钻井液黄原胶胶液的流变特性研究(完整版)实用资料

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3本文系陕西省教育厅“21世纪初高等教育教学改革工程”项目(编号:2001。钻井液黄原胶胶液的流变特性研究（完整版）实用资料(可以直接使用，可编辑完整版实用资料，欢迎下载）钻井液黄原胶胶液的流变特性研究3赵向阳张洁尤源(西安石油大学化学化工学院赵向阳等.钻井液黄原胶胶液的流变特性研究.天然气工业,2007,27(3:72274.摘要以钻井液黄原胶水溶胶液为研究对象,研究了浓度、pH值、温度、剪切速率等因素对低浓度黄原胶水溶胶液流变性的影响,以及黄原胶水溶胶液体系的流变模型。研究表明,在一定剪切速率下,黄原胶水溶胶液浓度越大,黏度越高,非牛顿性越强;温度升高会使体系黏度降低,当温度恢复到初始温度时,黏度恢复到初始黏度的70%~80%;pH值在6~7时,黏度最大;剪切速率为1~100s-1时,黏度急剧下降,剪切速率为100~500s-1时,黏度下降缓慢;体系流变模型符合Herschel2Bulkley方程;体系剪切稀释性明显,触变性较小。在石油天然气钻井工程中,低浓度(0.1%~0.7%的XC水溶胶液就能满足钻井、完井液增黏、降滤失、改善流型等方面的需要。主题词钻井黄原胶钻井液水溶胶液浓度流变性黄原胶(xanthangum,又称黄胞胶、汉生胶,简称XC,是野油菜黄单胞杆菌以碳水化合物为主要原料,经发酵生产的一种用途广泛的微生物胞外多糖。黄原胶无毒,能溶于水,具有类似纤维素的聚β21,42吡喃型葡萄糖的主链以及含糖的侧链(如甘露糖和葡萄糖醛酸,其平均分子量在2×106~5×107道尔顿之间[1]。黄原胶水溶胶液在较低浓度时即表现出有较高的黏度和良好的流变性。笔者主要讨论低浓度范围内,钻井液用黄原胶水溶胶液的流变特性及其影响因素,旨为拓宽其在油田化学作业中的应用提供实验依据。一、实验部分1.材料与仪器国产工业级黄原胶;ZNN—D6型六速旋转黏度计;RV30型哈克黏度计;pHS—3C酸度计。2.实验内容及方法(1黄原胶水溶胶液配制。用蒸馏水配制一系列不同质量百分数的黄原胶水溶胶液,搅拌均匀,在室温下放置24h。(2浓度对黄原胶水溶胶液黏度的影响。分别取浓度为0.1%~1.0%的黄原胶水溶胶液,在室温下,用六速旋转黏度计分别测定黏度,考察黄原胶水溶胶液在不同浓度时的黏度变化以及浓度对体系流变模型的影响。(3温度对黄原胶水溶胶液黏度的影响。取0.2%和0.4%的黄原胶水溶胶液分别在20℃、40℃、60℃、80℃、100℃水浴中预热30min,用六速旋转黏度计测定在100r/min时的黏度,讨论温度与黏度的关系。(4在恒温、连续剪切下黄原胶水溶胶液黏度的变化。用哈克黏度计测量0.5%的黄原胶水溶胶液在室温(20℃和高温(50℃下连续剪切时黏度的变化。讨论黄原胶水溶胶液的流变方程,并考察剪切速率的影响。二、实验结果与讨论1.浓度的影响非牛顿性是大多数聚合物水溶液的共性,黄原胶也不例外。图1中的10条曲线分别表示XC浓度为0.1%~1.0%时,黏度与剪切速率的双对数关系图。可看出在相同剪切速率下,黄原胶水溶胶液的黏度随浓度的增大而增大;在相同浓度下,黏度随剪切速率的增大而减小;在低剪切速率范围内(小于10s-1,浓度对黏度影响很显著。图1中,在浓度较小(0.1%~0.2%时,黄原胶水溶胶液呈塑性流体的特点;浓度较大(0.3%~1.0%时,体系呈假塑性流体的特点。可见在不同的低浓度范围,黄原胶水溶・27・钻井工程天然气工业2007年3月图1不同浓度下黏度与剪切速率的关系图胶液呈不同的流型。以上分析说明浓度不仅会对黄原胶水溶胶液的黏度产生影响,而且会影响其流变模型。所以XC应用于钻井液时要根据实际需要选择合适的浓度,以满足不同条件的作业要求。2.温度的影响图2是浓度为0.2%和0.4%的XC水溶胶液黏度随温度变化曲线图。可看出不同浓度黄原胶水而图2黏度随温度的变化趋势图溶胶液的黏度都是随温度的升高逐渐降低,不同浓度水溶胶液黏度降低的趋势大致相同,但下降幅度各异。水溶胶液温度100℃与20℃相比,0.4%溶液的黏度下降28%,0.2%溶液的黏度下降44%。高分子溶液的黏度随温度升高而降低是十分普遍的现象,其黏度—温度关系可用Andrade方程表示,即:η=Aexp(ΔEη/RT(1或lnη=lnA+ΔEηRT(2式中:A为给定剪切应力下聚合物分子量特征常数;ΔEη为流动活化能,是正值。其大小反映了物质黏度变化的温度敏感性[2];ΔEη值越大,温度对溶液表观黏度影响越大,从ΔEη值的大小可了解温度对溶液黏度改变的可能性;R为气体常数;T为绝对温度。式(2为黏度与温度关联的直线方程;lnA为截距;ΔEη为斜率。图3、图4分别为浓度4%和2%时黏度与温度的直线关系,即符合Andrade方程。