抗高温高密度油基钻井液体系静态沉降稳定性建模及优化

李林源, 王建华, 闫丽丽, 臧金宇, 薛少飞, 张家旗

(1.中国石油集团钻井工程技术研究院，北京 102200；2.中国石油大学(北京)石油工程学院油田化学实验室，北京 102249)

随着勘探领域向深部地层延伸，所钻地层越来越复杂，对钻探过程中钻井液的性能要求也越来越高，往往需要配置抗高温、抗污染、密度高且性能稳定的油基钻井液[1-2]。目前实验室和现场工程师主要评价钻井液的静态沉降稳定性，将钻井液体系在高温条件下进行热滚实验和高温静置测试，不断调整配方至体系性能达到相对理想的状态，评价周期较长。Saasen等[3]研究发现，可以通过测试钻井液的弹性模量G′与黏性模量G″的比值G′/G″来预测重晶石的静态沉降趋势，但测试预测过程较复杂，存在局限性，因此需要一种简便的方法，使体系静态沉降稳定性达到最优。刘扣其等[4]研究表明，钻井液体系静态沉降条件下基液黏度越大，体系沉降稳定性能越好，流变参数和静态沉降密度差存在相关性。此外Cayeux等[5]提出，随着钻井液体系中固相含量增加，流变性呈指数增加，可通过描述Herchel-Bulkey非牛顿流体经验方程，分析钻井液体系的流变特性，间接调整体系的沉降稳定性[6]。

流变性影响体系静态沉降稳定性，而流变性受各类钻井液核心处理剂控制。为更好地反映体系的静态沉降稳定性，先通过回归拟合法，建立钻井液流变参数与静态沉降密度差二次数学函数模型，找到使静态陈降密度差最优的流变参数；将基础实验与流变模型作对比并优化，分析不同处理剂加量对沉降结果造成的影响，初步确定在该密度条件下各类处理剂的加量；配置相同性能要求的钻井液体系时，依据实际情况，微调相关处理剂加量，使相应参数值接近模型极值点，从而快速得到相同体系性能要求下沉降稳定性最优的油基钻井液。

1 实验部分

1.1 实验材料及仪器

实验材料：0#柴油、主乳化剂(自研DR-EM)和辅乳化剂(自研DR-CO)、有机膨润土(HFGEL-120F)、氧化钙、20%氯化钙水溶液、降滤失剂(腐殖酸酰胺)、重晶石(甘肃巨鼎商贸有限公司)。

实验仪器：ZNN-D6型六速旋转黏度计、GJSS-B12K变频髙速搅拌机、BRGL-9型变频滚子加热炉、陈化釜(LHG-300)、高搅杯、电子天平(JA-12002)、20 mL注射器、Fann-23D破乳电压仪。

基本配方：1# 油水比80:20(0#柴油：20% CaCl2水溶液)、4%主乳化剂、4%辅乳化剂、1.2%有机土、5% CaO、4%降滤失剂，重晶石。

1.2 实验方法

参照《石油天然气工业钻井液现场测试 第2部分油基钻井液》(GB/T 16783.2—2012)测试室内配制钻井液的流变参数。钻井液老化条件为：190 ℃ 热滚16 h；静置条件为：190 ℃静置24 h。测试静态沉降密度差的相关实验设备如图1所示。

图1 静态沉降密度差测试设备

测试主要流程是：把钻井液装入陈化釜中，放入滚子加热炉调节至相应温度，静置一段时间后，拿出冷却至室温。用注射器分别对陈化釜中上层钻井液密度ρ上和下层钻井液密度ρ下进行抽取测量，计算静态沉降密度差Δρ静态=ρ下-ρ上和静态沉降因子SF=ρ下/ρ上+ρ下。

静态因子SF≥0.50，当SF=0.50时钻井液无沉降，SF>0.52时钻井液的沉降问题较为严重[7-8]。该测试方法一般钻井液实验室都可以进行，可用于室内和现场油基钻井液基础性能评价。

