国内外高密度水基钻井液研究现状

1、国内外高密度水基钻井液研究现状 前言：随着石油勘探钻探技术的日益复杂化，对于储层埋藏深度、地层压力变化、地层岩石岩性等各种不确定因素的影响，对钻井液的性能要求也越来越高。与常规地层相比，低密度的钻井液容易似的井壁变得不稳定，为了防止井壁垮塌，井下的复杂情况发生，以及降低滤矢量，就必须提高钻井液密度。高密度额钻井液，能够处理常规钻井液体系难以解决钻井液滤液高矿化度、性能不稳定、滤失量过高等一系列的技术难题。但是高的密度又会造成钻井液中固相含量过高。在这种情况下，发生压差卡钻及井喷 、井漏等下复杂情况的可能性就会大大增 加 ，这就使得性能能好的高密度钻井液的研究尤为重要。1 高密度钻井液1.1 高

2、密度钻井液的定义关于钻井液密度范围的界定一直以来技术界对如何界定高密度钻井液没有明确的说法。在早期的钻井作业中,密度达到1.50g/cm3以后即可视为高密度,但随着钻井液技术的发展,常规技术条件下使用1.80 g/cm3以上钻井液的情况越来越多,因此高密度钻井液的定义与同时代钻井液技术水平是密切相关的。以发展的眼光看,目前被视作高密度钻井液的体系在若干年后可能就是一种常规技术。综合近10年来国内高密度钻井液的实践情况,密度低于1.70 g/cm3的钻井液在技术上已逐渐不再成为被关注的重点,绝大多数相关的技术论文和现场技术总结将探讨的重点放在密度为1.90-2.40 g/cm3钻井液的维护与使用

3、技术上,高于2.50 g/cm3的情况也有,但数量很少。影响高密度钻井液的关键技术难题是流变性问题,依据密度对流变性的影响,绘制密度黏度曲线,以随着密度的升高,黏度出现突变的“拐点”为分界,密度高于“拐点”的钻井液称为高密度钻井液。配方1为: 1. 5%膨润土+1%阳离子抑制降滤失剂HS-1+1%阳离子抗高温降滤失HS-2+0. 5%小阳离子NW-1+0. 2%正电胶MMH+重晶石。在室温、11 000 r/min高速搅拌1 h后测不同密度下的黏度。测量表明:在1. 80 g/cm3与2. 60g/cm3产生2个“拐点”。以不同的钻井液体系做密度黏度曲线,不同体系的黏度值不同,但“拐点”位置大

4、致相同,最大相差0. 05 g/cm3。据此,将密度在1. 80-2. 60 g/cm3的钻井液称为高密度钻井液,密度高于2. 60 g/cm3的钻井液称为超高密度钻井液。这样分类的优点在于便于现场操作,而国内外95%以上使用高密度钻井液的井所使用的钻井液密度也在1. 80-2. 60 g/cm3之间,密度高于2. 60 g/cm3的钻井液多在特殊井的压井施工中或配置储备重浆时使用。1.2 国内高密度水基钻井液体系研究现状 随着水基钻井液体系研究的不断发展，为了满足日益复杂的勘探开发环境，我国的高密度水基钻井液体系研究在不断地吸收经验后，逐渐的形成一系列的研究成果。（1）适用于超深井、深井的三

5、磺（磺化丹宁、磺化褐煤、磺化酚醛树脂）钻井液在全国推广（2）20世纪80年代初期，研制成功了油包水乳化加重钻井液，有效地解决了钻遇井下复杂地层时出现的各种问题（3）1991-1995年成功研制出两性离子聚合物加重钻井液，最高密度可达到2.03 g/cm3（4）1996-2000年，抗高温高密度聚磺体系钻井液进一步发展具体分析这些研究成果大致经历了以下几个理论依据：（1）降低配膨润土量，减少钻井液中低密度固相含量，提高高密度水基钻井液流变性的可控性;（2）释放自由水，增强高密度水基钻井液流动性;（3）使用甲酸盐( 如 KCOOH、CsCOOH 等)提高液相黏度，降低加重材料用量，降低黏度效应;（

6、4）对加重剂进行活化，降低加重材料对高密度水基井液产生的黏度效应。国内在高密度水基钻井液体系普遍使用聚磺体系和磺化体系，这两种体系已经有了很长的使用历史，也积累了一定的经验，取得了较好的使用效果。随着深井钻井液理论与技术的发展，后来开展了两性离子及阴离子高密度聚合物钻井液工艺技术研究，开辟出了聚合物钻井液钻深井的新路子。通过对高密度聚合物钻井液组分及流变参数的优选，实现了“井深增加、密度提高、温度提高、机械钻速提高”、“深井高温高压层段机械钻速 1 m/h 大关突破和聚合物钻井液不能在高矿化度条件下使用关突破”及“聚合物钻井液抑制性增强”。1.3 国外高密度水基钻井液体系研究现状目前国外的高密

