劉扣其， 邱正松， 曹 杰， 羅 洋

(中國(guó)石油大學(xué)石油工程學(xué)院，山東青島 266580)

油基鉆井液組分對(duì)體系沉降性能的影響

劉扣其， 邱正松， 曹 杰， 羅 洋

(中國(guó)石油大學(xué)石油工程學(xué)院，山東青島 266580)

研究了油基鉆井液組分對(duì)其沉降穩(wěn)定性能的影響。結(jié)果表明，基液類型、油水體積比、內(nèi)相鹽種類、加重材料粒徑大小和種類會(huì)對(duì)油基鉆井液的沉降穩(wěn)定性能產(chǎn)生影響。靜態(tài)沉降條件下基液黏度越大，體系油水體積比越小，體系沉降穩(wěn)定性能越好。以NH4Ca(NO3)3為內(nèi)相的油基鉆井液體系沉降穩(wěn)定性能優(yōu)于甲酸鹽、氯化鈣和氯化鈉內(nèi)相鉆井液體系。加重材料顆粒的粒徑越小，沉降穩(wěn)定性能越好，動(dòng)態(tài)剪切和靜態(tài)沉降條件下Mn3O4為加重材料的油基鉆井液沉降穩(wěn)定性能都優(yōu)于其他加重材料體系。

油基鉆井液； 沉降穩(wěn)定性能； 基液； 油水體積比； 內(nèi)相； 加重材料

油基鉆井液由于具備潤(rùn)滑性能好，抗污染能力強(qiáng)，利于井壁穩(wěn)定等特點(diǎn)而被廣泛運(yùn)用在高難度復(fù)雜井中。但是油基鉆井液切力低，懸浮加重劑的能力較差，特別是在深井和斜井中，油基鉆井液加重材料沉降現(xiàn)象會(huì)更加嚴(yán)重，加重材料沉降后形成沉積層，導(dǎo)致鉆井液密度發(fā)生變化，從而引發(fā)井控難題，此外加重材料的沉降會(huì)對(duì)下套管和完井等操作都會(huì)產(chǎn)生影響，延長(zhǎng)了非生產(chǎn)時(shí)間，給鉆井帶來較大經(jīng)濟(jì)損失[1-7]，因此油基鉆井液加重材料沉降難題是目前急需解決的。本文主要以油基鉆井液的組成為基點(diǎn)，實(shí)驗(yàn)研究了基液、油水體積比、內(nèi)相鹽、加重材料對(duì)油基鉆井液沉降性能的影響。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1實(shí)驗(yàn)材料及儀器

實(shí)驗(yàn)材料：基液(5#白油、3#白油、0#柴油、合成基)、內(nèi)相鹽(NH4Ca(NO3)3、甲酸鈉、甲酸鉀)、加重材料(Mn3O4、Fe2O3、Fe3O4、微米重晶石、常規(guī)重晶石)、潤(rùn)濕劑、乳化劑、降濾失劑、有機(jī)土，中石化勝利油田泥漿公司；氯化鈉、氧化鈣、無水氯化鈣，上海國(guó)藥集團(tuán)化學(xué)試劑有限公司。

實(shí)驗(yàn)儀器：Fann 35 六速旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)，青島海通達(dá)專用儀器有限公司；DC-1006 低溫恒溫槽，上海精密科學(xué)儀器有限公司；滾子爐，青島海通達(dá)專用儀器有限公司。

