The Development and Application of High Temperature Resistant and Strong Inhibitive Water-Based Drilling Fluid for Deepwater Drilling
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摘要:
深水钻井时存在复杂地层井眼失稳、大温差下钻井液流变性调控困难等技术难题，需要研发适用于深水钻井的抗高温强抑制性水基钻井液。以丙烯酰胺、烷基季铵盐和2–丙烯酰胺基–2–甲基丙磺酸为单体，采用水溶液聚合法合成了深水钻井用低相对分子质量的聚合物包被抑制剂Cap；以Cap为主要处理剂，并优选其他处理剂，构建了深水抗高温强抑制水基钻井液。室内性能评价表明，低相对分子质量的聚合物包被抑制剂Cap对钻井液流变性的影响较小，包被抑制作用强；深水抗高温强抑制水基钻井液低温流变性良好，可抗160 ℃高温，高温高压滤失量小于9 mL，三次岩屑滚动回收率大于70%，抑制性强，可分别抗25.0%NaCl、0.5%CaCl2和8.0%劣土污染。该钻井液在南海4口深水油气井钻井中进行了现场试验，取得了良好的应用效果，解决了低温增稠及井眼失稳等技术难题，具有现场推广应用价值。
Abstract:Some technical challenges are often encountered in deepwater drilling such as borehole instability through complex formations and the rheological regulation of drilling fluids under conditions of large temperature differences. Thus it is necessary to develop high temperature resistant and strong inhibitive water-based drilling fluids for deepwater drilling. Taking acrylamide, alkyl quaternary ammonium salt and 2-acrylamido-2-methylpropanesulfonic acid as the monomers, a low relative molecular mass polymer encapsulating agent for deepwater drilling was synthesized through aqueous solution polymerization. Then, taking this agent as the main treatment agent, and other treatment agents, a deepwater high temperature resistant and strong inhibitive water-based drilling fluid was prepared. The results of laboratory evaluation demonstrated that the low relative molecular mass polymer encapsulating agent has little effect on the rheology of drilling fluid and in fact exhibits strong encapsulating ability. It presents a good low temperature rheology and high temperature resistance at 160 °C. Its filtration loss at high temperature and high pressure is within 9 mL, the triple-rolling cuttings recovery rate is over 70%, and the encapsulating ability is strong enough to resist fouling of 25.0% NaCl, 0.5% CaCl2 and 8.0% poor