The Development and Properties of PC–W31L Flushing Fluid for Oil-Based Drilling Fluid
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摘要:
针对油基钻井液用水包油型冲洗液无法用润湿测定仪检测混合液（即油基钻井液与冲洗液的混合液，全文同）电导率的问题，优选复配了合适的表面活性剂和溶剂，并引入一种含氮类聚合物，制备了油基钻井液用冲洗液PC–W31L。分析了PC–W31L冲洗油基钻井液的作用机理，并对其性能进行了评价。结果表明：PC–W31L对油基钻井液的冲洗效果良好，冲洗界面为水润湿状态，能使油基钻井液由油连续相完全转变为水连续相；PC–W31L与油基钻井液、水泥浆的流变相容性良好，对水泥浆稠化时间和抗压强度的影响均在可控范围内。研究表明，冲洗液PC–W31L不但对油基钻井液的冲洗效果良好，且能用润湿测定仪测定其水润湿能力。
Abstract:We address the problem of not being able to detect the conductivity change of mixed liquid (oil-based drilling fluid and flushing fluid) in oil-based drilling fluid. Flushed by oil-in-water based flushing fluid with the wetting tester, the proper surfactant and solvent were optimized and compounded, and a nitrogen-containing polymer was introduced to develop the PC–W31L flushing fluid for oil-based drilling fluid. The flushing mechanism of this fluid on oil-based drilling fluid was analyzed and its performance was evaluated. The results showed that the flushing effect of PC–W31L flushing liquid on oil-based drilling fluid was optimal, the flushing interface was in water wet state, which can completely transform oil-based drilling fluid from the oil continuous phase to the water continuous phase. The rheology compatibility of this fluid is better with oil-based drilling fluid and cement slurry respectively, and its influences on the thickening time and strength of cement slurry are all within the controllable range. The results of performance evaluation indicated that PC–W31L flushing liquid not only had a good flushing effect on oil-based drilling fluid, but also allowed the wetting tester to detect its water wetting capacity.
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Keywords:
- oil-based drilling fluid /
- flushing fluid /
- wettability /
- compatibility /
- cement slurry
