沈 麗 陳二丁 張海青

(中國石化勝利石油工程有限公司鉆井工程技術(shù)公司)

隨著世界能源需求的增加和鉆探技術(shù)的發(fā)展，深井、超深井的鉆探日益增多[1]，為了確保深井、超深井的鉆進(jìn)安全，就需要對(duì)鉆井液的高溫流變性進(jìn)行研究。采用先進(jìn)的儀器設(shè)備，盡可能地模擬井下條件，測試流變性數(shù)據(jù)，找出各因素對(duì)鉆井液高溫流變性的影響，以便及時(shí)地采取相應(yīng)措施，為現(xiàn)場鉆井液流變性的調(diào)控提供依據(jù)。

1 實(shí) 驗(yàn)

1.1 實(shí)驗(yàn)儀器

Fann 50SL高溫高壓流變儀(美國范氏公司)；S8401電動(dòng)攪拌器(山東鄄城永興儀器廠)；XGRL-3型數(shù)顯式滾子加熱爐(青島海通達(dá)專用儀器廠)。

流體在各種剪切速率下的黏度、黏度隨時(shí)間的變化、連續(xù)剪切和溫度效應(yīng)等引起的流變性質(zhì)的變化等，可通過Fann 50SL高溫高壓流變儀快速而準(zhǔn)確地測定。

1.2 實(shí)驗(yàn)處理劑

磺化褐煤類共聚物(SPNH)，無熒光防塌降濾失劑(PA-1)，烯類單體三元共聚物(SJ-1)，部分水解聚丙烯酰胺(PHPA)，褐煤衍生物(OSAM)，丙烯類接枝共聚物(OJA)。

1.3 實(shí)驗(yàn)方法

測定鉆井液高溫高壓流變性之前，先在220 ℃下，用XGRL-3型數(shù)顯式滾子加熱爐熱滾16 h，使其性能基本上與循環(huán)充分的現(xiàn)場井漿性能一致。由于壓力對(duì)水基鉆井液流變性影響較小，且溫度越高，壓力的影響程度越小[2]，故只研究溫度對(duì)流變性的影響，試驗(yàn)測試壓力均在3.5 MPa以上，測定的溫度區(qū)間為20～220 ℃。

若沒有特別說明，則以下實(shí)驗(yàn)選用的抗高溫鉆井液體系配方均為：3%(w)膨潤土基漿+3%(w)OJA+3%(w)PA-1+2%(w)SPNH+0.2%(w)SJ-1+0.1%(w)PHPA.

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

在現(xiàn)場應(yīng)用中，用常規(guī)的黏度計(jì)測定流變性能時(shí)，常用塑性黏度PV表示體系的流變性。因此,為了便于比較，高溫高壓流變性能也用塑性黏度表達(dá)。當(dāng)剪切速率100 s-1時(shí)，不同溫度下測定的各流變曲線基本為直線，表明為塑性流體型，有的曲線在高溫下轉(zhuǎn)變?yōu)榕ｎD流體型；測定直線段的斜率可得各流變曲線對(duì)應(yīng)的塑性黏度PV。

2.1 溫度對(duì)鉆井液流變性的影響

體系在不同密度下(1.0 g/cm3、1.4 g/cm3、1.8 g/cm3和2.2 g/cm3)的流變性能見圖1。

用多種形式的方程擬合，發(fā)現(xiàn)用一元二次方程擬合效果較好，擬合曲線繪于圖1中。得到不同密度下溫度與塑性黏度間的曲線方程。圖1各擬合曲線方程為：

PV=22.636 76-0.273 03x+8.659 33×10-4x2(密度1.0 g/cm3)

PV=33.496 59-0.408 58x+0.001 32x2

(密度1.4 g/cm3)

PV=40.660 71-0.494 31x+0.001 55x2

(密度1.8 g/cm3)

PV=129.465 32-1.443 09x+0.004 36x2

(密度2.2 g/cm3)

由圖1可知，在不同的溫度區(qū)間，溫度對(duì)流變性能的影響程度是不同的。在低溫段(100 ℃以內(nèi))，塑性黏度隨溫度升高降低較快，之后(100 ℃以上)隨溫度升高降低緩慢，180 ℃以上甚至有升高趨勢。溫度對(duì)塑性黏度的影響可歸結(jié)為熱運(yùn)動(dòng)所致，低溫段熱運(yùn)動(dòng)變化大，高溫段變化小。國內(nèi)外不少研究者通過實(shí)驗(yàn)求得各流變曲線對(duì)應(yīng)的塑性黏度PV等，考察水基鉆井液的PV等流變參數(shù)隨溫度和壓力的變化情況，提出了一些相應(yīng)的模型[3-8]。但是這些模型大多較為繁瑣。應(yīng)用多元回歸方法對(duì)大量實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行處理，發(fā)現(xiàn)鉆井液的塑性黏度與溫度t呈指數(shù)關(guān)系：

PVt=PV0exp(at+b)

