无黏土相海水基钻井液低温流变特性

邱正松， 李照川， 黄维安， 毛惠， 钟汉毅， 邱永平（中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛266580）

邱正松等.无黏土相海水基钻井液低温流变特性[J].钻井液与完井液，2016，33（1）：42-47.



无黏土相海水基钻井液低温流变特性

邱正松， 李照川， 黄维安， 毛惠， 钟汉毅， 邱永平
（中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛266580）

邱正松等.无黏土相海水基钻井液低温流变特性[J].钻井液与完井液，2016，33（1）：42-47.

摘要针对海洋深水钻井作业所遇到的水基钻井液低温增稠问题，在全面分析低温增稠机理基础上，利用实验室自制的深水钻井液模拟装置，通过优选处理剂，构建了一套具有好的低温流变性的无黏土相海水基钻井液体系。实验结果表明，该钻井液体系经130 ℃老化后，低温流变性好，老化前后4 ℃和25 ℃时的表观黏度之比分别为1.179、1.250，塑性黏度之比分别为1.167、1.240，动切力之比为1.200、1.265，静切力稳定，动塑比变化范围在0.625～0.694 Pa/（mPa·s）之间，API中压滤失量在9.0 mL左右；润滑系数为0.181，页岩水化膨胀率为10.0%，页岩热滚回收率为87.0%，同时具有较强的储层保护能力和较好的抑制天然气水合物生成能力。

关键词深水钻井；无黏土相海水基钻井液；低温流变性；作用机理

Low Temperature Rheology of Clay-free Seawater Base Drilling Fluids

QIU Zhengsong, LI Zhaochuan, HUANG Wei’an, MAO Hui, ZHONG Hanyi, QIU Yongping
(College of Petroleum Engineering, China University of Petroleum (East China), Qingdao Shandong 266580, China)

Abstract A clay-free seawater base drilling fluid of excellent low temperature rheology was prepared for use in offshore drilling where low temperature viscosification of drilling fluids was frequently encountered. Additives used in the drilling fluid have been optimized on self-made deep water drilling fluid simulation device. This fluid has good low temperature rheology after aging at 130 ℃. Before and after aging, the ratios of apparent viscosity at 4 ℃ and 25 ℃ are 1.179 and 1.250, respectively, the ratios of plastic viscosity at 4 ℃and 25 ℃ are 1.167 and 1.240, respectively, and the ratios of yield point at 4 ℃ and 25 ℃ are 1.200 and 1.265, respectively. This fluid has stable gel strengths. The PV/YP ratio is in a range of 0.625-0.694 Pa/(mPa·s), the API filter loss is about 9.0 mL, the coefficient of friction is 0.181, percent shale swelling is 10.0%, and percent shale cuttings recovery in hot rolling test is 87.0%. This fluid also helps protect reservoirs and prevent the generation of gas hydrate.

Key words Deep water drilling; Clay-free water base drilling fluid; Low temperature rheology; Working mechanism

为避免水基钻井液出现低温增稠现象，控制钻井液保持良好的低温流变性是深水钻井作业成功的关键技术[1-2]。黏土是水基钻井液的重要配浆材料，其主要作用是提高体系的塑性黏度、动切力和静切力，增强钻井液对钻屑的悬浮和携带能力，同时还可降低滤失量，形成致密泥饼，增强造壁性。但在深水低温高压条件下，水基钻井液中黏土相的存在，会加剧体系低温增稠现象；分散在水中的黏土颗粒为亚微米级，会为天然气水合物的形成提供晶核，促进天然气水合物生成；亚微米黏土颗粒还会堵塞储层喉道损伤油气层。因此，无黏土相水基钻井液可以满足深水钻井需要，实践结果也表明，其在深水低温条件下能保持良好的流变性，避免天然气水合物生成，有效地保护油气储层[3-4]。为此，笔者从微观上分析了水基钻井液普遍存在的低温增稠问题，利用自制的深水钻井液模拟装置，先后设计了对比实验、多因素正交实验、单因素优化实验，最终优化出一套具有较好低温流变性的无黏土相海水基钻井液体系。

