一種水基抗溫鉆井液的高溫流變性研究①

沈 麗 陳二丁 張海青

(中國石化勝利石油工程有限公司鉆井工程技術公司)

隨著世界能源需求的增加和鉆探技術的發(fā)展，深井、超深井的鉆探日益增多[1]，為了確保深井、超深井的鉆進安全，就需要對鉆井液的高溫流變性進行研究。采用先進的儀器設備，盡可能地模擬井下條件，測試流變性數(shù)據(jù)，找出各因素對鉆井液高溫流變性的影響，以便及時地采取相應措施，為現(xiàn)場鉆井液流變性的調控提供依據(jù)。

1 實 驗

1.1 實驗儀器

Fann 50SL高溫高壓流變儀(美國范氏公司)；S8401電動攪拌器(山東鄄城永興儀器廠)；XGRL-3型數(shù)顯式滾子加熱爐(青島海通達專用儀器廠)。

流體在各種剪切速率下的黏度、黏度隨時間的變化、連續(xù)剪切和溫度效應等引起的流變性質的變化等，可通過Fann 50SL高溫高壓流變儀快速而準確地測定。

1.2 實驗處理劑

磺化褐煤類共聚物(SPNH)，無熒光防塌降濾失劑(PA-1)，烯類單體三元共聚物(SJ-1)，部分水解聚丙烯酰胺(PHPA)，褐煤衍生物(OSAM)，丙烯類接枝共聚物(OJA)。

1.3 實驗方法

測定鉆井液高溫高壓流變性之前，先在220 ℃下，用XGRL-3型數(shù)顯式滾子加熱爐熱滾16 h，使其性能基本上與循環(huán)充分的現(xiàn)場井漿性能一致。由于壓力對水基鉆井液流變性影響較小，且溫度越高，壓力的影響程度越小[2]，故只研究溫度對流變性的影響，試驗測試壓力均在3.5 MPa以上，測定的溫度區(qū)間為20～220 ℃。

若沒有特別說明，則以下實驗選用的抗高溫鉆井液體系配方均為：3%(w)膨潤土基漿+3%(w)OJA+3%(w)PA-1+2%(w)SPNH+0.2%(w)SJ-1+0.1%(w)PHPA.

2 實驗結果與分析

在現(xiàn)場應用中，用常規(guī)的黏度計測定流變性能時，常用塑性黏度PV表示體系的流變性。因此,為了便于比較，高溫高壓流變性能也用塑性黏度表達。當剪切速率100 s-1時，不同溫度下測定的各流變曲線基本為直線，表明為塑性流體型，有的曲線在高溫下轉變?yōu)榕ｎD流體型；測定直線段的斜率可得各流變曲線對應的塑性黏度PV。

2.1 溫度對鉆井液流變性的影響

體系在不同密度下(1.0 g/cm3、1.4 g/cm3、1.8 g/cm3和2.2 g/cm3)的流變性能見圖1。

用多種形式的方程擬合，發(fā)現(xiàn)用一元二次方程擬合效果較好，擬合曲線繪于圖1中。得到不同密度下溫度與塑性黏度間的曲線方程。圖1各擬合曲線方程為：

PV=22.636 76-0.273 03x+8.659 33×10-4x2(密度1.0 g/cm3)

PV=33.496 59-0.408 58x+0.001 32x2

(密度1.4 g/cm3)

PV=40.660 71-0.494 31x+0.001 55x2

(密度1.8 g/cm3)

PV=129.465 32-1.443 09x+0.004 36x2

(密度2.2 g/cm3)

由圖1可知，在不同的溫度區(qū)間，溫度對流變性能的影響程度是不同的。在低溫段(100 ℃以內)，塑性黏度隨溫度升高降低較快，之后(100 ℃以上)隨溫度升高降低緩慢，180 ℃以上甚至有升高趨勢。溫度對塑性黏度的影響可歸結為熱運動所致，低溫段熱運動變化大，高溫段變化小。國內外不少研究者通過實驗求得各流變曲線對應的塑性黏度PV等，考察水基鉆井液的PV等流變參數(shù)隨溫度和壓力的變化情況，提出了一些相應的模型[3-8]。但是這些模型大多較為繁瑣。應用多元回歸方法對大量實驗數(shù)據(jù)進行處理，發(fā)現(xiàn)鉆井液的塑性黏度與溫度t呈指數(shù)關系：