clay, respectively. This drilling fluid has been tested in deepwater drilling in the South China Sea, and achieved good on-site application effects, which solved the technical problems such as low temperature thickening and borehole instability, and also the potential for the promotion of future applications.
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Keywords:
- water-based drilling fluid /
- deepwater drilling /
- inhibitor /
- drillingfluid property /
- field testing
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由于海洋深水油气储量巨大，海洋油气勘探开发备受关注[1–3]。与陆地钻井相比，深水钻井面临钻井液低温流变性调控困难、窄安全密度窗口地层易井漏、环保问题突出等诸多技术难题[4–9]。尽管油基/合成基钻井液具有良好的抑制性和润滑性，但成本较高和日益严格的环保政策限制了其应用范围和进一步的发展[10]。
为了替代油基钻井液，国外公司研发出高性能水基钻井液，在海洋深水钻井中效果显著[7, 11–13]。2007年以来，国内开始自主研发高性能水基钻井液及其关键处理剂[6, 14–19]。目前高分子聚合物包被抑制剂相对分子质量较大，在深水低温下容易引起钻井液严重增稠，导致钻井液循环当量密度骤增，从而引发井漏，同时还会造成黏附振动筛等问题。同时，随着水深及井深增加，钻井液面临的“低温–高温”温差更大，对其性能调控提出了更高要求。为了改善钻井液的低温流变性、抑制性，笔者以丙烯酰胺（AM）、烷基季铵盐和2–丙烯酰胺基–2–甲基丙磺酸（AMPS）为单体，研制了一种深水用低相对分子质量聚合物包被剂，并优化得到了新型深水抗高温强抑制钻井液，现场试验效果较好。
1. 包被抑制剂的合成及性能评价
1.1 包被抑制剂的合成
基于深水钻井井壁稳定机理研究[20–22]，通过水溶液自由基聚合反应，合成了深水包被抑制剂Cap。在四口烧瓶中加入一定量的丙烯酰胺（AM）、烷基季铵盐和2–丙烯酰胺基–2–甲基丙磺酸（AMPS），以去离子水为溶剂，在通氮气条件下，保持反应温度为60 ℃，加入亚硫酸氢钠和过硫酸铵作为引发剂，持续搅拌。反应一段时间后，加入巯基乙酸以终止反应，然后用丙酮萃取得到包被抑制剂。产物的分子结构如图1所示，其分子结构中存在—CH2SO3Na等吸附基团，可保证其有效吸附在黏土颗粒表面，同时其具有—CONH2和阳离子化基团和适宜的相对分子质量，既保证了包被抑制剂具有适当的抑制性，又可兼顾低温流变性。
试验结果表明，随着烷基季铵盐加量增大，产物的相对分子质量降低，阳离子度升高；随着AM加量增大，产物的相对分子质量升高，阳离子度降低。
为获得最优的合成条件，在单因素试验的基础上设计了正交试验。以滚动分散回收率为考察指标，设计四因素三水平正交试验，考察单体配比、单体加量、引发剂质量分数和反应时间等4个因素对滚动分散回收率的影响，结果见表1。
表 1 L9（34）正交试验设计及试验结果Table 1. L9 (34) orthogonal test design and test results试验
序号因素 回收率，
%单体
配比单体加
量，%引发剂质量分数，% 反应时间/
h1 6∶2∶1 20 0.2 4 68.49 2 6∶2∶1 25 0.4 5 67.13 3 6∶2∶1 30 0.6 6 61.56 4 6∶3∶2 20 0.4 6 68.04 5 6∶3∶2 25 0.6 4 71.96 6 6∶3∶2 30 0.2 5 68.49 7 8∶2∶1 20 0.6 5 66.94 8 8∶2∶1 25 0.2 6 67.76 9 8∶2∶1 30 0.4 4 71.50 K1 0.657 0.678 0.683 0.707 K2 0.695 0.689 0.689 0.675 K3 0.687 0.672 0.668 0.658 极差 0.041 0.019 0.023 0.053 较优水平 6∶3∶2 25 0.4 4 因素排序 2 4 3 1 从表1可以看出，反应时间的极差最大，其余依次为单体配比、引发剂质量分数和单体加量。根据正交试验结果，得到最优合成条件为：单体配比6∶3∶2，单体总质量分数25.0%，引发剂质量分数0.4%，反应时间4 h。
