石油与天然气化工  2014, Vol. 43 Issue (4): 428-432
一种水基抗温钻井液的高温流变性研究
沈丽 , 陈二丁 , 张海青     
中国石化胜利石油工程有限公司钻井工程技术公司
收稿日期：2013-12-24
作者简介：沈丽(1978-), 女, 重庆市人, 2000年毕业于青岛大学高分子材料与工程专业, 高级工程师, 现在中石化胜利石油工程有限公司钻井工程技术公司主要从事钻井液技术研究工作。地址:(257064)山东省东营市胜利油田钻井泥浆公司。电话:0546-8721047。E-mail:annie78919@sohu.com.
摘要：钻井液的高温流变性对于深井、超深井快速、安全地钻进具有重要影响，而高温老化冷却后测定的钻井液流变性能并不能代表高温条件下的流变性能。因此采用Fann 50SL型高温高压流变仪对抗高温水基钻井液体系的高温流变性进行了研究，求得其流变参数，最高实验温度达到了220℃。综合考察了温度、密度、聚合醇、聚合物和盐等因素对钻井液体系流变性的影响。结果表明，塑性黏度与温度间遵从二次函数关系，温度升高，塑性黏度呈指数规律下降，且体系的密度越大，受温度的影响越大；在低温段（~150℃）加入聚合醇和聚合物会对体系流变性产生明显影响，高温段（150~220℃）影响较小；盐对高密度钻井液体系流变性的影响明显大于低密度钻井液体系。该研究可为现场施工中钻井液体系流变性的调控提供指导。
关键词：钻井液    高温    流变性    流变仪    
Research on high temperature rheological properties of water-based temperature resistance drilling fluids
Shen Li , Chen Erding , Zhang Haiqing     
Drilling Engineering Technology Company, Shengli Petroleum Engineering Co., Ltd, Dongying 257064, Shandong, China
Abstract: High temperature rheological properties of drilling fluid have important influences on fast and safe drilling in deep or ultra-deep wells. Rheological properties of drilling fluid after high temperature aging and cooling do not represent the rheological properties at high temperature conditions. High temperature rheological properties of water-based temperature resistance drilling fluid system were studied with the Model 50SL high-temperature high-pressure rheometer, so the rheological parameters were obtained, and the maximum experimental temperature reached 220℃. The effects of temperature, density, polyalcohol, polymer and salt on rheological properties of drilling fluid were studied. The results show that plastic viscosity and temperature complies with the relation of quadratic function. Plastic viscosity decreases exponentially with increasing temperature, and the higher the density, the greater influence by temperature. In lowtemperature range(less than 150℃), polyol and polymer have obvious influence on rheological properties of drilling fluid system, and less influence in high temperature range (150-220℃). Salt has more obvious influence on rheological properties of high density drilling fluid system. The study provides guidance for regulating rheological properties of drilling fluid system in field operation.
Key Words: drilling fluid    high temperature    rheological property    rheometer    

随着世界能源需求的增加和钻探技术的发展，深井、超深井的钻探日益增多[1]，为了确保深井、超深井的钻进安全，就需要对钻井液的高温流变性进行研究。采用先进的仪器设备，尽可能地模拟井下条件，测试流变性数据，找出各因素对钻井液高温流变性的影响，以便及时地采取相应措施，为现场钻井液流变性的调控提供依据。

1 实验
1.1 实验仪器

Fann 50SL高温高压流变仪(美国范氏公司)；S8401电动搅拌器(山东鄄城永兴仪器厂)；XGRL-3型数显式滚子加热炉(青岛海通达专用仪器厂)。

流体在各种剪切速率下的黏度、黏度随时间的变化、连续剪切和温度效应等引起的流变性质的变化等，可通过Fann 50SL高温高压流变仪快速而准确地测定。

1.2 实验处理剂

磺化褐煤类共聚物(SPNH)，无荧光防塌降滤失剂(PA-1)，烯类单体三元共聚物(SJ-1)，部分水解聚丙烯酰胺(PHPA)，褐煤衍生物(OSAM)，丙烯类接枝共聚物(OJA)。

1.3 实验方法

测定钻井液高温高压流变性之前，先在220 ℃下，用XGRL-3型数显式滚子加热炉热滚16 h，使其性能基本上与循环充分的现场井浆性能一致。由于压力对水基钻井液流变性影响较小，且温度越高，压力的影响程度越小[2]，故只研究温度对流变性的影响，试验测试压力均在3.5 MPa以上，测定的温度区间为20~220 ℃。

若没有特别说明，则以下实验选用的抗高温钻井液体系配方均为：3%(w)膨润土基浆+3%(w)OJA+3%(w)PA-1+2%(w)SPNH+0.2%(w)SJ-1+0.1%(w)PHPA.

