高密度钻井液高温静态沉降稳定性室内研究

董晓强，李雄，方俊伟，张国

（1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 100101；2.中国石化石油工程技术研究院，北京 100101；3.中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院，乌鲁木齐 841000）

随着油气勘探的不断深入，深井、超深井、高温探井的数量越来越多，对水基钻井液抗温能力及热稳定性的要求也越来越高。因高温沉降造成的钻井液密度降低是导致井控安全风险增大的重要因素。目前，钻井液沉降稳定性的室内实验结果难以对井场钻井液沉降稳定性产生指导作用，其原因主要为：①井场钻井液材料与实验室材料生产厂家不一致，材料性质及加量不能完全一致，导致体系性能的差异较大；②对重晶石与胶液未进行区分，主要以高密度钻井液体系进行整体评价，对加重剂所处的胶液性质分析不足；③采用体相流变评价高密度钻井液体系黏度、切力等参数难以反映加重剂所处的应力氛围。通过原位振荡流变测试法考察了胶液流变性质对加重剂高温沉降稳定性的影响规律，并与井场高密度钻井液的沉降稳定性进行了关联分析[1-7]。

1 静态沉降稳定性影响因素

高温下高密度钻井液中的加重剂会发生不同程度的沉降[8]。根据Stocks 定律[9]，重晶石等加重剂在水基钻井液体系中的下沉速度受介质与加重剂密度差、加重剂粒径大小、加重剂所受切力、介质黏度、温度以及钻井液处理剂等影响[10-11]。加重剂在体系中的沉降速度如式（1）所示。从式（1）可以看出，加重剂颗粒粒径越大，与介质密度差越大，沉降稳定性越差；体系黏度越高，沉降稳定性越好。由于Stocks 定律仅考虑体系黏度及密度差的影响，而未考虑处理剂间因相互作用形成的网络结构及加重剂颗粒与处理剂间的作用，因此该定律不能直接定量分析钻井液体系沉降稳定性。

式中，u为下沉速度，m/s；ρ0为分散介质密度，ρ为加重剂密度，kg/m3；μ为介质黏度，N·s/m2；R为加重剂球形半径，m。

近期研究表明，静置状态下高密度水基钻井液中加重剂颗粒受重力、浮力、黏滞力的共同作用[7]，加重剂沉降与颗粒周围黏度或分散相黏度有关，而与钻井液体相黏度关系不大[10]。因此笔者认为重晶石在胶液中的悬浮稳定性依赖于重晶石与胶液中处理剂（如大分子聚合物）以及处理剂之间相互作用的强度，钻井液液相需要相对重晶石具有一定的黏滞作用力，抵消重力与浮力差，才能达到悬浮加重剂的目的，因此形成具有一定结构强度的凝胶对防止或减弱静置状态下重晶石沉降至关重要[7]。

2 胶液振荡实验及分析

2.1 实验材料及设备

1）原料（均为井场用钻井液材料）：膨润土，新疆夏子街土；重晶石，SMC，SMP，SPNH；高密度润滑剂、改性沥青、耐高温耐盐降滤失剂及高温稳定剂均为中石化石油工程技术研究院产品。

2）仪器：搅拌机DQJ，鼓风干燥箱DGG-9000，六速旋转黏度计ZDD-D6，Zeta 电位仪ZETA PALS，全能分散稳定性分析仪LAB-Expert，高温高压流变仪MCR101，转子CC25/PR/Ti，接触角测量仪DSA100，激光粒度仪2308A。

2.2 评价方法

采用低剪切应力及低振荡频率对胶液进行小幅度原位振荡测试，使其在不破坏缔合结构的状态下做出黏弹性响应，通过储能模量G’、损耗模量G”和相角θ等参数分析重晶石在胶液中所处的应力环境及反映静置条件下胶液中处理剂间的作用。其中，储能模量G’来源于形变产生的应力，是储存在样品中的一种弹性能量，代表胶液的固体或弹性性质，G’值反映出弱凝胶溶液的强度，储能模量G’值较高说明体系具有良好的抗聚结稳定性[12]。损耗模量G”代表测试体系中的黏性大小，通常认为储能模量越高，体系越接近于固体，不易流动且稳定性高[13]。当G’＞G”，胶液呈现出较强的固体或弹性特征，而黏性特征较弱。通常相角θ越大表明黏性成分占优，体系表现出流体特征，tanθ越小则弹性成分占优，体系表现为固体特征[14]。