1.2 结构表征
1.2.1 红外光谱分析
利用NEXUS傅里叶红外光谱仪，采用溴化钾压片法，测试包被抑制剂Cap在波数4 000～400 cm–1的红外吸收光谱，结果如图2所示。
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图 2 包被抑制剂Cap红外光谱测试结果Figure 2. Infrared spectrum test results of encapsulating agent Cap从图2可以看出：1 670 cm–1处的吸收峰为酰胺基团中的C＝O；1 450 cm–1处的吸收峰为―CH―N+(CH3)3中亚甲基的伸缩振动吸收峰，表明产物中存在烷基季铵盐链节；1 210.2 cm–1处的吸收峰是―SO3–的振动吸收峰，表明产物中含有AMPS链节，说明3种单体充分进行了反应。
1.2.2 凝胶渗透色谱分析
采用马尔文270max型GPC凝胶色谱仪，测试了包被抑制剂Cap的相对分子质量。结果表明，其相对分子质量小于40万，远小于传统包被抑制剂（200万以上），对钻井液黏度的影响相对较小。
1.3 性能评价
1.3.1 低温流变性
选取目前常用的性能较好的包被抑制剂KPAM、FA367、国外包被抑制剂及包被抑制剂Cap，配制基浆，配方为4.0%膨润土浆 +0.5%PAC-LV+1.0%改性淀粉+3.0%KCl+10.0%NaCl。将0.20% FA367、0.25%KPAM、0.25%Cap和0.25%国外包被剂分别加入到基浆中，测试其在4 和25 ℃温度下的流变性能，以评价包被抑制剂对钻井液低温流变性的影响，结果见表2。
表 2 不同流体在4和25 ℃温度下的流变参数Table 2. Rheological parameters of different test solutions at 4 °C/25 °C试验流体 表观黏度/
（mPa·s）塑性黏度/
（mPa·s）动切力/
Pa4 ℃ 25 ℃ 4 ℃ 25 ℃ 4 ℃ 25 ℃ 基浆+0.20%FA367 52.0 34.0 36.5 23.0 15.5 11.0 基浆+0.25%KPAM 83.0 49.0 60.0 35.0 23.0 14.0 基浆+0.25%Cap 40.5 28.0 29.5 20.5 11.0 7.5 基浆+0.25%国外
包被抑制剂61.5 42.5 45.0 31.0 16.2 11.5 从表2可以看出：加入0.25%国外包被抑制剂和0.25%Cap的基浆在4 ℃温度下的表观黏度分别为61.5 和40.5 mPa·s，与加入国外包被抑制剂相比，加入0.25%Cap基浆的表观黏度降低34%，表明低相对分子质量的包被抑制剂Cap对钻井液黏度的影响更小，有利于钻井液流变性的调控；基浆加入包被抑制剂Cap和国外包被剂后在4 和25 ℃温度下的表观黏度比和塑性黏度比均小于1.5，表明其对钻井液低温流变性影响较小，适用于深水钻井作业。
1.3.2 抑制性能
利用页岩滚动分散实验方法[20]，测试岩屑在1.0%不同包被抑制剂溶液中的回收率。测试条件是在77 ℃下滚动16 h。测试结果为：岩屑在清水、1.0%Cap溶液和国外同类包被抑制剂溶液中的回收率分别为5.1%、87.6%和65.9%，可见包被抑制Cap的页岩水化抑制性能较好。岩屑在传统高分子包被剂PHPA溶液中的回收率为94.6%，这是因为PHPA相对分子质量较大，因此回收率较高，但其过高的相对分子质量可能使钻井液黏度急剧升高，流变性调控困难。
2. 抗高温强抑制水基钻井液的构建
根据深水钻井的需求，通过优化抗高温稳定剂加量，优选抗高温降滤失剂及其他处理剂，构建了深水抗高温强抑制水基钻井液。
2.1 抗高温稳定剂加量优化
钻井液稳定剂STBHT是由多种功能单体聚合而得的聚合物，应用较为广泛，适用温度范围广。稳定剂STBHT的溶解速度快、相对分子质量高且分布窄，具有良好的耐盐、耐低温性及抗高温能力，与各类钻井液处理剂配伍性好。因此，选取稳定剂STBHT作为抗高温深水高性能水基钻井液的抗高温稳定剂，并进行加量优化试验。
