钻井液防泥包性能室内动态评价实验方法

郝彬彬 项 涛 胡进军 彭胜玉

(中海油田服务股份有限公司油田化学事业部 河北三河 065201)

钻井液防泥包性能室内动态评价实验方法

郝彬彬 项 涛 胡进军 彭胜玉

(中海油田服务股份有限公司油田化学事业部 河北三河 065201)

钻具泥包一直是影响钻井速度和困扰工程技术人员的问题。选取怀俄明州天然的钠基膨润土块HOLEPLUG作为实验用模拟钻屑，利用自制的钢棒和老化罐的滚动模拟井下钻进状况，通过对模拟钻屑的粒径、质量以及热滚时间和基浆组成等参数的筛选，建立了动态评价钻井液防泥包性能的室内实验方法。评价实验确定的模拟钻屑粒径为6～10目、质量为25 g，热滚时间为15 min，基浆组成为3%海水膨润土浆+ 0.2%NaOH+0.2%Na2CO3+0.3%护胶剂+0.5%提切剂。进行了3组平行实验，3组数据相对平均偏差仅为2.45%，说明本文实验方法具有较好的可重复性。选取4种海上常用钻井液体系进行了室内动态评价实验，实验结果与现场反馈情况相同，说明本文实验方法具有很好的准确性，可为有关科研和钻井生产提供可靠依据。

钻井液；防泥包性能；动态评价实验；钠基膨润土；井下钻进；钻屑粒径；钻屑质量；热滚时间；基浆

在钻遇到软泥岩、易吸水膨胀或软硬交错的地层时，预防及消除钻具泥包是一个不容忽视的技术问题。发生钻具泥包的原因是多方面的，然而国内防止和处理这一问题的文献报道相对较少，特别是关于在钻井过程中钻井液防泥包性能的室内评价研究更是不多[1]。国内有部分学者在研究提速剂或快钻剂时提到过几种粘附聚结试验方法[2-4]，但有关粘附聚结的理论机理都不是很完整，也没有系统的说明选择测试步骤的原因，更没有综合考虑地层的黏土、钻屑等复杂的井下因素，只是单从钻井液体系内的处理剂考虑，通过钻井液本身悬挂在钢片上的液滴来评价粘附聚结性能，且最终确定粘附聚结质量的方法是待静止不再有明显钻井液滴时称重，这样通过肉眼确定“时间点”既没有说服性，也存在较大误差，更没有可重复性。本文通过对模拟钻屑的种类、粒径、质量和热滚时间及基浆组成等参数进行筛选，建立了钻井液防泥包性能室内动态评价实验方法，既可以简单动态的模拟井下钻进，又可以评价出钻井液防泥包性能，为选择合适的防泥包钻井液及处理剂提供了参考依据。

1 实验方法的建立

1.1 实验参数

1.1.1 模拟钻屑种类的筛选

防泥包性能评价实验的关键在于选择什么样的黏土模拟钻屑，主要通过简单分析黏土凝聚和结块的原因来帮助选择。当遇到钻井液的时候，黏土在平衡水含量下是可塑性状态，此时没有达到液限的黏土颗粒表面还是足够粘的，很容易和其他颗粒的表面相结合；同时由于在黏土层之间的排斥力、黏土表面的水化作用和水合离子与水分子间的立体干扰，所形成的较大的网状的膨胀压力或其他外界力量促使黏土颗粒不断变形和结合，导致钻屑的表面被挤到一起最终形成钻屑凝聚和结块。

文献[5-8]对黏土的力学特性进行了相应的研究，涉及黏土的液限、塑限等，并且文献[8]给出了不同黏土矿物的塑限和液限比率逐渐增强的相应关系，即钠膨润土<伊利石<高岭石<埃洛石(多水高岭石)，这个关系也确定了本次评价实验用的模拟钻屑，应使用趋于较低塑限和液限比率的黏土。

通过上述黏土凝聚结块机理分析，本文筛选了怀俄明州一种天然的钠基膨润土块HOLEPLUG作为评价实验用模拟钻屑，该膨润土块为天然岩块，其黏土矿物含量达到81.5%，高于国内夏子街土等优质钠膨润土的黏土矿物含量，具有较强的水化膨胀特性以及合适的塑限和液限比率。

1.1.2 热滚时间的初步选择

文献[9]对多种黏土的机械变形进行了研究，所选黏土均具有很高的分散性及中等或很高的膨胀性，研究发现黏土矿物组成或塑性变形与黏土凝聚结块发生的过程存在一定的联系(图1)，黏土凝聚结块最大值出现的时间大部分在20 min左右。因此，本文实验热滚时间初步确定在20 min。

图1 国外典型页岩65 ℃下热滚黏土凝聚结块的 质量随时间变化的趋势线[9]Fig .1 Trend lines of clay agglomeration weight changing with hot rolling time by foreign typical shale at 65 ℃[9]

1.1.3 实验基浆的初步选择

根据钻井现场应用反馈和有机正电胶钻井液[10]的机理分析，加入过量的有机正电胶易形成过厚的保护井壁的滞留层，而太厚的“滞留层”易造成泥包、粘附卡钻等，因此初步确定加入过量的有机正电胶钻井液作为模拟实验的基浆。