图3浓度为4%时黏度与温度关系图图4浓度为2%时黏度与温度关系图由线性回归分析可得:在剪切速率为170.3s-1,温度在293~373K时,浓度0.2%和0.4%的ΔEη值分别为5.59kJ/mol、3.58kJ/mol,得到黏度与温度的关系式为:C=0.2%的溶液lnη=-5.86+672.4T(3C=0.4%的溶液lnη=-4.39+430.6T(4以上数据相关系数R2>0.99。由ΔEη(0.2%≥ΔEη(0.4%可知,0.2%XC水溶胶液黏度与0.4%的相比,受温度影响较大。与图2中0.2%XC水溶胶液黏度下降幅度较大的分析结果相同,说明温度对黏度不是单因素影响,还必须考虑浓度等因素。由以上分析看出:在较低温度范围内,黄原胶水溶胶液对黏度的温敏性较小,对温度依赖程度低;浓度增大,温度对黏度影响减小。进一步实验证明,黄原胶水溶胶液在高温(100℃水浴恒温较长时间(30min后,XC水溶胶液的黏度不能恢复到升温前水平,只能达到70%~80%。对黄原胶热稳定性研究表明,黄原胶在255℃时才开始降解[3]。因此,这种黏度降低的现象不是由于降解引起的。王德润等[4]研究表明,在加热后黄原胶在水中原有的聚集态散开,变小,主要是温度升高破坏了形成原有聚集态的非共价键,即黄原胶分子之间的非共价结合力,从而导致黏度降低。・37・第27卷第3期天然气工业钻井工程3.剪切速率的影响钻井施工过程中,钻井液通常是在高剪切和连续剪切环境下工作的。因此,考察剪切速率对流变特性的影响具有重要意义。图5是0.5%的黄原胶水溶胶液分别在20℃和50℃下,黏度随剪切速率的变化趋势图。可看出高温曲线和低温曲线几乎重合,说明温度变化对黏度影响较小,进一步证明此种工业级黄原胶对温度的依赖性较小。剪切速率在0~100s-1时,黏度急剧下降,XC水溶胶液表现出十分显著的非牛顿性特点;大于100s-1时,体系的黏度下降十分缓慢,非牛顿性随剪切速率的增大而减弱。剪切作用对高分子液体表观黏度的影响主要表现为“剪切稀释”效应。图5不同温度下黏度随剪切速率的变化图在黄原胶水溶胶液体系中,用宾汉模型或幂律模型都不能准确地反映体系的流变特性。由图6数据经非线性数据拟合得出,XC水溶胶液在1~500s-1范围内符合Herschel2Bulkley方程,即:τ=τy+Kγn(5式中:τ为剪切应力;τy为动切力(或屈服应力;K为稠度指数;n为流性指数。计算得出浓度为0.5%的XC水溶胶液的各参数值为:τy=5.1074、K=0.3566、n=0.5523。τy是塑性流体的特征值,表示使流体开始流动所需的最低剪切应力,τy的存在与黄原胶水溶胶液中分子缔合或双螺旋有序结构的破坏有关[5],屈服应力的大小表明黄原胶双螺旋结构的强弱。K值和增稠能力有关,K值越大,表明增稠能力越强。n值是反映流体非牛顿性强弱的量,n值越小,表示溶液的非牛顿性越强。由于n值不是一个恒定常数,而是与温度、剪切速率、分子量等因素相关。因此,在实际应用时,要根据具体参数确定流性指数。图6是剪切应力随剪切速率变化过程曲线图。在图中剪切应力随剪切速率增大(上行线与减小(下行线的曲线没有重合,说明触变性的存在,即XC水溶胶液的流体特图6剪切应力随剪切速率变化图性有一定的依时性。可看出XC水溶胶液的触变性恢复时间短,其分子间氢键等作用力较大,分子链的取向改变不大,聚集态比较稳定[6]。通过实验发现,黄原胶水溶胶液在恒定剪切速率下持续一段时间后,剪切应力有所下降,温度不同,下降幅度不同,高温时剪切应力下降幅度几乎是低温时的2倍。三、结论与建议(1实验所用工业级黄原胶在低浓度时即可用于低固相或无固相钻井液中,起到增黏、改善流变性能等作用。黄原胶水溶胶液的浓度越大,非牛顿性越显著,浓度对黄原胶水溶胶液的黏度和流变模型都有影响。黄原胶水溶胶液对温度依赖性不强,温敏性较小。(2温度和剪切作用都会使黄原胶分子原有聚集态有序结构受到破坏,但有一定程度的恢复,这种动态的恢复是很慢或不完全的。剪切作用对黄原胶水溶胶液的流变性影响较大,剪切速率在1~500s-1范围内,用Herschel2Bulkley方程能很好地反映XC水溶胶液的流变模型。对于黄原胶等聚糖类水溶胶液的流变性,在连续剪切条件下进行评价更具有实用意义。参考文献[1]崔孟忠,李竹云,徐世艾.生物高分子黄原胶的性能、应用与功能化[J].高分子通报,2003,6(3:23228.[2]吴其晔,巫静安.高分子材料流变学[M].北京:高等教育出版社,2002.[3]王德润,张卫东,赵大健,等.黄原胶热氧稳定性的研究[J].高等学校化学学报,1987,(1.[4]王德润,于宪潮,赵大健,等.黄原胶分子形貌电镜研究[J].高分子学报,1990,2(1:60266.[5]何曼君,陈维孝.高分子物理[M].上海:复旦大学出版社,2003.[6]顾国芳,浦鸿汀.聚合物流变学基础[M].上海:同济大学出版社,2000.(收稿日期2006209211编辑钟水清・47・钻井工程天然气工业2007年3月第一章1钻井液：油气钻井过程中以其多种功能满足钻井工作需要的各种循环流体的总称。钻井液又称做钻井泥浆（DrillingMuds），或简称为泥浆(Muds)2完井液：在油气井完井作业过程中所使用的工作液统称为完井液，这些作业包括钻开油层、下套管、射孔、防砂、试油、增产措施和修井等。