2 静态沉降稳定性模型建立

为满足建模需求，取15组来自现场和实验室密度相同的钻井液体系数据。密度2.5 g·cm-3，190 ℃ 热滚16 h后进行流变性能测试，再在190 ℃的条件下静置24 h后进行静态沉降稳定性测试,数据结果如表1所示。

利用计算机软件Origin对旋转黏度φ、切力Gel塑性黏度PV、静切力YP、动塑比YP/PV等流变性参数与静态密度差进行二次函数拟合回归分析，得到相关回归方程并确定相关系数R2。R2表示实验数据与拟合函数之间的吻合程度，R2越接近1，吻合程度越高，越接近0，吻合程度越低。利用Origin软件，以静态沉降密度差y为因变量，其他流变数据为自变量x，做二次函数回归拟合方程，所得到的回归方程和相关系数如表2所示。

表1 油基钻井液静态沉降稳定性与流变参数数据

注：φ6为旋转黏度计6转读数；φ3为旋转黏度计3转读数；Gel10 s为流变测试初切力，Gel10 min为流变测试终切力；PV为塑性黏度，YP为静切力，YP/PV为动塑比；Δρ为静置沉降陈化釜上下密度差值。

表2 流变数据与静态沉降密度差的二次方程

为使静态沉降密度差最小，对数学模型进行二次函数求导，使求导后的一次方程为0，得到的相关参数值x，即为决定静态沉降密度差最小的流变参数值。求导结果如表3所示。

表3 静态沉降二次方程求导结果

根据导数模型可以看出，在流变参数值处于极值点时，二次函数方程处于最小值，即钻井液体系的静态沉降密度差最小，即使密度2.5 g·cm-3油基钻井液体系最小静态沉降密度差值y，对应流变参数为极值点x。在实际配浆过程中调整决定该流变参数的相关处理剂加量和配比，使流变参数值接近相应极值点，可使体系达到较好的静态沉降稳定性。

3 静态沉降稳定性体系研究

3.1 乳化剂加量

油基钻井液的核心处理剂是乳化剂，乳化性能的好坏，直接决定钻井液体系在高温条件下的稳定性[9-10]。以1#浆为基础浆，分析该乳化剂在不同加量下破乳电压的大小，做相关拟合曲线，如图2所示，并分析在该条件下体系的流变性，如表4所示。

横坐标上“/”前为主乳化剂加量；“/”后为辅乳化剂加量

可以看出随着乳化剂加量的增加，钻井液体系的破乳电压升高，在主乳化剂加量为5.5%，辅乳化剂加量为5.5%时，高温热滚后的破乳电压显著增加，之后增长缓慢，乳状液已趋于稳定。结合导数模型，体系的各流变参数值接近于极值点，实验结果能够较好地契合模型参数，乳化剂加量极值点初步确定，乳化剂加量区间可根据实际需要在极值点附近微调，变化不大，可对静态沉降密度差造成有利影响。综合实验结果和导数模型拟合情况，保证形成较好的油包水体系条件下，使密度2.5 g·cm-3的油基钻井液体系稳定的乳化剂加量为主乳5.5%，辅乳5.5%。

3.2 有机土的加量

影响油基钻井液体系流变性能的主要处理剂为有机膨润土，它的主要作用是提高钻井液体系的黏度和切力，降低滤失量[11-12]。在调整配方：1#浆+1.5%主乳化剂+1.5%辅乳化剂的基础上，分析不同加量有机土对钻井液体系静态沉降密度差的影响，做拟合曲线，如图3所示。不同有机土加量情况下，体系的流变性能数据如表5所示。

分析结果显示，随着有机土加量的增加，钻井液体系的静态沉降密度差和静态沉降因子SF明显降低，但随着有机土加量进一步增加，体系流变性变差，且沉降密度差有降低幅度不大。表明有机土加量增加，对体系的沉降稳定性影响程度降低，主要影响体系的流变性。为使钻井液体系仍具备良好的流变性，结合实验结果和模型，初步优选有机土的加量为2%，实际试验过程可在该实验极值点附近微调有机土加量，使流变数据接近极值点。