1.1.4 模拟钻屑粒径的选择

在老化罐中加入400 mL模拟实验的基浆，将钢棒(长150 mm，直径23.5 mm，质量500 g左右)放入老化罐一侧，再分别加入30 g均匀粒径和6～10目的HOLEPLUG岩屑，65 ℃热滚20 min后均匀粒径和6～10目的钻屑泥包情况如图2所示。可以看出，6～10目粒径的模拟钻屑热滚后粘附在钢棒上，而且分布均匀，重复性也较高，因此选用6～10目粒径的模拟钻屑。

图2 均匀粒径和6～10目的模拟钻屑泥包情况对比Fig .2 A comparison between the bit balling of uniform particle size and 6～10 mesh cuttings

1.1.5 模拟钻屑质量的选择

在老化罐中加入400 mL模拟实验的基浆，将钢棒放入老化罐一侧，再分别加入20、25、30 g的6～10目的HOLEPLUG岩屑，65 ℃热滚20min后钢棒及清洗后老化罐内钻屑泥包情况如图3所示。可以看出，20 g模拟钻屑的老化罐里没有钻屑残余，而30 g的残余较多，且不易清洗，因此，最终选用质量为25 g的模拟钻屑。

图3 质量为20(左)、25(中)、30 g(右)的6～10目模拟 钻屑泥包情况对比Fig .3 A comparison between bit balling of 20,25 and 30 g cuttings with the size of 6～10 mesh

1.1.6 实验基浆的选择

初步选择的基浆含有的处理剂较多，配浆时间较长，且影响因素不能确定，因此选取10个基浆配方对基浆成分做进一步研究(表1)，基浆中尽可能少的添加防泥包的处理剂。不同基浆热滚后泥包情况见图4，可以看出，10号基浆体系最符合黏土凝聚结块的特征，最终确定10号体系作为基浆。

表1 模拟泥包实验的基浆配方Table 1 Based slurry formula of simulating bit balling experiments

图4 不同基浆热滚20 min烘干泥包钢棒后照片Fig .4 Steel bar bit balling photos of different base slurry after hot rolling 20 min

1.1.7 最佳热滚时间的确定

在10号基浆中加入25 g的6～10目的HOLEPLUG岩屑，搅拌均匀后放入钢棒，在65 ℃下热滚。在不同热滚时间下，将泥包的钢棒在105 ℃下烘干150±5 min，钢棒泥包情况见图5，模拟钻屑凝聚结块质量随热滚时间变化曲线见图6。从图5可以看出，泥包时间为15 min和20 min时钻屑的粘附程度的分布较均匀，其他泥包时间的整体分布不均，或粘附钻屑较少，或两头钻屑粘附程度不对称较明显。结合图6最终确定最佳热滚时间为15 min。

图5 不同热滚时间下模拟钻屑泥包效果Fig .5 Bit balling effect at different hot rolling time

图6 模拟钻屑凝聚结块质量随热滚时间变化曲线Fig .6 Weight of agglomeration cuttings changing with the hot rolling time

1.2 实验流程

1) 将400 mL的10号基浆装入老化罐，将钢棒(长150 mm，直径23.5 mm，质量500 g左右)放入老化罐一侧，倒入25 g的6～10目的HOLEPLUG钻屑，用小铲子慢慢搅拌，使固体均匀分布；

2) 将老化罐在2 min内放进温度为65±2 ℃的滚子炉，热滚15 min后用恒定水流冲洗钢棒，将表面泥浆冲掉；

3) 在105 ℃下烘干钢棒，烘干时间保持在150±5 min，然后对钢棒在5 min内进行称量，记录前后的质量差。选择2.5 h的烘干时间是要彻底的将泥包钢棒上的水分烘干，以免由于不同实验人员的习惯差异，使钢棒上泥包残留的水分不同而产生称重误差，造成实验的不可重复性。

2 实验方法的验证

2.1 可重复性检测

按照本文实验流程进行了3组平行对比实验，钢棒泥包情况见图7，钻屑凝聚结块质量对比见图8。计算3组实验数据的相对平均偏差(平均偏差/平均值)仅为2.45%，充分说明本文建立的钻屑泥包模拟实验评价方法非常可靠，且具有可重复性。

图7 3组平行对比实验泥包情况Fig .7 Bit balling of three groups of parallel comparison experiments

图8 三组平行实验泥包质量对比Fig .8 Weight of agglomeration cuttings of three groups of parallel experiments

2.2 常用钻井液防泥包性能评价

选取4种海上常用的水基钻井液，即有机正电胶钻井液(加入过量的有机正电胶)、盐水聚合物钻井液、聚胺强抑制钻井液、高性能钻井液，进行模拟钻屑泥包对比实验。将4种常用钻井液的体系性能调整到相近，钻井液体系配方如下：

1#(加入过量的有机正电胶钻井液)： 2%海水膨润土浆+0.2%NaOH+0.2%Na2CO3+0.3%PAC-LV+0.2%XC+5%有机正电胶+0.2%PHPA+1%FR+1%DYFT。