1　实验部分

为模拟海洋深水钻井过程，实验室前期研制了“深水钻井液低温流变性模拟实验装置”[5]，该实验装置由低温控温系统、高速搅拌机、ZNN-D6S型六速旋转黏度计和API中压滤失仪组成，可测钻井液低温、常温流变性及中、高压滤失造壁性能。技术指标：-20 ℃～室温；压力0～5 MPa。

在保证钻井液老化前后性能变化较小的前提下，分别考察了体系老化前和老化后4 ℃与25 ℃时的表观黏度之比、塑性黏度之比、动切力之比的大小，以及静切力和动塑比的稳定性，综合以上指标共同评价钻井液低温流变稳定性，评价标准如下。

1） 4 ℃和25 ℃时钻井液的表观黏度之比小于2.0，塑性黏度之比小于1.3，动切力之比小于2.0。

2）4 ℃和25 ℃时钻井液的静切力稳定，动塑比变化范围在0.80 Pa/（mPa·s）以内[6-8]。

2　配方优选

2.1 加入碳酸钠和氢氧化钠对钻井液性能的影响

经过室内单剂优选实验，选取黄原胶（XC）、两性离子聚合物分散剂（LX）、高黏聚阴离子纤维素（PAC-HV）和复合离子型聚丙烯酸盐（PAC141）作为流型调节剂，同时选取聚胺（SDJA）作为页岩抑制剂。探究作为基液的海水中富含的钙镁离子是否会影响钻井液流变性，设计对比实验，实验配方加入碳酸钠和氢氧化钠，配方如下。

基本配方：海水+0.30%Na2SO3+0.15%XC+ 0.15%LX+0.20%PAC-HV+0.20%PAC141+2.0% SDJA

实验配方：基本配方+0.25%Na2CO3+0.30% NaOH

对比实验用钻井液配制完成后，于老化前和老化后分别在4 ℃与25 ℃测定钻井液性能，结果见表1。由表1可知，相同条件下，实验配方钻井液低温下的黏度变化比基本配方钻井液要小，滤失量要少；同时观察到老化后静置24 h，基本配方钻井液出现明显的分层现象。因此，所加碳酸钠和氢氧化钠降低了海水中钙镁离子对钻井液处理剂的影响，进而维护了海水基钻井液低温流变性的稳定。实验配方钻井液老化前后，黏度较小，4 ℃和25℃时的表观黏度之比、塑性黏度之比、动切力之比较大，说明体系低温增稠明显；4 ℃和25 ℃时，体系静切力稳定，动塑比变化范围为0.654～0.731 Pa/（mPa·s），小于0.80 Pa/（mPa·s）。

表1　对比实验的钻井液流变性实验结果

2.2 流型调节剂优选

初步构建的钻井液体系黏度小、滤失量大、低温流变性差，因此需要优化各种流型调节剂加量。选定正交实验法L9（34），确定主变因素：XC加量变化为0.15%、0.20%、0.25%；LX加量变化为0.10%、0.15%、0.20%；PAC-HV加量变化为0.10%、0.20%、0.30%；PAC141加量变化为0.10%、0.20%、0.30%。

9组优选（YX）钻井液配制完成后，分别在老化前和老化后测定4 ℃和25 ℃下体系性能，结果见表2。由表2可知：优选3（YX3）体系老化前后钻井液性能变化不大，静切力稳定，但动塑比变化范围在0.652～0.789 Pa/（mPa·s）之间，接近0.80 Pa/（mPa·s），且滤失量较大。优选3钻井液体系配方为：海水+0.25%Na2CO3+0.30%NaOH+ 0.30%Na2SO3+0.15%XC+0.20%LX+0.30%PAC-HV+ 0.30%PAC141+2.0%SDJA。

