高溫高密度油包水乳化鉆井液沉降穩(wěn)定性分析與評價(jià)

劉 亞 龍芝輝 楊 鵬 李建成 張仕峰 濮蘭天

(1. 重慶科技學(xué)院石油與天然氣工程學(xué)院， 重慶 401331;2. 中國石油長城鉆探公司工程技術(shù)研究院鉆井液所， 遼寧 盤錦 124010)

高溫高密度油包水乳化鉆井液沉降穩(wěn)定性分析與評價(jià)

劉 亞1龍芝輝1楊 鵬2李建成2張仕峰1濮蘭天1

(1. 重慶科技學(xué)院石油與天然氣工程學(xué)院， 重慶 401331;2. 中國石油長城鉆探公司工程技術(shù)研究院鉆井液所， 遼寧 盤錦 124010)

為了解決高溫下油基鉆井液沉降穩(wěn)定性的技術(shù)難題，對研制的抗溫可達(dá)220 ℃，密度可調(diào)至2.2 gcm3的高溫高密度油包水鉆井液配方進(jìn)行了室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評價(jià)，分析各組分加量對整體配方沉降穩(wěn)定性的影響。結(jié)果表明該配方具有較強(qiáng)的沉降穩(wěn)定性。隨著有機(jī)土加量的增加，體系穩(wěn)定性逐漸增強(qiáng)，建議有機(jī)土加量為2%～3%；提切劑加量為1%～2%的體系具有良好的沉降穩(wěn)定性；體系隨著乳化劑加量的增加，鉆井液的表觀黏度和動切力下降，破乳電壓增高，乳化穩(wěn)定性、沉降穩(wěn)定性增強(qiáng)；潤濕劑加量為1%～2%時整個體系性能穩(wěn)定。

高溫高密度； 油包水鉆井液； 沉降穩(wěn)定性

在油氣勘探開發(fā)中，鉆探深井、復(fù)雜井段越來越多，如高溫深井、超深井、頁巖氣井、海上鉆井、大斜度定向井等。與水基鉆井液相比油基鉆井液抗污染能力強(qiáng)，抑制性強(qiáng)，有利于保持井壁，能最大限度地保護(hù)水敏性油氣儲集層；同時油基鉆井液性能穩(wěn)定，易于維護(hù)、抗溫能力強(qiáng)、熱穩(wěn)定性好。但油基鉆井液也存在許多技術(shù)難題，如鉆井液沉降穩(wěn)定性、乳化穩(wěn)定性、鉆屑或鉆井液污染和低剪切速率流變性控制等問題[1]。高溫下油基鉆井液的黏度會降低，高密度鉆井液存在沉降穩(wěn)定性與流變性之間的矛盾，因此保證高溫高密度鉆井液的懸浮性非常重要[2]。研究表明，加重劑(如重晶石)粒徑和潤濕性，油包水鉆井液中水相的組成及優(yōu)選高溫高密度條件下增黏劑、提切劑、乳化劑和潤濕劑等對整個體系的懸浮穩(wěn)定性影響較大。本次對自主研制的高溫高密度油包水鉆井液體系配方的沉降穩(wěn)定性進(jìn)行了分析與評價(jià)。

1 油包水乳化鉆井液體系中懸浮顆粒的沉降機(jī)理

1.1 重力沉降分析

許多因素都會妨礙沉降平衡的穩(wěn)定，如介質(zhì)的黏度、外界的振動，溫度波動所引起的對流等。設(shè)分散相為球形，半徑為R，密度為ρ，下沉速度為u，分散介質(zhì)密度為ρ0，黏度為μ，故分散相在介質(zhì)中下沉?xí)r會變成等速下沉。當(dāng)浮力等于重力時，分散相均勻下沉，則：

(1)

(2)

式(2)稱為Stocks定律。在鉆井液中由于體系中粒子之間能形成結(jié)構(gòu)，而推導(dǎo)公式時曾假設(shè)粒子之間無相互作用。因此鉆井液中Stocks定律不能定量使用但能定性分析影響油包水乳化鉆井液體系沉降穩(wěn)定性的因素間的相關(guān)關(guān)系：懸浮固體(如加重劑)顆粒的尺寸越粗與基液油的密度差越大，沉降穩(wěn)定性越差；體系的黏度越高，沉降穩(wěn)定性越好。

