高密度油基钻井液流变性及沉降稳定性

王金树，周芳芳，刘世恩，张玉平

(承德石油高等专科学校 石油工程系，河北 承德 067000)



高密度油基钻井液流变性及沉降稳定性

王金树，周芳芳，刘世恩，张玉平

(承德石油高等专科学校 石油工程系，河北 承德 067000)

为了解决高密度油基钻井液存在流变性和沉降稳定性难以控制的技术难题，采用流变测试和VST沉降测试法分析了有机土、提切剂、润湿剂、降滤失剂、石灰石/重晶石级配等处理剂的加量对钻井液流变性和沉降稳定性的影响。结果表明，上述处理剂对高密度油基钻井液流变性和沉降稳定性均有影响，且存在最优加量。实验得出高密度油基钻井液优化配方(质量百分比)为：3.5%有机土+0.3%提切剂+0.3%主乳+2.5%润湿剂+1.0%氧化钙+2.5%降滤失剂+重晶石+石灰石(重晶石与石灰石等质量加入，石灰石为超细碳酸钙)。

高密度；流变性；沉降稳定性；油基钻井液

随着石油勘探技术的发展，油气勘探开发逐步向深层、复杂地层发展，随着地层温度和井下压力的增大，对钻井液性能的要求也越来越高[1]。油基钻井液因其抗污染能力强，润滑性好，抑制性能强，抗温能力强，使其在复杂井，特别是高温深井和复杂泥页岩地层中钻井时有明显优势[2,3]。但是油基钻井液除成本高，易对环境造成污染外，油基钻井液切力小，高密度沉降稳定性差，在大位移井、水平井钻井中易形成岩屑床等问题，在一定程度上限制了油基钻井液的应用。为了提高油基钻井液的切力，增强其沉降稳定性，现场往往使用大量有机土、提切剂等亲油胶体提高钻井液的切力[4-7]。这些处理剂在提高切力的同时，钻井液粘度大幅度增大，造成环空压耗增大，钻井速度减小，在窄密度窗口地层还存在井漏的风险[8,9]。笔者通过对常规油基钻井液处理剂进行加量和配伍性评价实验，评价各种处理剂对油基钻井液流变性和沉降稳定性的影响来确定处理剂的最优加量，通过对处理剂的加量优化提高钻井液整体切力和悬浮效果的同时，保证钻井液具有较好的流变稳定性能。

1 实验部分

1.1 主要材料和仪器

主要实验材料：5#白油，实验纯，辛集市鹿华石化有限公司；有机土，实验纯，山东华潍膨润土有限公司；主乳化剂、润湿剂，化学纯，辛集市鹿华石化有限公司；氧化钙，分析纯，天津金汇太亚化学试剂有限公司；降滤失剂重晶石、石灰石提切剂，实验纯，任丘市硕达化工有限公司。

主要实验仪器：高速搅拌器JB-12K，青岛胶南同春石油机械厂；高温滚子加热炉，海通达石油仪器有限公司；900型旋转粘度计、ZNN-D6六速旋转粘度计、Viscometer Sag Test(VST)沉降测试仪，山东中石大石仪科技有限公司。

1.2 实验方法

动态沉降稳定性是指流变仪在100 r/min下运行30 min测沉降鞋底圆孔前后密度，所得出的密度差，即动态密度差。静态沉降稳定性是指在150 ℃的环境下静置24 h后测钻井液上下层密度得到的差值，即静态密度差。沉降稳定性的大小用沉降因子(SF)=上部密度/(上部密度+下部密度)来表示。

为了研究高密度钻井液中重晶石沉降的影响因素，实验分别测定在基本钻井液配方中加入不同百分含量的有机土、提切剂、润湿剂和降滤失剂等处理剂后在150 ℃热滚16 h后的动态密度差和静置 24 h 后的静态密度差。

2 流变性和沉降稳定性测定实验

实验条件：按钻井液基本配方配制钻井液，将钻井液密度加重至2.0 g/cm3。测定钻井液在150 ℃条件下热滚16 h后钻井液的流变性能、动态沉降稳定性和静置24 h后的静态沉降稳定性。