2.3 高密度钻井液实验结果

通过优选水基钻井液处理剂并优化各组分加量，确定耐温200 ℃、密度2.0 g/cm3高温高密度钻井液配方如下。

1.5%膨润土浆+4%SMC+4% SMP-3+3% SPNH+1%高密度润滑剂+1% 改性沥青+1.5% 耐高温耐盐降滤失剂+0.3% 高温稳定剂+0.3% NaOH+重晶石

对比高密度钻井液体系与胶液流变性能（见表1）可知，高密度钻井液中重晶石含量高（φ=32%）、颗粒间受摩擦及静电作用，处理剂在重晶石表面吸附后与处理剂的相互作用导致流型与胶液流型明显不同。密度2.0 g/cm3高密度体系中，重晶石颗粒（密度4.0 g/cm3、平均粒径13.6 μm）均匀分散在胶液中，理论计算颗粒间平均间距为1.75 μm，加重剂颗粒间的平均间距远大于发生范德华力需要的作用间距[15]，因此推断胶液体系中组分间的相互作用是影响沉降稳定性的关键因素。

表1 重晶石加重密度为2.00 g/cm3 钻井液的性能

首先对高密度钻井液及其胶液进行应力扫描确定线性黏弹区，然后在应力线性黏弹区内选择合适的应力值并在0.1～10 Hz 的范围内进行频率扫描，结果如图1 和图2 所示。

图1 高密度钻井液（a）及其胶液（b）线性黏弹区扫描结果（实验温度25 ℃）

从图1 可知，振荡频率为1 Hz、高密度钻井液及胶液应力线性黏弹区分别小于2.0 Pa 和小于3.3 Pa。选取1 Pa 应力，对体系进行频率扫描，结果见图2。较高的剪切黏度和储能模量能够表现出更高的抗分层稳定性和抗聚结稳定性。图2 中储能模量和损耗模量随振荡频率的增加而逐渐增大，0.6～8 Hz 频率范围内相角变化不大，表明该振荡频率下体系中结构未出现明显变化，由此推断，处理剂间的缔合作用不仅未受到破坏，而且随着振荡频率的增大而增大，因处理剂水化基团电荷产生的静电作用、聚合物疏水链间的缔合和桥接作用以及磺化材料和水化膨润土颗粒水化膜斥力及水化膜弹性等作用，处理剂之间的弹性逐渐增强[15-16]，表明高温下胶液仍能形成较强的空间网格结构，有助于阻缓重晶石的沉降。

图2 高密度钻井液用胶液振荡频率扫描结果（200 ℃）

升温过程中，储能模量和损耗模量的变化可用来判断胶液黏弹性质的转变，以此反映分子间作用的变化。图3 为静置状态下高密度钻井液用胶液在1 Hz、1 Pa 条件下的振荡实验结果。