因此从广义上讲，从钻开油层到采油及各种增产措施过程中的每一个作业环节，所使用的与产层接触的各种工作液体系统称为完井液。3钻井液的功能:1．携带和悬浮岩屑(这是钻井液首要和最基本的功用)2．稳定井壁和平衡地层压力3．冷却和润滑钻头、钻具4．传递水动力5．获取井下信息6。保护油气层4钻井液类型：1.分散钻井液2．钙处理钻井液3．盐水钻井液4．饱和盐水钻井液5．聚合物钻井液6．钾基聚合物钻井液7．油基钻井油8．合成基钻井液9．气体型钻并流体10．保护油气田钻井液。5钻井液的常规性能：密度、漏斗粘度、塑性粘度、动切力、静切力、API滤失量、HTHP滤失量、pH值、碱度、含砂量、固相含量、膨润土含量、滤液中各种离子的质量浓度6钻井液密度的调节方法：加重钻井液密度方法：加重材料是提高钻井液密度最常用的方法。在加重前，应调整好钻井液的各种性能，特别要严格控制低密度固相的含量。一般情况下，所需钻井液密度越高，加重前钻井液固含及粘度、切力应控制得越低。可溶性无机盐也是提高密度常用方法。如保护油气层清洁盐水钻井液，通过加入NaCl，可将钻井液密度提高至1.20g/cm3左右。降低钻井液密度方法：为实现平衡压力钻井或欠平衡压力钻井，通常降低密度的方法有以下几种：(1)清除无用固相:最主要的方法用机械和化学絮凝的方法清除无用固相，降低钻井液的固相含量。(2)加水稀释:但往往会增加处理剂用量和钻井液费用。(3)混油:但有时会影响地质录井和测井解释。(4)充气:钻低压油气层时可选用充气钻井液等。8钻井液的固相含量：钻井液固相含量通常用钻井液中全部固相的体积占钻井液总体积的百分数来表示，固相含量的高低以及这些固相颗粒的类型、尺寸和性质均对钻井时的井下安全、钻井速度及油气层损害程度等有直接的影响。因此，在钻井过程中必须对其进行有效的控制。第二章一、常见的粘土矿物类型：高岭石、蒙脱石、伊利石二、阳离子交换容量：指在分散介质的PH值为7的条件下，粘土所能交换下来的阳离子总量，包括交换性盐基和交换性氢。以100g粘土所能交换下来的阳离子毫摩尔数来表示，符号位CEC。三、影响粘土水化膨胀的因素:(1)因粘土晶体的部位不同，水化膜的厚度也不相同。层面上水化膜厚，端面上薄。(2)粘土矿物不同，水化作用的强弱也不同。蒙脱石、伊利石、高岭石(3)因粘土吸附的交换性阳离子不同，其水化程度有很大差别。(4)泥浆中可溶性盐类及泥浆处理剂的影响⑴.可溶性盐类，减低z电位⑵.有机处理剂的亲水基团，被粘土吸附后形成较大的水化膜。四、胶粒扩散双电层的形成:由于胶体粒子带电，在其周围必然分布电荷相等的反离子，以保持整个分散体系的电中性。于是在固液界面形成的双电层。双电层中的反离子，一方面受到固面电荷的吸引，不能远离固面；另方面由于反离子的热运动，又有扩散到液相内部去的能力，这两种相反作用的结果，使得反离子扩散的分布在界面周围，构成扩散双电层。五、电动电位ζ:从滑动面到均匀液相的电位降。特点：·胶粒带电越多，ζ电位越高。·ζ大小取决于吸附层内的静电荷数。影响ζ电位的因素：1.任何电解质的加入都要影响ζ电位的数值，随着电解质浓度增大ζ电位降低；2.电解质中反离子的价愈高，对ζ电位的影响愈大；3.如果电解质中反离子被强烈吸附到溶剂化层内，还可能引起ζ电位改变符号（此即再带电现象）第三章一、钻井液流变性：指钻井液流动和变形的特性。二、流型：牛顿流体,塑性流体,假塑性流体,膨胀性流体(非牛顿流型).。三、静切力：一般情况下，钻井液中的粘土颗粒部在不同程度上处在一定的絮凝状态。因此，要使钻井液开始流动，就必须施加一定的剪切应力，破坏絮凝时形成的这种连续网架结构。这个力即静切应力，由于它反映了所形成结构的强弱，因此又将静切应力称为凝胶强度。四、塑性粘度：当剪切速率增至一定程度，结构破坏的速度和恢复的速度保持相等(即达到动态平衡)时，结构拆散的程度将不再随剪切速率增加而发生变化，相应地粘度也不发生变化。该粘度即钻井液的塑性粘度。反映了在层流情况下，钻井液中网架结构的破坏与恢复处于动平衡时，悬浮的固相颗粒之间、固相颗粒与液相之间以及连续液相内部的内摩擦作用的强弱。影响因素:(1)钻井液中的固相含量。这是影响塑性粘度的主要因素。一般情况下，随着钻井液固体颗粒逐渐增多，颗粒的总表面积不断增大，所以颗粒间的内摩擦力也会随之而增加。(2)钻井液中粘土的分散程度。当粘土含量相同时，其分散度愈高，塑性粘度愈大。(3)高分子聚合物处理剂。钻井液中加入高分子聚合物处理剂会提高液相粘度，从而使塑性粘度增大。显然，其浓度愈高，塑性粘度愈高；相对分子质量愈大，塑性钻度愈高。五、表观粘度(AV)：也称有效粘度，是指在一定剪切速率下，剪切力与剪切速率的比值为表观粘度。六、动切力：是塑性流体流变曲线中的直线段在τ轴上的截距。它反映了钻井液在层流流动时，粘土颗粒之间及高分子聚合物分子之间的相互作用力的大小，即形成空间网架结构能力的强弱。动切力影响因素：（1）粘土矿物的类型和浓度。常见粘土矿物中，蒙脱石最容易水化膨胀和分散，并形成网架结构。随着钻井液中蒙脱石浓度增加，塑性粘度上升较慢，而动切力上升很快。