微粉加重劑與普通重晶石復配加重油基鉆井液性能

吳若寧 熊漢橋 張光生 蘇曉明 朱杰

1.西南石油大學石油與天然氣工程學院； 2.隴東學院能源工程學院

隨著勘探開發向深井超深井及非常規油氣井等方向的發展［1］，對鉆井液密度、井壁穩定性和流變性等提出了更高的要求。與水基鉆井液相比，油基鉆井液在井壁穩定、潤滑防卡、抗高溫和抗鹽抗鈣方面有明顯的優勢，已成為鉆探復雜井的重要手段［2-3］。目前，2.20 g/cm3的油基鉆井液應用較多，但密度大于2.50 g/cm3的超高密度油基鉆井液的應用較少，多處于室內研究階段。常規加重材料如API重晶石加重超高密度油基鉆井液時，固相含量達到70%以上，鉆井液塑性黏度和切力過高、流變性難以調控［3］，此外現場配制超高密度油基鉆井液時，需要添加大量的乳化劑、潤濕劑等處理劑以確保重晶石加重材料的懸浮穩定性，然而重晶石加重材料多呈親水性，在油基鉆井液中難以實現懸浮穩定，超高密度油基鉆井液重晶石的沉降堵塞仍然是鉆井作業中面臨的技術難題［4］。近年來，國內雖有學者對重晶石進行了表面改性處理［5］，但由于技術或成本方面的原因，在石油鉆井行業仍然無法得到規模化推廣應用。同時，國外開始了高密度微粉加重劑的研究與應用，研究表明微粉加重材料可以較好地解決超高密度鉆井液存在的問題［6-7］。雖然在國外微粉加重材料加重超高密度油基鉆井液得到了成功應用，但是微粉加重劑成本較高，與普通重晶石加重材料復配使用是微粉加重材料的發展趨勢之一。為此，筆者將微粉加重材料和普通重晶石按不同比例復配加重超高密度油基鉆井液，使用加重材料的復配避免了單一材料加重超高密度油基鉆井液存在的技術缺陷，還降低了微粉加重劑的使用成本。

1 實驗材料與方法

1.1 實驗材料與儀器

材料：普通重晶石（密度4.30 g/cm3），重慶攀鈦化工有限公司；微粉重晶石（密度4.32 g/cm3），上海亮江鈦白化工制品有限公司；微錳礦粉（密度4.80 g/cm3），河南凱博化工產品有限公司； 5#白油，主乳化劑MOEMVL-1，輔乳化劑MOCOAT-1，降濾失劑MOTEX，潤濕劑 MOWET-1，有機土 MOGEL，均來自湖北漢科新技術有限公司；堿度調節劑CaO，成都市科龍化工試劑廠；氯化鈣CaCl2，成都市科龍化工試劑廠；甲酸鉀（HCOOK），成都市科龍化工試劑廠；NH4Ca（NO3）3，成都市科龍化工試劑廠。

儀器：LA-950A2激光粒度分析儀，HORIBA有限公司；ZNN-D6B型電動六速黏度計，SD型泥漿失水量測定儀，NB-1型泥漿比重計，高速變頻無級調速攪拌器，滾子加熱爐，DWY型電穩定性測試儀，均來自青島同春石油儀器有限公司；Quanta450型環境掃描電子顯微鏡，美國FEI公司；Turbiscan Lab型分散穩定性分析儀，美國Formulaction公司。

1.2 實驗方法

1.2.1 加重劑粒度分析 將少量加重劑置于0.6%的偏磷酸鈉溶液中，超聲分散5 min，用LA-950A2激光粒度分析儀測量其粒度分布［8］。

1.2.2 加重劑顆粒形態分析 用Quanta450型環境掃描電子顯微鏡觀察微錳礦粉、微粉重晶石、普通重晶石的微觀形態結構。

1.2.3 油基鉆井液體系配制 按照如下基本配方配制油基鉆井液體系：5#白油（油水質量比4∶1）+1.5%主乳化劑+1.5%輔乳化劑+1%潤濕劑+3%有機土+3%降濾失劑+2%堿度調節劑+20%氯化鈣鹽水+加重劑，試劑加量均是相對于水質量而言的（視水的密度為1.0 g/cm3），具體步驟如下：量取相應比例的5#白油倒入高速攪拌杯中，依次將有機土、主乳化劑、輔乳化劑、潤濕劑、降濾失劑、堿度調節劑、氯化鈣鹽水緩慢加入高速攪拌的白油中，每次加入試劑后均以12 000 r/min的速度充分攪拌30 min以上，分別用不同的加重材料加重至所需密度。