式中,a、b均為常數(shù)[9]。

塑性黏度等流變性質(zhì)與溫度t的關(guān)系可能與鉆井液的類型有關(guān)，尚有待獲得大量實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)后進(jìn)行深入的分析和研究。

2.2 高溫老化前后體系的高溫流變性能比較

選擇抗250 ℃高溫的鉆井液體系，密度為2.2 g/cm3：3%(w)膨潤土基漿+5%(w)OSAM+3%(w)OJA+0.2%(w)SJ-1+0.1%(w)PHPA。試驗(yàn)方法與前面略有不同：在250 ℃高溫?zé)釢L老化16 h，再測定其高溫高壓流變性能，結(jié)果見圖2和圖3。

由圖2可知，熱滾前后分別測定的高溫高壓流變性能，隨著剪切速率增加，剪切應(yīng)力增大，尤其在室溫(20 ℃)和高溫(220 ℃)均增加明顯。兩者的區(qū)別是，在室溫(20 ℃)下，熱滾老化后的剪切應(yīng)力較之熱滾老化前的偏?。欢邷?220 ℃)下，熱滾老化后的剪切應(yīng)力較之熱滾老化前的偏大。在100 ～180 ℃，剪切應(yīng)力相對(duì)較小且變化緩慢。

由圖3可知，在室溫下，經(jīng)熱滾老化后的體系塑性黏度較小，與常溫下由普通黏度計(jì)測定的結(jié)果一致；但在高溫段(100 ℃以上)，熱滾老化后的塑性黏度反而較大，說明該鉆井液體系在高溫的作用下，塑性黏度不會(huì)持續(xù)減小，經(jīng)較長時(shí)間的高溫作用后，塑性黏度隨溫度變化的幅度會(huì)減小，即性能趨于穩(wěn)定。

2.3 密度對(duì)鉆井液高溫流變性的影響

分別測定了不同密度(1.0 g/cm3、1.4 g/cm3、1.8 g/cm3和2.2 g/cm3)下的高溫流變性能，結(jié)果見圖4。

由圖4可知，密度在1.0～1.8 g/cm3范圍內(nèi)增加時(shí)，塑性黏度雖增加，但增加幅度均較小。當(dāng)密度為2.2 g/cm3時(shí)，塑性黏度顯著增大。究其原因，可能是因?yàn)樵诩又刂撩芏葹?.8 g/cm3之前，體系中的“自由水”尚未完全被吸附，其結(jié)果表現(xiàn)為塑性黏度較大；當(dāng)加重至密度為2.2 g/cm3時(shí)，體系中的“自由水”完全被吸附，其結(jié)果表現(xiàn)為塑性黏度顯著增大。隨著溫度的升高，熱運(yùn)動(dòng)增強(qiáng)，體系的塑性黏度降低，尤其是密度為2.2 g/cm3的配方體系，塑性黏度的降低幅度更大。

2.4 聚合醇對(duì)鉆井液體系高溫流變性的影響

體系1：實(shí)驗(yàn)方法中的抗高溫鉆井液體系。

體系2：鉆井液體系1+10%(w)聚合醇。

分別測定鉆井液體系1和體系2的高溫流變性，結(jié)果見圖5和圖6。

從圖5可知，在相同剪切速率下，添加聚合醇的鉆井液體系2的剪切應(yīng)力比不加聚合醇的鉆井液體系1略有增加。

從圖6可知，在20～180 ℃范圍內(nèi)，添加聚合醇的鉆井液體系2的塑性黏度比不添加聚合醇的鉆井液體系1要大；180～220 ℃范圍內(nèi)，兩個(gè)體系的塑性黏度則相差不大。說明聚合醇對(duì)鉆井液體系的高溫(180～220 ℃)流變性影響要小于在較低溫度時(shí)的影響，但總體來說影響并不大。

2.5 聚合物對(duì)鉆井液高溫流變性的影響

鉆井液體系1：3%(w)膨潤土基漿+3%(w)OJA+3%(w)PA-1+2%(w)SPNH。

鉆井液體系2：3%(w)膨潤土基漿+3%(w)OJA+3%(w)PA-1+2%(w)SPNH+0.2%(w)SJ-1+0.1%(w)PHPA。

兩種體系的高溫流變性結(jié)果見圖7和圖8。

從圖7和圖8可知，相同剪切速率下，加入聚合物的鉆井液體系2對(duì)應(yīng)的剪切應(yīng)力較大，且隨溫度升高先減小而后增大，反映到塑性黏度的變化亦是隨溫度升高先減小而后增大。不加聚合物的鉆井液體系的剪切應(yīng)力較小，且隨溫度的升高而減小，但高溫段變化緩慢；反映到塑性黏度亦是如此。說明聚合物在150 ℃左右對(duì)鉆井液體系的性能影響較大，而對(duì)高溫段的流變性能影響較小。

