無黏土相海水基鉆井液低溫流變特性

邱正松， 李照川， 黃維安， 毛惠， 鐘漢毅， 邱永平（中國石油大學（華東）石油工程學院，山東青島266580）

邱正松等.無黏土相海水基鉆井液低溫流變特性[J].鉆井液與完井液，2016，33（1）：42-47.

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無黏土相海水基鉆井液低溫流變特性

邱正松， 李照川， 黃維安， 毛惠， 鐘漢毅， 邱永平
（中國石油大學（華東）石油工程學院，山東青島266580）

邱正松等.無黏土相海水基鉆井液低溫流變特性[J].鉆井液與完井液，2016，33（1）：42-47.

摘要針對海洋深水鉆井作業所遇到的水基鉆井液低溫增稠問題，在全面分析低溫增稠機理基礎上，利用實驗室自制的深水鉆井液模擬裝置，通過優選處理劑，構建了一套具有好的低溫流變性的無黏土相海水基鉆井液體系。實驗結果表明，該鉆井液體系經130 ℃老化后，低溫流變性好，老化前后4 ℃和25 ℃時的表觀黏度之比分別為1.179、1.250，塑性黏度之比分別為1.167、1.240，動切力之比為1.200、1.265，靜切力穩定，動塑比變化范圍在0.625～0.694 Pa/（mPa·s）之間，API中壓濾失量在9.0 mL左右；潤滑系數為0.181，頁巖水化膨脹率為10.0%，頁巖熱滾回收率為87.0%，同時具有較強的儲層保護能力和較好的抑制天然氣水合物生成能力。

關鍵詞深水鉆井；無黏土相海水基鉆井液；低溫流變性；作用機理

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

為避免水基鉆井液出現低溫增稠現象，控制鉆井液保持良好的低溫流變性是深水鉆井作業成功的關鍵技術[1-2]。黏土是水基鉆井液的重要配漿材料，其主要作用是提高體系的塑性黏度、動切力和靜切力，增強鉆井液對鉆屑的懸浮和攜帶能力，同時還可降低濾失量，形成致密泥餅，增強造壁性。但在深水低溫高壓條件下，水基鉆井液中黏土相的存在，會加劇體系低溫增稠現象；分散在水中的黏土顆粒為亞微米級，會為天然氣水合物的形成提供晶核，促進天然氣水合物生成；亞微米黏土顆粒還會堵塞儲層喉道損傷油氣層。因此，無黏土相水基鉆井液可以滿足深水鉆井需要，實踐結果也表明，其在深水低溫條件下能保持良好的流變性，避免天然氣水合物生成，有效地保護油氣儲層[3-4]。為此，筆者從微觀上分析了水基鉆井液普遍存在的低溫增稠問題，利用自制的深水鉆井液模擬裝置，先后設計了對比實驗、多因素正交實驗、單因素優化實驗，最終優化出一套具有較好低溫流變性的無黏土相海水基鉆井液體系。

1　實驗部分

為模擬海洋深水鉆井過程，實驗室前期研制了“深水鉆井液低溫流變性模擬實驗裝置”[5]，該實驗裝置由低溫控溫系統、高速攪拌機、ZNN-D6S型六速旋轉黏度計和API中壓濾失儀組成，可測鉆井液低溫、常溫流變性及中、高壓濾失造壁性能。技術指標：-20 ℃～室溫；壓力0～5 MPa。

在保證鉆井液老化前后性能變化較小的前提下，分別考察了體系老化前和老化后4 ℃與25 ℃時的表觀黏度之比、塑性黏度之比、動切力之比的大小，以及靜切力和動塑比的穩定性，綜合以上指標共同評價鉆井液低溫流變穩定性，評價標準如下。

