5.2.3.1　合成基钻井液体系的性能

在墨西哥湾深水地区的小井眼侧钻超深井中，成功地应用了合成基钻井液体系。在钻该深水井时，最初选用的是盐水／淀粉／浊点聚合醇水基钻井液体系，但当井下条件恶化后发生了压差卡钻，因此最后选用了合成基钻井液体系，顺利完成了钻井作业。这种钻井液体系的综合性能要优于水基钻井液体系和油包水钻井液体系。典型的水基钻井液体系的塑性黏度、热膨胀和压缩性均比常规的原油和合成基钻井液体系低，这会导致ECD降低，同时也增加了对小井眼钻具拉力及扭矩的限制。对于柴油基水包油钻井液体系，由于其比矿物油或合成基钻井液体系更易于压缩，所以也不适合深水钻井作业。而矿物油钻井液体系，为保证零排放和零处理而增加的每桶费用要比使用合成基体系的低，但是当停钻时，驱替留在井眼里的矿物油基钻井液体系而造成污染的风险是不可接受的。

目前国外普遍应用的适用于深水钻井合成基钻井液体系的配方见表5-2。

表5-2　合成基钻井液体系的具体配方

注：密度为14.8 lb／gal，合成基∶水=7∶3。

使用高温高压FANN70®型黏度计，在实验室模拟井下情况测量该钻井液的流变性能，在模拟井下实际压力条件下，给出了40～275℉的性能数据，见表5-3。

表5-3　合成基钻井液体系的流变特性

该井例表明，合成基钻井液体系具有合适的流变性，能够满足井眼和钻井隔水管之间温差的巨大变化，在深水钻井甚至是在进行小井眼侧钻井这样的复杂井时，都表现出了很好的效果。

因为合成基钻井液体系的流变性随给定井下条件的不同而变化很大，所以准确预测钻井液水力状况和ECD对成功完成深水钻井作业非常重要。

5.2.3.2　使用合成基钻井液的优点与局限性

1）优点

①钻速快。

②抑制性好。

③优异的钻屑悬浮能力。

④好的润滑性。

⑤井壁稳定。

⑥降低压差卡钻的发生率。

2）局限性

使用合成基钻井液也存在着一定的局限性，主要表现在以下几个方面：

①成本相对较高。

②容易造成井漏。

③影响地层评价。

实践证明，使用合成基钻井液可以减少事故的出现率，在1996—1997年阿莫克公司的深水钻井史上，使用合成基钻井液可以使事故时间缩短69%，从而大大减少了钻井时间，尽管与水基钻井相比，其成本高，但是综合计算后，仍然能够降低钻井综合成本达55%，钻速提高率高达70%。

5.2.3.3　合成基钻井液流变性影响因素

国外深水钻井中使用最成功的就是合成基钻井液体系，一方面该体系在油水比高时可以有效抑制气体水合物的生成，另一方面该体系具有较好的润滑性、抑制性以及稳定性，大大减少了井下复杂事故的发生率，从而大幅度提高了机械钻速。但是，合成基钻井液体系成本较高，还容易引起井漏从而带来较大的经济损失。下面分析合成基基液、有机土、降滤失剂、油水比对合成基钻井液流变性的影响规律，并找出低温胶凝影响因素。

1）合成基基液性能的影响

合成基基液是配制合成基钻井液的基础材料，是人工合成的有机化合物，完全不与水混溶，为油包水乳液的连续相，是矿物油（柴油、白油）的替代品。其用作合成基基液的材料时应具备以下条件：a.闪点和燃点要高，以确保使用安全；b.芳烃含量低，生物毒性小，且易生物降解，环保性能好，可满足海洋钻井需要；c.基液黏度不宜过高，且随温度变化要小，有利于钻井液流变性的控制和调整，可实现恒流变。

合成基基液从第一代合成基产品发展到目前的第二代产品，其中第一代合成基液有酯、醚、聚α-烯烃（PAO）、缩醛，第二代合成基基液有线性烷基苯（LAB）、线性烷烃（LP）、线性α-烯烃（LAO）和异构烯烃（IO）。进入21世纪，国外发展出了气制油（GTL）合成基基液。

合成基基液制备方法如下：

（1）酯基液

由醇和棕榈仁油生成的脂肪酸反应制得，是最早也是最广泛用于配制钻井液的合成基液之一，合成酯比天然酯（如植物油等）更纯，且稳定性更好，不含任何有毒性的芳香烃物质。

（2）醚基液

通过醇的缩合和氧化作用制得，是R—O—R′型化合物的总称，与酯基有类似的物理性质，不含任何芳香烃物质。目前使用的变体二乙醚比以前使用的单醚更容易产生微生物降解。

（3）聚α-烯烃（PAO）基液

由乙烯聚合制得，其聚合程度较高。在分子链末端保留有双键，因此易产生微生物降解。其性质与白矿物油类似，不含芳香烃和环烃化合物，分子量分布较窄。

（4）缩醛基液

通过醛类缩合制得，除运动黏度和闪点低于酯、醚基液外，其他物理性质类似。由于其相对成本较高，实际使用较少。

（5）线性烷基苯（LAB）基液

化学性质与甲苯类似，但有长链烷基与苯环连接。基液具有运动黏度低的特点，成本较低。因含有芳香烃等毒性物质，故实际使用较少。

（6）线性烷烃（LP）基液

既可通过单纯的合成路线制得，也可通过加氢裂化和利用分子筛方法的多级炼油加工过程中制得。目前国外使用的LP基液大多数是通过炼油加工生产的。虽然炼油加工中生产的LP基液不是真正意义上的合成材料，但此法生产的成本比纯合成方法低，缺点是产品含有少量的芳香烃。