高岭石和伊利石对动切力的影响相对较小。（2）电解质：在钻井过程中无机电解质的侵入均会引起钻井液絮凝程度增加，从而动切力也增加（3）降粘剂：大多数降粘剂都是吸附在粘土端面，使其带有一定的负电荷，拆散网架结构，从而降低动切力。七、此式即是塑性流体的流变模式，该式常称为宾汉模式，并将塑性流体称为宾汉塑性流体。τ=Kγn该式为假塑性流体的流变模式，习惯上称为幂律模式,式中的n(流性指数)和是K(稠度系数)是假塑性流体的两个重要流变参数。八、宾汉流变模式参数调整（1）降低塑性粘度：通过合理使用固控设备、加水稀释或化学絮凝等方法，尽量减少固相含量。（2）提高塑性粘度：应用低造浆粘土配浆，加入加重剂、混油、提高PH值、加入高分子聚合物等（3）降低动切力：最有效的方法加入降粘剂，若有钙镁离子侵入，可加入沉淀剂，除去钙镁离子。（4）提高动切力：可加入预水化膨润土浆，或增大高分聚合物的加量。对于钙处理钻井液或盐水钻井液，可通过适当增加钙钠离子浓度。九、钻井工艺中，常用动切力与塑性粘度的比值（动塑比）表示剪切稀释性的强弱，动塑比越大，剪切稀释性越强。有利于高压喷射钻井，同时低流速时，有利于携岩。由假塑性流体流变模式与流变曲线可以看出，表观粘度随剪切速率的增加而降低，这种现象被称为剪切稀释现象。十、初切力：钻井液在经过充分搅拌后，静止1分钟或10秒钟后测得的静切力为初切力。终切力：钻井液经过充分搅拌后，静止10分钟后测得的静切力为终切力。十一、调节动塑比：(1)选用XC生物聚合物、HEC、PHP和FA367等高分子聚合物作为主处理剂。(2)通过有效地使用固控设备。除去无用固相，降低固体颗粒浓度，以达到降低钻井液塑性粘度、提高动塑比的目的。(3)在保证钻井液性能稳定的情况下、通过适量地加入石灰、石膏、氯化钙和食盐等电解质，以增强体系中固体颗粒形成网架结构的能力第四章一、瞬时滤失:从钻头破碎井底岩石，形成新的自由面的瞬间开始，钻井液开始接触新的自由面，钻井液中的自由水便向岩石孔隙中渗透，直到钻井液中的固相颗粒及高聚物在井壁上开始出现泥饼，这段时间的滤失称为瞬时滤失。动滤失:紧接着瞬时滤失，在井内钻井液循环的情况下滤失继续进行并开始形成泥饼，随着滤失过程的进行，泥饼不断增厚，直至泥饼的增厚速度与泥饼被冲刷的速度相等，即达到动平衡。此后钻井液在循环下继续滤失但泥饼不再增厚。这段时间的滤失量称为动滤失量。静滤失:在起下钻或其它原因停止钻进时，钻井液停止循环，液流的冲刷作用消失，此时压力差为静液往压力和地层压力之差。随着滤失的进行，泥饼逐渐增厚，单位时间的滤失量逐渐减小。在这一阶段，因压力差较小，泥饼较厚，故大多数情况下单位时间内的滤失量比动滤失量小。API滤失量，即在规定的压力差下以通过一定的渗滤断面（通常用滤纸作为渗滤介质）30分钟内的滤失量来衡量，单位为：ml/30min。二、影响钻井液滤失量的因素：滤失时间，压差，滤液的粘度、温度，固相含量和类型，岩层的渗透性，泥饼的渗透性，泥饼的压实性三、对钻井液滤失性能的一般要求(1)在钻开油气层时，应尽力控制滤失量，以减轻对油气层的损害。一般情况下此时的API滤失量应小于5m1，模拟井底温度的HTHP滤失量应小于15ml。(2)钻遇易坍塌地层时，滤失量需严格控制。API滤失量最好不大于5ml。(3)对一般地层，API滤失量应尽量控制在10m1以内，HTHP滤失量不应超过20ml。但有时可适当放宽，某些油基钻井液体系正是通过适当放宽滤失量来提高钻速的。(4)要注意提高滤饼质量，尽可能形成薄、韧、致密及润滑性好的滤饼，以利于固壁和避免压差卡钻。在我国，某些油田要求，钻开储层时API滤失实验测得的滤饼厚度不得超过1mm。(5)加强对钻井液滤失性能的检测。正常钻进时，应每4h测一次常规滤失量。对定向井、丛式井、水平井、深井和复杂井要增测HTHP滤失量和泥饼的润滑性，对其要求也相对高一些。四、获得致密性泥饼的一般方法是：(1)使用膨润土造浆。膨润土是常用的配浆材料，同时也是控制滤失量和建立良好造壁性的基本处理剂。(2)加入适量纯碱、烧碱或有机分散剂(如煤碱液等)，提高粘土颗粒的ζ电位、水化程度和分散度。(3)加入CMC或其它聚合物以保护粘土颗粒，阻止其聚结，从而有利于提高分散度。同时，CMC和其它聚合物沉积在泥饼上亦起堵孔作用，使滤失量降低。(4)加入一些极细的胶体粒子(如腐植酸钙胶状沉淀)堵塞泥饼孔隙，以使泥饼的渗透性降低，抗剪切能力提高。第五章一、钻井液处理剂的分类方法：1）按其组成分类：钻井液原材料、无机处理剂、有机处理剂和表面活性剂四大类。其中无机处理剂又可分为氯化物、硫酸盐、碱类等。有机处理剂通常可分为天然产品、天然改性产品和有机合成化合物。按其化学组分又可分为下列几类：腐植酸类、纤维素类、本质素类、丹宁酸类、沥青类等。2）按其在钻井液中所起的作用或功能分类：(1)降滤失剂；(2)增粘剂；(3)乳化剂；(4)页岩抑制剂；(5)堵漏剂；(6)降粘剂；(7)缓蚀剂；(8)粘土类；(9)润滑剂；(10)加重剂；(11)杀菌剂；(12)消泡剂；(13)泡沫剂；(14)絮凝剂；(15)解卡剂；(16)其它类等。