图3 有机土加量静态沉降密度差/因子曲线

表4 不同乳化剂加量钻井液体系流变性

表5 不同有机土加量钻井液体系流变性

3.3 重晶石及重晶石复配

在抗高温高密度油包水钻井液中，重晶石所占比重极高。微粉重晶石与标准重晶石混合使用，可以显著增加钻井液体系的稳定性[13-14]。采用粒径小于5 μm的微粉重晶石和标准API重晶石进行配比来改善钻井液的流变性及沉降稳定性。配方调整为：1#浆+1.5%主乳+1.5%辅乳+1%有机土，分析重晶石配比对对钻井液体系静态沉降密度差的影响，做拟合曲线，如图4所示。相关流变性测试如表6所示。

图4 重晶石配比静态沉降密度差/SF曲线

分析结果显示，随着微粉重晶石的比重不断增加，钻井液的切力和动塑比增大，静态沉降密度差减小，表明微粉重晶石的比重的增加会改善钻井液的流变性及沉降稳定性。但是微粉重晶石超过50%后，钻井液体系静态沉降密度差开始增加，且体系黏度增大，钻井液流动性变差。综合模型结果，API重晶石和微粉重晶石比例为80:20比例时，钻井液体系静态沉降稳定性较好。

3.4 油水比优化

调整基础配方的有机土和重晶石加量后，体系的静态沉降稳定性有了明显提升，但流变性变差。油基钻井液体系中，增加油水比，体系的剪切应力、黏度以及静切力都将降低[15]。为使体系在静态沉降稳定性较好的情况下仍具备较好的流变性能，需要适当增加油水比，增加基础油的用量，使流变参数值接近于倒数模型各极值点数值，实验结果如表7所示。

结果显示，随着油水比的增加，钻井液体系的切力和黏度降低，但水相的减少会导致体系悬浮重晶石的难度加大，体系静态沉降数值上升。油水比85:15的条件下，钻井液体系的流变性数据较好，接近于导数模型的极值点，对模型沉降结果造成有利影响。最终实际测试结果也显示，静态沉降密度差处于各组实验的最低值，符合模型的预测，因此优选体系最优油水比为85:15。

表6 不同重晶石配比钻井液体系的流变性

表7 不同油水比钻井液体系流变性和沉降稳定性

4 结论

针对密度2.5 g·cm-3油基钻井液体系，做了大量相关实验和正交对比，建立了二次函数数学模型；通过对二次函数模型求导，分析了使高密度油基钻井液体系静态沉降密度差最小的流变参数值；利用基础试验对应模型优化体系处理剂加量，使其接近导数模型的极值点，使钻井液体系静态沉降密度差最低；实际配浆过程中，可根据需要，依据模型流变参数值和本文实验处理剂加量值，对密度2.5 g·cm-3的油基钻井液体系处理剂加量进行微调，便于快速配置出极值点附近，沉降稳定性好的油基钻井液体系。最终得到以下结论。

(1)密度2.5 g·cm-3的钻井液在该套体系处理剂下最优配方为：油水比85:15(0#柴油：20% CaCl2水溶液)，5.5%主乳化剂，5.5%辅乳化剂，2%有机土，5% CaO，4%降滤失剂，API重晶石：微粉重晶石(80:20)，配置相同性能要求钻井液体系时，可在以上配方的基础上做出适应性调整。

(2)密度2.5 g·cm-3油基钻井液体系的静态沉降稳定性最优的流变参数φ6=27.1，φ3=24.6，Gel10 s=12.6 Pa，Gel10 min=14.7 Pa，YP=28.1 Pa，YP/PV=0.292 Pa·(MPa·s)-1，随着实验数据增加，模型和相关参数值可做进一步优化调整。