深井水基钻井液流变性影响因素的实验研究.pdf

第 2 7卷 201 0互 第 1 期 1月 钻井液与完井液 DRI LLI NG FLUI D COM PLETI ON FLUI D 、 ， o 1 ． 27 No．1 J a n．201 0 文章编号 1 0 0 1 5 6 2 0 2 0 1 0 0 1 ． 0 0 1 7 0 4 深井水基钻井液流变性影响因素的实验研究 王富华 ， 王瑞和 ， 王力 2 ， 刘江华 ， 李军 1 ． 中国石油大学 华东 石油工程学院，山东东营 ； 2 ． 大庆油田有限责任公司采油工程研究院，黑龙江大庆 摘要针对室内配制的水基钻井液，主要考察了配浆土的种类及配比、自制高温护胶剂GHJ 一 1 加量、以及钻井 液密度对水基 钻井液黏度、切力等流变参数 的影响，另外还考察 了钻井液老 化温度和老化 时间的影响。 实验结果表 明， 低 密度 固相是 影响水基钻井液高温流变性的主要 因素， 适 当控制钻 井液中黏土含量和采用抗 高温 的抗盐土海泡石， 可以有效控制高密度水基钻井液的高温流变性，在中低密度 1 ． 5 g ／ c m 盐水钻井液中保持黏土总量为3 ％、钠膨润土 海泡石为 1 2 ，在高密度盐水钻井液 1 ． 8 g ／ c m 中保持黏土总量不超过 2 ％、钠膨润土 海泡石为 l 1时，有利于流 变性的控制。GHJ 一 1 加量为 1 ． 0 ％～ 1 ． 5 ％ 时钻井液的流变性能较理想，在 G HJ 一 1 存在下，老化温度和老化时间对钻 井液流变性影响较小，在维护处理时注意适当补充处理利的浓度，才能维持钻井液流变参数在合理的范围内。 关键词 深水钻井 ； 水基钻井液 ； 流变性 ；黏土 ； 高温护胶 剂 中图分类号 T E 2 5 4 ． 2 文献标识码 A 在深井钻井过程 中，钻井液面临井下高温 、高 压的技术难题 。由于油基钻井液存在环境保护和成 本等 自身难以克服的问题 ，因此 目前多采用高密度 水基钻井液。但是高密度水基钻井液由于本身 固相 含量高，在高温作用下，钻井液的流变性难 以控制。 因此从钻井液最基本的组分出发 ，对水基钻井液流 变性的影响因素进行了实验研究 ，为深井水基钻井 液配方研制及现场使用维护提供 了室 内依据 [ 1 - 3 1 1 不同因素对钻井液黏度和切力的影响 1 ． 1 黏土种类和配比 钻井液黏土高温容量限是指钻井液在高温下保 持良好的流变性能所能允许的最高和最低黏土含量。 它是钻井液体系的一个 固有性质。当实际黏土含量 超过其容量上限时，钻井液在高温作用下会发生增 黏、胶凝 现象 ，高温作用后则呈现增稠、胶凝、甚 至固化等现象 ；当实际黏土含量低于其容量下限时， 钻井液则会发生高温作用下降黏，高温作用后减稠 的现象。钻井液黏土高温容量上、下限参数 中，上 限对钻井液流变性最重要。上限越高，上、下限差 值越大， 钻井液流变性越好控制， 反之则越困难 [4 - 5 ] o 1 黏土对 中低密度盐水 基浆黏度和切力 的影 响。实验主要考查钠膨润土与海泡石配 比对钻井液 表观黏度 、塑性黏度和动切力的影响，结果见表 1 。 基浆配方如下 均用重晶石加重至密度为 1 ． 5 g ／ c m 1 1 ％钠膨润土 3 ％海泡石 1 5 ％Na C 1 2 1 ％钠膨润土 2 ％海泡石 1 5 ％Na C 1 3 2 ％钠膨润土 2 ％海泡石 1 5 ％Na C 1 4 4 ％ 钠膨润土 l 5 ％Na C 1 表 1 钠膨润土与海泡石配 比对 中低密度盐水基 浆表观黏度、塑性黏 度和动切 力的影响 注 老化条件为 2 2 0℃、1 6 h 。 