二、膨润土作用：(1)增加粘度和切力、提高井眼净化能力；(2)形成低渗透率的致密泥饼，降低滤失量；(3)可改善井眼的稳定性；(4)防止井漏。三、钻井液的常用加重材料重晶石粉(Barite)：是一种以BaSO4为主要成分的天然矿石，经过加工后制成灰白色粉末状产品。纯品比重为，现场使用一般为。一般用于加重密度不超过2.30g/cm3的水基和油基钻井液，它是目前应用最广泛的一种钻井液加重剂。，溶于酸优点：不会堵死油气层，即可采用油井酸化可以清除堵塞缺点：密度较低，一般只能用于配制密度不超过1.688g/cm3的钻井液和完井液。铁矿粉(Hematite)和钛铁矿粉(Ilmenite)：前者的主要成分为Fe2O3，密度4.9-5.3；后者的主要成分为TiO2·Fe2O3，密度4.5-5.1。优点：由于这两种加重材料的硬度约为重晶石的两倍，且耐研磨，在使用中颗粒尺寸保持较好，损耗率较低；易酸溶。缺点：对钻具、钻头和泵磨损也较为严重。在我国，铁矿粉用量仅次于重晶石的钻井液加重材料。方铅矿粉（Galena)：方铅矿为铅灰色有金属光泽的颗粒或块状，常温比重为7.5-7.6，硬度为2-3，容易加工成细粉末。不溶于水和碱，但能溶于酸，是酸溶性加重剂。由于比重较高，特备适用于配制超重钻井液，密度达3.0g/cm3。由于该加重剂的成本高、货源少、一般仅限于在地层孔隙压力极高的特殊情况下使用。四、去除钙镁方法：Ca2+或Mg2+侵入钻井液，将会削弱粘土的水化和分散能力，破坏钻井液的性能。此时，可先加入适量烧碱除去Mg2+，然后用适量纯碱除去Ca2+。五、降粘剂类型：分散型稀释剂和聚合物型稀释剂。分散型稀释剂：丹宁类和木质素磺酸盐类；聚合物型稀释剂：共聚型聚合物降粘剂和低分子聚合物降粘剂等。六、铁铬盐稀释机理：1、在粘土颗粒的断键边缘上形成吸附水化层，从而削弱粘土颗粒之间的端—面和端—端连接，从而削弱或拆散空间网架结构，致使钻井液的粘度和切力显著降低；2、铁铬盐分子在泥页岩上的吸附，有抑制其水化分散的作用，这不仅有利于井壁稳定，还可以防止泥页岩造浆所引起的钻井液粘度和切力上升。X—40系列处理剂稀释机理：主要是由于其线型结构、低相对分子质量及强阴离子基团所决定的。1、由于其分子量低，可通过氢键优先吸附在粘土颗粒上，顶替已吸附在粘土颗粒上的高分子聚合物，拆散了高聚物与粘土颗粒之间形成的“桥接网架结构”；2、低分子量的降粘剂与高分子主体聚合物交联，阻碍了聚合物与粘土之间网架结构的形成，达到降低粘度和切力的目的。但若相对分子质量过高，反而会使粘度、切力增加。七、钠羧甲基纤维素CMC降滤失原理CMC在钻井液中电离生成长链的多价阴离子。1、羟基和醚氧基通过与粘土颗粒表面上的氧形成氢键或与粘土颗粒端面边缘上的Al3+之间形成配位键使CMC能吸附在粘土上；2、多个羧钠基通过水化使粘土颗粒表面水化膜变厚，粘土颗粒表面ζ电位的绝对值升高，负电量增加、从而阻止粘土颗之间因碰撞而聚结成大颗粒(护胶作用)。八、XC生物聚合物特点：1、适用于淡水、盐水和饱和盐水钻井液的高效增粘剂，加量少(0.2一0.3％)，增粘度效果好，兼有降滤失作用。2、具有优良的剪切稀释性能(即增大动塑比，降低n值)。3、抗温可达120℃，在140℃也不会完全失效。4、抗盐、抗钙能力也十分突出。5、在细菌条件下易发生生物降解。九、页岩抑制剂：处理剂在钻井液中所起的作用主要有两个：一是维持钻井液性能稳定，二是保持井壁稳定。凡是的有效地抑制页岩水化膨胀和分散，主要起稳定井壁作用的处理剂均可称做页岩抑制剂，又称防塌剂。常见的页岩抑制剂：氧化沥青，磺化沥青，天然沥青和改性沥青，钾盐腐植酸类磺化沥青防塌机理是：磺化沥青含有磺酸基，水化作用强，当吸附在页岩晶层断面上时，可阻止页岩颗粒水化分散；同时不溶于水的部分又能起到填充孔喉和裂缝的封堵作用，并覆盖在页岩表面，改善泥饼质量。但随着温度的升高，磺化沥青的封堵能力会有所下降。磺化沥青还在钻井液中起润滑和降低高温高压滤失量作用，是一种多功能的有机处理剂。第六章水基钻井液是一种以水为分散介质，以粘土（膨润土）、加重剂及各种化学处理剂为分散相的溶胶悬浮体混合体系。其主要组成是水、粘土、加重剂和各种化学处理剂等。一、分散型钻井液又称为细分散钻井液或淡水钻井液，其组成为：淡水、配浆膨润土和各种对粘土、钻屑起分散作用的处理剂。主要特点是粘土高度分散，进而使钻井液具有所需的流变和降滤失性能。优点:1、配制方法简便、成本较低；2、形成的泥饼致密，而且韧性好，具有较好的护壁性，API滤失量和HTHP滤失量均相应较低；3、可容纳较多固相，较适于配制高密度钻井液。4、抗温能力较强，比如三磺钻井液是我国常用于钻深井的分散钻井液体系，抗温可达160一200℃。缺点：1)性能不稳定，容易受钻屑中粘土和可溶性盐类的污染。抗钙、岩盐能力差；(2)滤液矿化度低，抑制性能差，不利于防塌；(3)由于体系中固相含量高，因此使用时对机械钻进有明显的影响，尤其不宜在强造浆地层中使用;(4)滤液侵人储层易引起储层中粘土水化膨胀，不能有效地保护油气层。