表2　流型调节剂优选实验结果

水基钻井液中若存在黏土相，会加剧体系低温增稠，究其原因为，随着温度降低，分散钻井液中黏土颗粒的动能减小，黏土颗粒的热运动减弱，流动阻力增大，同时黏土颗粒容易以端-端、面-面形式构成较强的网架结构，进而使体系流动变得困难，钻井液黏度随之升高；低温条件下，黏土颗粒表面扩散层的阳离子扩散能力减弱，水化膜变薄，ζ电位下降，体系中自由水的活度下降，渗透能力降低，导致黏土颗粒分散度降低，黏土颗粒之间的摩擦增加，最终表现在钻井液黏度升高[9]。而XC、 PAC-HV、PAC141这类复杂链状高分子聚合物，在海水中是通过分子内和分子间的共价键，以及分子链间缠绕所形成的网络结构来达到增黏、提切作用。

在低温条件下，分子链动能减小、刚性增强，主链与主链间、主链与侧链间、侧链与侧链间更加容易发生相互覆盖和穿越交叠，使得分子链间缠结几率很大程度地增加，形成缔合或空间网，束缚自由水，导致分子间的内摩擦力变大，造成体系黏度升高；随着钻井液中高分子聚合物加量增大，低温条件下聚合物分子链间发生缠结的几率更大，分子间的内摩擦程度更高，钻井液浆体黏度上升变快，体系增稠越发明显，如图1所示。

图1　25 ℃和4 ℃下流动钻井液中高分子链的形态示意图

2.3 降滤失剂优选

低温条件下，优选钻井液的塑性黏度、表观黏度、动切力变化幅度不大，但是滤失量很大。因此，进一步实验优选降滤失剂。选取4种不同种类的降滤失剂：SMP-Ⅲ、FLOCAT、NH4-HPAN和DYFT，初始加量定为3.0%。4组钻井液配制完成后，分别在4 ℃和25 ℃下测定老化前和老化后体系的性能，结果见表3。由表3可知：使用DYFT的优化体系老化前后钻井液性能变化不大，其塑性黏度之比、动切力之比较小，静切力稳定、动塑比较小、滤失量小，说明该体系能抗130 ℃高温，且老化前后均具有好的低温流变性。

表3　降滤失剂优选实验的流变性实验结果

DYFT的降滤失机理与体系是否含黏土无关。首先是水化膜作用，DYFT在“软化点”温度以上发生裂解，释放出水溶性的稠环芳烃类化合物和被磺酸基取代而生成的杂环类化合物，在正压差作用下这些化合物迅速从浆体中分离出来，进入井壁的微孔隙、裂隙或层面间，形成具有一定机械强度的水化膜，阻止自由水进入地层，抑制地层黏土膨胀和页岩分散；其次是物理封堵，不溶于水的沥青颗粒靠物理吸附挤入地层孔隙、裂缝和层理，封堵地层层理与裂隙，改善钻井液滤饼质量，降低钻井液滤失量，稳定井壁[10]。而SMP-Ⅲ、NH4-HPAN在钻井液中要起到降滤失作用，必须有效地吸附在黏土颗粒表面，才能形成结构致密的滤饼；FLOCAT吸水膨胀后形成类似于海绵的囊状物，减少了钻井液的自由水，同时形成的囊状物可进入滤饼的细缝中，从而达到降滤失作用，但造成体系低温增稠明显，动塑比过大，丧失了剪切稀释性。

因此，加DYFT的体系相比其他3种体系低温流变性最好。将DYFT的加量取5个测试点，设计单因素优化实验。5组钻井液配制完成后，分别在4 ℃和25 ℃下测定老化前和老化后体系性能，结果见表4。

表4　DYFT加量优选实验的流变性实验结果

由表4可知：随着DYFT加量的增大，钻井液滤失量变化不大，但低温流变性呈现“倒U型”规律；当DYFT加量小于3.0%时，随着加量增大，老化前后钻井液性能变化不大，4 ℃和25 ℃体系表观黏度之比、塑性黏度之比、动切力之比不断变小，静切力稳定，说明体系低温流变性逐步得到改善，低温增稠越发不明显；当DYFT加量大于3.0%时，随着加量增大，老化前后钻井液性能变化不大，但4 ℃和25 ℃体系表观黏度之比、塑性黏度之比、动切力之比不断变大，说明此时体系低温增稠逐步明显，低温流变性逐渐变差。因此，DYFT最佳加量为3.0%，最终无黏土相海水基钻井液优化配方如下。