1.2.4 鉆井液性能測試 （1）參照GB/T 16783.2—2012《石油天然氣工業鉆井液現場測試第2 部分油基鉆井液》測試鉆井液老化后的性能，老化條件為：150 ℃下熱滾 16 h。

（2）室內采用Turbiscan Lab型分散穩定性分析儀分析了13#和15#鉆井液的沉降穩定性，通過檢測13#和15#鉆井液的背散射光的光強值變化反映鉆井液的懸浮穩定性，選取 10、15、20、25、30、35 cm不同高度作為測量點，測量時間為1 h。

2 實驗結果與分析

2.1 加重劑粒度

圖1～圖3為3種不同加重劑的粒度分布曲線。

圖1 普通重晶石粉粒度分布曲線Fig. 1 Particle size distribution of common barite

圖2 微粉重晶石粒度分布曲線Fig. 2 Particle size distribution of micronized barite

圖3 微錳礦粉粒度分布曲線Fig. 3 Particle size distribution of micro manganese ore powder

由圖1～圖3可知，微錳礦粉和微粉重晶石的粒徑比普通重晶石小很多，而且粒度分布窄。普通重晶石的平均粒徑為19.1 μm，D50和D90分別為13.66 μm 和 40 μm，粒徑主要分布在 10～100 μm 之間，顆粒不均勻系數為0.30，遠小于1，粒度組成不均勻；微粉重晶石平均粒徑為2.3 μm，D50和D90分別為1.18 μm和1.90 μm，全部顆粒粒徑分布在5 μm以內，顆粒不均勻系數為0.51；微錳礦粉的平均粒徑為 2.07 μm，D50 和 D90 分別為 1.57 μm 和 3.63 μm，顆粒粒徑主要分布在1～10 μm之間，顆粒粒徑小，顆粒不均勻系數為0.37。3種加重劑中，普通重晶石的粒徑最大，顆粒粒徑分布范圍廣，小粒徑顆粒較少；微粉重晶石和微錳礦粉的粒徑小，屬于超細顆粒，顆粒粒徑分布范圍窄，此外，與其他兩種加重劑相比，微粉重晶石的粒度分布相對均勻。

2.2 加重劑微觀形態

3種加重劑的掃描電鏡圖如圖4所示，從圖4中可以看出，微錳礦粉顆粒呈球形，大粒徑的球形顆粒較少，小粒徑的球形顆粒較多，整體來看，形態規則，分布比較均勻。普通重晶石和微粉重晶石都為斜方晶系結構，顆粒棱角比較分明，呈塊狀、層狀結構，普通重晶石形態極不規則，微粉重晶石較為規則且顆粒較小。

圖4 掃描電鏡圖片Fig. 4 SEM picture

2.3 復合加重劑加重超高密度油基鉆井液性能

由于微粉加重材料的成本較高，現場配制超高密度油基鉆井液時，加重劑的用量大，因此將微粉加重材料與普通重晶石復配來加重超高密度油基鉆井液的方式經濟可行。綜合考慮后，將微粉加重材料與普通重晶石按不同的比例復配來加重超高密度油基鉆井液，分析不同復配比例下的超高密度油基鉆井液性能。為更好對比復合加重劑的加重效果，單獨采用普通重晶石將鉆井液密度加重到2.50 g/cm3以上，150 ℃熱滾16 h后冷卻至室溫，在60 ℃下測試其性能，測試結果如表1所示。

表1 普通重晶石加重超高密度油基鉆井液性能Table 1 Properties of the oil-based drilling fluid of ultrahigh density weighted by common barite

由表1可知，用普通重晶石加重的超高密度油基鉆井液，表觀黏度和塑性黏度偏高，API失水量偏高，體系的整體性能差，當密度大于2.5 g/cm3時，黏度和切力均超出了測量范圍。單一使用普通重晶石加重超高密度油基鉆井液不可行。

2.3.1 微粉重晶石與普通重晶石復配 將微粉重晶石與普通重晶石按不同質量比復配，然后加重超高密度油基鉆井液的密度至2.5 g/cm3以上，150 ℃熱滾16 h后冷卻至室溫，在60 ℃下測試其性能，測試結果如表2所示。

表2 微粉重晶石與普通重晶石復配加重超高密度油基鉆井液性能Table 2 Properties of the oil-based drilling fluid of ultrahigh density weighted by the combination of micronized barite and common barite