2 实验结果与分析

在现场应用中，用常规的黏度计测定流变性能时，常用塑性黏度PV表示体系的流变性。因此, 为了便于比较，高温高压流变性能也用塑性黏度表达。当剪切速率100 s-1时，不同温度下测定的各流变曲线基本为直线，表明为塑性流体型，有的曲线在高温下转变为牛顿流体型；测定直线段的斜率可得各流变曲线对应的塑性黏度PV。

2.1 温度对钻井液流变性的影响

体系在不同密度下(1.0 g/cm3、1.4 g/cm3、1.8 g/cm3和2.2 g/cm3)的流变性能见图 1。

图 1     温度对钻井液流变性能的影响 Figure 1     Effect of temperature on rheological properties of drilling fluid

用多种形式的方程拟合，发现用一元二次方程拟合效果较好，拟合曲线绘于图 1中。得到不同密度下温度与塑性黏度间的曲线方程。图 1各拟合曲线方程为：

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)

由图 1可知，在不同的温度区间，温度对流变性能的影响程度是不同的。在低温段(100 ℃以内)，塑性黏度随温度升高降低较快，之后(100 ℃以上)随温度升高降低缓慢，180 ℃以上甚至有升高趋势。温度对塑性黏度的影响可归结为热运动所致，低温段热运动变化大，高温段变化小。国内外不少研究者通过实验求得各流变曲线对应的塑性黏度PV等，考察水基钻井液的PV等流变参数随温度和压力的变化情况，提出了一些相应的模型[3-8]。但是这些模型大多较为繁琐。应用多元回归方法对大量实验数据进行处理，发现钻井液的塑性黏度与温度t呈指数关系：

式中, a、b均为常数[9]。

塑性黏度等流变性质与温度t的关系可能与钻井液的类型有关，尚有待获得大量实验数据后进行深入的分析和研究。

2.2 高温老化前后体系的高温流变性能比较

选择抗250 ℃高温的钻井液体系，密度为2.2 g/cm3：3%(w)膨润土基浆+5%(w)OSAM+3%(w)OJA+0.2%(w)SJ-1+0.1%(w)PHPA。试验方法与前面略有不同：在250 ℃高温热滚老化16 h，再测定其高温高压流变性能，结果见图 2和图 3。

图 2     热滚前后剪切速率对剪切应力的高温流变曲线 Figure 2     Effect of shear rate on high temperature rheological property of shear stress before and after hot rolling

图 3     热滚前后温度对塑性黏度的高温流变曲线 Figure 3     Effect of shear rate on high temperature rheological property of plastic viscosity before and after hot rolling

由图 2可知，热滚前后分别测定的高温高压流变性能，随着剪切速率增加，剪切应力增大，尤其在室温(20 ℃)和高温(220 ℃)均增加明显。两者的区别是，在室温(20 ℃)下，热滚老化后的剪切应力较之热滚老化前的偏小；而高温(220 ℃)下，热滚老化后的剪切应力较之热滚老化前的偏大。在100 ~180 ℃，剪切应力相对较小且变化缓慢。

由图 3可知，在室温下，经热滚老化后的体系塑性黏度较小，与常温下由普通黏度计测定的结果一致；但在高温段(100 ℃以上)，热滚老化后的塑性黏度反而较大，说明该钻井液体系在高温的作用下，塑性黏度不会持续减小，经较长时间的高温作用后，塑性黏度随温度变化的幅度会减小，即性能趋于稳定。

2.3 密度对钻井液高温流变性的影响

分别测定了不同密度(1.0 g/cm3、1.4 g/cm3、1.8 g/cm3和2.2 g/cm3)下的高温流变性能，结果见图 4。

图 4     密度对钻井液高温流变性能的影响 Figure 4     Effect of density on high temperature rheological properties of drilling fluid

由图 4可知，密度在1.0~1.8 g/cm3范围内增加时，塑性黏度虽增加，但增加幅度均较小。当密度为2.2 g/cm3时，塑性黏度显著增大。究其原因，可能是因为在加重至密度为1.8 g/cm3之前，体系中的“自由水”尚未完全被吸附，其结果表现为塑性黏度较大；当加重至密度为2.2 g/cm3时，体系中的“自由水”完全被吸附，其结果表现为塑性黏度显著增大。随着温度的升高，热运动增强，体系的塑性黏度降低，尤其是密度为2.2 g/cm3的配方体系，塑性黏度的降低幅度更大。

2.4 聚合醇对钻井液体系高温流变性的影响

体系1：实验方法中的抗高温钻井液体系。

体系2：钻井液体系1+10%(w)聚合醇。

分别测定钻井液体系1和体系2的高温流变性，结果见图 5和图 6。

图 5     两种体系不同温度下剪切速率对应的剪切应力曲线 Figure 5     Relation between shear rate and corresponding shearing stress under different temperature

图 6     两种体系塑性黏度随温度的变化曲线 Figure 6     Change of plastic viscosity of two systems with correlating temperature

从图 5可知，在相同剪切速率下，添加聚合醇的钻井液体系2的剪切应力比不加聚合醇的钻井液体系1略有增加。

从图 6可知，在20~180 ℃范围内，添加聚合醇的钻井液体系2的塑性黏度比不添加聚合醇的钻井液体系1要大；180~220 ℃范围内，两个体系的塑性黏度则相差不大。说明聚合醇对钻井液体系的高温(180~220 ℃)流变性影响要小于在较低温度时的影响，但总体来说影响并不大。