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使用油基钻井液钻进井段，由于井壁和套管壁上黏附着一层油基钻井液、油膜，导致固井时水泥环界面胶结性能较差，严重影响固井质量。因此，固井成功的关键是注水泥前用冲洗液将黏附在井壁和套管上的油基钻井液、油膜冲洗干净[1-3]。国外石油技术服务公司主要采用在隔离液中加入表面活性剂的方法，使胶结面润湿性发生反转，来提高油基钻井液钻进井段的固井质量，如斯伦贝谢公司的SEM-8TM Emulsifier，主要用来评价隔离液与油基钻井液的相容性、水润湿能力（用润湿测定仪测定）以及对黏附在旋转黏度计转子上油基钻井液的冲洗效率。国内油基钻井液用冲洗液主要有表面活性剂型冲洗液（表面活性剂为主剂）和乳液型冲洗液（溶剂为主剂）2种：BCS-020L冲洗液属于表面活性剂型冲洗液，由阴离子表面活性剂、非离子表面活性剂、清洗助剂和加重剂等组成[4]，利用旋转黏度计测试其冲洗效果，使用Easy Drop接触角测定仪测试其改变固井界面润湿性的效果；PC–W21L冲洗液（油水双效）属于乳液型冲洗液，是在有机溶剂和水的混合物中加入复合表面活性剂和其他助剂形成的水包油型乳状液[5]，采用砂纸模拟井壁评价其冲洗能力，该冲洗液冲洗效果良好[6-8]，采用水滴法测试冲洗后砂纸界面的润湿性为水润湿，但用润湿测定仪检测不到混合液电导率的变化。近年来，国外石油公司注重用润湿测定仪测试油基钻井液用冲洗液的水润湿能力。因此，笔者综合考虑国内外油基钻井液用冲洗液的特点，研发了既能将黏附在砂纸上的油基钻井液冲洗干净，又能用润湿测定仪测试其水润湿能力的油基钻井液用冲洗液PC–W31L。
1. PC–W31L的制备及作用机理
1.1 制备方法
水包油型油基钻井液用冲洗液无法用润湿测定仪检测混合液电导率的变化，因此通过优选复配合适的表面活性剂和溶剂得到主剂A，并引入含氮类聚合物（辅剂B），制备了冲洗液PC–W31L。基础配方为水+0.2%消泡剂+主剂A+辅剂B+重晶石。配制时先将辅剂B溶于水，再加入主剂A。
1.1.1 主剂A的制备
将600 g闪点为60 ℃的脱芳烃溶剂油加入2 L的烧杯中，再向烧杯中分别加入100 g二乙二醇单丁醚、90 g异构十三醇聚氧乙烯醚、90 g润湿性反转剂和20 g稳定剂，用搅拌器搅拌均匀。异构十三醇聚氧乙烯醚和润湿性反转剂主要起渗透、乳化和润湿反转的作用。脱芳烃溶剂油起溶解和降低油基钻井液黏度的作用。二乙二醇单丁醚是良好的互溶剂。稳定剂能够显著减弱非离子表面活性剂浊点效应造成的黏度升高现象。
1.1.2 辅剂B
辅剂B为含氮类聚合物，主要由AM、AMPS和DMAA等共聚而成，具有螯合、悬浮等功能。
1.2 作用机理
1.2.1 渗透乳化、润湿反转
冲洗液中的表面活性剂复配使用具有良好的渗透乳化、润湿反转作用。如图1[9]所示，油基钻井液首先被有机溶剂溶解、降黏；随后复合表面活性剂迅速渗透并破坏油基钻井液的油包水状态，表面活性剂亲油链（如直链烷基、硅氧烷基等）吸附在界面油相上，亲水基团围绕在周围，将油基钻井液中的矿物油、油性添加剂变为水包油状态，进而溶解在水基体系中[10]。胶结面上的油膜、油基钻井液经过溶解、渗透、乳化和润湿反转，可被迅速清除，并将胶结面由油润湿转变为水润湿。
1.2.2 螯合、悬浮
冲洗液中的辅剂B为含氮类聚合物，具有螯合高价金属离子的作用，可与油基钻井液中的Ca2+、Mg2+和Fe3+等金属离子形成配位键，生成稳定的、可溶于水或呈胶状悬浮状态的二元或多元络合物，并且对固体污垢有抗凝聚作用或分散作用，防止污垢再沉积[3]，能把金属离子“束缚”住，避免金属离子与表面活性剂反应产生沉淀，使表面活性剂活性降低。另外，辅剂B还具有协同增效、辅助冲洗的功能[1]。由于辅剂B为聚合物，其具有良好的悬浮性能，能防止冲洗液高温失稳沉降。
2. PC–W31L配方的确定
配制密度为1.20和1.80 kg/L的油基钻井液（配方为白油+25%氯化钙+2%有机膨润土+5%乳化剂+3%氧化钙+1%降滤失剂+重晶石），在温度150 ℃下老化16 h备用。
以密度1.20 kg/L的冲洗液冲洗密度1.20 kg/L的油基钻井液，根据冲洗效果确定主剂A和辅剂B的加量。
将主剂A溶解在水中，改变主剂A的加量，考察冲洗效果，结果见图2。由图2可知，随着主剂A加量的增大，冲洗效果明显提高，这是因为主剂A中有机溶剂有效浓度增大，溶解速率加快，同时表面活性剂有效浓度升高也使渗透、乳化和润湿反转的速度加快。综合考虑冲洗效果和经济性等因素，确定主剂A的加量为25%。
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图 2 主剂A加量对冲洗效果的影响Figure 2. Influence of the dosage of main agent A on the flushing effect确定主剂的加量为25%后，改变辅剂B的加量，考察冲洗效果，结果见图3。
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图 3 辅剂B加量对冲洗效果的影响Figure 3. Influence of the dosage of assisting agent B on flushing effect由图3可知：随着辅剂B加量的增大，冲洗效果明显提高。分析认为，辅剂B可络合油基钻井液中的Ca2+，加快了混合液相反转的速度，同时也提高了表面活性剂的效率。综合考虑冲洗效果和经济性等因素，确定辅剂B的加量为0.7%。
根据主剂A和辅剂B加量的优选结果，确定PC–W31L的配方为水+0.2%消泡剂+25.0%主剂A+0.7%辅剂B+重晶石。