1） 4 ℃和25 ℃時鉆井液的表觀黏度之比小于2.0，塑性黏度之比小于1.3，動切力之比小于2.0。

2）4 ℃和25 ℃時鉆井液的靜切力穩定，動塑比變化范圍在0.80 Pa/（mPa·s）以內[6-8]。

2　配方優選

2.1 加入碳酸鈉和氫氧化鈉對鉆井液性能的影響

經過室內單劑優選實驗，選取黃原膠（XC）、兩性離子聚合物分散劑（LX）、高黏聚陰離子纖維素（PAC-HV）和復合離子型聚丙烯酸鹽（PAC141）作為流型調節劑，同時選取聚胺（SDJA）作為頁巖抑制劑。探究作為基液的海水中富含的鈣鎂離子是否會影響鉆井液流變性，設計對比實驗，實驗配方加入碳酸鈉和氫氧化鈉，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

實驗配方：基本配方+0.25%Na2CO3+0.30% NaOH

對比實驗用鉆井液配制完成后，于老化前和老化后分別在4 ℃與25 ℃測定鉆井液性能，結果見表1。由表1可知，相同條件下，實驗配方鉆井液低溫下的黏度變化比基本配方鉆井液要小，濾失量要少；同時觀察到老化后靜置24 h，基本配方鉆井液出現明顯的分層現象。因此，所加碳酸鈉和氫氧化鈉降低了海水中鈣鎂離子對鉆井液處理劑的影響，進而維護了海水基鉆井液低溫流變性的穩定。實驗配方鉆井液老化前后，黏度較小，4 ℃和25℃時的表觀黏度之比、塑性黏度之比、動切力之比較大，說明體系低溫增稠明顯；4 ℃和25 ℃時，體系靜切力穩定，動塑比變化范圍為0.654～0.731 Pa/（mPa·s），小于0.80 Pa/（mPa·s）。

表1　對比實驗的鉆井液流變性實驗結果

2.2 流型調節劑優選

初步構建的鉆井液體系黏度小、濾失量大、低溫流變性差，因此需要優化各種流型調節劑加量。選定正交實驗法L9（34），確定主變因素：XC加量變化為0.15%、0.20%、0.25%；LX加量變化為0.10%、0.15%、0.20%；PAC-HV加量變化為0.10%、0.20%、0.30%；PAC141加量變化為0.10%、0.20%、0.30%。

9組優選（YX）鉆井液配制完成后，分別在老化前和老化后測定4 ℃和25 ℃下體系性能，結果見表2。由表2可知：優選3（YX3）體系老化前后鉆井液性能變化不大，靜切力穩定，但動塑比變化范圍在0.652～0.789 Pa/（mPa·s）之間，接近0.80 Pa/（mPa·s），且濾失量較大。優選3鉆井液體系配方為：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　流型調節劑優選實驗結果

水基鉆井液中若存在黏土相，會加劇體系低溫增稠，究其原因為，隨著溫度降低，分散鉆井液中黏土顆粒的動能減小，黏土顆粒的熱運動減弱，流動阻力增大，同時黏土顆粒容易以端-端、面-面形式構成較強的網架結構，進而使體系流動變得困難，鉆井液黏度隨之升高；低溫條件下，黏土顆粒表面擴散層的陽離子擴散能力減弱，水化膜變薄，ζ電位下降，體系中自由水的活度下降，滲透能力降低，導致黏土顆粒分散度降低，黏土顆粒之間的摩擦增加，最終表現在鉆井液黏度升高[9]。而XC、 PAC-HV、PAC141這類復雜鏈狀高分子聚合物，在海水中是通過分子內和分子間的共價鍵，以及分子鏈間纏繞所形成的網絡結構來達到增黏、提切作用。

在低溫條件下，分子鏈動能減小、剛性增強，主鏈與主鏈間、主鏈與側鏈間、側鏈與側鏈間更加容易發生相互覆蓋和穿越交疊，使得分子鏈間纏結幾率很大程度地增加，形成締合或空間網，束縛自由水，導致分子間的內摩擦力變大，造成體系黏度升高；隨著鉆井液中高分子聚合物加量增大，低溫條件下聚合物分子鏈間發生纏結的幾率更大，分子間的內摩擦程度更高，鉆井液漿體黏度上升變快，體系增稠越發明顯，如圖1所示。