2.1 有机土的影响

有机土是油基钻井液的造浆土，合理的有机土加量不仅能更好的控制钻井液流变性能，更能有效提高钻井液的沉降稳定性。

钻井液基本配方(质量百分数，下同)为：5#白油+X%有机土+0.4%提切剂+0.3%主乳+2.5%润湿剂+2.0%氧化钙+5.5%降滤失剂+重晶石。X%代表实验变量为有机土加量。

为直观显示实验数据，将实验结果进行绘图。结果表明：当有机土加量从2.0% 增加到5.0%时，钻井液塑性粘度、动切力和动塑比逐渐增大；钻井液动态密度差从0.284 g/cm3降低至0.016 g/cm3，静态密度差从重晶石直接沉降到降低至0.15 g/cm3。综合考虑钻井液的流变性和沉降稳定性，当有机土加量为3.5%时，钻井液具备合理的流变性能和较好的沉降稳定性。

2.2 提切剂的影响

提切剂又称有机土活化剂，其加量直接影响到钻井液的动切力和加重剂的沉降稳定性。

钻井液基本配方为：5#白油+3.5%有机土+X%提切剂+0.3%主乳+2.5%润湿剂+2.0%氧化钙+5.5%降滤失剂+重晶石。X%代表实验变量为提切剂加量，有机土含量(3.5%)为优化后结果。

实验结果表明：当提切剂加量从0.2%增加到0.5%时，钻井液塑性粘度、动切力、动态密度差先增大后减小，静态密度差逐渐减小。当提切剂加量为0.3%时，钻井液具备合理的流变性能和较好的沉降稳定性。

2.3 润湿剂的影响

全油基钻井液中，润湿剂对钻井液的动切力影响很大，有助于提高钻井液的动切力和沉降稳定性。

钻井液基本配方为：5#白油+3.5%有机土+0.3%提切剂+0.3%主乳+X%润湿剂+2.0%氧化钙+5.5%降滤失剂+重晶石。X%代表实验变量为润湿剂加量，有机土含量(3.5%)、提切剂(0.3%)为优化后结果。

实验结果表明：当润湿剂加量从1.0%增加到4.0%时，钻井液塑性粘度值变化不大，动切力逐渐减小；钻井液动态密度差先减小后增大，静沉降重晶石全沉降。为保证钻井液具有较好的流变性和沉降稳定性，润湿剂合理的加量范围在2.0%～2.5%。为进一步确定其最优加量，将钻井液在150 ℃条件下热滚16 h，测其150 ℃高温高压滤失量，结果如表1所示。综合考虑钻井液的流变性、沉降稳定性和滤失性等因素，确定润湿剂合理的加量为2.5%。

表1 润湿剂对钻井液高温高压滤失量的影响

2.4 降滤失剂的影响

油基钻井液所用降滤失剂多为氧化沥青或磺化沥青类处理剂，其沥青胶质溶于油，所以该类处理剂在降低钻井液滤失量的同时也会增加钻井液的粘度。

钻井液基本配方为：5#白油+3.5%有机土+0.3%提切剂+0.3%主乳+2.5%润湿剂+2.0%氧化钙+X%降滤失剂+重晶石。X%代表实验变量为降滤失剂加量，有机土含量(3.5%)、提切剂(0.3%)、润湿剂(2.5%)为优化后结果。实验数据如表2所示。

结果表明：在2.5%润湿剂钻井液中，当降滤失剂加量从2.5%增加到5.5%时，钻井液流变参数值增大，动态密度差减小，静态密度差变化不大。钻井液高温高压滤失量随降滤失剂加量增加变化不大，这是由于润湿剂加量对钻井液高温高压滤失量存在影响。为保证钻井液具有较好的流变性，降滤失剂加量取低值2.5%即可。

