加重剂复配对反相乳化钻井液性能影响实验研究

2020-01-09赵睿智杨莲育王鹏涛陈元鹏胡学恒

钻采工艺 2019年6期

赵睿智，杨莲育，王鹏涛，陈元鹏，罗毅，胡学恒

(1长江大学石油工程学院2 新疆油田分公司实验检测研究院 3中石化绿源地热能(陕西)开发有限公司 4中国石油集团渤海钻探工程有限公司定向井技术服务分公司 5玉门油田分公司老君庙采油厂)

随油气勘探开发的不断深入，开发深层油藏已成为当今油气勘探开发领域的热点问题，但由于深层油藏的地质条件复杂、所面临的地层压力大以及温度高等特点对钻井液技术提出了较高的要求。相对于水基钻井液，反相乳化钻井液具有较强的防塌抑制性能、良好的润滑性和储层保护性，并且具有耐高温的特性。然而，在油田现场反相乳化钻井液的使用过程中常出现钻井液中重晶石沉积、滤失量过大和岩屑悬浮能力不足等现象，从而引发了井底岩屑堆积、井眼堵塞等问题，造成了安全隐患，对钻井作业过程造成了一定的阻碍。国内外学者对反相乳化钻井液的研究常针对于添加分散剂、增黏剂等化学药剂等方面，而通过加重剂复配来改善反相乳化钻井液性能的研究较为缺乏[1-3]。

因此，本文针对油田现场反相乳化钻井液所表现出来的重晶石沉积、滤失量过大和岩屑悬浮能力不足等问题，通过采用重晶石(BaSO4)加重剂和MicroMax(Mn3O4)加重剂进行复配的方式，提出了一种适用于高温高压条件下的反相乳化钻井液，并利用流变仪、高温高压反应釜和高温高压滤失量测定仪对不同复配比例条件下的反相乳化钻井液流变性、滤失性和沉降稳定性进行了评价，确定了最佳的复配比例。

一、实验方法

1. 反相乳化钻井液的制备

本文以柴油为连续相、以水为分散相，根据表1的配方制取了密度为2.26 g/cm3的反相乳化钻井液，其中油水比例为80∶20。加重剂由密度为4.2 g/cm3的重晶石(BaSO4)和密度为4.8 g/cm3的MicroMax(Mn3O4)复配而成，复配比例如表2所示。

表1 反相乳化钻井液配方

表2 不同加重剂复配比例

采用高速混合钻井液制备器进行了反相乳化钻井液的制备。首先将柴油和去离子水加入高速混合钻井液制备器中，按照表1所示逐步添加各种所需组分，每一种组分添加完毕后搅拌10 min以保证添加剂的充分混合，分别制备8种不同加重剂复配比例的反相乳化钻井液。

2. 沉降实验

静态沉降实验在高温高压反应釜中进行。实验压力为3.45 MPa，实验温度为180℃，分别模拟现场实际的竖直井和井斜角为45°的倾斜井。在竖直状态和井斜角为45°的状态下静置24 h，然后取钻井液的上部和底部样品进行密度测试，根据式(1)对其静态沉降系数进行计算[4]。

(1)

式中：ρBottom—反应釜底部钻井液的密度，g/cm3；ρTop—反应釜顶部钻井液的密度，g/cm3；A—静态沉降系数，无量纲。

采用动态沉降系数测试方法，在100 r/min和50℃条件下使用流变仪进行动态沉降实验研究，采用式(2)计算了其动态沉降系数。

AVSST=6.95(W2-W1)

(2)