3. 性能评价
3.1 评价方法
“油井水泥试验方法”（GB/T 19139—2012）[11]中没有评价油基钻井液用冲洗液性能的方法，只有水润湿能力和相容性评价方法。因此，笔者结合国外油田技术服务公司通用的操作规范，提出了适用于油基钻井液用冲洗液PC–W31L性能的评价方法。评价试验中，所用油基钻井液都经过高温老化，冲洗液都按照测试温度进行了养护。
3.1.1 冲洗效果
1）将砂纸裁剪成132.0 mm×55.0 mm的小块，并固定在六速旋转黏度计外筒上。
2）将300 mL油基钻井液倒入六速旋转黏度计测量杯中，将测量杯置于测量台上，淹没砂纸的下2/3部分。六速旋转黏度计以600 r/min的转速模拟油基钻井液造壁，造壁时间10 min。
3）停机后，取下装有油基钻井液的测量杯，同时将300 mL养护后的冲洗液倒入另一干净的测量杯中，将测量杯置于测量台上，淹没砂纸的下1/3部分。六速旋转黏度计以200 r/min的转速模拟冲洗液冲洗井壁的过程，冲洗时间为5 min。
4）冲洗试验结束后，将砂纸（未冲洗砂纸的界面为油润湿状态）轻轻取下平铺在桌面上，并用水滴法测试冲洗区、污染区的润湿性。
3.1.2 水润湿能力
按照“油井水泥试验方法”（GB/T 19139—2012）中的方法，测试冲洗液的润湿反转性能。
3.1.3 相容性
按照“油井水泥试验方法”（GB/T 19139—2012）测定冲洗液与油基钻井液、水泥浆在体积比5∶95，25∶75，50∶50，75∶25和95∶5下的流变性。用R表征不同流体的相容程度，R为不同流体按比例混合后在六速旋转黏度计转速为100 r/min下的读数减去单一流体（冲洗液、油基钻井液或水泥浆）相同转速下读数较大一组的数值。R≤0时，相容性非常好；0<R≤40时，轻度不相容；41<R≤70时，不相容；R>70时，极其不相容。
3.2 评价结果分析
3.2.1 冲洗效果
图4为不同密度PC–W31L冲洗相应密度油基钻井液的效果。从图4可以看出，冲洗效果良好。
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图 4 不同密度PC–W31L冲洗相应密度油基钻井液的效果Figure 4. The effect of oil-based drilling fluid with different densities flushed by PC–W31L flushing fluids with corresponding density图5为不同密度PC–W31L冲洗对应密度油基钻井液的冲洗界面水润湿性评价结果。从图5可以看出，冲洗界面呈水润湿状态。
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图 5 不同密度PC–W31L冲洗油基钻井液后的界面水润湿效果Figure 5. Interface water wetting effect of oil-based drilling fluid flushed by PC–W31L flushing fluids with different densities3.2.2 水润湿能力
油基钻井液系不导电，当冲洗液将其变为水包油状态时，整个混合液变为导电状态，利用Fann C1001润湿测定仪能够检测这个过程。测量前先用冲洗液标定出基准值，然后将冲洗液滴加到油基钻井液中，油基钻井液由不导电逐渐变为导电状态，当测量值超过基准值且稳定后[12]，表明油基钻井液由油连续相状态完全润湿反转为水连续相状态，此时冲洗液体积分数的合理范围为30%～70%。
将密度1.20和1.80 kg/L的PC–W31L加入到对应密度的油基钻井液中，测定其表观润湿性，结果如图6所示。从图6可以看出，2种密度的PC–W31L使对应密度的油基钻井液润湿性完全反转时的体积分数都在40%～60%。试验结束后，用水滴法测试混合液的润湿性，界面呈水润湿状态，杯壁用水冲洗后，表面干净无油膜。评价结果表明，PC–W31L能将油基钻井液从油连续相转变为水连续相。
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图 6 不同密度PC–W31L对相应密度油基钻井液的水润湿能力Figure 6. The water wetting ability of PC–W31L flushing fluids with different densities for oil-based drilling fluid with corresponding density3.2.3 相容性
相容性评价包括冲洗液与油基钻井液、水泥浆的流变相容性和冲洗液对水泥浆稠化时间、强度的影响。
1）PC–W31L与油基钻井液的流变相容性。将密度为1.20和1.80 kg/L的PC–W31L与对应密度的油基钻井液按不同体积比混合，然后在70 ℃下测定其流变性，计算相容程度R，结果见表1和表2。由表1和表2可知，PC–W31L与油基钻井液的流变相容性良好。