1.2 介質(zhì)流體性能對沉降穩(wěn)定性的影響

該體系的乳狀液是一種熱力學(xué)不穩(wěn)定體系，具有大的表面自由能，有一種自動聚結(jié)合并降低其表面自由能的傾向。當(dāng)它失去聚結(jié)穩(wěn)定性時，最終必然也會失去沉降穩(wěn)定性。在體系中加入乳化劑，具有兩親結(jié)構(gòu)的乳化劑分子吸附于油水界面，降低了表面自由能并形成具有一定強(qiáng)度的界面膜從而對分散相起保護(hù)作用，避免了分散相液滴在運(yùn)動中相互碰撞而聚結(jié)在一起。這也是保證體系具有沉降穩(wěn)定性的前提條件。另外重晶石沉降性能與鉆井液凝膠強(qiáng)度和低剪切速率下的鉆井液的流變性、結(jié)構(gòu)性能有關(guān)。由于懸浮重晶石需要足夠的凝膠強(qiáng)度，形成凝膠強(qiáng)度對防止沉降至關(guān)重要[3-5]。

2 油包水鉆井液沉降穩(wěn)定性實(shí)驗(yàn)分析

通過優(yōu)選油基鉆井液處理劑及各組分加量，確定了高溫高密度油包水鉆井液體系配方。通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究了鉆井液體系的性能。最終確定抗220 ℃高溫時，密度可調(diào)至2.2 gcm3的(油水體積比為85:15)高溫高密度油包水鉆井液體系配方為：5#白油+(2%～3%)有機(jī)土+(3%～4%)主乳化劑+(3%～4%)輔乳化劑+(20%～30%)氯化鈣+(1.5%～2.0%)聚合物降濾失劑+(1%～2%)提切劑+1%潤濕劑+(1.5%～2.0%)氧化鈣+重晶石(比例根據(jù)需要確定)。針對該配方進(jìn)行鉆井液配方的靜態(tài)沉降穩(wěn)定性評價(jià)實(shí)驗(yàn)。

實(shí)驗(yàn)用鉆井液基漿配方和實(shí)驗(yàn)條件如表1所示。

表1 實(shí)驗(yàn)用鉆井液基漿配方及實(shí)驗(yàn)條件

注：1#指代300 mL5#白油+2%聚合物降濾失劑+2%氧化鈣+重晶石(密度2.2 gcm3)。

靜態(tài)沉降穩(wěn)定性測試是將鉆井液加入不銹鋼罐中，在特定溫度下靜態(tài)放置一段時間后測量鉆井液液柱上部密度和鉆井液液柱底部密度，然后對數(shù)據(jù)進(jìn)行處理分析，最后進(jìn)行評價(jià)。具體實(shí)驗(yàn)步驟為：將按優(yōu)化配方配制的高溫高密度油包水鉆井液，在實(shí)驗(yàn)溫度條件下滾動16 h，置于相應(yīng)溫度的烘箱內(nèi)靜止24 h后，測量鉆井液液柱上部密度和鉆井液液柱底部密度，最后采用鉆井液的沉降因子SF評價(jià)鉆井液的靜態(tài)沉降穩(wěn)定性。SF為0.50時鉆井液體系未發(fā)生靜態(tài)沉降，SF大于0.52時說明靜態(tài)沉降穩(wěn)定性差[6]。

(3)

式中：SF—— 鉆井液沉降因子，無量綱；

ρbottom—— 鉆井液液柱底部密度，gcm3；

ρtop—— 鉆井液液柱上部密度(游離液體下層)，gcm3。

動態(tài)沉降是模擬井下動態(tài)條件，將重晶石沉降與鉆井液黏度測量相聯(lián)系，建立的一種低成本且適用于現(xiàn)場的動態(tài)沉降測試方法。本次采用改進(jìn)的 Viscometer Sag Test (VST)沉降測試方法進(jìn)行動態(tài)沉降測量。具體操作程序?yàn)?：將沉降鞋放置在API鉆井液流變儀測量杯中，倒入配置好的實(shí)驗(yàn)鉆井液，放置在鉆井液流變儀測量杯中；控制鉆井液溫度為50 ℃，將旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)轉(zhuǎn)速調(diào)為600 rmin；用注射器抽取沉降鞋收集孔內(nèi)底部的鉆井液樣品并測量其密度；30 min后，再將旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)轉(zhuǎn)速調(diào)整為100 rmin，控制鉆井液溫度為50 ℃，再次在杯底取樣和測量密度，計(jì)算30 min前后所取樣品的密度差，即為鉆井液的動態(tài)密度差[7]。