图3 高密度钻井液用胶液模量及相角随温度变化

从图3 可以看出，在170 ℃以内随着温度的逐渐升高，储能模量和损耗模量均表现出逐渐降低的趋势，而且损耗模量G”大于储能模量G’，表明升温过程中胶液的黏弹性质以黏性为主，胶液中共聚物类大分子相互缠绕并缔合形成网络结构的弱溶胶[17]，具有网络结构的溶胶型胶液能够阻缓重晶石因重力与浮力差作用导致的沉降。从上述振荡测试结果可以推断，温度升高造成胶液中聚合物极性基团的水合作用降低，并使聚合物间分子作用增强，同时随着温度升高会破坏聚合物疏水基团周围的水结构、抑制聚合物链的伸展和聚合物等高分子间的缔合，聚合物桥接作用减弱，并由分子间缔合逐渐转为分子内缔合，表现为体系黏度逐渐降低[17-18]。根据弹性理论，G’的大小反应体系交联程度的好坏，因此温度升高导致体系交联变差，从而导致体系黏度、G’和G”都出现一定程度下降。随着温度的继续增加，聚合物分子柔顺性增强[19]，造成G’和G”逐渐降低并趋于一平台，即不再随着温度增加而变化，体系趋于一恒定的黏性松弛。但随着温度继续升高，弱凝胶储能模量增加幅度高于损耗模量，体系黏弹性表现为以弹性为主，即处理剂分子水化基团的静电作用以及磺化材料和水化膨润土颗粒水化膜斥力及水化膜弹性等弹性作用为主，处理剂间缔合作用减弱。而且从原位振荡实验结果可以得出，不同温度下钻井液均表现为黏弹性流体。另外文献报道，G’大于10 Pa 推断体系形成一种凝胶类结构[11]，该实验结果与文献结论相近。

3 水基钻井液沉降稳定性结果分析

高密度钻井液用胶液为黏土-磺化材料-共聚物分散体系，共聚物在黏土颗粒表面吸附，部分取代黏土颗粒间原有的卡片房子状网络结构，部分形成以共聚物桥接作用形成柔性网架结构[17]。共聚物对含黏土分散体系储能模量影响小，但损耗模量随聚合物浓度增加而增加，共聚物加量对损耗模量的影响较大[13]，该现象与胶液体系屈服值和黏度随聚合物浓度增加而增加的趋势相一致。另外，磺化材料中含有大量磺酸根基团，具有良好的水化特性，可在黏土颗粒周围形成厚的水化膜，增加黏土颗粒间水化膜斥力及水化膜弹性[16]，同时共聚物类降滤失剂中的疏水链节缔合形成疏水微区，对增强黏土颗粒间的空间起到协同稳定作用[17]，处理剂间的聚结作用增强，提高了体系高温静置状态下的结构力，进而增强了重晶石等固相颗粒高温沉降稳定性。

重晶石加入胶液后，共聚物、磺化材料等处理剂在重晶石表面吸附改变了重晶石颗粒表面理化性质，实验结果如表2 所示。随着处理剂在重晶石表面的吸附，增强颗粒表面的Zeta 电位，增大颗粒间的斥力，有利于阻止颗粒在高温静置过程中的聚结，同时表面的接触角增大，说明共聚物在颗粒表面发生吸附，表面疏水链朝外表现为疏水性增强，有助于颗粒通过疏水链缔合在黏土-磺化材料-共聚物弱凝胶结构中，增强高温沉降稳定性。

从表3 可知，依据沉降稳定系数计算的沉降速度远低于Stocks 计算的沉降速度，黏土-磺化材料-共聚物弱凝胶结构可明显阻缓重晶石的沉降速度，重晶石受弱凝胶网架结构的“撑托”作用，沉降过程中受到的黏滞作用力也明显减小。由于Stocks 公式未考虑体系结构力对沉降速度的影响，不适用于预测加重剂在形成明显结构力体系中的沉降速度。

表2 重晶石颗粒物理化学性质（ρ=4.2 g/cm3）

表3 重晶石沉降速度对比

4 结论

1.钻井液属于黏弹性流体，Stocks 公式未考虑体系结构力变化对沉降速度的影响，因此不适用预测温度变化环境中加重剂的沉降速度和沉降稳定性。

2.采用低应力原位振荡流变仪对胶液评价能够较好反映加重剂在高密度钻井液中的高温沉降稳定性。高密度钻井液胶液升温过程中主要表现为黏性特征（G”＞G’），钻井液处理剂如共聚物等通过疏水缔合、桥接作用以及黏土-磺化材料-共聚物形成具有柔性网架结构的弱凝胶，通过组分间的协同作用提高了高密度钻井液沉降稳定性。