抗高溫高密度油基鉆井液體系靜態(tài)沉降穩(wěn)定性建模及優(yōu)化

李林源, 王建華, 閆麗麗, 臧金宇, 薛少飛, 張家旗

(1.中國石油集團鉆井工程技術研究院，北京 102200；2.中國石油大學(北京)石油工程學院油田化學實驗室，北京 102249)

隨著勘探領域向深部地層延伸，所鉆地層越來越復雜，對鉆探過程中鉆井液的性能要求也越來越高，往往需要配置抗高溫、抗污染、密度高且性能穩(wěn)定的油基鉆井液[1-2]。目前實驗室和現(xiàn)場工程師主要評價鉆井液的靜態(tài)沉降穩(wěn)定性，將鉆井液體系在高溫條件下進行熱滾實驗和高溫靜置測試，不斷調整配方至體系性能達到相對理想的狀態(tài)，評價周期較長。Saasen等[3]研究發(fā)現(xiàn)，可以通過測試鉆井液的彈性模量G′與黏性模量G″的比值G′/G″來預測重晶石的靜態(tài)沉降趨勢，但測試預測過程較復雜，存在局限性，因此需要一種簡便的方法，使體系靜態(tài)沉降穩(wěn)定性達到最優(yōu)。劉扣其等[4]研究表明，鉆井液體系靜態(tài)沉降條件下基液黏度越大，體系沉降穩(wěn)定性能越好，流變參數(shù)和靜態(tài)沉降密度差存在相關性。此外Cayeux等[5]提出，隨著鉆井液體系中固相含量增加，流變性呈指數(shù)增加，可通過描述Herchel-Bulkey非牛頓流體經驗方程，分析鉆井液體系的流變特性，間接調整體系的沉降穩(wěn)定性[6]。

流變性影響體系靜態(tài)沉降穩(wěn)定性，而流變性受各類鉆井液核心處理劑控制。為更好地反映體系的靜態(tài)沉降穩(wěn)定性，先通過回歸擬合法，建立鉆井液流變參數(shù)與靜態(tài)沉降密度差二次數(shù)學函數(shù)模型，找到使靜態(tài)陳降密度差最優(yōu)的流變參數(shù)；將基礎實驗與流變模型作對比并優(yōu)化，分析不同處理劑加量對沉降結果造成的影響，初步確定在該密度條件下各類處理劑的加量；配置相同性能要求的鉆井液體系時，依據(jù)實際情況，微調相關處理劑加量，使相應參數(shù)值接近模型極值點，從而快速得到相同體系性能要求下沉降穩(wěn)定性最優(yōu)的油基鉆井液。

1 實驗部分

1.1 實驗材料及儀器

實驗材料：0#柴油、主乳化劑(自研DR-EM)和輔乳化劑(自研DR-CO)、有機膨潤土(HFGEL-120F)、氧化鈣、20%氯化鈣水溶液、降濾失劑(腐殖酸酰胺)、重晶石(甘肅巨鼎商貿有限公司)。

實驗儀器：ZNN-D6型六速旋轉黏度計、GJSS-B12K變頻髙速攪拌機、BRGL-9型變頻滾子加熱爐、陳化釜(LHG-300)、高攪杯、電子天平(JA-12002)、20 mL注射器、Fann-23D破乳電壓儀。

基本配方：1# 油水比80:20(0#柴油：20% CaCl2水溶液)、4%主乳化劑、4%輔乳化劑、1.2%有機土、5% CaO、4%降濾失劑，重晶石。

1.2 實驗方法

參照《石油天然氣工業(yè)鉆井液現(xiàn)場測試 第2部分油基鉆井液》(GB/T 16783.2—2012)測試室內配制鉆井液的流變參數(shù)。鉆井液老化條件為：190 ℃ 熱滾16 h；靜置條件為：190 ℃靜置24 h。測試靜態(tài)沉降密度差的相關實驗設備如圖1所示。

圖1 靜態(tài)沉降密度差測試設備

測試主要流程是：把鉆井液裝入陳化釜中，放入滾子加熱爐調節(jié)至相應溫度，靜置一段時間后，拿出冷卻至室溫。用注射器分別對陳化釜中上層鉆井液密度ρ上和下層鉆井液密度ρ下進行抽取測量，計算靜態(tài)沉降密度差Δρ靜態(tài)=ρ下-ρ上和靜態(tài)沉降因子SF=ρ下/ρ上+ρ下。

靜態(tài)因子SF≥0.50，當SF=0.50時鉆井液無沉降，SF>0.52時鉆井液的沉降問題較為嚴重[7-8]。該測試方法一般鉆井液實驗室都可以進行，可用于室內和現(xiàn)場油基鉆井液基礎性能評價。