（7）线性α-烯烃（LAO）基液

由乙烯聚合成的直链低聚产品，无支链，且在分子链末端α位置上有双键，分子量范围大约从112到260。不含任何芳香烃，基液黏度低（运动黏度为2.1～2.7 mm2／s）。

（8）异构烯烃（IO）基液

同LAO一样，是不存在支链的线性化合物，由LAO异构化合成，化学组成与LAO相同，结构差异是IO双键位置在中间碳原子之间。由此反映出来的性质差异是倾点明显比LAO的倾点低，这可能是IO的内双键使IO分子在冷却时不能均匀地裹在一起的缘故。由IO基液配制出的钻井液的综合性能特别优良，是目前最为理想的合成基液品种之一。

（9）气制油（GTL）基液

用作油基钻井液基液的气制油为天然气制油的一组馏分油。

上述9种合成基基液以及5＃白油的基本性能，见表5-4。

表5-4　不同类型基液的基本性能

可以看出，9种合成基基液以及5＃白油的闪点都比较高，可以确保使用安全，除了线性烷基苯（LAB）、线性烷烃（LP）和5＃白油含有芳香烃外，其他7种合成基基液不含有芳香烃。相比较而言，线性烷烃（LP）、线性α-烯烃（LAO）、异构烯烃（IO）、气制油（GTL）四种合成基基液的运动黏度要低一些。与9种合成基基液相比，5＃白油的倾点要高一些，只有0℃。

对于深水钻井，重点是要考虑钻井液的低温流变性，即钻井液在温度降至4℃时，其切力不会出现显著增大，更不应该出现胶凝。由于合成基钻井液为油包水钻井液，其结构如图5-1所示，其乳液黏度满足Sibree提出的乳状液黏度公式，即

图5-1　合成基钻井液组成

式中　η0——基液黏度；

φ——分散相体积分数；

h——体积因子。

由上式可以看出，基液的黏度对合成基钻井液的黏度有很大影响，因此须选用自身黏度低且黏度随温度变化小的基液，作为恒流变合成基钻井液基液。

选取酯基、线性烷基苯（LAB）、线性α-烯烃（LAO）、异构烯烃（IO）以及气制油（GTL）五种合成基基液，测定其在不同温度下（4℃、10℃、20℃、40℃、60℃、80℃）的运动黏度，并与5＃白油进行比较，结果见表5-5。(www.daowen.com)

表5-5　基液在不同温度下的运动黏度

（续表）

由表5-5和图5-2可以看出，随着温度的降低，基液的运动黏度也随着增大。相比较而言，线性α-烯烃（LAO）基液在低温下黏度要低一些，而酯基基液在低温下黏度明显要大很多。

图5-2　基液的运动黏度与温度的关系

用酯基基液和线性α-烯烃（LAO）基液配制的合成基钻井液以及用5＃白油配制的油基钻井液，测定其在不同温度下的流变性，结果见表5-6。

表5-6　不同基液配制的钻井液在不同温度下的流变性

注：热滚条件为120℃×16 h。

钻井液配方：［基液∶20%CaCl2水溶液=80∶20］+3%主乳化剂+1%辅乳化剂+3%有机土+1%润湿剂+1%碱度调节剂+重晶石加重到1.16g／cm3。

由表5-6可以看出，由低温下运动黏度高的酯基基液配制的合成基钻井液，在低温下会出现胶凝现象，不适用于深水钻井；线性α-烯烃在4℃时出现低温胶凝。而由白油配制的合成基钻井液，在低温下不会出现胶凝现象，但是没有达到恒流变要求。

综上所述，用于深水钻井的合成基钻井液，要选择基液本身黏度小且其黏随温度变化也小的基液，然后通过处理剂优选，实现钻井液恒流变。

2）有机土加量的影响

有机土是合成基钻井液最常用的增黏剂，它在控制重晶石沉降方面作用显著；但随有机土加量的增加，钻井液的流变性受温度的影响变大。若钻井液中不加有机土，钻井过程中会经常发生重晶石沉降现象，但是有机土加量过大，则钻井液流变性将随温度变化发生明显变化，见表5-7。

