气制油合成基钻井液流变性能影响评价

沈 丽 王宝田 宫新军 陈二丁 张海青 王海锋

（胜利石油管理局钻井工程技术公司）

气制油合成基钻井液是具有油基钻井液性能的环保钻井液，是油基钻井液的替代品。它也是目前国际公认的尖端钻井液技术之一。合成基钻井液体系的流变性如何，对钻井施工起着非常重要的作用，其流变性控制随着合成基钻井液的广泛使用也出现了一些问题，如井眼净化不良，重晶石沉降，高循环压耗等［1－6］。主要是因为合成基钻井液流变性能受到明显影响，如动切力过低，不足以有效携带钻井液中的固相。因此有必要对影响合成基钻井液流变性能的因素进行分析评价，更好地调控其流变性能，满足钻井施工的需要。

1 组分对体系流变性能的影响

合成基钻井液一般是由人工合成或改性的有机物为连续相，盐水为分散相，并加入乳化剂、亲油胶体、降滤失剂、流型调节剂、润湿反转剂和加重剂等组成，是一种非水溶性合成油基钻井液［7］。

未加重体系配方为：气制油合成基液＋2%～3%主乳化剂＋1%～2%辅乳化剂＋3%～4%有机土＋0.3%～0.5%增粘提切剂＋CaCl2水溶液（质量分数为20%）＋2.5%碱度调节剂。

加重体系配方为：气制油合成基液＋2%～3%主乳化剂＋1%～2%辅乳化剂＋1.5%～2.5%有机土＋0.5%～1%增粘提切剂＋4%～6%降滤失剂＋CaCl2水溶液（质量分数为20%）＋2.5%碱度调节剂＋2.5%～4%润湿剂＋加重剂。

如无特殊说明，以下性能测试温度均为50℃，老化条件为：180℃／16h。

1.1 主乳化剂对体系流变性的影响

乳化剂是合成基钻井液的关键组分，影响着整个体系的稳定性。通常采用“复合乳化剂”来提高界面膜强度，增加稳定性。首先确定w（辅乳化剂）为1%，改变主乳化剂的加量来考察其对未加重钻井液流变性的影响，实验结果见表1。

表1 主乳化剂对体系流变性能及滤失量的影响Table 1 Influence of primary emulsifier on system rheological properties and filtration loss

由表1可以看出，主乳化剂加量不足时，流变性及滤失量都达不到使用要求；当主乳化剂过量时会使塑性粘度和动切力降低，因此并非主乳化剂的加量越大越好，以不超过3.5%为宜。

1.2 亲油胶体对体系流变性的影响

亲油胶体可以在油中分散，主要起调节钻井液流变性和滤失性作用，并能在一定程度上增强油包水乳状液的稳定性。从环境保护角度考虑，用于合成基钻井液的亲油胶体选用有机土。

在体系配方中改变有机土的用量，评价其对钻井液流变性及滤失量的影响。将实验结果绘制成曲线图，见图1～图4（加重体系密度为1.8g／cm3）。

由图1～图4可看出：

（1）随着有机土加量的增大，体系的塑性粘度、动切力均有较大的提高，同时，其滤失量也有所降低。说明有机土可以较好地分散到乳状液中，从而起到增粘及降滤失的作用。

（2）有机土对加重体系和未加重体系API滤失量的影响曲线表明，有机土虽然有降滤失的作用，但只能起到辅助降滤失的作用，还需加入降滤失剂，才能保证体系的滤失量达到使用要求。

（3）合成基钻井液体系中有机土的加量应该根据配制钻井液的密度来确定，但最好不要超过3%，特别是高密度钻井液要严格控制有机土的加量，因为加量过大，会导致钻井液太稠，流变性变差。

1.3 碱度调节剂对体系流变性的影响

选用CaO为合成基钻井液体系的碱度调节剂，图5为CaO加量对未加重钻井液流变性的影响。从图5可以看出，随着CaO加量的增大，合成基钻井液的粘度和动切力值变化不大，滤失量增加较为明显，说明该碱度调节剂对钻井液流变性能影响不大，但对滤失量有较大的影响，因此加量不宜过大，在2%～3%比较适宜。

1.4 增粘提切剂对体系流变性的影响

增粘提切剂主要是改善合成基钻井液的粘切力，提高合成基钻井液的携砂能力和悬浮稳定性［8］。图6为增粘提切剂对未加重合成基钻井液流变性能的影响。由图6可知，该剂对体系流变性能影响较大。综合考虑到体系的粘切及老化前后粘切的变化情况，加量一般在0.3%～1%。

1.5 降滤失剂对体系流变性的影响

表2为降滤失剂对未加重钻井液流变性能的影响。由表2可看出，降滤失剂对钻井液的流变性影响很小，只有加量大时才有轻微的影响。综合考虑，降滤失剂的加量在2%～3%为宜，但对于高密度钻井液应适当增大降滤失剂的用量，以保证高温高压滤失量达到要求。

表2 降滤失剂对合成基钻井液流变性能及滤失量的影响Table 2 Influence of filtration loss content on rheological properties and filtration loss of synthetic drilling fluid

1.6 润湿剂对体系流变性的影响

表3为润湿剂对密度为1.35g／cm3合成基钻井液流变性能的影响。由表3可看出，润湿剂对钻井液的流变性影响很小，当加量为15%时影响依然不大。因此润湿剂可根据体系中的固相含量多少来确定其加量。

表3 润湿剂对合成基钻井液流变性能的影响Table 3 Influence of wetting agent content on rheological properties of the synthetic drilling fluid

2 油水比对体系流变性能的影响

表4 油水比对合成基钻井液流变性能的影响Table 4 Influence of oil－water ratio on rheological properties of synthetic drilling fluid