2.5 聚合物对钻井液高温流变性的影响

钻井液体系1：3%(w)膨润土基浆+3%(w)OJA+3%(w)PA-1+2%(w)SPNH。

钻井液体系2：3%(w)膨润土基浆+3%(w)OJA+3%(w)PA-1+2%(w)SPNH+0.2%(w)SJ-1+0.1%(w)PHPA。

两种体系的高温流变性结果见图 7和图 8。

图 7     两种体系不同温度下剪切速率对应的剪切应力曲线 Figure 7     Relation between shear rate and corresponding shearing stress under different temperature

图 8     两种体系塑性黏度随温度的变化曲线 Figure 8     Change of plastic viscosity of two systems with correlating temperature

从图 7和图 8可知，相同剪切速率下，加入聚合物的钻井液体系2对应的剪切应力较大，且随温度升高先减小而后增大，反映到塑性黏度的变化亦是随温度升高先减小而后增大。不加聚合物的钻井液体系的剪切应力较小，且随温度的升高而减小，但高温段变化缓慢；反映到塑性黏度亦是如此。说明聚合物在150 ℃左右对钻井液体系的性能影响较大，而对高温段的流变性能影响较小。

2.6 盐对钻井液高温流变性的影响

盐对加重和不加重体系高温高压流变性的影响见图 9和图 10。

图 9     盐对未加重体系高温流变性的影响 Figure 9     Effect of salt on hightemperature rheological property of no weighting system

图 10     盐对加重体系高温流变性的影响 Figure 10     Effect of salt on hightemperature rheological property of weighting system

由图 9和图 10可知，当温度低于180 ℃时，盐的加入均使两种体系的塑性黏度减小。盐对未加重体系的高温流变性影响不大，对加重体系的影响稍大。当温度高于180 ℃时，对于未加重体系，加盐与不加盐体系的塑性黏度基本相同；而对于加重体系，加盐体系的塑性黏度反而高于不加盐的体系。

3 应用实例

车66区块是胜利油田的重点开采区，地层复杂，易发生砂卡、掉块、井塌、气侵、井漏等复杂情况。针对该区块不同井段的实际情况，分段采取了不同的钻井液体系和技术。上部地层造浆能力强、易发生井壁缩径现象，根据高温流变性研究结果，低温段聚合物对体系的流变性影响较大。因此，严格控制聚合物的用量，采用细水长流的方式逐渐加入，很好地控制了钻井液的流变性，减少了岩屑造浆，保证了井眼的畅通。

二开井段钻井液主要以有效携带岩屑，防止泥岩缩径、防塌为目标，采用聚合物防塌钻井液体系。控制聚合物的量，调整好黏切，同时加入聚合醇增强钻井液的润滑防塌性，以稳固井壁，又不会对钻井液的流变性产生太大影响。钻井液性能——密度：1.20~1.25 g/c m3；黏度：43~50 s；失水/泥饼厚度：(5~7)mL/0.5mm; 切力：2 Pa/(3~10)Pa；塑性黏度：6~12 mPa·s；动切力：1.5~8 Pa；pH值：9；w(砂)：0.3%。

下部地层温度对体系流变性的影响增大，应进一步加强钻井液的抗温能力，加入抗高温降滤失剂，保证钻井液在高温高压下有较低的滤失量，能够形成致密、坚韧的泥饼，减少引起泥页岩水化的机会。下部地层压力系数高，需要增大钻井液的密度，但又必须控制好其流变性，以免蹩漏地层。由于盐对高密度钻井液的流变性影响较大，因此适当添加抗温抗盐的处理剂，防止盐侵影响体系的流变性，防止复杂事故的发生。钻井液性能——密度：1.72~1.75 g/cm3；黏度：50~80 s；API失水/泥饼厚度：(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；动切力：12~18 Pa；pH值：9；w(砂)：0.3%。

该区块钻井液施工难点在于严格控制密度的同时，还要确保钻井液流变性能良好，特别是调整好较高密度钻井液的流变性尤为关键。抗温钻井液高温流变性的研究对该区块钻井液现场处理与维护起到了很好的指导作用，保证了钻井施工的顺利进行。

4 结论

(1) 用Fann50SL型高温高压流变仪测定了抗高温钻井液体系的高温流变性，从实验曲线的斜率可得各流变曲线对应的塑性黏度PV。

(2) 在不同温度区间，温度对钻井液体系流变性的影响不同。低温段(100 ℃以内), 塑性黏度随温度升高迅速降低，变化较快，高温段则变化缓慢。温度对钻井液流变性的影响与体系的密度也有较大的关系，对高密度体系的影响明显大于低密度体系。

(3) 聚合物在150 ℃左右对钻井液体系流变性能影响较大，增黏效果明显；而在高温段对流变性能影响较小；聚合醇对钻井液体系流变性影响较小，尤其是对高温流变性几乎没有影响。

(4) 不同温度下，盐对体系流变性的影响也不同，总体来说对高密度体系的影响更大一些，因此高密度钻井液体系钻探深部地层时应控制好盐含量。

(5) 本研究很好地指导了车66区块钻井液的施工，保证了钻井的顺利完成。

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