二、Ca2+改变粘土分散度的作用机理：1、Ca2+通过Na+/Ca2+交换，将钠土转变为钙土。钙土水化能力弱，分散度低，故转化后体系分散度明显下降。转化的程度取决于粘土的阳离子交换容量和钙离子浓度。粘土的阳离子交换容量越大，所吸附Ca2+的量就越大。2、Ca2+本身是一种无机絮凝剂，会压缩粘土颗粒表面的扩散双电层，使水化膜变薄，ζ电位下降，从面引起粘土晶片面—面和端—面聚结，造成粘土颗粒分散度下降。三、钙处理钻井液的优点：(1)性能较稳定，抗钙、盐和粘土污染能力强。(2)固相含量相对较少，容易在高密度条件下维持较低的粘度和切力，有利于提高钻速。(3)能在一定程度上抑制泥页岩的水化膨胀；滤失量较小，泥饼薄且韧性好，有利于井壁稳定；(4)由于钻井液中粘土细颗粒含量较少，对油气层的损害程度相对较小。四、盐水钻井液的定义：凡NaCl含量超过1％(质量分数，Cl-含量约为6000mg/l）的钻井液统称为盐水钻井液。主要特点是：(1)由于矿化度高，因此这种体系具有较强的抑制性，能有效地抑制泥页岩水化，保证井壁稳定；(2)不仅抗盐浸的能力很强，而且能够有效地抗钙浸和抗高温．适于钻含岩盐地层或含盐膏地层，以及在深井和超深井中使用(3)由于其滤液性质与地层原生水比较接近，故对油气层的损害较轻；(4)由于钻出的岩屑不易在盐水中水化分散，在地面容易清除，因而有利于保持较低的固相含量；(5)盐水钻井液还能有效地抑制地层造浆，流动性好，性能较稳定。但该类钻井液的维护工艺比较复杂，对钻柱和设备的腐蚀性较大，钻井液配制成本也相对较高。6）PH值随盐含量增加而降低，应用过程中常要加减以控制合理的PH值，一般维持在9.5-11之间。五、聚合物钻井液定义：凡是使用线型水溶性聚合物作为处理剂的钻井液体系都可称为聚合物钻井液。但通常是将聚合物作为主处理剂或主要用聚合物调控性能的钻井液体系称为聚合物钻井液。特点：与其它水基钻井液相比，聚合物钻井液具有如下特点：(1)固相含量低，亚微米粒子所占比例也低。这是该体系的基本特征，是聚合物处理剂选择性絮凝和抑制岩屑分散的结果，对提高钻井速度是极为有利；(2)具有良好的流变性，主要表现为较强的剪切稀释性和适宜的流型。(3)钻井速度高。聚合物钻井液固相含量低，剪切稀释性好，悬浮携带钻屑能力强，洗井效果好，这些优良性能都有利于提高机械钻速。(4)稳定井壁的能力较强，井径比较规则；(5)对油气层损害小，有利于发现和保护产层；(6)可防止井漏的发生；(7)钻井成本低。六、聚合物处理剂的作用机理：桥联与包被作用：聚合物在钻井液中颗粒上的吸附是发挥作用的前提。当一个高分子同时吸附在几个颗粒上时，而一个颗粒又同时吸附几个高分子时，就会形成网络结构，聚合物这种作用称为桥联作用。当高分子链吸附在一个颗粒上，并形成覆盖包裹时，称为包被作用。桥联和包被是聚合物在钻井液中的两种不同的吸附状态。絮凝作用：当聚合物在钻井液中主要发生桥联吸附时、会将一些细颗粒聚结在一起形成粒子团，这种作用称为絮凝作用，相应的聚合物称为絮凝剂。形成的絮凝块易于靠重力沉障或固控设备清除，有利于维持钻井液的低固相。目前常用的絮凝剂是PHPA，其相对分子质量和水解度是影响絮凝效果的主要因素。(3)增粘作用：增粘剂多用于低固相和无固相水基钻井液，以提高悬浮力和携带力。增粘作用的机理，一是游离(末被吸附)聚合物分子能增加水相的粘度，二是聚合物的桥联作用形成的网络结构能增强钻井液的结构粘度。(4)降滤失作用机理：①保持钻井液中的粒子具有合理的粒度分布，使泥饼致密；②提高粘土颗粒的水化程度；③聚合物降滤失剂的分子大小在胶体颗粒的范围内，本身可对泥饼起堵孔作用，使泥饼致密；④降滤失剂可提高滤液粘度，从而降低滤失量。(5)抑制与防塌作用聚合物在钻屑表面的包被吸附是阻止钻屑分散的主要原因。包被能力越强，对钻屑分散的抑制作用也越强。聚合物具有良好的防塌作用，其原因有以下两个方面：1、长链聚合物在泥岩井壁表面发生多点吸附，封堵了微型缝，可阻止泥页岩剥落；2、聚合物浓度较高时，在泥页岩井壁上形成较为致密的吸附膜，可阻止或减缓水进入泥页岩，对泥页岩的水化膨胀有一定的抑制作用。(6)降粘作用降粘作用的机理主要有以下几个方面：①可吸附在粘土颗粒带正电荷的边缘上，使其转变成带负电荷，同时形成厚的水化层，从而拆散粘土颗间以“端—面”、“端—端”连接面形成的结构，放出包裹着的自由水，降低体系粘度。同时，降粘剂吸附还可提高粘土颗粒的ζ电位，增强颗粒间的静电排斥作用，从面削弱其相互作用。②当相对分子质量较低的聚合物降粘剂(如SSMA、VAMA等)与钻井液的主体聚合物(如PHPA)形成氢键络合物时，因与粘土争夺吸附基团，可有效地拆散粘土与聚合物间结构，同时能使聚合物形态收缩，减弱聚合物分子问的相互作用，从而具有明显的降粘作用。七、聚丙烯酰胺(简称PAM)的结构式相对分子质量是影响聚合物性能的重要参数。随聚丙烯酰胺相对分子质量的增大，絮凝能力、提粘效应、堵漏和防塌效果都会提高。水解度是影响PHPA性能的重要参数。水解度增大，分子链伸展，在钻井液中桥联作用增强，因而对劣质土的絮凝作用增强。