圖1 表觀黏度、動切力隨溫度變化曲線

圖2 SF、動態(tài)密度差隨溫度變化曲線

經(jīng)過大量室內(nèi)優(yōu)選實(shí)驗(yàn)，根據(jù)在高溫條件下的成膠率和流變性，確定該體系選用中國石油長城鉆探工程院研發(fā)的有機(jī)土[8]。表2給出了以實(shí)驗(yàn)2鉆井液為基漿條件，改變有機(jī)土加量的測試結(jié)果。從實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知抗220 ℃的有機(jī)土對油包水乳化鉆井液沉降穩(wěn)定性及流變性影響較大。當(dāng)體系中有機(jī)土加量小于2.0%時存在嚴(yán)重的沉降現(xiàn)象；隨著有機(jī)土加量的增加，體系穩(wěn)定性逐漸增強(qiáng)。當(dāng)有機(jī)土加量在2%～3%時，該油基鉆井液體系沉降因子SF均未超過0.52，有較低的動態(tài)密度差，具有良好的沉降穩(wěn)定性和流變性；當(dāng)有機(jī)土加量超過3%時，雖有較低的靜沉降和動沉降，但黏度偏高。因此綜合考慮有機(jī)土加量為2%～3%較合理。

表2 有機(jī)土加量對實(shí)驗(yàn)2油包水鉆井液沉降性能的影響

高溫高密度油包水鉆井液配方的提切劑是利用不飽和脂肪酸分別與不同種類多胺進(jìn)行多次酰胺化反應(yīng)后，制備的鏈狀梳型結(jié)構(gòu)的提切劑。表3給出了以實(shí)驗(yàn)3鉆井液為基漿條件，改變提切劑加量的測試結(jié)果。實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示隨著提切劑的加入體系能實(shí)現(xiàn)增黏、提切的目的。在鉆井液體系中提切劑加量為1%～2%時，體系具有良好的沉降穩(wěn)定性，并增強(qiáng)了電穩(wěn)定性；當(dāng)提切劑加量大于2%時體系沉降穩(wěn)定性略有變差但流變性不好。因此確定提切劑加量為1%～2%。

表3 提切劑加量對實(shí)驗(yàn)3油包水鉆井液沉降性能的影響

高溫高密度油包水鉆井液配方中確定的乳化劑由2種表面活性劑組成，具有較強(qiáng)的降低油水界面張力的能力。 2種表面活性劑相互作用使其界面膜強(qiáng)度增大，間接維護(hù)了體系的沉降穩(wěn)定性。分子主鏈為C-C鍵，具有較強(qiáng)的抗高溫降解能力。表4給出了以實(shí)驗(yàn)4鉆井液為基漿條件，改變主、輔乳化劑加量對體系性能的影響結(jié)果。由表4可知：體系乳化劑加量小于4%時隨著乳化劑加量的增加，鉆井液的表觀黏度和動切力下降，破乳電壓增高，乳化穩(wěn)定性增強(qiáng)，靜沉降值SF和動態(tài)密度差變小，沉降穩(wěn)定性增強(qiáng)；加量大于4%時增加乳化劑的加量，體系性能變化不大。綜合考慮，為確保該體系具有良好的沉降穩(wěn)定性，其合理配比是主乳化劑加量為 3%～4%，輔乳化劑加量為3%～4%。

與水基鉆井液相比油包水鉆井液的邊切力較低。如果用重晶石和巖屑維持其親水性，則它們在鉆井液中的懸浮會更成問題。在高溫高密度油包水鉆井液配方中選出的潤濕劑親水基團(tuán)可有效地吸附在帶負(fù)電的重晶石和巖屑顆粒表面，使其表面覆蓋一層憎水親油基團(tuán)而迅速轉(zhuǎn)化為親油固體，從而保證它們能較好的懸浮在油相中。表5給出了以實(shí)驗(yàn)5鉆井液為基漿條件，改變潤濕劑加量對體系性能的影響結(jié)果。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：當(dāng)未加入潤濕劑時體系沉降嚴(yán)重；當(dāng)加入1%潤濕劑后，重晶石顆粒表面發(fā)生了潤濕反轉(zhuǎn)，從而使重晶石顆粒均勻分散在油相中，整個體系趨于穩(wěn)定；隨著潤濕劑加量的增加，體系性能變化不大；當(dāng)潤濕劑加量為3%時靜態(tài)沉降稍微變差：因此確定潤濕劑加量為1%。但在現(xiàn)場應(yīng)用過程中，隨著鉆屑的不斷侵入，需要及時補(bǔ)加適量潤濕劑以防止性能的惡化。