7、度钻井液大多是用于一些高温高压的不稳定地层，使用密度一般在2.0 g/cm3左右，超过该极限后钻井液的沉降稳定性与流变性就不可调和，难以同时满足需求。外国学者认为使用有机盐重晶石材料能够减少钻井液中固相颗粒的含量，增加钻井液的性能；在高密度水基钻井液中，重晶石参与钻井液内部结构的形成。在高密度的钻井液中要注意控制碱的加入量，因为在高温的环境下碱可以促进膨润土的水化分散。在高密度的水基钻井液中，重晶石参与钻井液内部的形成，在这种情况下 ，钻井液很有能会表现出与常规钻井液不同的流变性。通过对国内外水基钻井液研究现状的调研可以看出，影响高密度钻井液技术发展和应用前景的主要原因还是在于高密度水基钻井液

8、的流变性和造浆性的协调。2 高密度钻井液主要的技术难点 2.1 高密度钻井液稳定性与流变性高密度钻井液稳定性与流变性问题一直是钻探界面临的主要技术难题，由于在钻井过程中深井井底温度高，导致高密度钻井液接触的环境极为苛刻，处理起来因此变得异常复杂。影响高密度钻井液性能的因素很多，而加重剂颗粒对钻井液稳定性和流变性的影响最突出，以至在实际操作中经常陷入（加重剂）加重-增稠-降黏-加重剂沉降-密度下降-再次加重的恶性循环，卡钻现象时常出现。因此，要求高密度钻井液在较低的液相黏度和切力下仍具有良好的稳定性，这就需要分析悬浮液的稳定机理。除此，悬浮体的流变特性很大程度上依赖于流体的微观结构。随着悬浮液颗

9、粒浓度的增加，颗粒间的相互作用增强颗粒运动的阻力增大，这也直接导致了悬浮体的黏度增加。因此了解悬浮液分散稳定性及流变性机理对研究控制高密度水基钻井液稳定性和流变性的方法有重要的指导作用。从胶体化学原理以及微观流体力学的角度分析水基固相悬浮液分散稳定机理及流变性机理，提出了从严控膨润土量、调整重晶石度分布等角度来改善高密度水基钻井液稳定性和流变性的技术思路。高密度钻井液流变性的影响因素高密度水基钻井液体系属于较稠的胶体悬浮体系，本身具有固相含量大、固相颗粒的分散程度高、钻井液体系中自由水量少、钻屑的侵入和积累不易清除这方面特点。在满足携带钻屑和悬浮重晶石的情况下，高密度钻井液的流变参数应尽可能低

10、。影响高密度钻井液流变性的因素较多，具体来分析有以下几个方面钻井液的总固相含量高密度钻井液体系流变性能维护困难的主要症结是体系固相含量太高，此时，如果固相粒子分散性太强，巨大的固相粒子比表面积通过润湿和吸附作用使得个体系的自由水含量大幅度减少，导致体系的钻屑容量限降低，固相粒子极易连接形成结构，钻井液流动时的内摩擦阻力增大，从而导致体系粘切升高。钻井液中的活性固相含量及其分散度钻井液固相中的活性固相，包括配浆用的蒙脱石、伊蒙混层等粘土矿物是钻井液流变性的主要影响因素。钻井液密度越高、固相容量限越小、影响作用越大；活性固相颗粒的分散度越高，影响作用越大。因此随着钻井液密度的增高，要求膨润土含量越

11、低。钻井液的化学抑制性钻井液的化学抑制性直接影响钻井液中活性固相颗粒的分散度和地层中易水化的粘土矿物在钻井液中的分散积累，化学抑制性越强，钻井液的流变性越稳定，钻井液密度越高，对抑制性的要求越强。钻井液体系和包被剂的浓度不同的钻井液体系具有不同的抑制性，抑制性越好的体系，钻井液的流变性越稳定。组成钻井液体系的处理剂提供了满足钻井要求的各项钻井液性能，包被剂提供体系的化学抑制性，因此足够的包被剂浓度是必要的。另一方面，主体包被剂是高分子聚合物，吸附能力和水化能力强，浓度过高，会增大流动阻力，带来对流变性的负面影响。值钻井液的酸碱度直接影响体系的抑制性，值越高，抑制性越差，分散性越强，钻井液的流变

12、性越不稳定。其主要原因是大量的促进粘土矿物的分散。2.2 高密度钻井液润滑性对润滑剂性能要求很高,助剂市场上绝大多数润滑剂无法满足高密度体系要求。在高密度条件下,为了降低流动阻力,通常需要向体系中添加一定数量的润滑材料,这固然能够减小固相之间的摩擦效应,但同时也增加了相界面阻力(相界面由原来的水固两相增加为水固油三相),如果润滑剂使用不当,不但无法改善流动性,而且会由于相界面阻力的增大使体系流动性急剧变差。因此选择适合于高密度体系的理想润滑材料并不是想象的那样容易,必须要在周密考虑各种相关影响因素的情况下进行细致的评价优选,即便是确定了润滑剂种类,投入现场使用后也须时刻谨慎,因为高密度体系中许