从表 1 可以看出，不同配比的钠膨润土与海泡 石盐水体系，老化后塑性黏度均变小 ，动切力均增 第一作者简介 王富华，副教授，1 9 6 8年生，1 9 9 6年毕业于中国石油大学 华东 ，现在主要从事油田化学和油气层保 护方面的教学和科研工作。地址 山东省东营市北一路 7 3 9号 ； 邮政编码 2 5 7 0 6 1；电话 O 5 4 6 8 3 9 8 0 9 9 ／ 1 3 3 4 5 0 5 O 5 2 7 ； E ma i l z g s d wf h 1 2 6 ． t o m 或 w a n g f h h d p u ． e d u ． c a 。 学兔兔 w w w .x u e t u t u .c o m 1 8 钻 井 液 与 完 井 液 2 0 1 0年 1月 大 ，而且随着钠膨润土相对含量的增加，老化前后 动切力增大幅度 明显 ； 在钠膨润土含量小于 2 ％ 时， 表观黏度与老化前相差不大，但超过 2 ％ 以后 ，表 观黏度明显上升 ， 这说明随着钠膨润土比例的升高 ， 高温作用后钠膨润土之间形成的网架结构 明显增 强 ； 而海泡石相对含量越高，老化前后的黏度和切 力差别越小 ，这主要是因为海泡石具有较高的抗温 性 ，在盐水体系中海泡石纤维形成的空间网架结构 较稳定 ，受温度的影响较小。因此，控制黏土含量 ， 尤其是钠膨润土含量是水基钻井液高温流变性调控 的重要方面。 采用抗高温 、抗盐的海泡石代替或部分代替钠 膨润土 ，在黏土容量限范围内尽量减少基浆中黏土 的总含量是调控水基钻井液高温流变性的一项行之 有效的技术措施。由于 2 配方黏土总量为 3 ％，其 黏度和动切力在老化前后差别不大。因此 ，在密度 不大于 1 ． 5 g ／ c m 时 ，应控制黏土总量为 3 ％、钠膨 润土与海泡石抗盐土比例为 1 2 。 2 黏土对高密度盐水基钻井液黏度 、切力的影 响。实验结果见表 2 。实验基浆配方如下 f 均用重 晶石加重至密度为 2 ． 2 g ／ c m 5 2 ％ 海泡 石 1 5 ％Na C 1 6 1 ％钠膨润土 l ％ 海泡石 l 5 ％Na C 1 7 2 ％钠膨润土 1 5 ％Na C 1 8 l ％钠膨润土 1 ％海泡石 饱和 甲酸钾 表 2 钠膨润土与海泡石配比对高密度盐水基钻 井液表观黏度、塑性黏度和动切力的影响 注 老化条件为 2 2 0℃、1 6 h 。 由于钻井液密度提高，重晶石含量增加 ，因此 控制配浆黏土 的总量为 2 ％。由表 2可以看 出，老 化后的塑性黏 度均低 于老化 前 ； 对于前 3种含有 1 5 ％N a C 1 的盐水体系 ，老化前后动切力变化不大， 因此总体上表现为老化后降黏 ； 8 体系老化后动切 力提高的幅度远大于塑性黏度降低的幅度，因此 ， 表现为老化后增黏。该实验 中，6 和 7 配方效果 较好 ，其 中 6 配方老化前后 的黏度、切力 比 7 配 方还要好一些。参考高温高压滤失量的评价结果 6 配方为 1 5 ． 6 mL、7 配方为 1 9 ． 2 mE 认为，高密度 钻井液 密度在 1 ． 8 g ／ c m 以上 中黏土总量为 2 ％、 钠膨润土与海泡石抗盐土 比例为 1 1 时，有利于高 密度钻井液流变性的控制。 从理论分 析得知 ，饱 和甲酸钾溶液 密度大于 1 5 ％Na C 1 水溶液， 通过对饱和甲酸钾体系进行加重 ， 可 以实现更高密度 ，或者是在相同的密度下饱和甲 酸钾体系的固相含量会明显降低 ，同时抑制性能也 得到提高，有利于高密度体系高温流变性的调控。 但实验结果表明，用重晶石加重后的饱和甲酸钾体 系老化后起泡 ，气味刺鼻 。 