试验浆的配方为：1.5%海水膨润土浆+0.2%NaOH+0.2%Na2CO3+1.0% 增黏剂FLO+0.1%Cap+3.0%封堵剂FT–1+1.0%聚胺抑制剂 +稳定剂STBHT+5.0%NaCl+10.0%甲酸钾+重晶石（加重至1.85 kg/L），改变稳定剂STBHT的加量，测试试验浆的流变性能、滤失性能，结果见表3。
表 3 稳定剂STBHT加量对试验浆老化后性能的影响Table 3. Effect of stabilizer STBHT dosage on the performance of experimental slurry after agingSTBHT加
量，%表观黏度/
(mPa·s)动切力/
Pa高温高压滤失量/
mL1.0 45.0 2.0 15.6 2.0 67.0 7.0 8.8 3.0 107.5 19.5 8.0 4.0 77.5 14.5 6.0 注：老化条件为150 ℃下老化16 h。 从表3可以看出：随着稳定剂STBHT加量增大，试验浆的高温高压滤失量逐渐减小；稳定剂STBHT加量为3.0%时，表观黏度和动切力达到最大，随后随其加量增大逐渐降低；稳定剂STBHT加量为2.0%时动切力适中，高温高压滤失量小于10 mL，因此稳定剂STBHT的最优加量为2.0%。
2.2 抗高温降滤失剂优选
以3.0%钠膨润土+0.2%NaOH+0.2%Na2CO3为基浆，将常用的抗高温降滤失剂加入基浆中，在180 ℃条件下热滚16 h后，测试其API滤失量和180 ℃、3.5 MPa条件下的高温高压滤失量，结果见表4。
表 4 抗高温降滤失剂优选试验结果Table 4. Experimental results of a high temperature resistant filtrate reducer试验浆 pH值 API滤失量/
mL高温高压
滤失量/mL基浆 9.0 21.0 >50.0 基浆+1.0% DRISTEMP 9.0 7.5 19.2 基浆+1.0% HTFL 9.0 8.2 20.6 基浆+1.0% PSC 9.5 11.4 25.4 基浆+1.0% PJA-2 9.5 10.6 24.8 基浆+1.0% SF 9.5 15.2 36.8 基浆+1.0% SMP-1 9.0 12.2 28.2 基浆+1.0% SMP-2 9.5 7.8 19.2 基浆+1.0% CXB-3 9.0 10.4 22.2 从表4可以看出，经180℃/16 h热滚后，基浆的API滤失量和高温高压滤失量均最大，DRISTEMP、HTFL和SMP–2的降滤失效果较好，热滚后的API滤失量均小于10 mL，高温高压滤失量均为20 mL左右。考虑成本及环保问题，初步优选HTFL作为深水抗高温强抑制水基钻井液的抗高温降滤失剂。
此外，优选了流性调节剂FLOTROL、封堵剂FT-1、聚胺强抑制剂PF-UHIB和润滑剂SD-505。在此基础上，确定深水抗高温强抑制水基钻井液配方为：1.5%海水膨润土浆 +0.2%Na2CO3 +0.2%NaOH+1.0%流性调节剂FLOTROL+1.0%高温降滤失剂HTFL+0.5%新型包被抑制剂Cap+3.0%封堵剂FT–1+1.0%聚胺抑制剂+2.0%稳定剂STBHT+3.0%润滑剂+5.0%NaCl+10.0%甲酸钾+重晶石。
3. 抗高温强抑制水基钻井液性能评价
3.1 抗温性能
测试了新型深水抗高温强抑制水基钻井液经不同温度老化后的流变性、滤失性和润滑性能，结果见表5。
表 5 不同温度老化前后钻井液性能测试结果Table 5. Results of drilling fluid performance test before and after aging at different temperatures条件 表观黏度/
(mPa·s)塑性黏度/
(mPa·s)动切力/
Pa静切力/Pa API滤失量/
mL高温高压
滤失量/mLpH值 密度/
(kg·L–1)极压润滑
系数滤饼黏滞