2.5 石灰石/重晶石级配的影响

常用的油基钻井液加重材料有重晶石和石灰石，由于加重材料的粒径和自身密度的差异，加重材料本身也会影响钻井液的流变性和沉降稳定性。

钻井液基本配方为：5#白油+3.5%有机土+0.3%提切剂+0.3%主乳+2.5%润湿剂+1.0%氧化钙+2.5%降滤失剂+Xg重晶石+Yg石灰石。实验变量为重晶石和石灰石的加量，其他处理剂含量均为优化后结果。石灰石为超细碳酸钙，重晶石、石灰石质量按配制钻井液300 mL来计算加量。实验数据见表3。

由表3实验数据可知，采用纯重晶石加重，其钻井液动切力、塑性粘度较低；采用纯石灰石加重，其钻井液动切力、塑性粘度较大。采用重晶石、石灰石等质量混合加重时，动静沉降密度差分别为0.068 g/cm3和 0.19 g/cm3，钻井液沉降稳定性得到很大改善，因此对于低密度钻井液，尽量采用石灰石加重以提高钻井液的沉降稳定性。对于高密度钻井液采用石灰石与重晶石配比使用的方式提高钻井液的沉降稳定性。

综合以上各处理剂的室内评价结果，得出150 ℃、密度为2.0 g/cm3的油基钻井液的最优配方为：5#白油+3.5%有机土+0.3%提切剂+0.3%主乳+2.5%润湿剂+1.0%氧化钙+2.5%降滤失剂+重晶石+石灰石(重晶石与石灰石等质量加入，石灰石为超细碳酸钙)。测试优化钻井液全套性能结果如表4所示。测试结果表明，优化的高密度油基钻井液流变性和沉降稳定性数据较好，可满足钻井工艺要求。

注：—粘度过大，数据无法测量

表4 优化后油基钻井液体系流变性与沉降稳定性测定数据表

3 结论

1)通过VST沉降测试法测试高密度油基钻井液的静态沉降和动态沉降参数，可以评价钻井液体系的沉降稳定性；

2)有机土含量与钻井液沉降稳定性和粘度呈正比，有机土含量越高，钻井液沉降稳定性越好，但是钻井液粘度太高影响体系流变性，所以有机土的最优加量为3.5%；

3)润湿剂不但影响钻井液的动切力和沉降稳定性，还会影响钻井液的滤失性，所以润湿剂的加量应该综合考虑，合理加量为2.5%；

4)降滤失剂对油基钻井液的滤失量影响不大，但是加量过大会增大钻井液的粘度，所以降滤失剂加量尽量取低值；

5)有机土加量一定时，分别调整提切剂、润湿剂、降滤失剂和加重材料等处理剂的加量和配比，可以提高钻井液体系的沉降稳定性和流变性。

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[3] 冯萍,邱正松,曹杰,等.国外油基钻井液提切剂的研究与应用进展[J].钻井液与完井液，2012(9):84-87.

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Sedimentation Stability of High Density Oil-based Drilling Fluids

WANG Jin-shu, ZHOU Fang-fang, LIU Shi-en, ZHANG Yu-ping

(Department of Petroleum Engineering, Chengde Petroleum College, Chengde 067000, Hebei, China)

It is known that it is difficult to control the rheological property and sedimentation stability of high-density oil-based drilling fluid. In order to solve such technical problem, the effects of organic bentonite, rheological control agent, wetting agent, filtrate reducer and limestone/barite grading on the rheology and sedimentation stability were analyzed by using the rheological and VST sedimentation tests. The results show that the treating agents mentioned above would all influence the rheological and sedimentation properties of the fluid and there is an optimum dosage. The optimized formula is 3.5wt% organic bentonite + 0.3wt% rheological control agent + 0.3wt% main emulsifier + 2.5wt% wetting agent + 1.0wt% CaO + 2.5wt% filtrate reducer + limestone + barite(The limestone and barite are equal in weight and the limestone is the superfine CaCO3).

high density; rheological property; sedimentation stability; oil-based drilling fluid

2016-11-09

王金树(1986-)，男，内蒙古赤峰人,讲师，硕士,主要从事油气井工作液的研究工作，E-mail：cugwjs421@126.com。

TE254

A

1008-9446(2017)03-0009-04