2#(盐水聚合物钻井液)： 3%海水膨润土浆+0.2%NaOH+0.25%Na2CO3+0.3%PAC-LV+0.3%XC+0.5%PHPA+3%JLX+2%淀粉+2%KCl+1%LUB-1。

3#(聚胺强抑制钻井液)： 海水+0.1%NaOH+0.2%Na2CO3+0.2%PAC-LV+0.4%XC+0.7%包被剂(小分子量)+3%JLX+1%FT+4%淀粉+3%聚胺+1%LUB-H。

4#(高性能水基钻井液)： 1%海水膨润土浆+0.1%NaOH+0.2%Na2CO3+20%AQsalt+0.2%PAC-LV+0.2%XC+0.2%淀粉+0.2%PHPA+1.5%AQseal+1%AQlube+1%AQtrol。

4种常用钻井液的体系性能参数见表2。图9为4种钻井液体系的泥包情况，可以看出，4#高性能水基钻井液的防泥包性能最好，3#深水聚胺体系的防泥包性能也较好，泥包最严重的是1#加入过量有机正电胶的钻井液体系。据现场反馈的原始资料可知，钻遇造浆强的地层时，为更好的抑制地层造浆，加入大量的有机正电胶后，造成井口返出很多的泥球，钻速明显减慢；后来经过现场钻井液处理把有机正电胶降到合理加量，同时配合其他处理剂抑制地层造浆，钻速恢复正常，井口返出钻屑正常。对于2#盐水聚合物钻井液，钻屑比较松散坚韧，可以加入适量的聚胺处理剂或是提高盐的加量以减少泥包的程度。由于深水聚胺体系和高性能水基钻井液体系在现场应用非常好，已逐渐替代传统钻井液应用在海洋钻井，可见本文模拟钻屑泥包评价实验的泥包情况与现场的反馈是完全相同的。

表2 4种常用钻井液的体系性能参数Table 2 Performance parameters of four commonly used drilling fluid systems

图9 不同钻井液体系的泥包程度Fig .9 Bit balling degree of different drilling fluid systems

3 结论

通过对模拟钻屑的种类、粒径、质量以及模拟基浆和热滚时间等影响因素的确定，最终建立了能动态模拟井下钻井液防泥包性能的室内实验评价方法。利用该方法进行的3组平行实验的相对平均偏差仅为2.45%，说明本文实验方法具有较好的可重复性；对4种常用钻井液体系进行了防泥包实验，实验结果与现场反馈情况完全相同，说明本文实验方法具有很好的准确性，可为有关科研和钻井生产提供可靠的依据。

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(编辑：杨 滨)

Lab experiments for dynamic evaluation of anti-balling performance of drilling fluids

HAO Binbin XIANG Tao HU Jinjun PENG Shengyu

(COSLOilfieldChemicalsDivision,Sanhe,Hebei065201,China)

Drilling tool balling-up has always been a problem which affects the penetration rate and annoys the technical personnel. A HOLEPLUG chunk, which is Wyoming natural sodium bentonite, was chosen to simulate cuttings; a self-made steel bar and an aging cylinder were hot-rolled to simulate the down-hole drilling environment. Through the screening of the parameters such as particle size, mass, hot-rolling time and slurry compositions, an lab experiment method for dynamically evaluating the anti-balling performance of drilling fluid was established. The particle size of the simulated drill cuttings is 6～10 mesh, the mass 25 g, and the hot-rolling time 15 min. The formulation of slurry is 3%bentonite in seawater+0.2%NaOH+0.2% Na2CO3+0.3%colloid-protecting agent+0.5%gel strength enhancer. Three groups of parallel experiments were carried out, and the relative average deviation of the three groups was only 2.45%, which shows that the method has good repeatability. Dynamic evaluation experiments were carried out in the laboratory on four drilling fluid systems commonly used in offshore oilfields. The experimental results agree well with the feedback from the fields, indicating that the experimental method has good accuracy, and may provide a reliable basis for the evaluation of relevant scientific researches and drilling operations.

drilling fluid; anti-balling performance; dynamic evaluation; sodium bentonite; down-hole drilling simulation; cutting size; cutting mass;hot-rolling time; slurry

郝彬彬，男，工程师，2009年毕业于大庆石油学院并获得硕士学位，现主要从事油田处理剂及钻井液研究工作。地址：河北省三河市燕郊开发区行宫西大街中海油服油田化学研究院(邮编：065201)。E-mail：haobb@cosl.com.cn。

1673-1506(2017)03-0101-06

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.03.017

TE254

A

2016-10-18 改回日期：2016-12-30

郝彬彬,项涛,胡进军，等.钻井液防泥包性能室内动态评价实验方法[J].中国海上油气，2017,29(3)：101-106.

HAO Binbin,XIANG Tao,HU Jinjun,et al.Lab experiments for dynamic evaluation of anti-balling performance of drilling fluids[J].China Offshore Oil and Gas,2017,29(3):101-106.