但水解度过大时，由于在粘土颗粒上的吸附作用减弱，加上羧酸根基团间的静电排斥作用增强，对劣质土的絮凝作用反而降低。八、阳离子聚合物钻井液：以高相对分子质量阳离子聚合物(简称大阳离子)作包被絮凝剂，以小相对分子质量有机阳离子(简称小阳离子)作泥页岩抑制剂，并配合降滤失剂、增粘剂、降粘剂、封堵剂和润滑剂等处理剂配制而成。小阳离子抑制岩屑分散的机理：一是小阳离子是阳离子型表面活性剂，靠静电作用可吸附在岩屑表面，另外与岩屑层间可交换阳离子发生离子交换作用也可进入岩屑晶层间。表面吸附的小阳离子的疏水基可形成疏水层，阻止水分子进入岩屑粒子内部，层间吸附的小阳离子靠静电作用拉紧层片，这些作用可有效地抑制岩肩水化膨胀和分散。二是小阳离子所带的正电荷可中和岩屑带的负电荷．削弱岩屑粒子问的静电排斥作用，从而降低岩屑的分散趋势。絮凝剂(大阳离子)抑制岩屑分散的机理：大阳离子的主要作用是絮凝钻屑，清除无用固相，保持聚合物钻井液的低固相特性。大阳离子带有阳离子基团．靠静电作用吸附在钻屑上，吸附力较强，它的相对分子质量较大，分子链足够长．因而桥联作用较好；大阳离子可降低钻屑的负电性，减小粒子间的静电排斥作用，容易形成密实絮凝体，所以其絮凝效果优于阴离子聚合物。九、协同作用机理：小阳离子的主要作用是抑制钻屑分散，大阳离子的主要作用是絮凝钻屑。由于相对分子质量的关系，小阳离子在钻屑上的吸附速度一般比大阳离子快。在钻进过程中、小阳离子首先吸附在新产生的钻屑上抑制其分散，随后大阳离子再吸附在钻屑上靠桥联作用形成絮凝体，利用固控设备可有效地清除钻屑絮凝体。对负电性很强的有用固相膨润土颗粒．吸附的小阳离子比较多，削弱了大阳离子的吸附，因而大阳离子对膨润土的絮凝作用相对较弱，从而使钻井液中保持适量的有用固相。大、小阳离子的协同配合产生了一定的“选择性”絮凝作用。第七章一、油基钻井液的组成：1．基油在油包水乳化钻井浓液中用做连续相的油称为基油。目前普通使用的基油为柴油(我国常使用零号柴油)和各种低毒矿物油。柴油用做基油时应具备以下条件：(1)为确保安全，其闪点和燃点应分别在82℃和93℃以上(2)由于柴油中所含的芳烃对钻井设备的橡胶部件有较强的腐蚀作用，因此芳烃含量不宜过高，一股要求柴油的苯胺点在60℃以上。苯胺点是指等体积的油和苯胺相互溶解时的最低温度。苯胺点越高，表明油中烷烃含量越高，芳烃含量越低(3)为了有利于对流变性的控制和调整，其粘度不宜过高．2．水相淡水盐水或海水均可用做油基钻井液的水相。但通常使用含一定量CaCL2或NaCL的盐水，其主要目的在于控制水相的活度，以防止或减弱泥页岩地层的水化膨胀．保证井壁稳定。3.乳化剂为了形成稳定的油包水乳化钻井液，必须正确地选择和使用乳化剂。一般认为乳化剂的作用机理是：(1)在油／水界面形成具有一定强度的吸附膜；(2)降低油水界面张力；(3)增加外相粘度。以上三方面均可阻止分散相液滴聚集变大，从而使乳状液保持稳定。其中又以吸附膜的强度最为重要，被认为是乳状液能否保持稳定的决定性因素。在油包水乳化钻井液中，常用的乳化剂有以下类型：(1)高级脂肪酸的二价金属皂，如硬脂酸钙；(2)烷基磺酸钙：(3)烷基苯磺酸钙：(4)斯盘—80(或Span—80)，主要成分为山梨糖醇酐单油酸酯。此外，目前国内用于油包水乳化钻井液的乳化剂还有：环烷酸钙、石油磺酸铁、油酸、环烷酸酰胺和腐植酸酰胺等。4．润湿剂大多天然矿物是亲水的。当重品石粉和钻屑等亲水的固体颗粒进入w/o型钻井液时，它们趋向于与水结合并发生聚结，引起高粘度和沉降，从而破坏乳状液的稳定性。润湿剂的加入使刚进入钻井液的重晶石和钻屑颗粒表面迅速转变为油湿，从而保证它们能较好地悬浮在油相中。5．亲油胶体习惯上将有机土、氧化沥青以及亲油的褐煤粉、二氧化锰等分散在油包水乳化钻井液油相中的固体处理剂统称为亲油胶体，其主要作用是用做增粘剂和降滤失剂。其中使用最普通的是有机土，其次是氧化沥青。有了这两种处理剂，可以使油基钻井液的性能可以像水基钻井液那样很方便地随时进行必要的调整。6．石灰石灰是油基钻井液中的必要组分，其主要作用有以下方面：(1)提供的Ca2+有利于二元金属皂的生成，从而保证所添加的乳化剂可充发挥其效能(2)维持油基钻井液的pH值在8.5~10范围内以利于防止钻具腐蚀。(3)可有效地防止地层中CO2和H2S等酸性气体对钻井液的污染。7．加重材料重晶石粉在水基和油基钻井液中，都是最重要的加重材料。对于密度小于1.68g/cm3的油基钻井液，也可用碳酸钙作为加重材料,它的优点是比重晶石更容易被油所润湿，而且具有酸溶性，可兼作保护油气层的暂堵剂。二、破乳电压：钻井液体系中，油作为连续相是不导电的。因此，将电极插入并施以较低电压时，不会产生电流。但逐渐加大电压直至乳状液破乳时，电流计便会指示有电流产生。使乳状液破乳所需的最低电压成为破乳电压，其值越高钻井液越稳定。三、所谓活度平衡，是指通过适当增加水相中无机盐(通常使用CaCl2和NaCl)的浓度，使钻井液和地层中水的活度保持相等，从而达到阻止油浆中的水向地层运移的目的。