表 1 密度1.20 kg/L的PC–W31L与相同密度油基钻井液的流变相容性Table 1. Rheological compatibility of PC–W31L flushing fluid with density of 1.20 kg/L and oil-based drilling fluid of the same density体积比① 六速黏度计读数 R ϕ600 ϕ300 ϕ200 ϕ100 ϕ6 ϕ3 0∶100 32 21 16 11 2 1 5∶95 11 7 5 4 1 1 –17 25∶75 18 9 5 3 1 1 –18 50∶50 16 8 6 4 1 1 –17 75∶25 49 27 19 11 2 1 –10 95∶5 68 42 31 19 6 4 –2 100∶0 68 43 32 21 7 6 注：①为PC–W31L与油基钻井液的体积比，下同。 表 2 密度为1.80 kg/L的PC–W31L与相同密度油基钻井液的流变相容性Table 2. The rheological compatibility of PC–W31L flushing fluid with density of 1.80 kg/L and oil-based drilling fluid with the same density体积比 六速旋转黏度计读数 R ϕ600 ϕ300 ϕ200 ϕ100 ϕ6 ϕ3 0∶100 52 32 24 14 2 1 5∶95 64 34 27 17 3 2 –8 25∶75 58 32 24 15 6 4 –10 50∶50 44 22 16 10 4 2 –15 75∶25 51 28 21 13 5 4 –12 95∶5 82 48 37 24 9 7 –1 100∶0 75 47 37 25 11 9 2）PC–W31L与水泥浆的流变相容性。将密度为1.20和1.80 kg/L的PC–W31分别与密度为1.50和1.90 kg/L的水泥浆按不同体积比混合，然后在70 ℃下测定其流变性，计算相容程度R，结果见表3和表4。由表3和表4可知，PC–W31L与水泥浆的流变相容性良好。其中，密度1.50 kg/L水泥浆的配方为G级水泥+25.00%增强剂+10.00%微硅粉+7.50%漂珠+87.50%水+0.50%消泡剂+8.00%降滤失剂+0.75% 缓凝剂；密度1.90 kg/L水泥浆的配方为G级水泥+35.00%硅粉+47.83%水+0.20%消泡剂+5.00%降滤失剂+5.00%防窜增强剂+1.00%缓凝剂。
表 3 密度为1.20 kg/L的PC–W31L与密度为1.50 kg/L水泥浆的流变相容性Table 3. Rheological compatibility of PC–W31L flushing fluid with density of 1.20 kg/L and cement slurry with density of 1.50 kg/L体积比 六速旋转黏度计读数 R ϕ600 ϕ300 ϕ200 ϕ100 ϕ6 ϕ3 95∶5 38 27 22 14 4 2 –57 75∶25 67 42 29 19 4 3 –52 50∶50 73 46 33 21 4 3 –50 25∶75 110 67 50 31 6 4 –40 5∶95 196 131 101 67 13 7 –4 0∶100 203 137 106 71 15 8 注：②为PC–W31L与水泥浆的体积比，下同。 表 4 密度为1.80 kg/L的PC–W31L与密度为1.90 kg/L水泥浆的流变相容性Table 4. The rheological compatibility of PC–W31L flushing fluid with density of 1.80 kg/L and cement slurry with density of 1.90 kg/L体积比 六速旋转黏度计读数 R ϕ600 ϕ300 ϕ200 ϕ100 ϕ6 ϕ3 95∶5 56 34 18 13 2 1 –48 75∶25 65 39 21 16 3 1 –45 50∶50 82 51 32 21 4 2 –40 25∶75 124 71 48 26 5 2 –35 5∶95 232 139 98 55 7 4 –6 0∶100 262 151 108 61 8 5 3）PC–W31L对水泥浆稠化时间和强度的影响。在密度为1.50和1.90 kg/L的水泥浆中分别加入密度为1.20和1.80 kg/L的PC–W31L，测试其稠化时间和水泥石的24 h抗压强度，结果见表5和表6。
