中出现色谱峰均在7min之后，而地质录井天然气峰均在2min之内，因而不构成影响。另据热裂解实验证实，在温度升至300℃以后才出现裂解峰。

图2 UPEMUL高温裂解色谱图

2 水基钻井液处理剂研选

2.1 高温对钻井液的破坏作用

深井涉及的高温高压条件对钻井液提出了更高的要求，特别是高温对处理剂分子结构的破坏作用十分明显，主要表现在以下几方面：

（1）高温下粘土的高温分散作用。高温使粘土粒子分散度增大，钻井液粘度大幅度升高，增大沿程流动阻力，引起钻井复杂；

（2）高温下粘土的高温钝化作用。高温使粘土表面活性降低，呈现较大的惰性，导致钻井液塑性粘度大幅增加的同时动切力不升，不利于悬浮与携屑；

（3）高温下有机高分子化合物的高温降解作用。高温使主链或支链断裂，降低分子量，失去高分子性质，失去效能，如不饱和键高温下易发生氧化反应等，使钻井液可能增稠、胶凝、固化，也可能是减稠、失水迅速增大等；

（4）高温下处理剂的高温交联作用。高温使某些处理剂分子量增大，失去处理剂原有的性能，造成钻井液性能难以控制等。

2.2 地温相对高问题

大庆油田地温梯度相对较高，平均为4℃/100m。松辽盆地的地温变化趋势为，从东向西地温梯度逐渐增高，从南向北地温梯度逐渐增高，西北部地温梯度为最高。钻进一口5000m左右的深井，井底温度可达到220℃高温，为此，钻井、测试、采油等各项施工作业都很难顺利进行。

2.3 井眼不稳定的问题

深层泉二段以下地层中有容易井壁失稳的煤层、火成岩等地层。它们压实程度低、胶结物含量低、成岩性差、易破碎、易坍塌、易掉块，井眼稳定难度大，非常容易造成复杂事故。

3 室内试验及分析

用选定的实验材料，利用正交实验，调整各种材料的加量进行了大量配方研制实验，室内配制出了一些钻井液，测试常温性能和220℃高温老化后性能。其中典型的配方实验测定结果见表1、表2和表3。

表1 室内配制油包水钻井液常温及老化后性能数据（1.11g/cm3）

从实验数据看出，室内配制的油包水钻井液具有较强的电稳定性和热稳定性，破乳电压高，悬浮性强，流变性好，HTHP失水和API失水都很低，说明室内研制的油包水钻井液配方能够满足220℃的井下施工要求，研制的抗高温油包水钻井液是成功的。

由表4中数据看出，钻井液经230℃较长时间老化，性能比较稳定，破乳电压高，乳化稳定性好；钻井液无沉降、分层和剧稠现象，流动性好，说明该钻井液的热稳定性很好。这些性能都能满足230℃井底温度条件下钻井工程需要。

表2 室内配制油包水钻井液常温及老化后性能数据（1.14g/cm3）

表3 室内配制的钻井液常温及220℃/16h老化后性能实验数据（未加重）

表4 室内配制油包水钻井液抗高温性能实验数据

从表5中数据可见，该钻井液在250℃老化24h后，热稳定性和乳化稳定性都较好；高温高压滤失量小于30mL，在要求的指标范围内。实验证明，目前抗高温油包水钻井液的抗温能力已经达到250℃温度，说明乳化剂、降滤失剂优选是成功的，抗高温油包水钻井液配方指标满足工艺要求。

4 结论

要使乳状液稳定，乳化剂必须能在油水界面上形成牢固的楔型定向吸附；油水比要合适，乳化剂的量要足够；乳状液液珠之间必须加入能够增大合并阻力与排斥力的物质。乳状液中的界面膜若存在有两种能够互相形成“复合物”的乳化剂时，则会大大地增强表面活性，提高膜的强度。在乳状液中除了水溶乳化剂外，再加入一些能与此表面活性物化合的油溶物，就能得到较强的表面膜。其原因是在表面吸附层中，表面活性剂分子（或离子）与极性有机物相互作用而结合成较为牢固的“复合物”，使表面 膜的强度增加。

表5 室内配制油包水钻井液抗250℃高温性能实验数据