适用于大位移井作业的油基钻井液研究及应用

2017-12-21刘刚中海油田服务股份有限公司油田化学事业部河北燕郊065201

长江大学学报(自科版) 2017年23期

关键词：润湿剂流型润湿

刘刚 (中海油田服务股份有限公司油田化学事业部,河北燕郊 065201)

代运锋 (中石油川庆钻探工程有限公司长庆钻井总公司,陕西西安 710018)

张亚 (荆州嘉华科技有限公司,湖北荆州 434000)

适用于大位移井作业的油基钻井液研究及应用

刘刚 (中海油田服务股份有限公司油田化学事业部,河北燕郊 065201)

代运锋 (中石油川庆钻探工程有限公司长庆钻井总公司,陕西西安 710018)

张亚 (荆州嘉华科技有限公司,湖北荆州 434000)

油基钻井液在井壁稳定和润滑性方面有很好的体现，满足大位移的作业要求，但存在流变性调控不好造成井眼不清洁等问题。因此需要对常规油基钻井液的流变性进行调控以满足大位移作业的携岩要求。通过评价油包水乳液乳化率、固相颗粒润湿率、配伍性等指标优选满足油基钻井液体系构建要求的主乳化剂、辅乳化剂、润湿剂、降滤失材料，同时引入流型调节剂来有效地提高油基钻井液的动切力、流变等参数，形成大位移井携岩要求的油基钻井液体系。该钻井液体系现场使用效果好，为现场作业提供了技术保障。

大位移井；油基钻井液；乳化剂；润湿剂；流变性

大位移井钻井液的关键技术主要有：①井眼稳定；②保持井眼清洁；③润滑性；④ECD控制等。油基钻井液在井眼稳定和润滑性方面有很好的体现，因此大位移和超大位移井的作业首选油基钻井液。井眼净化清洁能力的好坏直接影响到井眼摩阻、轨迹控制、钻井效率和安全钻进；直接关系到大位移钻井的成败。井眼净化能力直接与钻井液的流变性能紧密相关。国内外大位移井钻井对钻井液流变性一般要求低塑性黏度、高的动切力和动塑比，一般要求动塑比≥0.3、动切力≥10Pa。室内通过油包水乳液乳化率、固相颗粒润湿率等的测试来研选合适的乳化剂、润湿剂以便首先满足乳化稳定性的要求。降低有机土的用量，引入特殊功能的流型调节剂来有效地提高油基钻井液的动切力、动塑比，同时维持较低的塑性黏度来满足大位移井井眼净化的要求，还配套使用降滤失剂等材料，最终形成一套满足大位移井作业的油基钻井液体系。

1 适用于大位移井的油基钻井液室内研究

1.1 评价材料及仪器

试验材料：3#白油，有机土PF-MOGEL，降滤失剂，重晶石，氯化钙，石灰，主乳化剂PF-MOEMUL，辅乳化剂PF-MOCOAT，润湿剂PF-MOWET，流型调节剂，均取自天津中海油服化学有限公司。

试验仪器：六速旋转黏度计，青岛海通达；破乳电压测试仪、高温高压滤失量测定仪，美国Fann公司。

1.2 评价方法

1) 油包水乳液的配制分别称取一定量的主乳化剂和辅乳化剂置于高搅杯中，量取240mL 白油加入高搅杯中，在10000r/min转速下搅拌5min后，缓慢加入9g(称准至0.01 g) 氧化钙高速搅拌5min，加入26% 氯化钙溶液60mL高速搅拌20min，装入老化罐后置于高温滚子炉中恒温老化。

2)油基钻井液的配制在3#白油中加入主、辅乳化剂和润湿剂高速搅拌5min；加入氧化钙高速搅拌2min；加入有机土高速搅拌3min；加入25%的氯化钙溶液高速搅拌10～15min；加入流型调节剂高速搅拌5min；加入降滤失剂高速搅拌5min；加入重晶石调节密度高速搅拌20min。

3)乳化率的测试恒温滚动后的油包水乳液取出冷却至室温，再高速搅拌20min，倒入250mL量筒至最高刻度线处，静置观察，读取10min分离出的油层体积数V。乳化率E计算公式如下:

式中：E为乳化率，%；V为分离出的油层体积，mL。

4)润湿率的测试在高搅杯中加入300mL 3#白油和质量分数为1.2%的润湿剂，在12000r/min转速下搅拌5min，加入126g重晶石，搅拌20min，倒入500mL量筒中并记录体积V1，读取不同时间分离出的油层体积数V2。润湿率W的计算公式如下：

式中：W为润湿率，%；V1和V2分别为初始体积和实验中分离出的油层体积，mL。

1.3 适用于大位移井的油基钻井液体系构建

体系构建原则：①复合乳化剂体系用于形成稳定油包水乳液；②合适的润湿剂用于加重材料及钻屑等固体颗粒表面的润湿反转；③有机土配合流型调节剂控制体系的黏度和切力；④改性沥青等亲油胶体用于封堵降滤失。