2 靜態(tài)沉降穩(wěn)定性模型建立

為滿足建模需求，取15組來自現(xiàn)場和實驗室密度相同的鉆井液體系數(shù)據(jù)。密度2.5 g·cm-3，190 ℃ 熱滾16 h后進行流變性能測試，再在190 ℃的條件下靜置24 h后進行靜態(tài)沉降穩(wěn)定性測試,數(shù)據(jù)結果如表1所示。

利用計算機軟件Origin對旋轉黏度φ、切力Gel塑性黏度PV、靜切力YP、動塑比YP/PV等流變性參數(shù)與靜態(tài)密度差進行二次函數(shù)擬合回歸分析，得到相關回歸方程并確定相關系數(shù)R2。R2表示實驗數(shù)據(jù)與擬合函數(shù)之間的吻合程度，R2越接近1，吻合程度越高，越接近0，吻合程度越低。利用Origin軟件，以靜態(tài)沉降密度差y為因變量，其他流變數(shù)據(jù)為自變量x，做二次函數(shù)回歸擬合方程，所得到的回歸方程和相關系數(shù)如表2所示。

表1 油基鉆井液靜態(tài)沉降穩(wěn)定性與流變參數(shù)數(shù)據(jù)

注：φ6為旋轉黏度計6轉讀數(shù)；φ3為旋轉黏度計3轉讀數(shù)；Gel10 s為流變測試初切力，Gel10 min為流變測試終切力；PV為塑性黏度，YP為靜切力，YP/PV為動塑比；Δρ為靜置沉降陳化釜上下密度差值。

表2 流變數(shù)據(jù)與靜態(tài)沉降密度差的二次方程

為使靜態(tài)沉降密度差最小，對數(shù)學模型進行二次函數(shù)求導，使求導后的一次方程為0，得到的相關參數(shù)值x，即為決定靜態(tài)沉降密度差最小的流變參數(shù)值。求導結果如表3所示。

表3 靜態(tài)沉降二次方程求導結果

根據(jù)導數(shù)模型可以看出，在流變參數(shù)值處于極值點時，二次函數(shù)方程處于最小值，即鉆井液體系的靜態(tài)沉降密度差最小，即使密度2.5 g·cm-3油基鉆井液體系最小靜態(tài)沉降密度差值y，對應流變參數(shù)為極值點x。在實際配漿過程中調整決定該流變參數(shù)的相關處理劑加量和配比，使流變參數(shù)值接近相應極值點，可使體系達到較好的靜態(tài)沉降穩(wěn)定性。

3 靜態(tài)沉降穩(wěn)定性體系研究

3.1 乳化劑加量

油基鉆井液的核心處理劑是乳化劑，乳化性能的好壞，直接決定鉆井液體系在高溫條件下的穩(wěn)定性[9-10]。以1#漿為基礎漿，分析該乳化劑在不同加量下破乳電壓的大小，做相關擬合曲線，如圖2所示，并分析在該條件下體系的流變性，如表4所示。

橫坐標上“/”前為主乳化劑加量；“/”后為輔乳化劑加量

可以看出隨著乳化劑加量的增加，鉆井液體系的破乳電壓升高，在主乳化劑加量為5.5%，輔乳化劑加量為5.5%時，高溫熱滾后的破乳電壓顯著增加，之后增長緩慢，乳狀液已趨于穩(wěn)定。結合導數(shù)模型，體系的各流變參數(shù)值接近于極值點，實驗結果能夠較好地契合模型參數(shù)，乳化劑加量極值點初步確定，乳化劑加量區(qū)間可根據(jù)實際需要在極值點附近微調，變化不大，可對靜態(tài)沉降密度差造成有利影響。綜合實驗結果和導數(shù)模型擬合情況，保證形成較好的油包水體系條件下，使密度2.5 g·cm-3的油基鉆井液體系穩(wěn)定的乳化劑加量為主乳5.5%，輔乳5.5%。

3.2 有機土的加量

影響油基鉆井液體系流變性能的主要處理劑為有機膨潤土，它的主要作用是提高鉆井液體系的黏度和切力，降低濾失量[11-12]。在調整配方：1#漿+1.5%主乳化劑+1.5%輔乳化劑的基礎上，分析不同加量有機土對鉆井液體系靜態(tài)沉降密度差的影響，做擬合曲線，如圖3所示。不同有機土加量情況下，體系的流變性能數(shù)據(jù)如表5所示。