1.2實(shí)驗(yàn)方法

采用控制變量法，在其余處理劑種類和加量不變的條件下，分別改變油基鉆井液體系的基礎(chǔ)油、油水體積比、內(nèi)相鹽、加重材料，配制不同的油基鉆井液體系。分析評(píng)價(jià)各體系的靜態(tài)、動(dòng)態(tài)沉降穩(wěn)定性能進(jìn)而掌握基礎(chǔ)油、油水體積比、內(nèi)相鹽、加重材料對(duì)油基鉆井液沉降性能的影響。靜態(tài)沉降穩(wěn)定性能評(píng)價(jià)方法為：50 ℃恒溫條件下靜態(tài)沉降16 h后取出上層分離油，將剩余部分從上到下平均分為4個(gè)層位，測(cè)量各層鉆井液的密度，計(jì)算最上層和最下層鉆井液的密度差或者各體系的沉降系數(shù)(沉降系數(shù)=最下層鉆井液的密度/(最下層鉆井液的密度+最上層的密度))[7]。動(dòng)態(tài)沉降穩(wěn)定性能評(píng)價(jià)方法為：在剪切速率為170.3 s-1(與現(xiàn)場(chǎng)的100 r/min相等)，溫度為50 ℃條件下剪切測(cè)試樣品，記錄測(cè)試樣品剪切應(yīng)力隨時(shí)間的變化，時(shí)間為30 min，最后采用公式(1)計(jì)算出動(dòng)態(tài)剪切條件下各鉆井液體系密度的變化情況，從而能對(duì)比分析各體系的動(dòng)態(tài)沉降穩(wěn)定性能[8]。

Δρ=8.337×ρ0τ0-τtτ0

(1)

式中,Δρ為剪切前后密度的變化，g/cm3；ρ0為未剪切時(shí)體系的密度，g/cm3；τ0為未剪切時(shí)體系的剪切應(yīng)力，Pa；τt為剪切ts后體系的剪切應(yīng)力，Pa。

2 結(jié)果與討論

2.1基液類型對(duì)油基鉆井液體系沉降性能的影響

分別選取5#白油、3#白油、0#柴油、合成基4種基液配制油基鉆井液體系，各體系油水體積比均為80∶20，密度均為1.8g/cm3(重晶石加重)，且其余處理劑的種類和加量相同。采用靜態(tài)沉降穩(wěn)定性能的評(píng)價(jià)方法，計(jì)算不同油基鉆井液體系的沉降系數(shù)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖1所示。

從圖1中可以看出，靜態(tài)沉降條件下，以5#白油為基液的油基鉆井液體系的沉降穩(wěn)定性能最好，沉降系數(shù)有0.507 7，而以合成基為基液的鉆井液體系的沉降穩(wěn)定性能最差，沉降系數(shù)為0.516 9，這主要是由于5#白油的黏度最高，合成基的黏度最小，在其余處理劑種類和加量不變的情況下，基液的黏度越高所配制出鉆井液體系黏度最大，加重劑沉降時(shí)受到的阻力越大，沉降越緩慢，體系的沉降穩(wěn)定性能越好。

圖1 靜態(tài)沉降條件下不同基液鉆井液體系沉降系數(shù)

Fig.1SedimentationcoefficientofOBMswithdifferentbaseoilunderstaticconditions

2.2油水體積比對(duì)油基鉆井液體系沉降性能的影響

以5#白油為基液，分別配制油水體積比為90∶10、80∶20、70∶30三種鉆井液體系，體系中其他處理劑種類和加量相同，同樣采用靜態(tài)沉降穩(wěn)定性能評(píng)價(jià)方法，測(cè)量計(jì)算出其靜態(tài)沉降后最下層部分與最上層密度的差值，考察油水體積比對(duì)油基鉆井液體系沉降性能的影響，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖2所示。

圖2 靜態(tài)沉降條件下不同油水體積比油基鉆井液體系上下層密度差

Fig.2DensitychangeofOBMswithdifferentoil-waterratiounderstaticconditions

從圖2中可以看出，靜態(tài)沉降條件下，體系油水體積比越小，體系上下層密度差值越小，沉降穩(wěn)定性能越強(qiáng)。這是由于鉆井液體系中液滴與液滴之間存在膠體化學(xué)力，體系具有一定的結(jié)構(gòu)強(qiáng)度，當(dāng)水相比例增大時(shí)，體系中水滴與水滴之間的距離減小，水滴之間的作用力增大，體系的結(jié)構(gòu)增強(qiáng)，黏度變大，切力變大，懸浮重晶石的能力變強(qiáng)，體系的靜態(tài)沉降穩(wěn)定性能變優(yōu)。