表 5 密度为1.20 kg/L的PC–W31L对密度为1.50 kg/L水泥浆稠化时间及抗压强度的影响Table 5. Effect of PC–W31L flushing fluid with density of 1.20 kg/L on the thickening time and compressive strength of cement slurry with density of 1.50 kg/L体积比 稠化时间/min 24 h抗压强度/MPa 100∶0 148 17.2 95∶5 163 15.3 85∶15 178 11.1 75∶25 203 6.4 注：测试条件为90 ℃×40 MPa。 表 6 密度为1.80 kg/L的PC–W31L对密度为1.90 kg/L水泥浆稠化时间及抗压强度的影响Table 6. Effect of PC–W31L flushing fluid with density of 1.80 kg/L on the thickening time and compressive strength of cement slurry with density of 1.90 kg/L体积比 稠化时间/min 24 h抗压强度/MPa 100∶0 204 22.2 95∶5 203 18.2 85∶15 188 14.3 75∶25 176 9.3 注：测试条件为120 ℃×60 MPa。 从表5和表6可以看出，PC–W31L对水泥浆稠化时间和抗压强度的影响均在可控范围之内，不会对固井作业造成影响。
4. 结 论
1）针对现用油基钻井液用水包油型冲洗液无法用润湿测定仪测定其水润湿能力的问题，制备了油基钻井液用冲洗液PC–W31L，其冲洗油基钻井液的作用机理主要为溶解、渗透、乳化、润湿反转和螯合。
2）室内性能评价结果表明，冲洗液PC–W31L对油基钻井液的冲洗效果良好，冲洗界面为水润湿状态，能使油基钻井液由油连续相完全转变为水连续相；而且，该冲洗液与油基钻井液、水泥浆的流变相容性良好，对水泥浆稠化时间和强度的影响均在可控范围内。
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图 2 主剂A加量对冲洗效果的影响
Figure 2. Influence of the dosage of main agent A on the flushing effect
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图 3 辅剂B加量对冲洗效果的影响
Figure 3. Influence of the dosage of assisting agent B on flushing effect
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图 4 不同密度PC–W31L冲洗相应密度油基钻井液的效果
Figure 4. The effect of oil-based drilling fluid with different densities flushed by PC–W31L flushing fluids with corresponding density
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图 5 不同密度PC–W31L冲洗油基钻井液后的界面水润湿效果
Figure 5. Interface water wetting effect of oil-based drilling fluid flushed by PC–W31L flushing fluids with different densities
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图 6 不同密度PC–W31L对相应密度油基钻井液的水润湿能力
Figure 6. The water wetting ability of PC–W31L flushing fluids with different densities for oil-based drilling fluid with corresponding density
表 1 密度1.20 kg/L的PC–W31L与相同密度油基钻井液的流变相容性
Table 1 Rheological compatibility of PC–W31L flushing fluid with density of 1.20 kg/L and oil-based drilling fluid of the same density
体积比① 六速黏度计读数 R ϕ600 ϕ300 ϕ200 ϕ100 ϕ6 ϕ3 0∶100 32 21 16 11 2 1 5∶95 11 7 5 4 1 1 –17 25∶75 18 9 5 3 1 1 –18 50∶50 16 8 6 4 1 1 –17 75∶25 49 27 19 11 2 1 –10 95∶5 68 42 31 19 6 4 –2 100∶0 68 43 32 21 7 6 注：①为PC–W31L与油基钻井液的体积比，下同。 