有资料认为 ，高温作用后重晶石在甲酸钾饱和 体系中有一 定的溶解现象 ，产生了有毒的甲酸钡 ， 并导致 甲酸钾饱和体系稳定性下降。当把重晶石改 为钛铁矿石粉加重时，经老化后该钻井液的性能仍 不理想。这主要是因为加重剂在饱和甲酸钾钻井液 中，发生了高温溶解现象 ，体系受到高价阳离子的 侵污，引起黏土絮凝 ，最终导致动切力明显增大。 因此 ，在配制高密度盐水钻井液时 ，必须加人抗高 价盐的高温护胶剂， 保持高密度钻井液的高温胶体 稳定性。 1 ． 2 高温护胶剂GHJ l 加量对钻井液黏度及切 力的影响 为 了提 高高密度 水基钻井液的高温胶体稳定 性，研制开发出了高温护胶剂 G H J ． 1 。该产品抗温 达 2 4 0 o C，抗盐达 3 3 ． 6 ％，抗钙达 1 2 ． 5 g ／ L 。室 内 评价结果显示 ，G HJ 。 1的高温护胶能力强，降滤失 效果好 ，与深井常用的磺化类处理剂配伍性 良好， 通过协 同作用能大幅度提高钻井液的高温稳定性 ， 在较少增加成本的情况下能大幅度提高钻井液的抗 温性能。在高密度盐水钻井液中，考查 了高温护胶 剂 GH J ． 1 对高密度盐水钻井液流变性 的影响，结果 见表 3 。钻井液配方如下 淡水 1 ％钠膨润 土1 ． 5 ％GHJ ． 1 1 ％海泡石 4％ J ZA- 1 4％ GJ ZA一 1 4％ GFT l 0． 7％Na 2 SO3 4 ％S P C 一 2 2 0 1 ％B OS S T 2 ％S D R- 1 0 ． 5 ％J NL 一 1 重 晶石 钛铁矿粉复合物为 1 2 ，密度为 2 ． 2g ／ c m 盐水 淡水钻井液 1 5 ％Na C 1 由表 3可以看出，高温老化前后，高密度盐水 钻井液的黏度随着 G HJ 一 1 加量的增加而增大。由于 G HJ ． 1 是一种相对分子质量较大的适度增黏型护胶 降滤失剂 ，在钻井液 中会形成一定的网架结构，对 钻井液起到一种增黏的作用 ，因此 ，在高密度盐水 学兔兔 w w w .x u e t u t u .c o m 第 2 7卷 第 1 期 王富华等 深井水基钻 井液流变性影响因素的实验研究 1 9 钻井液 中要注意控制 GH J 一 1 的加量。实验时 GH J ． 1 加量控制 为 1 ． 0 ％～ 1 ． 5 ％，最大加量不超过 2 ％，否 则高密度盐水钻井液的流变性将不宜调控。 表 3 GH J 一 1 加量对高密度盐水钻 井 液表观黏度和动切力 的影响 注 老化条件为2 2 0℃、1 6 h 。 G HJ ． 1由于分子较大 ，在钻井液 中形成一定的 网架结构 ， 因此随着 G H J 一 1 加量增加切力随之增大， 但在老化后钻井液黏度和切力较老化前均有一定程 度的降低。在 2 2 0℃、1 6 h的高温老化下，聚合物 分子主要发生水解反应 ，而分子链 的 自由基降解应 该是可以忽略的。钻井液动切力的降低不能归因于 聚合物相对分子质量 的下降，而是分子内原有的基 团水解生成了一C OO H，分子负 电荷密度 的增强引 起 了聚合物在黏土颗粒表面吸附行为的改变 ，使得 所形成 网络 的节点数 目和强度都减小。当聚合物加 量较低时 ，高温老化后甚至还有一定降黏作用 ，这 也与分子链 中原有基团水解有关 ，加量增加后 ，形 成少量结构，钻井液动切力重新上升，表 3的实验 结果也验证了这一点。 1 ． 3 老化 温度对钻 井液黏度 和切 力的影响 高温对钻井液流变性的影响结果见表 4 。 表 4 老化温 度对盐水 、淡水钻井液性能的影响 注 A V和A V 分别为老化前后淡水钻井液的表观黏度， A V2 和 A V 3 分别为老化前后 盐水钻 井液 的表观黏度 ； y P和 Y P ． 