分析結果顯示，隨著有機土加量的增加，鉆井液體系的靜態(tài)沉降密度差和靜態(tài)沉降因子SF明顯降低，但隨著有機土加量進一步增加，體系流變性變差，且沉降密度差有降低幅度不大。表明有機土加量增加，對體系的沉降穩(wěn)定性影響程度降低，主要影響體系的流變性。為使鉆井液體系仍具備良好的流變性，結合實驗結果和模型，初步優(yōu)選有機土的加量為2%，實際試驗過程可在該實驗極值點附近微調有機土加量，使流變數(shù)據(jù)接近極值點。

圖3 有機土加量靜態(tài)沉降密度差/因子曲線

表4 不同乳化劑加量鉆井液體系流變性

表5 不同有機土加量鉆井液體系流變性

3.3 重晶石及重晶石復配

在抗高溫高密度油包水鉆井液中，重晶石所占比重極高。微粉重晶石與標準重晶石混合使用，可以顯著增加鉆井液體系的穩(wěn)定性[13-14]。采用粒徑小于5 μm的微粉重晶石和標準API重晶石進行配比來改善鉆井液的流變性及沉降穩(wěn)定性。配方調整為：1#漿+1.5%主乳+1.5%輔乳+1%有機土，分析重晶石配比對對鉆井液體系靜態(tài)沉降密度差的影響，做擬合曲線，如圖4所示。相關流變性測試如表6所示。

圖4 重晶石配比靜態(tài)沉降密度差/SF曲線

分析結果顯示，隨著微粉重晶石的比重不斷增加，鉆井液的切力和動塑比增大，靜態(tài)沉降密度差減小，表明微粉重晶石的比重的增加會改善鉆井液的流變性及沉降穩(wěn)定性。但是微粉重晶石超過50%后，鉆井液體系靜態(tài)沉降密度差開始增加，且體系黏度增大，鉆井液流動性變差。綜合模型結果，API重晶石和微粉重晶石比例為80:20比例時，鉆井液體系靜態(tài)沉降穩(wěn)定性較好。

3.4 油水比優(yōu)化

調整基礎配方的有機土和重晶石加量后，體系的靜態(tài)沉降穩(wěn)定性有了明顯提升，但流變性變差。油基鉆井液體系中，增加油水比，體系的剪切應力、黏度以及靜切力都將降低[15]。為使體系在靜態(tài)沉降穩(wěn)定性較好的情況下仍具備較好的流變性能，需要適當增加油水比，增加基礎油的用量，使流變參數(shù)值接近于倒數(shù)模型各極值點數(shù)值，實驗結果如表7所示。

結果顯示，隨著油水比的增加，鉆井液體系的切力和黏度降低，但水相的減少會導致體系懸浮重晶石的難度加大，體系靜態(tài)沉降數(shù)值上升。油水比85:15的條件下，鉆井液體系的流變性數(shù)據(jù)較好，接近于導數(shù)模型的極值點，對模型沉降結果造成有利影響。最終實際測試結果也顯示，靜態(tài)沉降密度差處于各組實驗的最低值，符合模型的預測，因此優(yōu)選體系最優(yōu)油水比為85:15。

表6 不同重晶石配比鉆井液體系的流變性

表7 不同油水比鉆井液體系流變性和沉降穩(wěn)定性

4 結論

針對密度2.5 g·cm-3油基鉆井液體系，做了大量相關實驗和正交對比，建立了二次函數(shù)數(shù)學模型；通過對二次函數(shù)模型求導，分析了使高密度油基鉆井液體系靜態(tài)沉降密度差最小的流變參數(shù)值；利用基礎試驗對應模型優(yōu)化體系處理劑加量，使其接近導數(shù)模型的極值點，使鉆井液體系靜態(tài)沉降密度差最低；實際配漿過程中，可根據(jù)需要，依據(jù)模型流變參數(shù)值和本文實驗處理劑加量值，對密度2.5 g·cm-3的油基鉆井液體系處理劑加量進行微調，便于快速配置出極值點附近，沉降穩(wěn)定性好的油基鉆井液體系。最終得到以下結論。

(1)密度2.5 g·cm-3的鉆井液在該套體系處理劑下最優(yōu)配方為：油水比85:15(0#柴油：20% CaCl2水溶液)，5.5%主乳化劑，5.5%輔乳化劑，2%有機土，5% CaO，4%降濾失劑，API重晶石：微粉重晶石(80:20)，配置相同性能要求鉆井液體系時，可在以上配方的基礎上做出適應性調整。

(2)密度2.5 g·cm-3油基鉆井液體系的靜態(tài)沉降穩(wěn)定性最優(yōu)的流變參數(shù)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，隨著實驗數(shù)據(jù)增加，模型和相關參數(shù)值可做進一步優(yōu)化調整。