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表 2 密度为1.80 kg/L的PC–W31L与相同密度油基钻井液的流变相容性
Table 2 The rheological compatibility of PC–W31L flushing fluid with density of 1.80 kg/L and oil-based drilling fluid with the same density
体积比 六速旋转黏度计读数 R ϕ600 ϕ300 ϕ200 ϕ100 ϕ6 ϕ3 0∶100 52 32 24 14 2 1 5∶95 64 34 27 17 3 2 –8 25∶75 58 32 24 15 6 4 –10 50∶50 44 22 16 10 4 2 –15 75∶25 51 28 21 13 5 4 –12 95∶5 82 48 37 24 9 7 –1 100∶0 75 47 37 25 11 9
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表 3 密度为1.20 kg/L的PC–W31L与密度为1.50 kg/L水泥浆的流变相容性
Table 3 Rheological compatibility of PC–W31L flushing fluid with density of 1.20 kg/L and cement slurry with density of 1.50 kg/L
体积比 六速旋转黏度计读数 R ϕ600 ϕ300 ϕ200 ϕ100 ϕ6 ϕ3 95∶5 38 27 22 14 4 2 –57 75∶25 67 42 29 19 4 3 –52 50∶50 73 46 33 21 4 3 –50 25∶75 110 67 50 31 6 4 –40 5∶95 196 131 101 67 13 7 –4 0∶100 203 137 106 71 15 8 注：②为PC–W31L与水泥浆的体积比，下同。
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表 4 密度为1.80 kg/L的PC–W31L与密度为1.90 kg/L水泥浆的流变相容性
Table 4 The rheological compatibility of PC–W31L flushing fluid with density of 1.80 kg/L and cement slurry with density of 1.90 kg/L
体积比 六速旋转黏度计读数 R ϕ600 ϕ300 ϕ200 ϕ100 ϕ6 ϕ3 95∶5 56 34 18 13 2 1 –48 75∶25 65 39 21 16 3 1 –45 50∶50 82 51 32 21 4 2 –40 25∶75 124 71 48 26 5 2 –35 5∶95 232 139 98 55 7 4 –6 0∶100 262 151 108 61 8 5
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表 5 密度为1.20 kg/L的PC–W31L对密度为1.50 kg/L水泥浆稠化时间及抗压强度的影响
Table 5 Effect of PC–W31L flushing fluid with density of 1.20 kg/L on the thickening time and compressive strength of cement slurry with density of 1.50 kg/L
体积比 稠化时间/min 24 h抗压强度/MPa 100∶0 148 17.2 95∶5 163 15.3 85∶15 178 11.1 75∶25 203 6.4 注：测试条件为90 ℃×40 MPa。
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表 6 密度为1.80 kg/L的PC–W31L对密度为1.90 kg/L水泥浆稠化时间及抗压强度的影响
Table 6 Effect of PC–W31L flushing fluid with density of 1.80 kg/L on the thickening time and compressive strength of cement slurry with density of 1.90 kg/L
体积比 稠化时间/min 24 h抗压强度/MPa 100∶0 204 22.2 95∶5 203 18.2 85∶15 188 14.3 75∶25 176 9.3 注：测试条件为120 ℃×60 MPa。
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