分别为 老化 前后 淡水钻井液 的动切 力 ，Y P 和 y P 1 分别 为老化前后盐水钻井液的动切力。 由表 4可 以看出，当老化温度不大于 2 2 0℃时， 盐水钻井液的黏度和切力随温度升高变化不大 ，盐 水钻井液流变性较好 ； 淡水钻井液老化后其黏度和 切力均有所降低 ； 当老化温度达到 2 4 0℃时，盐水 钻井液 的黏度和切力急剧上升 ，流变参数偏高。淡 水钻井液动切力较老化前增加 ，主要是 由于在温度 较高时，钻井液中处理剂高温降解破坏加剧，对黏 土保护能力降低 ，黏土颗粒水化膜厚度降低 ，黏土 高温絮凝现象加剧 ，因此，钻井液的黏度和切力又 有所增加 ，但从 总体趋 势来 看 增加 幅度 不 大 ，且 在 钻井 施工 要求 的合理 范 围内。 1 ． 4 老化时间对钻井液黏度和切力的影响 将 密度 为 2 ． 2 g ／ c m 的淡水钻井 液和盐水钻井 液 ，在 2 2 0 下连续热滚 7 2 h ，分别测定 2 4 h 、4 8 h 、7 2 h的性能 ，结果见表 5 。由表 5可看出，不论 是淡水钻井液还是盐水钻井液 ，其表观黏度随时间 增加而增大，塑性黏度先增加后下降 ，动切力一直 呈上升趋势。说明高温护胶剂在高温下发生一定程 度的降解 ，所以在现场作业时 ，必须适当补充护胶 剂的浓度 表 5 老化时间对钻井液性 能的影响 2 密度 对流变性的影响 高密度水基钻井液流变性能维护困难 的主要问 题是体系固相含量太高，此时 ，如果同相粒子分散 性增强 ，巨大的固相粒子表面通过润湿和吸附作用 使得整个体系的 自由水含量大幅度减少 ，导致体系 的钻屑容量 限降低 ，一旦遇到外来物的污染 ，固相 粒子极易连接形成 网架结构，从而导致体系黏度 、 切力增 高 ，被迫 冲放 钻井液 以维持性 能稳定 [ 6 - 7 ] 。 学兔兔 w w w .x u e t u t u .c o m 2 0 钻 井 液 与 完 并 液 2 0 1 0 年 1月 在 2 2 0℃、动态老化条件下 ，密度对盐水钻井液流 变参数的影响规律实验结果见表 6 。由表 6可以看 出，老化前表观黏度和塑性黏度均随密度增加而增 大 ，动切力先上升后下降。老化后表观黏度和塑性 黏度差别不大 ，而动切力先下降、后升高。这是因 为密度小于 1 ． 8 g ／ c m 时采用重晶石加重 ，相对固含 较高 ，摩阻较大，密度大于等于 1 ． 8 g ／ c m 时采用重 晶石和铁矿粉 1 2 复合加重 ，故密度为 1 ． 8 g ／ c m 时动切力较 1 ． 5 g ／ c m 时低 ，随着 密度 的增加 ，动 切力又逐渐增大。由于高密度下高速搅拌时产生一 定的气泡 ，大量的加重剂加入 密度为 2 ． 2 g ／ c m 时 3 5 0 mL钻井液加人重 晶石达 7 1 0 g 使钻井液的 自 由水含量明显减 少，同时 G HJ ． 1 是一种相对分子 量较大的护胶降滤失剂 ，加入钻井液后具有一定的 增黏效应 ，因此 ，老化前黏度较高，并且随着密度 的增加呈上升趋势。老化后黏度 、切力均有下降， 主要是在高温作用下 ，钻井液的处理剂发生了一定 的高温降解作用 ，相对分子质量有所降低。 表 6 密度对盐水钻井液塑陛黏度和 动切力的影响 2 2 0℃、1 6 h 1 p／ PV老 化 前／ Py老 化 后／ Y P老 化 前／ YP老 化 后／ g ／ c m mP a S mP a S P a P a 1 ． 0 1 ． 5 1 ． 8 2． 0 2． 2 3 4 5 0 9 3 3 3 36 43 3 7 43 1 2 3 8 l 7 2 ． 