高密度钻井液流变性调控机理

  非有效流动颗粒模型影响悬浮液黏度的重要因素是悬浮液中固体颗粒的体积分数。而固相之间以及固相与液相之间的物理、化学作用可以造成悬浮液中固相容积分率增大。这些作用可分成如下 3 类 ：①溶剂化层。加重剂颗粒的极性表面及其带电性，强烈吸附极性的水分子，使靠近颗粒表面的水分子形成结构化水膜，这层水膜牢固地束缚在颗粒表面上，相当于增大了固相容积分率。②颗粒间沉积液。Vand[4]

 

  认为在稍浓的悬浮液中，任何时刻总有一部分颗粒在碰撞，碰撞中有一部分液体处于不能自由流动状态，这部分液体叫沉积液，沉积液的存在也相当于增大了颗粒的容积分率，浓悬浮液中的沉积液的容积分率比原来增加了 35%。③颗粒间束缚水。固相颗粒浓度增大到一定程度后，颗粒之间会形成空间网状结构，此时其颗粒网格中束缚了大量的自由水，这一部分水就是束缚水。这 3 部分液体失去了自由流动的特征，与固相颗粒一起被称为非有效流动相（见图 1），相当于增大了体系的固相体积分率。

 

  高密度水基钻井液流变性调控技术思路由上述分析推导出能够反映高密度钻井液黏度原理的表达式。根据悬浮液黏度理论可知，悬浮液的黏度与能量消散的速度有关，单位体积悬浮液中非有效流动相体积分数越大，能量消散的速度就越慢，悬浮液的黏度就越大。因此，悬浮液的黏度与体系中非有效流动相体积分率成正比 ：

 

  ηs=f（1–φeff）=f（φs+φδ+φE+φc） （2）式中，φeff为有效流动相体积分率 ；φs为固相体积分率 ；φδ为溶剂化层体积分率 ；φE为束缚水体积分率 ；φc为沉积液体积分率。

 

  根据钻井液流变参数的胶体化学意义，可令Binhanm 模型中的塑性黏度等于式（2）的黏度，则钻井液悬浮体系的总黏度可以写作 ：

 

  η=ηs+ηG=f（φs+φδ+φE+φc）+ηG（3）式中，ηG为悬浮液结构黏度。该式可以作为高密度水基钻井液的黏度模型。公式（3）比较清楚地反映出高密度水基钻井液黏度产生的原因。根据该匡韶华等：表达式可以确定高密度水基钻井液流变性调控的思路如下 ：①降低膨润土的含量，从而减小 φs、φδ、φE、φc和 ηG；②采用高密度的加重剂减少总固相含量，从而减小 φs、φδ、φE、φc和 ηG；③采用粒度级配技术，从而减小 φc；④用铁矿粉与重晶石复配加重，不但可减少加重剂的加量，又起到了颗粒级配的作用，从而减小 φs、φδ和 φc；⑤使用高效处理剂以减少处理剂的种类和加量，从而减小 φδ；⑥避免使用分子量很高的聚合物处理剂，从而减小 φE和 ηG；⑦增大颗粒的表面斥力，减小颗粒聚集程度，从而减小 φE、φc和 ηG。

 

  3 稳定性、流变性控制室内实验优选出了一种润湿分散剂 GR。该处理剂可通过化学吸附和化学螯合作用吸附在加重剂颗粒表面上，改变颗粒表面性质，增大加重剂颗粒间的排斥力，从而改善高密度水基钻井液的悬浮稳定性和流变性。

 

  3.1 GR的性能评价3.1.1 对加重剂ζ电位的影响[5]

 

  向浓度为 0.2 g/cm3的重晶石和铁矿粉悬浮体中分别加入不同量（按照悬浮液的体积百分比）的GR 对加重剂进行处理，并用 ZetaProbe 电位仪测其电位，发现在加入不同量的 GR 下的加重剂 ζ 电位有明显的区别，实验结果见表1。从表1可以看出，加入 GR 后，铁矿粉表面 ζ 电位由正值变为负值 ；随 GR 加量增大，加重剂表面 ζ 电位的绝对值明显增大。

 

  加重剂表面ζ电位随 GR 加量的变化GR（/V/V） 0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0ζ重晶石/mV –3.29 –10.32 –15.5 –21.81 –19.64 –18.7 –19.44ζ铁矿粉/mV 13.53 –7.14 –19.1 –32.68 –41.3 –40.41 –38.12注 ：GR 的加量为 mL/100 mL。

 

  对钻井液悬浮性的影响考察润湿分散剂 GR 在不同密度钻井液中对加重剂悬浮性能的影响，通过测定钻井液静置 12 h 前后的密度差来衡量悬浮性的好坏，实验结果见表 2。

 

  在不同密度钻井液中加入 GR 后，钻井液静置 12 h 前后的密度差显著减小，钻井液的悬浮稳定性有了明显提高，说明 GR 能很好地提高钻井液的稳定性。

 