2.3內(nèi)相鹽種類對(duì)油基鉆井液體系沉降性能的影響

配制具有相同活度的不同內(nèi)相油基鉆井液體系(鉆井液活度為0.9)，采用靜態(tài)沉降穩(wěn)定性評(píng)價(jià)方法分析內(nèi)相對(duì)油基鉆井液體系沉降性能的影響(測(cè)試溫度50 ℃)，實(shí)驗(yàn)使用的內(nèi)相鹽主要有CaCl2、NaCl、HCOONa、HCOOK、NH4Ca(NO3)3，測(cè)量分析結(jié)果如圖3和圖4所示。

從圖3和圖4可以看出，靜態(tài)沉降條件下，以NH4Ca(NO3)3為內(nèi)相的油基鉆井液體系最上層與最下層密度變化最小，沉降系數(shù)最小，沉降穩(wěn)定性能最優(yōu)。這是因?yàn)楫?dāng)油基鉆井液活度相等時(shí)，NH4Ca(NO3)3電解質(zhì)濃度最高，電解質(zhì)壓縮液滴表面的表面活性劑，致使表面活性劑排列變得緊湊，界面張力降低，乳液的粒徑變小，乳狀液的穩(wěn)定性增強(qiáng)，沉降性能變優(yōu)。

圖3 不同內(nèi)相油基鉆井液體系密度變化曲線

Fig.3DensitychangeofOBMswithdifferentbrinephase

圖4 不同內(nèi)相油基鉆井液體系沉降系數(shù)

Fig.4SedimentationcoefficientofOBMswithdifferentbrinephase

2.4加重劑對(duì)油基鉆井液體系沉降性能的影響

2.4.1 加重劑粒徑 采用分子模擬軟件，改變加重劑的粒徑，模擬計(jì)算出加重劑顆粒與顆粒之間的距離隨粒徑的變化，結(jié)果如圖5所示。

圖5 不同顆粒粒徑條件下顆粒與顆粒之間的距離

Fig.5Distanceoftheparticleswithdifferentgranulesize

從圖5中可以看出，當(dāng)加重材料粒徑由10.0 μm降到6.5 μm時(shí)，顆粒與顆粒間的距離由2.3 μm降到1.5 μm，顆粒在鉆井液體系中由于運(yùn)動(dòng)摩擦?xí)喜糠滞N電荷，當(dāng)顆粒之間的距離變小，顆粒與顆粒之間的排斥力變大，從而阻止了顆粒之間發(fā)生團(tuán)聚，從而能有效地減小油基鉆井液體系的沉降。并且根據(jù)strokes沉降公式可知顆粒的粒徑越小，vt越小，則沉降越緩慢，體系的沉降穩(wěn)定性能越好。

(2)

式中，vt為粒子的沉降速度，m/s；ρp和ρf分別為球形粒子和介質(zhì)的密度，kg/m3；r為粒子的半徑，m；η為介質(zhì)的黏度，Pa·s，g為重力加速度，m/s2。

2.4.2 加重劑種類 選取Mn3O4、Fe2O3、Fe3O4、微米重晶石、常規(guī)重晶石作為鉆井液加重材料，各加重材料性能參數(shù)如表1所示。

配制含有不同加重材料的油基鉆井液體系，體系密度均為1.8g/cm3，在其余處理劑種類和加量一樣的情況下，結(jié)合采用靜態(tài)、動(dòng)態(tài)沉降穩(wěn)定性能評(píng)價(jià)方法考察加重材料對(duì)油基鉆井液沉降性能的影響。表2和圖6分別表明了含有不同加重材料的各體系動(dòng)態(tài)、靜態(tài)沉降穩(wěn)定性能測(cè)試分析結(jié)果。