PVt=PV0exp(at+b)

式中,a、b均為常數(shù)[9]。

塑性黏度等流變性質與溫度t的關系可能與鉆井液的類型有關，尚有待獲得大量實驗數(shù)據(jù)后進行深入的分析和研究。

2.2 高溫老化前后體系的高溫流變性能比較

選擇抗250 ℃高溫的鉆井液體系，密度為2.2 g/cm3：3%(w)膨潤土基漿+5%(w)OSAM+3%(w)OJA+0.2%(w)SJ-1+0.1%(w)PHPA。試驗方法與前面略有不同：在250 ℃高溫熱滾老化16 h，再測定其高溫高壓流變性能，結果見圖2和圖3。

由圖2可知，熱滾前后分別測定的高溫高壓流變性能，隨著剪切速率增加，剪切應力增大，尤其在室溫(20 ℃)和高溫(220 ℃)均增加明顯。兩者的區(qū)別是，在室溫(20 ℃)下，熱滾老化后的剪切應力較之熱滾老化前的偏??；而高溫(220 ℃)下，熱滾老化后的剪切應力較之熱滾老化前的偏大。在100 ～180 ℃，剪切應力相對較小且變化緩慢。

由圖3可知，在室溫下，經熱滾老化后的體系塑性黏度較小，與常溫下由普通黏度計測定的結果一致；但在高溫段(100 ℃以上)，熱滾老化后的塑性黏度反而較大，說明該鉆井液體系在高溫的作用下，塑性黏度不會持續(xù)減小，經較長時間的高溫作用后，塑性黏度隨溫度變化的幅度會減小，即性能趨于穩(wěn)定。

2.3 密度對鉆井液高溫流變性的影響

分別測定了不同密度(1.0 g/cm3、1.4 g/cm3、1.8 g/cm3和2.2 g/cm3)下的高溫流變性能，結果見圖4。

由圖4可知，密度在1.0～1.8 g/cm3范圍內增加時，塑性黏度雖增加，但增加幅度均較小。當密度為2.2 g/cm3時，塑性黏度顯著增大。究其原因，可能是因為在加重至密度為1.8 g/cm3之前，體系中的“自由水”尚未完全被吸附，其結果表現(xiàn)為塑性黏度較大；當加重至密度為2.2 g/cm3時，體系中的“自由水”完全被吸附，其結果表現(xiàn)為塑性黏度顯著增大。隨著溫度的升高，熱運動增強，體系的塑性黏度降低，尤其是密度為2.2 g/cm3的配方體系，塑性黏度的降低幅度更大。

2.4 聚合醇對鉆井液體系高溫流變性的影響

體系1：實驗方法中的抗高溫鉆井液體系。

體系2：鉆井液體系1+10%(w)聚合醇。

分別測定鉆井液體系1和體系2的高溫流變性，結果見圖5和圖6。

從圖5可知，在相同剪切速率下，添加聚合醇的鉆井液體系2的剪切應力比不加聚合醇的鉆井液體系1略有增加。

從圖6可知，在20～180 ℃范圍內，添加聚合醇的鉆井液體系2的塑性黏度比不添加聚合醇的鉆井液體系1要大；180～220 ℃范圍內，兩個體系的塑性黏度則相差不大。說明聚合醇對鉆井液體系的高溫(180～220 ℃)流變性影響要小于在較低溫度時的影響，但總體來說影響并不大。

2.5 聚合物對鉆井液高溫流變性的影響

鉆井液體系1：3%(w)膨潤土基漿+3%(w)OJA+3%(w)PA-1+2%(w)SPNH。

鉆井液體系2：3%(w)膨潤土基漿+3%(w)OJA+3%(w)PA-1+2%(w)SPNH+0.2%(w)SJ-1+0.1%(w)PHPA。

兩種體系的高溫流變性結果見圖7和圖8。

從圖7和圖8可知，相同剪切速率下，加入聚合物的鉆井液體系2對應的剪切應力較大，且隨溫度升高先減小而后增大，反映到塑性黏度的變化亦是隨溫度升高先減小而后增大。不加聚合物的鉆井液體系的剪切應力較小，且隨溫度的升高而減小，但高溫段變化緩慢；反映到塑性黏度亦是如此。說明聚合物在150 ℃左右對鉆井液體系的性能影響較大，而對高溫段的流變性能影響較小。