  GR 对重晶石悬浮性能的影响体系 ρ设计/（g/cm3） 2.0 2.2 2.4 2.6未加GRρ初始/（g/cm3） 1.99 2.20 2.42 2.58ρ静置 12 h 后/（g/cm3） 1.85 2.08 2.31 2.49?ρ/（g/cm3） 0.14 0.12 0.11 0.093%GRρ初始/（g/cm3） 2.01 2.21 2.39 2.60ρ静置 12 h 后/（g/cm3） 1.95 2.16 2.34 2.57?ρ/（g/cm3） 0.06 0.05 0.05 0.03注：基浆：3%膨润土+0.3%NaOH+0.3%PAC-LV+3%SMP-2+3%SPNH+2% 润滑剂 +加重剂（铁矿粉∶重晶石 =1︰1）。

 

  降黏效果1）降黏效果评价方法。降黏剂的降黏效果一般用参数 DI 表示，其计算公式如下 ：

 

  DI=[（φ100'–φ100）/φ100' ]×100%      （4）在使用六速旋转黏度计时，φ100可以代表环空流动阻力，但无明确的物理意义。因此张国钊[7]

 

  建议增加具有明确物理意义的动切力的降低率作为表示降黏剂降黏效果的参数，计算公式如下 ：

 

  YI=（[YP'–YP）/YP' ]×100% （5）式中，YP'、YP 为未加降黏剂和加降黏剂钻井液的动切力，Pa。

 

  2）实验结果与讨论。目前国内常用的各种降黏剂和 GR 在高密度钻井液中的稀释效果见表 3。

 

  不同降黏剂的降黏效果评价结果ρ/g/cm3实验条件稀释剂PV/mPa·sYP/Paφ100DI/%YI/%1.06150 ℃、16 h空白 28 13.5 323%SF-260 14 4.0 9 72 703%XY-27 碱液 26 6.0 15 53 553%SMT 碱液 21 5.5 11 66 593%GR 13 3.0 7 78 782.31150 ℃、16 h空白 101 38.0 833%SF-260 86 20.5 72 13 463%XY-27 碱液 113 32.0 85 163%SMT 碱液 95 18.5 59 29 513%GR 62 10.5 15 82 72注 ：基浆 ：3% 膨润土+0.3%NaOH+0.1%XC+3%SMP-2+0.3%PAC-LV+3%SPNH+4%CaCO3+2% 润滑剂 + 加重剂（铁矿粉︰重晶石 =1︰1）。8 钻 井 液 与 完 井 液GR 和抗高温硅氟稀释剂 SF260 为液态，可直接加入到钻井液中，而 XY-27 和 SMT 为固态，一般需要配成碱液使用。XY-27 碱液和 SMT 碱液的配制方法（按质量比计算）为 ：XY-27︰NaOH︰H2O= 4︰10︰100，SMT︰NaOH︰H2O = 40︰10︰100。

 

  由表 3 可以看出，在未加重钻井液中，SF-260、XY-27 碱液和 SMT 碱液以及 GR 都具有很好的降黏度和切力作用 ；但是在加重钻井液中 SF-260、XY-27 碱液和 SMT 碱液的降黏效果很差，XY-27碱液甚至还出现增稠现象，而 GR 的降黏效果极好。这是因为 SF-260、XY-27 和 SMT 主要是通过拆散黏土结构或聚合物结构而降黏的，不能降低重晶石颗粒之间的摩擦阻力，而 GR 不但能够拆散黏土结构，还能通过改变加重剂颗粒表面性质而降低内摩擦阻力。因此，GR 适用于高密度水基钻井液体系。

 

  3）润湿分散剂 GR 的降黏效果。配制 2 组密度均为 2.50 g/cm3的钻井液，一组加入 3%GR，另一组不加，其热滚后的流动形态如图 2 所示。由此可知，未加 GR 的钻井液高温后严重稠化，已基本失去流动性，状态介于流体—膏状之间 ；而加有GR 钻井液的密度达到 2.50 g/cm3时，仍具有较好流动性，说明 GR 具有非常好的改善流变性的作用。

 

  a） 未加 GR 的体系 b） 加 GR 的体系图 2 高密度钻井液热滚后的流变形态3.2 超高密度淡水基钻井液体系研究以 GR 为主处理剂，用无黏土胶液、重晶石和铁矿粉复配加重剂配制了一种密度高达 2.80 g/cm3的超高密度淡水基钻井液，其配方如下，性能见表 4。

 

  淡水 +0.05% 聚合物增黏剂 APGEL-18+0.3%聚 合 物 降 滤 失 剂 +（3%～7%）树 脂 降 滤 失 剂 +（3%～7%）褐煤降滤失剂 +5%GR+（3%～7%）高效封堵防塌剂+5%超细CaCO3+ 重晶石︰铁矿粉（1︰3）从表 4 可以看出，配制出的超高密度淡水基钻井液具有良好的稳定性、流变性、滤失造壁性和抗温能力，再次验证了以上思路的可行性。

 

  密度为 2.80 g/cm3钻井液的性能实验条件ρ/g/cm3?ρ/g/cm3PV/mPa·sYP/PaGel/Pa/ PaFLAPI/mLFLHTHP/mL常温2.80 0.0389 20.0 12.5/21.0150 ℃、16 h 81 11.5 10.0/18.0 2 12.8注 ：?ρ 是指静置 12 h 前后的密度差 ；流变性在 40 ℃下测得 ；FLHTHP在 150 ℃、3.5 MPa 下测定。