系数初切 终切 老化前 77 59 18 10 14 2.0 10 1.50 120℃/16 h 71 59 12 6 10 2.2 5.6 9 1.49 0.085 1 0.119 140℃/16 h 68 54 14 7 11 2.6 6.2 9 1.50 0.085 9 0.117 160℃/16 h 67 50 17 5 7 2.4 8.8 9 1.49 0.083 6 0.112 170℃/16 h 50 38 12 4 8 8.2 25.4 9 1.50 0.087 9 0.128 180℃/16 h 34 33 1 1 1 16.8 60.2 9 1.50 0.092 5 0.126 注：高温高压滤失量测试条件为同一老化温度/3.5 MPa。 从表5可以看出，在温度100～160 ℃时，随老化温度升高，钻井液的黏度和切力逐渐降低，API滤失量和高温高压滤失量逐渐增大。在160 ℃下老化后钻井液的流变性能较为稳定，高温高压滤失量为8.8 mL，极压润滑系数和滤饼黏滞系数均较小，表明该钻井液可抗160 ℃高温；温度继续升高，钻井液的黏度和切力显著降低，API滤失量和高温高压滤失量剧增，表明此时钻井液性能恶化，钻井液组分间形成的网架结构被破坏，钻井液性能部分失效。
3.2 低温流变性能
采用FANN77流变仪测试深水抗高温强抑制钻井液在4～50 ℃温度下的流变性，结果见表6。
表 6 深水抗高温强抑制钻井液低温流变性测试结果Table 6. Results of low temperature rheological test for deep water high temperature resistant and strong inhibitive drilling fluid阶段 温度/℃ 表观黏度/(mPa·s) 塑性黏度/(mPa·s) 动切力/Pa 升温 4 96 73 23 8 92 69 23 15 85 65 20 25 77 59 18 40 68 51 17 50 65 49 16 降温 40 70 57 13 25 72 63 9 15 80 69 11 8 94 71 23 4 97 73 24 从表6可以看出，在升温过程中，钻井液的黏度和切力随温度升高有所降低，50 ℃时钻井液的表观黏度为65 mPa·s，塑性黏度为49 mPa·s，动切力为16 Pa，表明其仍具有较好的黏度和切力；在降温过程中，钻井液的黏度和切力随温度降低逐渐升高，出现一定程度的增稠现象，4 ℃时钻井液的表观黏度为97 mPa·s，塑性黏度为73 mPa·s，动切力为24 Pa，与测试初始时相比变化不大，表明该钻井液具有良好的低温流变性能，可以满足深水钻井的低温需求。
3.3 抑制性能
用取自南海某油田的岩屑，通过岩屑三次滚动回收试验评价深水抗高温强抑制钻井液在120 ℃温度下的抑制性能[23]，结果见表7。从表7可以看出，岩屑在深水抗高温强抑制水基钻井液中的三次滚动回收率仍然大于70%，与油基钻井液基本相当，说明深水抗高温强抑制水基钻井液中的聚胺抑制剂和新型深水包被抑制剂Cap协同作用可抑制泥页岩水化分散，作用时间较长，表明其具有优良的页岩水化抑制性能。
表 7 岩屑三次滚动回收率测试结果Table 7. Results of three times rolling cuttings recovery rate test流体 滚动回收率，% 一次 二次 三次 清水 31.21 10.51 3.60 深水抗高温强抑制水基钻井液 88.35 80.64 73.66 油基钻井液 93.87 84.72 74.22 3.4 抗污染性能
深水抗高温强抑制水基钻井液在150 ℃温度下热滚16 h后，测试其抗劣土、抗CaCl2及抗NaCl性能，结果见表8。
表 8 深水抗高温强抑制钻井液抗污染测试结果Table 8. Results of fouling resistant test for deep water high temperature resistant and strong inhibitive drilling fluid污染物 表观黏度/
(mPa·s)塑性黏度/
(mPa·s)动切力/
PapH值 高温高压
滤失量/mL67 50 17 9 8.8 3.0%劣土 83 53 30 9 7.2 5.0%劣土 86 59 27 9 8.4 8.0%劣土 95 73 22 9 12.8 0.3%CaCl2 73 51 22 9 9.8 0.5%CaCl2 89 62 27 9 13.2 1.0%CaCl2 114 79 35 7 19.6 5.0%NaCl 75 60 15 9 9.4 15.0% NaCl 91 76 15 9 10.2 25.0% NaCl 115 85 30 7 18.8 从表8可以看出：随着劣土加量逐渐增加，钻井液的表观黏度逐渐升高，高温高压滤失量略有增大，但均小于13 mL，表明钻井液抗劣土污染能力较强；随CaCl2加量增大，钻井液的表观黏度逐渐升高、高温高压滤失量逐渐增大，钻井液受到Ca2+污染，各组分间形成的网架结构受到一定影响，加量达到0.5%时，钻井液仍然保持较好的流变性能和滤失性能，表明其具有一定的抗钙污染能力；随着NaCl加量增大，钻井液的黏度逐渐升高，高温高压滤失量逐渐增大，但均小于20 mL，流变性能较为稳定，表明其具有一定的抗NaCl污染能力。