2.6 鹽對鉆井液高溫流變性的影響

鹽對加重和不加重體系高溫高壓流變性的影響見圖9和圖10。

由圖9和圖10可知，當溫度低于180 ℃時，鹽的加入均使兩種體系的塑性黏度減小。鹽對未加重體系的高溫流變性影響不大，對加重體系的影響稍大。當溫度高于180 ℃時，對于未加重體系，加鹽與不加鹽體系的塑性黏度基本相同；而對于加重體系，加鹽體系的塑性黏度反而高于不加鹽的體系。

3 應用實例

車66區(qū)塊是勝利油田的重點開采區(qū)，地層復雜，易發(fā)生砂卡、掉塊、井塌、氣侵、井漏等復雜情況。針對該區(qū)塊不同井段的實際情況，分段采取了不同的鉆井液體系和技術。上部地層造漿能力強、易發(fā)生井壁縮徑現(xiàn)象，根據(jù)高溫流變性研究結果，低溫段聚合物對體系的流變性影響較大。因此，嚴格控制聚合物的用量，采用細水長流的方式逐漸加入，很好地控制了鉆井液的流變性，減少了巖屑造漿，保證了井眼的暢通。

二開井段鉆井液主要以有效攜帶巖屑，防止泥巖縮徑、防塌為目標，采用聚合物防塌鉆井液體系?？刂凭酆衔锏牧?，調整好黏切，同時加入聚合醇增強鉆井液的潤滑防塌性，以穩(wěn)固井壁，又不會對鉆井液的流變性產生太大影響。鉆井液性能——密度：1.20～1.25 g/c m3；黏度：43～50 s；失水/泥餅厚度：(5～7)mL/0.5mm; 切力：2 Pa/(3～10)Pa；塑性黏度：6～12 mPa·s；動切力：1.5～8 Pa；pH值：9；w(砂)：0.3%。

下部地層溫度對體系流變性的影響增大，應進一步加強鉆井液的抗溫能力，加入抗高溫降濾失劑，保證鉆井液在高溫高壓下有較低的濾失量，能夠形成致密、堅韌的泥餅，減少引起泥頁巖水化的機會。下部地層壓力系數(shù)高，需要增大鉆井液的密度，但又必須控制好其流變性，以免蹩漏地層。由于鹽對高密度鉆井液的流變性影響較大，因此適當添加抗溫抗鹽的處理劑，防止鹽侵影響體系的流變性，防止復雜事故的發(fā)生。鉆井液性能——密度：1.72～1.75 g/cm3；黏度：50～80 s；API失水/泥餅厚度：(3～5) mL/0.5mm；HTHP失水：10～15 mL；切力：5 (Pa)/(10～18)Pa；塑性黏度：25～50 mPa·s；動切力：12～18 Pa；pH值：9；w(砂)：0.3%。

該區(qū)塊鉆井液施工難點在于嚴格控制密度的同時，還要確保鉆井液流變性能良好，特別是調整好較高密度鉆井液的流變性尤為關鍵?？箿劂@井液高溫流變性的研究對該區(qū)塊鉆井液現(xiàn)場處理與維護起到了很好的指導作用，保證了鉆井施工的順利進行。

4 結 論

(1) 用Fann50SL型高溫高壓流變儀測定了抗高溫鉆井液體系的高溫流變性，從實驗曲線的斜率可得各流變曲線對應的塑性黏度PV。

(2) 在不同溫度區(qū)間，溫度對鉆井液體系流變性的影響不同。低溫段(100 ℃以內),塑性黏度隨溫度升高迅速降低，變化較快，高溫段則變化緩慢。溫度對鉆井液流變性的影響與體系的密度也有較大的關系，對高密度體系的影響明顯大于低密度體系。

(3) 聚合物在150 ℃左右對鉆井液體系流變性能影響較大，增黏效果明顯；而在高溫段對流變性能影響較?。痪酆洗紝︺@井液體系流變性影響較小，尤其是對高溫流變性幾乎沒有影響。

(4) 不同溫度下，鹽對體系流變性的影響也不同，總體來說對高密度體系的影響更大一些，因此高密度鉆井液體系鉆探深部地層時應控制好鹽含量。

(5) 本研究很好地指導了車66區(qū)塊鉆井液的施工，保證了鉆井的順利完成。

參考文獻

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