评价了采用不同油水比配制气制油合成基钻井液时对流变性的影响，实验结果见表4。从表4可以看出，随着水相体积分数的增加，合成基钻井液体系的粘切也显著地增加。

3 温度对体系流变性能的影响

3.1 配制温度对体系流变性的影响

分别在室温、50、80℃配制合成基钻井液，并在同样的温度下测试其性能，实验结果见表5。

表5 配制温度对合成基钻井液流变性的影响Table 5 Influence of preparation temperature on rheological properties of synthetic drilling fluid

由表5可以看出，随着配制温度的升高，体系的粘度和切力明显降低，滤失量几乎没有变化。

3.2 高温对体系流变性的影响

将合成基钻井液体系分别在120、150、180和200℃下滚动老化16h后，测定钻井液性能，评价温度对体系流变性的影响，结果见表6。

表6 合成基钻井液体系在不同温度下滚动老化后的流变性及滤失性Table 6 Rheological properties and filtration loss performances of synthetic drilling fluid system after rolling aging at different temperatures

由表6可看出，随着高温老化温度的升高，滚动老化16h后合成基钻井液的粘切逐渐增大，滤失量没有太大变化。

4 外来污染物对体系流变性能的影响

4.1 盐侵对体系流变性的影响

室内评价了盐侵（NaCl）污染对合成基钻井液体系流变性的影响，实验结果见表7。

表7 盐侵（NaCl）污染对合成基钻井液流变性的影响Table 7 Influence of NaCl contamination content on rheological properties of synthetic drilling fluid

由表7可看出，当w（NaCl）低于8%时，对钻井液流变性基本没有影响；当达到13%及以上时，钻井液的粘切就明显降低了。

4.2 水对体系流变性的影响

将配制好的密度为1.35g／cm3合成基钻井液体系在150℃下老化滚动16h，加入水评价其对体系流变性的影响，实验结果见表8。

表8 水污染对合成基钻井液流变性的影响Table 8 Influence of water contamination content on rheological properties of synthetic drilling fluid

由表8可知，随着水污染量的增加，合成基钻井液体系的塑性粘度和动切力增加，滤失量没有明显变化。说明水污染会对体系流变性能产生一定的影响，水污染量达到40%时，粘切虽然增加较多，但并没有破坏体系性能，破乳电压（ES）依然大于400V。

4.3 钻屑对体系流变性的影响

表9 钻屑污染对合成基钻井液流变性的影响Table 9 Influence of drilling chip contamination content on rheological properties of synthetic drilling fluid

钻屑污染对合成基钻井液流变性的影响见表9。所用钻屑为新疆轮古4615m井三叠系掉块，粉碎，过筛而得，钻井液密度为1.3g／cm3。从表9可以看出，随着钻屑侵污量的增多，合成基钻井液的粘切有所增加，但变化不大，体系流变性能依然很好。

4.4 膨润土对体系流变性的影响

将密度为1.5g／cm3合成基钻井液体系在150℃下老化滚动16h，加入膨润土，评价其对流变性的影响，结果见表10。从表10可以看出，随着膨润土污染量的增加，体系的粘切明显增大，尤其是当w（膨润土）达到12%时，动切力增大明显。

表10 膨润土对合成基钻井液流变性的影响Table 10 Influence of bentonite content on rheological properties of synthetic drilling fluid

5 气制油合成基钻井液体系的高温高压流变性

采用Fann50SL高温高压流变仪，在压力6.0 MPa，温度50～180℃时，测定合成基钻井液在转速分别为600和300r／min下的粘度值。

由图7和图8可知，温度在50～180℃、转速在600和300r／min条件下，随着温度的升高粘度均逐渐降低，且低温段降低幅度相对于高温段要大些。未加抗温剂的体系，粘度随温度降低明显；加入抗温剂的体系，粘度随温度降低较为平缓。

6 结论与认识

（1）影响气制油合成基钻井液流变性的主要因素有有机土、增粘提切剂、油水比。随着有机土和水含量的增加，体系的粘度和动切力均明显增大，可根据性能要求调整加量来控制流变性；增粘提切剂对流变性影响较大，加量一般控制在1%以下。

（2）温度是影响气制油合成基钻井液流变性的另一个重要因素，为了确保体系的流变性和稳定性能达到应用要求，需要加入适量的抗温剂。

（3）主乳化剂根据油水比和密度来确定加量，只要能保证体系的稳定即可。若过量，既对体系流变性有一定的影响，又会提高不必要的成本。

（4）润湿剂和降滤失剂对合成基钻井液的流变性影响很小，确定加量时可不考虑对流变性的影响。

（5）已配制好的气制油合成基钻井液受到外来物的污染，含量低时对流变性影响不大，只有达到一定的量时才会产生较大影响。因此使用时要监测好钻井液性能，及时清除有害固相，做好相应的调整。

［1］Candler，John，Hoskin，Sam，et al.Seafloor monitoring for synthetic－based mud discharged in the western gulf of mexieo［R］.SPE29694.SPE／EPA Exploration＆Production Environmental Conference，Houston，Mar 27－29，1995.

［2］龙政军.相关系数法选择钻井液流变模式［J］.天然气工业，1986（l）：64－68.

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［4］张琰，任丽荣.线性石蜡基泥浆高温高压性能的研究［J］.探矿工程，2000，27（5）：47－49.

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［6］马丽，译.深水钻井用的钻井液［J］.国外钻井技术，1993，6（3）：21－23.

［7］Bill E.hem，et al.The successful drilling fluids system［J］.The American Oi1＆Gas Reporter，1999（8）：18－25.

［8］鄢捷年.钻井液工艺学［M］.北京：石油大学出版社，2001：64－66.