式中:AVSST—动态沉降系数；W2—钻井液实验后密度，g/cm3；W1—钻井液实验前密度，g/cm3。

二、结果与讨论

1. 沉降性测试

在180℃条件下进行了不同加重剂复配比例的钻井液沉降特性对比实验测试，静态沉降系数和动态沉降系数测试结果如图1～图3所示。

当加重剂仅为重晶石时钻井液出现了明显的重晶石沉积现象，竖直井和井斜角45°条件下静态沉降系数分别为0.575和0.6，动态沉降系数为0.251；而随MicroMax占比的增加，钻井液的静态沉降系数和动态沉降呈逐渐降低的趋势，当重晶石∶MicroMax的比例为60∶40时，竖直井和井斜角45°条件下静态沉降系数分别为0.506和0.507，动态沉降系数为0.021；当加重剂仅为MicroMax时，竖直井和井斜角45°条件下静态沉降系数分别为0.502和0.503，动态沉降系数为0.012。这是由于重晶石的颗粒直径较大(1.01～29.82 μm)，而MicroMax的颗粒直径较小(0.04～1.38 μm)，因此当加重剂仅为重晶石时由于其颗粒直径较大导致其维持在钻井液中稳定性的所需静切应力和动切应力较大，当静切应力和动切应力不足时容易发生明显的沉积现象[5]。而当加入一定量的MicroMax时，由于MicroMax的颗粒直径较小，因此其具有更大的表面体积比导致其所受到的静切应力和动切应力更大，同时MicroMax颗粒可以填充于重晶石颗粒的间隙之间，从而有效地增加重晶石所受到的静切应力和动切应力作用。

图1 竖直条件下不同加重剂复配比例的静态沉降系数

图2 井斜角45°条件下不同加重剂复配比例的静态沉降系数

图3 不同加重剂复配比例的动态沉降系数

当重晶石∶MicroMax比例由60∶40继续上升至0∶100时，反相乳化钻井液的静态沉降系数和动态沉降系数的降低幅度并不明显，这是由于重晶石颗粒之间的间隙是一定的，当重晶石之间的间隙被填充完毕时继续添加MicroMax时对静态沉降系数和动态沉降的降低幅度并不明显[6]。因此，重晶石与MicroMax的最佳比例为60∶40。

2. 流变性测试

在180℃条件下进行了不同加重剂复配比例的钻井液流变性对比实验测试，屈服极限、凝胶强度和塑性黏度测试结果分别如图4～图6所示。

图4 不同加重剂复配比例屈服极限测试结果

图5 不同加重剂复配比例凝胶强度测试结果

图6 不同加重剂复配比例塑性黏度测试结果

从图图4～图6中可以发现，当加重剂的复配比例由重晶石∶MicroMax的100∶0上升至60∶40时，反相乳化钻井液的屈服极限由15.9 Pa上升至23.6 Pa，凝胶强度由7.8 Pa上升至13 Pa。这是由于MicroMax微小颗粒呈现为圆球状，而重晶石的颗粒外形并不规则，从而导致了在剪切作用过程中重晶石微小颗粒之间所受到的颗粒表面摩擦作用较大，而MicroMax颗粒之间所受到的颗粒摩擦作用较小[7-9]。与此同时，MicroMax由于其颗粒直径较小并且密度大于重晶石，从而导致了在加入MicroMax后钻井液的凝胶强度和屈服极限出现了上升的现象，而其塑性黏度则明显的降低[10-12]。

3. 滤失性测试

在180℃、压差3.45 MPa的条件下，使用高温高压滤失量测定仪对不同加重剂复配的钻井液进行了过滤实验，滤失量和滤饼厚度实验测试结果如图7、图8所示，实验后滤饼如图9所示。

图7 不同加重剂复配比例滤失量测试结果

图8 不同加重剂复配比例滤饼厚度测试结果

图9 加重剂复配比例60∶40条件下滤失实验后的滤饼

从图7、图8中可以发现，当加重剂仅为重晶石时钻井液的滤失量较小仅为10.2 mL，而当随加重剂中MicroMax含量的增加钻井液的滤失量逐渐增加，当加重剂的复配比例由60∶40继续增加时，钻井液的滤失量增加速率逐渐上升[13-18]。这是由于MicroMax的颗粒直径较小，并不能很好的填充过滤盘所形成的缝隙，从而阻止钻井液的滤失作用；而重晶石的颗粒直径较大，在钻井液的滤失过程中能够填充滤饼所形成的孔隙，从而有效降低钻井液的滤失量。因此，可以认为在加重剂复配比例为60∶40条件下时，反相乳化钻井液的抗滤失性能相对较好，能满足现场实际需求。