圖1　25 ℃和4 ℃下流動鉆井液中高分子鏈的形態示意圖

2.3 降濾失劑優選

低溫條件下，優選鉆井液的塑性黏度、表觀黏度、動切力變化幅度不大，但是濾失量很大。因此，進一步實驗優選降濾失劑。選取4種不同種類的降濾失劑：SMP-Ⅲ、FLOCAT、NH4-HPAN和DYFT，初始加量定為3.0%。4組鉆井液配制完成后，分別在4 ℃和25 ℃下測定老化前和老化后體系的性能，結果見表3。由表3可知：使用DYFT的優化體系老化前后鉆井液性能變化不大，其塑性黏度之比、動切力之比較小，靜切力穩定、動塑比較小、濾失量小，說明該體系能抗130 ℃高溫，且老化前后均具有好的低溫流變性。

表3　降濾失劑優選實驗的流變性實驗結果

DYFT的降濾失機理與體系是否含黏土無關。首先是水化膜作用，DYFT在“軟化點”溫度以上發生裂解，釋放出水溶性的稠環芳烴類化合物和被磺酸基取代而生成的雜環類化合物，在正壓差作用下這些化合物迅速從漿體中分離出來，進入井壁的微孔隙、裂隙或層面間，形成具有一定機械強度的水化膜，阻止自由水進入地層，抑制地層黏土膨脹和頁巖分散；其次是物理封堵，不溶于水的瀝青顆粒靠物理吸附擠入地層孔隙、裂縫和層理，封堵地層層理與裂隙，改善鉆井液濾餅質量，降低鉆井液濾失量，穩定井壁[10]。而SMP-Ⅲ、NH4-HPAN在鉆井液中要起到降濾失作用，必須有效地吸附在黏土顆粒表面，才能形成結構致密的濾餅；FLOCAT吸水膨脹后形成類似于海綿的囊狀物，減少了鉆井液的自由水，同時形成的囊狀物可進入濾餅的細縫中，從而達到降濾失作用，但造成體系低溫增稠明顯，動塑比過大，喪失了剪切稀釋性。

因此，加DYFT的體系相比其他3種體系低溫流變性最好。將DYFT的加量取5個測試點，設計單因素優化實驗。5組鉆井液配制完成后，分別在4 ℃和25 ℃下測定老化前和老化后體系性能，結果見表4。

表4　DYFT加量優選實驗的流變性實驗結果

由表4可知：隨著DYFT加量的增大，鉆井液濾失量變化不大，但低溫流變性呈現“倒U型”規律；當DYFT加量小于3.0%時，隨著加量增大，老化前后鉆井液性能變化不大，4 ℃和25 ℃體系表觀黏度之比、塑性黏度之比、動切力之比不斷變小，靜切力穩定，說明體系低溫流變性逐步得到改善，低溫增稠越發不明顯；當DYFT加量大于3.0%時，隨著加量增大，老化前后鉆井液性能變化不大，但4 ℃和25 ℃體系表觀黏度之比、塑性黏度之比、動切力之比不斷變大，說明此時體系低溫增稠逐步明顯，低溫流變性逐漸變差。因此，DYFT最佳加量為3.0%，最終無黏土相海水基鉆井液優化配方如下。

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　性能評價

3.1 潤滑性

采用E-P極壓潤滑儀測得無黏土相海水基鉆井液潤滑系數為0.181，而黏土相水基鉆井液的潤滑系數通常在0.20～0.35之間，可以看出，該無黏土相海水基鉆井液具備好的潤滑性。