4. 现场试验
深水抗高温强抑制钻井液在南海某深水油田4口井进行了现场试验，试验井段均钻进顺利，钻井液黏切性能较好，滤失性能稳定，与应用其他钻井液的邻井相比，井眼更稳定，钻井周期短，未发生井下故障。以L–3井为例介绍其现场试验情况。
L–3井井深超过3 500.00 m，水深超过900.00 m，二开井段地层温度较低，常规钻井液低温增稠现象严重；地层破裂压力梯度低，安全密度窗口较窄，容易发生井漏和井塌等复杂情况；且井眼不规则，造成环空返速低，携带钻屑及掉块困难。因此，当采用原钻井液出现井下垮塌影响钻井安全时，及时转换为深水抗高温强抑制水基钻井液，调整流性调节剂加量，加入承压封堵剂提高井壁承压能力，增加抑制剂、封堵剂加量，精确控制钻井液密度，并适当加大排量，解决了钻井液低温增稠、井眼失稳、黏附振动筛及钻头泥包等问题，顺利完成该井段钻进作业。该井二开钻井液配方为二开井浆+0.2%Na2CO3+ 0.2%NaOH+0.7%～1.5%流性调节剂FLOTROL+1.0%～2.0%新型包被抑制剂Cap+3.0%～5.0%封堵剂FT–1 +0.5%～2.0% 聚胺抑制剂+3.0%～5.0%润滑剂+5.0%NaCl+10.0%甲酸钾+重晶石，其性能参数见表9。
表 9 L-3井不同开次钻井液的性能Table 9. Performance of drilling fluids in various spud sections of Well L-3开次 密度/(kg·L–1) pH值 漏斗黏度 /s 塑性黏度/（mPa·s) 动切力/Pa 中压滤失量/mL 滤饼厚度/mm 高温高压滤失量/mL 二开 1.15～1.18 10 61–65 34 14 2.8 0.4 三开 1.20～1.24 10 89–91 48 11 3.8 0.6 11.8 L–3井预计完钻井底温度高达140 ℃，为此采取了以下钻井液性能维护处理技术措施：1）适当加大钻井液中高温降滤失剂加量，同时注意监测钻井液流变性的变化，及时调整流性调节剂加量，适当加入降黏剂；2）加入1.0%高温保护剂，以维持钻井液高温下的流变性和滤失性；3）使钻井液屈服值保持在13～18 Pa；4）钻至目的层前，加入2.0%成膜防塌剂，进一步改善滤饼质量；5）及时补充聚胺、包被抑制剂Cap和润滑剂，维护钻井液的抑制性和润滑性；6）完钻前，向钻井液中加入成膜防塌剂和FT–1，进一步改善滤饼质量；7）长起钻前，补充1.0%润滑剂，以增强钻井液及滤饼的润滑性。
由于该井三开井段温度较高，钻井液流变性调控较为困难，且井下垮塌风险较高，因此三开井段适当调整了流性调节剂加量，同时适当增大了高温降滤失剂、抑制剂及防塌剂加量。三开井段钻井液配方为1.5%海水膨润土浆+0.2%Na2CO3 +0.2%NaOH +0.5%～1.0%流性调节剂FLOTROL+1.0%磺化丹宁+0.7%～2.0%包被抑制剂Cap+ 1.0%～2.0%高温保护剂+2.0%～4.0%成膜防塌剂+ 4.0%～5.0%封堵剂FT–1 +1.0%～3.0% 聚胺抑制剂+1.0%～4.0%高温降滤失剂STBHT +3.0%润滑剂+5.0%NaCl+10.0%甲酸钾+重晶石，其性能参数见表9。该钻井液高温下的流变性、滤失性稳定，润滑性好，施工过程中未发生井下故障，顺利钻至设计井深，起下钻畅通，测井和下套管顺利到底。
5. 结论与建议
1）为解决深水钻井中钻井液低温流变性调控困难、抑制性不足等技术难题，研发了一种适用于深水钻井液的低相对分子质量聚合物包被抑制剂Cap，其相对分子质量小于40万，远低于传统的包被抑制剂；与常用包被抑制剂相比，Cap的包被抑制作用强，对钻井液黏度的影响较小，可缓解钻井液低温增稠问题。
2）以新型深水包被抑制剂Cap为基础，构建了深水抗高温强抑制水基钻井液，其低温流变性和高温老化后的流变性良好，抑制性强，抗污染能力强。
3）深水抗高温强抑制水基钻井液在南海某深水油田4口井进行了现场试验，试验井段钻进顺利，钻井液黏切性能较好，滤失性能稳定，解决了钻井液低温增稠、井眼失稳、黏附振动筛及钻头泥包等问题，取得了良好的现场应用效果。