2.6 鹽對(duì)鉆井液高溫流變性的影響

鹽對(duì)加重和不加重體系高溫高壓流變性的影響見圖9和圖10。

由圖9和圖10可知，當(dāng)溫度低于180 ℃時(shí)，鹽的加入均使兩種體系的塑性黏度減小。鹽對(duì)未加重體系的高溫流變性影響不大，對(duì)加重體系的影響稍大。當(dāng)溫度高于180 ℃時(shí)，對(duì)于未加重體系，加鹽與不加鹽體系的塑性黏度基本相同；而對(duì)于加重體系，加鹽體系的塑性黏度反而高于不加鹽的體系。

3 應(yīng)用實(shí)例

車66區(qū)塊是勝利油田的重點(diǎn)開采區(qū)，地層復(fù)雜，易發(fā)生砂卡、掉塊、井塌、氣侵、井漏等復(fù)雜情況。針對(duì)該區(qū)塊不同井段的實(shí)際情況，分段采取了不同的鉆井液體系和技術(shù)。上部地層造漿能力強(qiáng)、易發(fā)生井壁縮徑現(xiàn)象，根據(jù)高溫流變性研究結(jié)果，低溫段聚合物對(duì)體系的流變性影響較大。因此，嚴(yán)格控制聚合物的用量，采用細(xì)水長流的方式逐漸加入，很好地控制了鉆井液的流變性，減少了巖屑造漿，保證了井眼的暢通。

二開井段鉆井液主要以有效攜帶巖屑，防止泥巖縮徑、防塌為目標(biāo)，采用聚合物防塌鉆井液體系?？刂凭酆衔锏牧浚{(diào)整好黏切，同時(shí)加入聚合醇增強(qiáng)鉆井液的潤滑防塌性，以穩(wěn)固井壁，又不會(huì)對(duì)鉆井液的流變性產(chǎn)生太大影響。鉆井液性能——密度：1.20～1.25 g/c m3；黏度：43～50 s；失水/泥餅厚度：(5～7)mL/0.5mm; 切力：2 Pa/(3～10)Pa；塑性黏度：6～12 mPa·s；動(dòng)切力：1.5～8 Pa；pH值：9；w(砂)：0.3%。

下部地層溫度對(duì)體系流變性的影響增大，應(yīng)進(jìn)一步加強(qiáng)鉆井液的抗溫能力，加入抗高溫降濾失劑，保證鉆井液在高溫高壓下有較低的濾失量，能夠形成致密、堅(jiān)韌的泥餅，減少引起泥頁巖水化的機(jī)會(huì)。下部地層壓力系數(shù)高，需要增大鉆井液的密度，但又必須控制好其流變性，以免蹩漏地層。由于鹽對(duì)高密度鉆井液的流變性影響較大，因此適當(dāng)添加抗溫抗鹽的處理劑，防止鹽侵影響體系的流變性，防止復(fù)雜事故的發(fā)生。鉆井液性能——密度：1.72～1.75 g/cm3；黏度：50～80 s；API失水/泥餅厚度：(3～5) mL/0.5mm；HTHP失水：10～15 mL；切力：5 (Pa)/(10～18)Pa；塑性黏度：25～50 mPa·s；動(dòng)切力：12～18 Pa；pH值：9；w(砂)：0.3%。

該區(qū)塊鉆井液施工難點(diǎn)在于嚴(yán)格控制密度的同時(shí)，還要確保鉆井液流變性能良好，特別是調(diào)整好較高密度鉆井液的流變性尤為關(guān)鍵?？箿劂@井液高溫流變性的研究對(duì)該區(qū)塊鉆井液現(xiàn)場處理與維護(hù)起到了很好的指導(dǎo)作用，保證了鉆井施工的順利進(jìn)行。

4 結(jié) 論

(1) 用Fann50SL型高溫高壓流變儀測定了抗高溫鉆井液體系的高溫流變性，從實(shí)驗(yàn)曲線的斜率可得各流變曲線對(duì)應(yīng)的塑性黏度PV。

(2) 在不同溫度區(qū)間，溫度對(duì)鉆井液體系流變性的影響不同。低溫段(100 ℃以內(nèi)),塑性黏度隨溫度升高迅速降低，變化較快，高溫段則變化緩慢。溫度對(duì)鉆井液流變性的影響與體系的密度也有較大的關(guān)系，對(duì)高密度體系的影響明顯大于低密度體系。

(3) 聚合物在150 ℃左右對(duì)鉆井液體系流變性能影響較大，增黏效果明顯；而在高溫段對(duì)流變性能影響較小；聚合醇對(duì)鉆井液體系流變性影響較小，尤其是對(duì)高溫流變性幾乎沒有影響。

(4) 不同溫度下，鹽對(duì)體系流變性的影響也不同，總體來說對(duì)高密度體系的影響更大一些，因此高密度鉆井液體系鉆探深部地層時(shí)應(yīng)控制好鹽含量。

(5) 本研究很好地指導(dǎo)了車66區(qū)塊鉆井液的施工，保證了鉆井的順利完成。

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