使用室内研制的高温护胶剂 G HJ 一 1 可以显著 提高高密度水基钻井液的高温胶体稳定性，但其加 量对钻井液流变性具有一定程度的影响。评价结果 表明，随高温护胶剂G H J 一 1 加量的增加， 钻井液的 黏度增大，其加量为 1 ． 0 ％～ 1 ． 5 ％时钻井液的流变性 较理想，其最大加量不能超过 2 ％，否则钻井液 的 流变性将不宜调控。 3 ． 密度对水基钻井液流变性能的影响主要是因 为加重剂导致了体系固相含量升高。一般采用 2种 方法降低高密度钻井液的固相含量 一是加入可溶 性盐提高基液的密度 、增强该钻井液的抑制性，抑 制低密度固相的水化分散，因此，相对于淡水钻井 液而言 ， 同样密度的盐水钻井液固相含量低， 黏度低， 流变性较易控制。二是采用高密度加重剂，降低低 密度加重剂加重导致钻井液中固相含量增加 ， 因此 ， 采用重晶石和铁矿粉复合 f 1 2 加重的钻井液动切 应力明显低于只用重晶石加重的钻井液体系。 4 ． 老化温度和老化时间对高密度水基钻井液的 黏度影响不大 ，在现场维护处理时注意适 当补充处 理剂 的浓度，才能维持钻井液流变参数在合理的范 围内 3 4． 0 2 4 ． 5 [ 1 J 6． 5 27． 5 30 ． O 3结论 1 ． 增强钻井液的抑制性 ，降低钻井液中低 固相 黏土的含量和采用抗温 、抗盐的海泡石作为配浆土 是控制高密度钻井液流变性的有效途径。在中低密 度 不大于 1 ． 5 g ／ c m 钻井液中，应控制黏土总量 为 3 ％、钠膨润土与海泡石抗盐土 比例为 1 2； 在 高密度 2 ． 2 g ／ c m 钻 井液 中控 制黏土总量 为 2 ％、 钠膨润土与海泡石抗盐土比例为 1 1 ，有利于钻井 液流变性的控制。 [ 2 】 [ 3 】 [ 4 ] [ 5 ] [ 6 ] [ 7 】 参 考 文 献 蒋官澄，鄢捷年，王富华，等 ． 钻井液处理剂溶液的高 温高压流变性特性 [ J ] ． 钻井液与完井液，1 9 9 6 ，1 3 4 1 8 23． 鄢捷年， 赵雄虎． 高温高压下油基钻井液的流变特性 [ J ] ． 石油学报 ，2 0 0 3 ，2 4 3 1 0 4 ． 1 0 9 ． 严新新，肖平 ． 钻井液常用处理剂的流变特性研究 【 J ] ． 钻采工艺 ，1 9 9 7 ，2 0 1 7 0 7 2 ． 万绪新 ， 刘绍元 ， 王树 强 ． 耐温耐盐深井钻井液技术 [ J 】 ． 钻井液与完井液，2 0 0 2 ，1 9 6 5 9 6 1 ． Bi e l e wi c z De t c ． Ne w W a t e r - S o l u b l e P o l y me r f o r Dr i l l i n g F L u i d s [ R ] ． S P E 5 0 7 9 0 ，1 9 9 9 ． Au di be r t A， Ro us s e a u L，Ki e f f e r J ． No v el Hi gh - Pr e s s ur e Hi g h T e mp r e a t u r e F L u i l d Lo s s Re d u c e r f o r W a t e r Ba s e d F o r mu l a t i o n [ R ] ． S P E 5 0 7 2 4 ，1 9 9 9 ． 张家栋，王秀艳，姚烈，等 ． 聚合物降黏剂的研究与应 用 【 J J ． 钻井液与完井液，2 0 0 6 ，2 3 1 5 - 1 0 ． 收稿 日2 0 0 9 0 6 2 1 ；H GF 0 9 0 6 A3 ；编辑 张炳芹 学兔兔 w w w .x u e t u t u .c o m