13、多不明原因的流动性变差现象有不少是由于润滑剂的使用不当引起。高密度体系较难选择合理的稀释剂。通常情况下,稀释剂的稀释效果会随着钻井液体系固相含量的升高而降低,由于高密度体系固相体积分数一般均高于30%,常规稀释剂可能根本无效,必须使用专门的高效稀释剂。虽然提出了适合于高密度体系使用的专用稀释剂,并获得了较好的应用效果,特别是提出的稀释剂DQG-1在3.00 g/cm3的超高密度体系中进行了成功应用,然而这些助剂似乎并未商品化,也未见到在其它使用高密度体系井中的推广应用报道。2.3 高密度钻井液固相含量的确定高密度体系理想固容量的确定比较困难。从可以明显看出,如果以重石(工业品密度为4.2 g/

14、cm3)作为加重材料,在无任何低密度固相(如膨润土、钻屑)的情况下,当密度达到2.50 g/cm3 时体系的固相分数即接近47%,而在钻进条件下由于钻屑的混入,固相分数无疑会轻松达到50%,如果考虑到高密度条件下固控设备分离效率会大大降低这种因素,体系中的总固相分数可能会达到更高数值。这种情况所带来的最直接威胁显然是钻井液流动性变差,并且无法以比较合理的成本进行稀释或置换。然而确定高密度条件下固相含量随密度的合理变化是一件比较困难的事,必须要综合考虑加重剂种类、固控设备使用情况、离心机使用的经济性评价以及现场维护处理水平等各种因素,难以进行简单的量化。高密度条件下固控设备的使用受到了很大的限制

15、。在高密度情况下,为了尽可能减少加重剂的损失,保持体系密度稳定,现场通常的做法是停止离心机,只使用振动筛和除砂器,而相当一部分情况则是振动筛以下的各级固控设备完全停止,这样虽然可以保证加重剂的损耗降至最低,但同时进入体系中的那些较细的钻屑也无法得到有效清除。3 高密度钻井液主要的技术难点的处理措施3.1 控制高密度钻井液稳定性与流变性的技术应用3.1.1 控制膨润土的用量来控制其流变性根据黏度计算公式，减小s、E、c 和G值可以减少总黏度，而减少膨润土的用量就是减少这些数值的主要方式。在膨润土浆黏度与流变性关系的实验中，考虑到高温对水基钻井液中黏土颗粒的作用是影响钻井液性能的基础,通过研究实验

16、过程中膨润土含量、pH 值、老化温度对4%膨润土浆流变性的影响规律,结果表明膨润土含量、pH 值和老化温度对 4%膨润土浆流变性的影响较大。下面举膨润土量的变化与流变性变化间的关系因此选择合适的膨润土含量是钻井液获得较好流变性的前提之一。对于超高密度钻井液而言,需要严格控制膨润土用量,钻井液的密度越高,膨润土含量应当越低。3.1.2 重晶石粉粒度级配控制钻井液稳定性重晶石粉颗粒粒度分布较为集中的钻井液的黏度很高, 而随着重晶石粉颗粒粒度分布范围变宽, 钻井液的黏度降低至最小值并稳定下来。进一步分析来看，加重剂颗粒粒度较大时,钻井液沉降稳定性很差。完全由粒径为38.5%15.4%mm的颗粒加重的

17、钻井液在老化前静置后的沉降现象比较严重;随着粒径小于38.5%mm 颗粒配比的增多,钻井液的稳定性有很大的改善,当其比例大于50%后,钻井液的沉降稳定性已经非常好。这也说明,只有当固相颗粒与体系结合紧密后,才能稳定悬浮于钻井液中, 单独从切力值判断高密度钻井液的沉降稳定性是不合适的。从分析水基固相悬浮液分散稳定机理及流变性机理入手，提出从膨润土用量控制和重晶石颗粒降低两个角度提出了控制钻井液流变性和稳定性的措施。格控制膨润土用量来配制超高密度钻井液，因为钻井液的密度越高, 膨润土含量应当越低,从而更容易控制其流变性。而重晶石粒度分布明显影响钻井液的流变性和滤失性，在配制超高密度钻井液。3.2

18、控制高密度钻井液润滑性的技术应用改善体系润滑性一方面是出于降低井壁摩擦阻力、减少黏附卡钻的需要,更主要的一点是降低体系的流动阻力,从这种意义上讲,使用合适的润滑剂相当于使用了“缓释型”稀释剂。众所周知,在高密度体系中一旦出现水化分散后便会引起钻井液的黏度和切力的大幅度变化这种情况,其后果是非常严重的。关于这方面问题的解决,在专用的高效润滑剂推广应用前,有如下建议:尽可能使用活化加重材料 ,总体情况表明,加重剂经活化处理后可以有效改善颗粒表面性质,提高其动力稳定性,已有的现场使用资料表明,使用活化加重剂的高密度体系具有相对较好的流变性能,并且比较容易进行调节;谨慎使用非极性类润滑剂(如矿物油),避免增大相界面阻力;体系固相含量允许时可以尝试使用石墨类固体润滑剂,建议尽可能选用球状石墨,使用水基润滑剂,以增强润滑