表4 乳化劑加量對實(shí)驗(yàn)4油包水鉆井液沉降性能的影響

表5 潤濕劑加量對實(shí)驗(yàn)5油包水鉆井液沉降性能的影響

3 結(jié) 語

(2) 為了使該體系保持良好的懸浮性、沉降穩(wěn)定性，建議有機(jī)土加量為2%～3%，提切劑加量為1%～2%，乳化劑加量為3%～4%，輔乳化劑加量為

3%～4%，潤濕劑加量為1%。

[1] 王中華.國內(nèi)外油基鉆井液研究與應(yīng)用進(jìn)展[J].斷塊油氣田,2011,18(4):533-537.

[2] TAUGBOL K,FIMREITE G,PREBENSEN O I, et al. Development and field testing of a unique high-temperaturehigh-pressure(HTHP)oil-based drilling fluid with minimum rheology and maximum sag stability[G].SPE 96285,2005.

[3] 沈中,趙振國,康萬利.膠體化學(xué)與表面化學(xué)[M].北京:化學(xué)工業(yè)出版社,2012:44-45.

[4] 陳大鈞,陳馥.油氣田應(yīng)用化學(xué)[M].北京:石油工業(yè)出版社,2012:44-45.

[5] 鄢捷年.鉆井液工藝學(xué)[M].北京:中國石油大學(xué)出版社,2006:40-45.

[6] 王健,彭芳芳,徐同臺,等.鉆井液沉降穩(wěn)定性測試與預(yù)測方法研究進(jìn)展[J].鉆井液與完井液,2012,29(5):79-83.

[7] SCOTT P D, ZAMORA M, ALDEA C. Barite-sag management: challenges, strategies, opportunities[G]. SPE 87136, 2004.

[8] 李建成,楊鵬,關(guān)鍵,等.新型全油基鉆井液體系[J].石油勘探與開發(fā),2014,41(4):490-496.

Analysis and Evaluation of Sedimentation Stability of High Density Water-in-Oil Emulsion Drilling Fluid with High Temperature

LIUYa1LONGZhihui1YANGPeng2LIJiancheng2ZHANGShifeng1PULantian1

(1. College of Oil and Gas Engineering, Chongqing University of Science and Technology,Chongqing 401331, China; 2. Drilling Fluid Institute of Engineering & Technology Research Institute,the Great Wall Drilling Company, Panjin Liaoning 124010, China)

In order to solve the technical problem of oil-base drilling fluid sedimentation stability under high temperature, the formula of high temperature and high density water-in-oil drilling fluid which can be used at temperatures as high 220 ℃ and adjusted to 2.2 gcm3was evaluated by laboratory experiment. And the effect that contributed by the amount of each component on sedimentation stability of drilling fluid would be determined. With the increase of organic soil, sedimentation stability of drilling fluid improved gradually and 2%～3% is suitable. Sedimentation stability of system with 1%～2% carrying agent was relatively good. With the increase of emulsifier, the apparent viscosity and dynamic shearing force of drilling fluid dropped, emulsion breaking voltage and emulsion stability increased, sedimentation stability of drilling fluid improved, 1%～2% wetting agent is suitable and the performance of this system is stable.

high temperature and high density; water-in-oil emulsion drilling fluid; sedimentation stability

2016-03-29

國家自然科學(xué)基金項(xiàng)目“大斜度井段帶螺旋槽井壁環(huán)空巖屑運(yùn)移機(jī)理研究”(51404050)；重慶科技學(xué)院校內(nèi)科研基金項(xiàng)目“鉆井泥漿液罐攪拌器混合過程數(shù)值模擬分析”(YKJCX2014024)

劉亞(1989 — )，女，山東菏澤人，重慶科技學(xué)院在讀碩士研究生，研究方向?yàn)橛蜌饩こ獭?/p>

TE254+.1

A

1673-1980(2017)01-0046-05