由表2可知，當微粉重晶石和普通重晶石的復配比例為5∶5時，加重形成的超高密度油基鉆井液黏度和切力最小，且隨著微粉重晶石所占比例的增加，體系的黏度和切力逐漸增加，分析認為在復配比例5∶5之前，粒徑較小的微粉重晶石顆粒鑲嵌在普通重晶石大顆粒間的縫隙中，此時微粉重晶石能夠有效起到潤滑作用，故體系黏度和切力有減小的趨勢，之后體系的黏度和切力又開始增加，這主要是由于隨著微粉重晶石所占比例的增加，微粉重晶石很容易聚集成團，增加了體系的黏度和切力。因此，綜合考慮其他性能，微粉重晶石和普通重晶石的最佳復配比例位于5∶5和6∶4之間。

2.3.2 微錳礦粉與普通重晶石復配 將微錳礦粉與普通重晶石按不同的質量比例復配，然后加重超高密度油基鉆井液的密度至2.5 g/cm3以上，150 ℃熱滾16 h后冷卻至室溫，在60 ℃下測試其性能，測試結果如表3所示。

從表3可知，微錳礦粉與普通重晶石復配后，隨著微錳礦粉所占比例的逐漸增大，體系密度逐漸增大，主要是由于與普通重晶石相比，微錳礦粉加重材料的密度較大，在體系密度提高的同時，黏度和切力一直呈降低的趨勢，這不同于微粉重晶石與普通重晶石的復配效果，是由微錳礦粉加重劑的微觀形態所致，從掃描電鏡圖可以看出，微錳礦粉顆粒呈圓球形，復合加重劑中當微錳礦粉所占比例較低時，這些粒徑較小的球形顆粒填充在塊狀重晶石大顆粒之間的間隙中，起到了軸承滾珠的作用［9］，將重晶石顆粒間的滑動摩擦轉化為滾動摩擦，從而降低了體系的內摩擦力；當微錳礦粉所占比例較多時，微錳礦粉對體系黏度起主導作用，球形顆粒之間的摩擦同樣也使體系黏度和切力降低。

由表1、表2和表3可知，兩種加重劑與重晶石復配后，API失水量具有一致性的變化趨勢，在復配比4∶6之前失水量先逐漸減小，復配比4∶6之后又呈現出上升的趨勢。這主要是由于在復配比4∶6之前隨著復合加重劑中微粉加重材料的增加，有效優化了粉體加重劑的粒徑組合，復合加重劑的粒度分布范圍較廣，顆粒級配合理，在濾失過程中，小顆粒的充填作用增強了濾餅的致密性，導致失水量低。此外，復合加重劑中隨著微粉加重材料所占比例的逐漸增加，破乳電壓逐漸增大，說明微粉加重材料可以改善超高密度油基鉆井液的乳化穩定性，分析認為原因是微粉加重材料顆粒粒徑小，具有較高的比表面積，乳化劑通過靜電作用和范德華力吸附到顆粒表面，從而改變了微粉加重材料表面的潤濕性，表面活性劑在微粉加重劑表面吸附后與微粉顆粒形成協同效應，起到微粒乳化的作用［10］，形成了穩定的乳狀液，從而提高了鉆井液體系的乳化穩定性。

表3 微錳礦粉與普通重晶石復配加重超高密度油基鉆井液性能Table 3 Properties of the oil-based drilling fluid of ultrahigh density weighted by the combination of micro manganese ore powder and common barite

2.4 超高密度油基鉆井液性能調控

從上面的研究可知，微粉重晶石和普通重晶石復配加重超高密度油基鉆井液的最優復配比例在5∶5～4∶6之間，而微錳礦粉與普通重晶石復配則是微錳礦粉所占復配比例越大，體系性能越好。由于微粉加重材料的成本高出普通重晶石數倍，復合加重劑中微粉加重材料所占的比例大將會增加鉆井液的配制成本。因此，在復合加重劑中微粉加重材料所占比例較小的條件下，通過調節有機土和乳化劑加量來控制超高密度油基鉆井液的性能。

2.4.1 微粉重晶石與普通重晶石體系性能調控 在1#基礎配方上改變有機土和乳化劑的加量，其他處理劑加量保持不變，按照微粉重晶石與普通重晶石3∶7的復配比例加重超高密度油基鉆井液的密度至2.60 g/cm3，150 ℃熱滾 16 h 后冷卻至室溫，在 60 ℃下測試其性能，測試結果如表4所示。

表4 微粉重晶石與普通重晶石（質量比3∶7）體系性能調控結果Table 4 Property control results of the system of micronized barite and common barite （3∶7）