1.3.1乳化剂的优选

乳化剂的选择是能否形成稳定油包水乳液油基钻井液的关键因素，为了增加界面膜的强度，用复合乳化剂比用单一乳化剂效果更好。两种乳化剂构成的膜比单一乳化剂的膜更为结实。按照复合乳化剂的优选原则，选取主乳化剂(PF-MOEMUL)和辅乳化剂(PF-MOCOAT)作为油包水乳液的乳化剂体系。进一步通过油包水乳液的乳化率评价，优选出主乳化剂和辅乳化剂的加量组合，实验结果如图1所示。主乳化剂和辅乳化剂质量比为0.8～1时，油包水乳液的乳化率都在90%以上，能够获得稳定的油包水乳液。综合性价比考虑，选取主乳化剂和辅乳化剂质量比为0.8。

图1 主乳化剂与辅乳化剂按不同比例混合后的乳化率对比图

1.3.2润湿剂的优选

通过评价不同润湿剂对重晶石颗粒的润湿率来优选润湿剂。从表1中的数据可见，热滚前PF-MOWET、PF-MOWET-1、PF-MOWET-2三种具有两亲结构的表面活性剂都对重晶石颗粒起到润湿效果，但通过高温热滚老化后发现，非离子型的润湿剂PF-MOWET-2经过高温(120℃)热滚后分子链断裂明显，润湿效果明显减弱，阳离子型的润湿剂PF-MOWET-1经过高温(120℃)热滚后也有部分分子链断裂，润湿效果也有减弱。而具有酰胺基团的PF-MOWET抗温性要优于其余两种润湿剂，即使经过高温老化后也能起到很好的润湿效果。

表1 热滚前后润湿率对比

1.3.3降滤失剂的优选

在150℃×16h的热滚条件下，在基浆中加入不同的降滤失剂测试钻井液性能，基浆配方：320mL 3#白油+0.9%主乳化剂PF-MOEMUL+1.1%辅乳化剂PF-MOCOAT+1.5%润湿剂PF-MOWET+2.5%有机土PF-MOGEL+3%石灰+80mL 26%CaCl2溶液+重晶石(密度加重到1.5g/cm3)(配方中的百分数为质量分数，下同)，测试结果如表2所示。PF-MOHFR-2、PF-MOHFR降滤失效果好，但PF-MOHFR-2对油基钻井液的乳化稳定性和黏度影响较大，综合考虑选择PF-MOHFR为体系降滤失剂。

表2 降滤失剂的优选评价

注：μa为表观黏度；μp为塑性黏度；τd为动切力；UES为破乳电压；Vhthp为高温高压滤失量。下同。

1.3.4流型调节剂的优选

室内评价了3种流型调节剂PF-MOVIS、PF-FSHSV及PF-MOHSV，试验结果见表3。基浆配方：320mL 3#白油+0.9% 主乳化剂PF-MOEMUL+1.1% 辅乳化剂PF-MOCOAT +1.5% 润湿剂PF-MOWET+2.5%有机土PF-MOGEL+3%石灰+80mL 26%CaCl2溶液+2%降滤失剂PF-MOHFR +流型调节剂+重晶石(密度加重到1.5g/cm3)。试验结果表明，加入PF-MOVIS后的油基钻井液老化前后表观黏度、塑性黏度和动切力几乎不变，且动塑比变化较小。另两种流型调节剂抗温能力差，老化后黏度和切力明显下降，动塑比也明显降低。因此选用PF-MOVIS作为油基钻井液体系的流型调节剂。

表3不同流型调节剂对油基钻井液性能的影响

样品状态μa/(mPa·s)μp/(mPa·s)τd/PaNϕ6Nϕ3UES/VVhthp/mL基浆老化前1915443593-老化后22.5184.5657241.6基浆+0.5%PF-MOVIS老化前322391110809-老化后34241013126560.4基浆+0.5%PF-FSHSV老化前35.52411.51716985-老化后24.5195.5876161.2基浆+0.5%PF-MOHSV老化前47242329271683-老化后25214547532.0

注1：Nφ6、Nφ3分别为六速旋转黏度计6、3r/min对应的读值。下同。

注2：老化试验条件为150℃×16h。下同。

1.4 适用于大位移井的油基钻井液体系抗污染性能

油基钻井液具有较强的抗钙土污染和海水污染，试验评价结果见表4、表5。抗污染评价基础配方：320mL 3#白油+0.9% 主乳化剂PF-MOEMUL+1.1% 辅乳化剂PF-MOCOAT +1.5% 润湿剂PF-MOWET+2.5%有机土PF-MOGEL+3%石灰+80mL 26%CaCl2溶液+2%降滤失剂PF-MOHFR +0.5%流型调节剂PF-MOVIS+重晶石(密度加重到1.5g/cm3)。结果表明该油基钻井液具有较好的抗钙土和海水污染的能力。