表5-7　有机土加量对钻井液性能的影响

（续表）

注：热滚条件为120℃×16 h。

如图5-3、图5-4所示，随着有机土加量的增大，合成基钻井液的YP、Φ6、Φ3值也随着增加，相比较而言，合成基钻井液的YP（4℃）／YP（t）比值也随着增大。即有机土加量低时，钻井液恒流变特性好，但是钻井液的切力低，而有机土加量高时，钻井液恒流变特性差，但是钻井液的切力高。实验中发现，当体系有机土加量低于2%时，体系黏度和切力较低，会发生重晶石沉降；当有机土加量大于4%时，钻井液体系稠化严重，影响体系的流变性。因此，为了使钻井液具有良好的恒流变特性，在保持体系稳定性前提下尽量降低有机土加量。

图5-3　有机土加量对钻井液YP值与温度关系的影响

图5-4　有机土加量对钻井液YP（4℃）／YP（t）比值与温度关系的影响

3）降滤失剂的影响

在合成基钻井液体系中使用的降滤失剂能够在合成基基液中很好地分散，形成亲油性胶体，从而起到控制滤失量和增加钻井液体系稳定性的作用。室内对三种不同类型的降滤失剂进行了性能评价，包括高低软化点沥青、改性树脂降滤失剂等。研究降滤失剂种类对合成基钻井液低温流变性的影响，加量为3%，结果见表5-8。

表5-8　降滤失剂对钻井液性能的影响

注：热滚条件为120℃×16 h。

图5-5　降滤失剂加量对钻井液YP值与温度关系的影响

如图5-5、图5-6所示，降滤失剂作为亲油胶体，其类型不但影响钻井液滤失量，还同时影响钻井液流变性。低软化点（≤120℃）沥青类降滤失剂MORLF具有非常好的降滤失效果，但是低温流变性差，YP（4℃）／YP（t）比值大，即钻井液恒流变特性差。而MOTEX高软化点（≥180℃）沥青类降滤失剂和改性树脂类降滤失剂MOFLB同样具有好的降滤失效果（FLHTHP小于15 ml），但是YP（4℃）／YP（t）比值小一些，钻井液恒流变特性相对好一些。因此，为了使钻井液具有良好的恒流变特性，在满足钻井液滤失量要求前提下选择对钻井液低温流变性影响小的降滤失剂。

图5-6　降滤失剂加量对钻井液YP（4℃）／YP（t）比值与温度关系的影响

4）油水比的影响

合成基钻井液属于油包水乳化钻井液，其水相含量通常用油水比来表示。合成基钻井液的油水比会影响整个体系的流变性、稳定性、滤失量以及成本。在一定含水范围内，合成基钻井液的黏度会随着水相比例的增大而逐渐增大，而且水相比例越大，该合成基钻井液体系的稳定性会下降，尤其是经过高温老化后，稳定性会随着水相比例的增大而急剧恶化。但是，从成本方面来考虑，水相含量越大，越有利于节约成本，降低钻井费用。所以，应选择合理的油水比例。

在不同油水比的条件下，分别测定合成基钻井液体系的流变性能、电稳定性以及滤失量，结果见表5-9。

表5-9　油水比对钻井液性能的影响

（续表）

注：①热滚条件为120℃×16 h。
②“—”表示无数据。

图5-7　油水比对钻井液YP值与温度关系的影响

如图5-7、图5-8所示，随着油水比降低即水相比例越大，钻井液体系的表观黏度、塑性黏度以及切力都随水相比例的增大而增大，体系增稠的现象越严重，而且体系的稳定性逐渐下降。当体系中含水较少时，体系黏度偏低，切力偏低，低温流变性好，即YP（4℃）／YP（t）比值小；当体系中含水较高时，体系黏度增加，切力增加，低温流变性变差，即YP（4℃）／YP（t）比值大。当油水比为70∶30和60∶40时，体系在低温（4℃）时的流变性已经稠化，无法测定黏度，其破乳电压也显著降低，即体系的稳定性变差。因此，为了使钻井液具有良好的恒流变特性，需要控制合适的油水比例。

图5-8　油水比对钻井液YP（4℃）／YP（t）比值与温度关系的影响

5）合成基钻井液流变性大小影响因素分析

采用正交试验设计方法，对合成基钻井液流变性影响因素大小顺序进行研究，以确定影响合成基钻井液流变性的主要因素。

在前面单因素研究的基础上，以低温4℃动切力和高温80℃动切力的比值YP（4℃）／YP（80℃）作为评价指标设计正交试验。影响合成基钻井液流变性的主要因素有基液类型、有机土加量、降滤失剂类型以及油水比，其中每个因素选取三个水平。正交试验因素与水平见表5-10。

表5-10　正交试验因素与水平

按选定的正交表，完成9次实验，结果见表5-11。

表5-11　正交试验的试验方案和实验结果

对指标K、平均指标k及极差R进行计算分析，结果见表5-12。

由表5-12可以看出，对合成基钻井液流变性影响因素大小顺序为：基液类型＞油水比＞有机土加量＞降滤失剂种类。

表5-12　正交试验的指标K、平均指标k及极差R