4）建议进一步开展深水“低温–高温”大温差“恒流变”钻井液理论与技术研究，为高效勘探开发深水高温高压油气提供技术保障。
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图 2 包被抑制剂Cap红外光谱测试结果
Figure 2. Infrared spectrum test results of encapsulating agent Cap
表 1 L9（34）正交试验设计及试验结果
Table 1 L9 (34) orthogonal test design and test results
试验
序号因素 回收率，
%单体
配比单体加
量，%引发剂质量分数，% 反应时间/
h1 6∶2∶1 20 0.2 4 68.49 2 6∶2∶1 25 0.4 5 67.13 3 6∶2∶1 30 0.6 6 61.56 4 6∶3∶2 20 0.4 6 68.04 5 6∶3∶2 25 0.6 4 71.96 6 6∶3∶2 30 0.2 5 68.49 7 8∶2∶1 20 0.6 5 66.94 8 8∶2∶1 25 0.2 6 67.76 9 8∶2∶1 30 0.4 4 71.50 K1 0.657 0.678 0.683 0.707 K2 0.695 0.689 0.689 0.675 K3 0.687 0.672 0.668 0.658 极差 0.041 0.019 0.023 0.053 较优水平 6∶3∶2 25 0.4 4 因素排序 2 4 3 1 
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表 2 不同流体在4和25 ℃温度下的流变参数
Table 2 Rheological parameters of different test solutions at 4 °C/25 °C
试验流体 表观黏度/
（mPa·s）塑性黏度/
（mPa·s）动切力/
Pa4 ℃ 25 ℃ 4 ℃ 25 ℃ 4 ℃ 25 ℃ 基浆+0.20%FA367 52.0 34.0 36.5 23.0 15.5 11.0 基浆+0.25%KPAM 83.0 49.0 60.0 35.0 23.0 14.0 基浆+0.25%Cap 40.5 28.0 29.5 20.5 11.0 7.5 基浆+0.25%国外
包被抑制剂61.5 42.5 45.0 31.0 16.2 11.5
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表 3 稳定剂STBHT加量对试验浆老化后性能的影响
Table 3 Effect of stabilizer STBHT dosage on the performance of experimental slurry after aging
STBHT加
量，%表观黏度/
(mPa·s)动切力/
Pa高温高压滤失量/
mL1.0 45.0 2.0 15.6 2.0 67.0 7.0 8.8 3.0 107.5 19.5 8.0 4.0 77.5 14.5 6.0 注：老化条件为150 ℃下老化16 h。
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表 4 抗高温降滤失剂优选试验结果
Table 4 Experimental results of a high temperature resistant filtrate reducer
试验浆 pH值 API滤失量/
mL高温高压
滤失量/mL基浆 9.0 21.0 >50.0 基浆+1.0% DRISTEMP 9.0 7.5 19.2 基浆+1.0% HTFL 9.0 8.2 20.6 基浆+1.0% PSC 9.5 11.4 25.4 基浆+1.0% PJA-2 9.5 10.6 24.8 基浆+1.0% SF 9.5 15.2 36.8 基浆+1.0% SMP-1 9.0 12.2 28.2 基浆+1.0% SMP-2 9.5 7.8 19.2 基浆+1.0% CXB-3 9.0 10.4 22.2
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表 5 不同温度老化前后钻井液性能测试结果
Table 5 Results of drilling fluid performance test before and after aging at different temperatures