3.2 抑制頁巖水化膨脹

根據SY/T 5613—2000《泥頁巖理化性能試驗方法》，選用二級膨潤土在模擬條件下制成實驗巖心，進行鉆井液抑制膨脹實驗，結果見圖2。由圖2可知，清水、海水基鉆井液浸泡8 h后的巖心膨脹率為39.2%和10.0%，說明該無黏土相海水基鉆井液具備良好的抑制泥頁巖水化膨脹性能。

圖2　無黏土相海水基鉆井液抑制泥頁巖膨脹實驗

3.3 抑制頁巖水化分散

通過熱滾回收率實驗來評價該無黏土相海水基鉆井液的抑制頁巖水化分散性，并與蒸餾水進行對比，實驗所用巖屑取自南海某油田，結果見表5。

表5　無黏土相海水基鉆井液頁巖滾動回收率

由表5可知，所選頁巖鉆屑水化分散性強，在蒸餾水中回收率為17.8%，但在無黏土相海水基鉆井液中的熱滾回收率超過85.0%，表明該無黏土相海水基鉆井液具備良好的抑制頁巖水化分散性能。

3.4 油層保護性能

根據SY/T6540—2002《鉆井液完井液損害油層室內評價方法》，選用人造巖心，利用YBH-1多功能油層保護和鉆井液高溫高壓動濾失（漏失）模擬試驗儀，模擬井下條件（120 ℃、3.5 MPa），對無黏土相海水基鉆井液的儲層保護效果進行評價，結果見表6。由表6可知，2塊人造巖心在未切片前的滲透率恢復率在86%以上，切片0.5 cm后的滲透率恢復率在96%以上，由此表明，該無黏土相海水基鉆井液具有較強的儲層保護能力。

表6　無黏土相海水基鉆井液儲層保護能力評價

3.5 抑制天然氣水合物生成性能

利用鉆井液水合物抑制性評價實驗裝置對無黏土相海水基鉆井液進行天然氣水合物抑制能力評價。結果為：海水基鉆井液在15.10 MPa、3.9 ℃條件下16 h內無天然氣水合物生成，但在30.00 MPa、4.0 ℃條件下4 h后天然氣水合物逐漸生成。由此可見，在模擬深水環境1 500 m（15.0 MPa、4.0 ℃）下，該無黏土相海水基鉆井液可有效抑制天然氣水合物生成。

4　結論

1.基于對海洋深水鉆井中存在的水基鉆井液低溫增稠問題的微觀機理分析，利用實驗室自制的深水鉆井液模擬裝置，通過一系列優化實驗，最終優選出一套低溫流變性好的無黏土相海水基鉆井液配方。

2.優選出的無黏土相海水基鉆井液體系潤滑系數僅為0.181；頁巖抑制性良好，頁巖水化膨脹率為10.0%，頁巖熱滾回收率為87.0%；儲層保護能力較強，具有較好的抑制天然氣水合物生成能力，在模擬深水環境1 500 m（15.0 MPa、4.0 ℃）時無天然氣水合物生成。

參 考 文 獻

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收稿日期（2015-11-25；HGF=1505N6；編輯 王小娜）

作者簡介：第一邱正松，教授，博士生導師，主要從事井壁穩定理論與防塌鉆井液、深井高溫鉆井液、深水鉆井液、非常規鉆井完井液以及油氣層保護技術等科研工作。E-mail：leoupc@163.com。

基金項目：國家自然基金“海洋深水水基鉆井液恒流變性調控的化學、物理方法研究”（51374233）；國家自然基金“海洋深水淺層井壁穩定與水合物抑制的機理和新方法研究”（51474236）；山東省基金“海洋深水水基鉆井液恒流變性調控物理方法及其機理”（ZR2013EEM032）。

doi:10.3696/j.issn.1001-5620.2016.01.009

中圖分類號：TE254

文獻標識碼：A

文章編號：1001-5620（2016）01-0042-06