由表4可知，有機土加量減少1%，主乳化劑和輔乳化劑加量各較少0.5%時，復合加重劑體系性能達到最佳，繼續減少乳化劑加量，超高密度油基鉆井液的黏度降低，但體系的乳化穩定性顯著降低。綜合各性能來看，4#超高密度油基鉆井液有機土和乳化劑的用量較少，而且有較低的黏度和動切力。

2.4.2 微錳礦粉與普通重晶石體系性能調控 在6#基礎配方上改變有機土和乳化劑的加量，其他處理劑加量保持不變，按照微錳礦粉與普通重晶石2∶8的復配比例加重超高密度油基鉆井液的密度至2.60 g/cm3，150 ℃熱滾16 h后冷卻至室溫，在60 ℃下測試其性能，測試結果如表5所示。

表5 微錳礦粉與普通重晶石（2∶8）體系性能調控結果Table 5 Property control results of the system of micro manganese ore powder and common barite （2∶8）

由表5可知，當有機土加量降至原來的2/3，主乳化劑加量減少到原來的1/3，輔乳化劑加量減少到原來的2/3時，體系的黏度和切力均顯著降低，破乳電壓也遠高于400V，即10#鉆井液配方。對于2.6 g/cm3的超高密度油基鉆井液，采用微錳礦粉與普通重晶石復配比例2∶8的復合加重劑時，減少了有機土和乳化劑的用量，從一定程度上降低了超高密度油基鉆井液的配制成本。

2.4.3 超高密度油基鉆井液性能優化 通過調節處理劑的加量得到了超高密度油基鉆井液的最優配方分別為4#體系和10#體系，減少了有機土和乳化劑的加量從一定程度上降低了超高密度油基鉆井液的黏度和切力，但是鉆井液的黏度和切力仍然偏高，這不利于深井和超深井的水力破巖，也會影響后續的固井作業。為此，通過改變油基鉆井液的內相進一步來降低超高密度油基鉆井液的黏度和切力，使用的鹽有 NH4Ca（NO3）3、HCOOK，配制具有相同活度的油基鉆井液，老化后測量其流變性，實驗結果如表6所示。

表6 不同內相超高密度油基鉆井液體系老化后流變性能Table 6 Rheological property of oil-based drilling fluid of ultrahigh density at different internal phases after aging

由表6可知，當使用 NH4Ca（NO3）3、HCOOK 作內相時，4#和10#鉆井液的黏度和切力均降低，而且15#和13#鉆井液的黏度和切力的降低程度更加明顯，這主要是因為在配制相同活度的油基鉆井液時，NH4Ca（NO3）3的水相密度最大，在油水比一定時，相對于其他內相的油基鉆井液，所需要的加重劑加量少，故鉆井液的黏度和切力最低［10］。

2.4.4 優化后配方的懸浮穩定性 從圖5、圖6可知，13#鉆井液和15#鉆井液的背散射光強度變化幅度較小，表明其懸浮穩定性良好。根據斯托克斯沉降定律，顆粒沉降速率與顆粒半徑成正比，13#和15#配方中的小粒徑加重材料沉降速率小，此外顆粒越小，顆粒在液體中的布朗運動就越劇烈，微粉加重材料在體系中的布朗運動提高了體系的懸浮穩定性［11］。

圖5 13#鉆井液的沉降穩定性Fig. 5 Settlement stability of 13# drilling fluid

圖6 15#鉆井液的沉降穩定性Fig. 6 Settlement stability of 15# drilling fluid

3 結論

（1）普通重晶石加重超高密度油基鉆井液時，當體系密度超過2.50 g/cm3時，黏度和切力偏大，單獨使用普通重晶石加重超高密度油基鉆井液不可行，采用微粉加重材料與普通重晶石復配加重時，加重效率高。微粉重晶石與普通重晶石最優復配比例在5∶5～6∶4之間；微錳礦粉與普通重晶石復配時隨著微錳礦粉所占比例的增大，體系黏度和切力一直呈減小趨勢。復合加重劑加重形成的超高密度油基鉆井液電穩定性增強，API失水量降低。

（2）鑒于微粉加重材料成本較高，采用微粉重晶石與普通重晶石3∶7的復配比例、微錳礦粉與普通重晶石2∶8的復配比例加重，通過減少有機土和乳化劑的加量、改變油基鉆井液的內相、使用HCOOK和NH4Ca（NO3）3的鹽溶液作內相，有效降低了原超高密度油基鉆井液的黏度和切力，由于甲酸鉀成本較高，因此現場建議使用 NH4Ca（NO3）3水作內相。