海水+0.25%Na2CO3+0.30%NaOH+0.30% Na2SO3+0.15%XC+0.20%LX+0.30%PAC-HV+ 0.30%PAC141+3.0%DYFT+2.0%SDJA

3　性能评价

3.1 润滑性

采用E-P极压润滑仪测得无黏土相海水基钻井液润滑系数为0.181，而黏土相水基钻井液的润滑系数通常在0.20～0.35之间，可以看出，该无黏土相海水基钻井液具备好的润滑性。

3.2 抑制页岩水化膨胀

根据SY/T 5613—2000《泥页岩理化性能试验方法》，选用二级膨润土在模拟条件下制成实验岩心，进行钻井液抑制膨胀实验，结果见图2。由图2可知，清水、海水基钻井液浸泡8 h后的岩心膨胀率为39.2%和10.0%，说明该无黏土相海水基钻井液具备良好的抑制泥页岩水化膨胀性能。

图2　无黏土相海水基钻井液抑制泥页岩膨胀实验

3.3 抑制页岩水化分散

通过热滚回收率实验来评价该无黏土相海水基钻井液的抑制页岩水化分散性，并与蒸馏水进行对比，实验所用岩屑取自南海某油田，结果见表5。

表5　无黏土相海水基钻井液页岩滚动回收率

由表5可知，所选页岩钻屑水化分散性强，在蒸馏水中回收率为17.8%，但在无黏土相海水基钻井液中的热滚回收率超过85.0%，表明该无黏土相海水基钻井液具备良好的抑制页岩水化分散性能。

3.4 油层保护性能

根据SY/T6540—2002《钻井液完井液损害油层室内评价方法》，选用人造岩心，利用YBH-1多功能油层保护和钻井液高温高压动滤失（漏失）模拟试验仪，模拟井下条件（120 ℃、3.5 MPa），对无黏土相海水基钻井液的储层保护效果进行评价，结果见表6。由表6可知，2块人造岩心在未切片前的渗透率恢复率在86%以上，切片0.5 cm后的渗透率恢复率在96%以上，由此表明，该无黏土相海水基钻井液具有较强的储层保护能力。

表6　无黏土相海水基钻井液储层保护能力评价

3.5 抑制天然气水合物生成性能

利用钻井液水合物抑制性评价实验装置对无黏土相海水基钻井液进行天然气水合物抑制能力评价。结果为：海水基钻井液在15.10 MPa、3.9 ℃条件下16 h内无天然气水合物生成，但在30.00 MPa、4.0 ℃条件下4 h后天然气水合物逐渐生成。由此可见，在模拟深水环境1 500 m（15.0 MPa、4.0 ℃）下，该无黏土相海水基钻井液可有效抑制天然气水合物生成。

4　结论

1.基于对海洋深水钻井中存在的水基钻井液低温增稠问题的微观机理分析，利用实验室自制的深水钻井液模拟装置，通过一系列优化实验，最终优选出一套低温流变性好的无黏土相海水基钻井液配方。

2.优选出的无黏土相海水基钻井液体系润滑系数仅为0.181；页岩抑制性良好，页岩水化膨胀率为10.0%，页岩热滚回收率为87.0%；储层保护能力较强，具有较好的抑制天然气水合物生成能力，在模拟深水环境1 500 m（15.0 MPa、4.0 ℃）时无天然气水合物生成。

参 考 文 献

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收稿日期（2015-11-25；HGF=1505N6；编辑 王小娜）

作者简介：第一邱正松，教授，博士生导师，主要从事井壁稳定理论与防塌钻井液、深井高温钻井液、深水钻井液、非常规钻井完井液以及油气层保护技术等科研工作。E-mail：leoupc@163.com。

基金项目：国家自然基金“海洋深水水基钻井液恒流变性调控的化学、物理方法研究”（51374233）；国家自然基金“海洋深水浅层井壁稳定与水合物抑制的机理和新方法研究”（51474236）；山东省基金“海洋深水水基钻井液恒流变性调控物理方法及其机理”（ZR2013EEM032）。

doi:10.3696/j.issn.1001-5620.2016.01.009

中图分类号：TE254

文献标识码：A

文章编号：1001-5620（2016）01-0042-06