条件 表观黏度/
(mPa·s)塑性黏度/
(mPa·s)动切力/
Pa静切力/Pa API滤失量/
mL高温高压
滤失量/mLpH值 密度/
(kg·L–1)极压润滑
系数滤饼黏滞
系数初切 终切 老化前 77 59 18 10 14 2.0 10 1.50 120℃/16 h 71 59 12 6 10 2.2 5.6 9 1.49 0.085 1 0.119 140℃/16 h 68 54 14 7 11 2.6 6.2 9 1.50 0.085 9 0.117 160℃/16 h 67 50 17 5 7 2.4 8.8 9 1.49 0.083 6 0.112 170℃/16 h 50 38 12 4 8 8.2 25.4 9 1.50 0.087 9 0.128 180℃/16 h 34 33 1 1 1 16.8 60.2 9 1.50 0.092 5 0.126 注：高温高压滤失量测试条件为同一老化温度/3.5 MPa。
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表 6 深水抗高温强抑制钻井液低温流变性测试结果
Table 6 Results of low temperature rheological test for deep water high temperature resistant and strong inhibitive drilling fluid
阶段 温度/℃ 表观黏度/(mPa·s) 塑性黏度/(mPa·s) 动切力/Pa 升温 4 96 73 23 8 92 69 23 15 85 65 20 25 77 59 18 40 68 51 17 50 65 49 16 降温 40 70 57 13 25 72 63 9 15 80 69 11 8 94 71 23 4 97 73 24
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表 7 岩屑三次滚动回收率测试结果
Table 7 Results of three times rolling cuttings recovery rate test
流体 滚动回收率，% 一次 二次 三次 清水 31.21 10.51 3.60 深水抗高温强抑制水基钻井液 88.35 80.64 73.66 油基钻井液 93.87 84.72 74.22
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表 8 深水抗高温强抑制钻井液抗污染测试结果
Table 8 Results of fouling resistant test for deep water high temperature resistant and strong inhibitive drilling fluid
污染物 表观黏度/
(mPa·s)塑性黏度/
(mPa·s)动切力/
PapH值 高温高压
滤失量/mL67 50 17 9 8.8 3.0%劣土 83 53 30 9 7.2 5.0%劣土 86 59 27 9 8.4 8.0%劣土 95 73 22 9 12.8 0.3%CaCl2 73 51 22 9 9.8 0.5%CaCl2 89 62 27 9 13.2 1.0%CaCl2 114 79 35 7 19.6 5.0%NaCl 75 60 15 9 9.4 15.0% NaCl 91 76 15 9 10.2 25.0% NaCl 115 85 30 7 18.8
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表 9 L-3井不同开次钻井液的性能
Table 9 Performance of drilling fluids in various spud sections of Well L-3
开次 密度/(kg·L–1) pH值 漏斗黏度 /s 塑性黏度/（mPa·s) 动切力/Pa 中压滤失量/mL 滤饼厚度/mm 高温高压滤失量/mL 二开 1.15～1.18 10 61–65 34 14 2.8 0.4 三开 1.20～1.24 10 89–91 48 11 3.8 0.6 11.8
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