表1 不同加重劑性能參數(shù)Table 1 Performance parameters of different weighting agents

注：D50是指一個(gè)樣品的累計(jì)粒度分布百分?jǐn)?shù)達(dá)到50%時(shí)所對(duì)應(yīng)的粒徑，也稱中值粒徑。

由表2可知，動(dòng)態(tài)剪切條件下含有不同加重材料體系的沉降穩(wěn)定性能不同，相比較而言，Mn3O4為加重材料的油基鉆井液體系動(dòng)態(tài)剪切下其密度的變化值最小，動(dòng)態(tài)沉降穩(wěn)定性最好，而Fe2O3為加重材料的體系的密度變化值最大，動(dòng)態(tài)沉降穩(wěn)定性能最差。

表2 動(dòng)態(tài)沉降性能數(shù)據(jù)處理結(jié)果Table 2 Settling results of different OBMs under dynamic conditions

圖6 不同加重材料鉆井液體系沉降系數(shù)

Fig.6SedimentationcoefficientofOBMswithdifferentweightingmaterials

從圖6中可以看出，靜態(tài)沉降條件下，Mn3O4為加重材料的油基鉆井液體系沉降系數(shù)最小，沉降穩(wěn)定性最好，而Fe2O3為加重材料的沉降系數(shù)最大，靜態(tài)沉降穩(wěn)定性能最差，該結(jié)論與動(dòng)態(tài)沉降穩(wěn)定性能測(cè)試結(jié)果一樣。

3 結(jié)論

(1)基液黏度越大，油水體積比越小，鉆井液體系黏度越高，切力越大，體系的靜態(tài)沉降穩(wěn)定性能最好。

(2)內(nèi)相鹽種類對(duì)油基鉆井液的沉降性能有較大影響，以NH4Ca(NO3)3為內(nèi)相的鉆井液體系靜態(tài)沉降性能最好。

(3)加重劑粒徑越小，沉降穩(wěn)定性能越高。在動(dòng)態(tài)剪切和靜態(tài)沉降條件下，Mn3O4為加重材料的鉆井液沉降性能最好，F(xiàn)e2O3為加重材料的體系的沉降性能最差。

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(編輯 宋官龍)

Effect of the Compositions of the Oil-Based Drilling Fluid on the Sag Stability

Liu Kouqi， Qiu Zhengsong， Cao Jie， Luo Yang

(CollegeofPetroleumEngineering，ChinaUniversityofPetroleum，QingdaoShandong266580，China)

The effect of the drilling fluid components on sag performance was studied. Experimental results show that the type of base oil, oil-water ratio, type of internal phase, particle size and type of weighting material have great effect on the sag stability of the system. The greater the viscosity of the base fluid, the lower the oil-water ratio, the better the sag performance is. The oil-based drilling fluid system with NH4Ca(NO3)3as the internal phase shows better sag stability after static aging than the system with other internal phase such as formate, calcium chloride and sodium chloride. The smaller the particle size, the better the sag stability is. The oil-based drilling fluid system with Mn3O4as the weigh material shows the best settling stability under static and shear conditions.

Oil-based drilling fluid; Sag stability; Base oil; Oil-water ratio; Internal phase; Weigh materials

2014-01-07

：2014-03-03

國(guó)家科技重大專項(xiàng)(2011ZX05030-005-07)；博士后基金項(xiàng)目(2012M521385)；教育部創(chuàng)新團(tuán)隊(duì)項(xiàng)目(IRT1086)。

劉扣其(1989-)，男，碩士研究生，從事油基鉆井液技術(shù)研究；E-mail：Liukouqi@126.com。

邱正松(1964-)，男，博士，教授，從事鉆井液防塌防漏技術(shù)、深水鉆井液以及油層保護(hù)技術(shù)研究；E-mail：qiuzs63@sina.com。

1006-396X(2014)05-0054-04

TE254

： A

10.3969/j.issn.1006-396X.2014.05.012