采用该项技术可有效地避免在页岩地层钻进时出现的各种复杂问题，使井壁保持稳定。实际上，在目前使用的绝大多数油基钻井液水相中无机盐含量都较高，即普遍地考虑了活度平衡问题。四、96hLC50值：测定钻井液的毒性均采用96h生物鉴定试验法。这种方法是让一定数量的试验用生物经受96h不同质量浓度毒物的毒害，并分别记录各种质量浓度下所残存的生物数量。然后以死亡百分率与质量浓度的关系作图，由图中曲线即可得到使生物致死50％的质量浓度值(见图7—19)。该质量浓度值被称为96hLC50值，用以表示毒物毒性的大小。第九章一、稳定井壁的措施(1)选用合理的钻井液密度，保持井壁力学稳定。(2)优选防塌钻井液类型与配方，采用物理化学方法阻止或抑制地层的水化作用。主要技术措施有：①提高钻井液的抑制性；②用物理化学方法封堵地层的层理和裂隙，阻止钻井液滤液进入地层；③提高钻井液对地层的膜效率，降低钻井液活度使其等于或小于地层水的活度；④提高钻井液滤液的粘度，降低钻井液高温高压滤失量和泥饼渗透率，尽量减少钻井液滤液进入地层的量等。二、井漏：是在钻井、固井、测试等各种井下作业中，各种工作液(包括钻井液、水泥浆、完井液及其它流体等)在压差作用下漏入地层的现象。一旦发生漏失，不仅延误钻井时间，损失钻井液，损害油气层，干扰地质录井工作，而且还可能引起井塌、卡钻、井喷等一系列复杂情况与事故，甚至导致井眼报废，造成重大的经济损失。因此，在钻井过程中应尽量避免井漏发生。三、漏失通道的形态：有孔隙型、裂缝型、洞穴型、孔隙裂缝型和洞穴裂缝型等五种四、井喷：是指地层流体失去控制，喷到地面，或是窜至其它地层里的现象。它是钻井工程较为常见的恶性事故。轻则使油气层受到破坏，影响钻井工期；重则使油气井报废，延误油气田的勘探开发工作。五、卡钻：钻井过程中，钻具在井下既不能转动又不能上下活动而被卡死的现象称为卡钻。压差卡钻是指钻具在井中静止时，在钻井液与地层孔隙压力之间的压差作用下，紧压在井壁泥饼上而导致的卡钻。沉砂卡钻是由于钻井液悬浮性能不好，或处理钻井液过程中由于粘度和切力下降幅度过大，导致钻井液中所悬浮的钻屑和重晶石沉淀，埋住井底一段井眼而造成的卡钻。沉砂卡钻亦可能发生在上部极软地层的钻进过程中，由于钻速快，环空钻屑质量分数高，所使用的钻井液粘度和切力低，以及环空返速低等原因，导致井底有大量沉砂。第十章一、油气层损害：钻井与完井的最终目的在于钻开储层并形成油气流动的通道，建立油气井良好的生产条件。任何阻碍流体从井眼周围流入井底的现象均称为对油气层的损害，严重的油气层损害将极大地影响油气井的产能。油气层损害的主要表现形式为油气层渗透率的降低，包括油藏岩石绝对渗透率和油气相对渗透率的降低。渗透率降低越多，油气层损害越严重。二、五敏：油气层的速敏性是指在钻井、完井、试油、注水、开采和实施增产措施等作业或生产过程中，流体的流动引起油气层中的微粒发生运移，致使一部分孔喉被堵塞而导致油气层渗透率下降的现象。水敏，主要指矿化度较低的钻井液等外来流体进入地层后引起粘土水化膨胀、分散和运移．进而导致渗透率下降的现象。碱敏：地层水一般呈中性或弱碱性，但大多数钻井液、完井液的PH值在8一I2之间。当高PH值的工作流体进入储层后，将促进储层中粘土矿物的水化膨胀与分散，并使硅质胶结物结构破坏，促进微粒的释放，从而造成堵塞损害。酸敏：酸化是广泛采用的油田增产措施，然而若使用的酸液与油气层不配伍，则会与油气层中的某些矿物、流体反应生成沉淀物或释放出微粒，对孔喉造成堵塞．使酸化达不到预期效果．甚至反而使油气层渗透率下降。盐敏：当注入流体的矿化度低于临界矿化度时岩石渗透率会发生明显的下降。三、、保护油气层对钻井液的要求1．必须与油气层岩石相配伍。与油气层岩石相配伍主要体现在防止各种敏感性损害和润湿反转上。具体来说，对于较强水敏的油气层，应选用不引起粘土水化膨胀的强抑制性钻井液，如钾基聚合物钻井液和油基钻井液等。对于盐敏性油气层，钻井液的矿化度应不小于临界矿化度。对于碱敏性油气层，钻井液的pH值不得超过临界pH值，尽可能控制在7~8的范围内。对于酸敏性较强的油气层．最好不选用酸溶性暂堵剂。对于速敏性油气层，则应尽量降低正压差和注意防止井漏。在选用W／O或O／W型钻井液钻井时，应避免使用油湿性较强的表面活性剂作为乳化剂，以免岩石孔隙表而发生从亲水变成亲油的润湿反转。2．必须与油气层流体相配伍。与油气层流体相配伍主要是针对钻井液滤液而言的。在设计钻井限配方时，必须考虑以下因素；滤液组分不与地层流体发生沉淀反应，以防止发生结垢等损害，滤液与地层流体之间不发生乳化作用；滤液的表而张力不宜过高，以防发生水锁损害；滤液中可能含有的细菌不会在油气层所处的环境中繁殖生长。3．尽量降低固相含量。为防止因固相颗粒堵塞造成的油气层损害，钻井液中除保持维护其性能所必须的膨润土和加重材料外，应尽可能降低其它无用固相的含量。膨润土含量也应以够用为度，防止其超量。在选用各类暂堵剂时，其颗粒尺寸应与油气层的平均孔径相匹配。对渗透率较高的油气层，应尽可能采用无固相或无粘土相钻井液。4．密度可调，以满足不同压力油气层近平衡压力钻井的需要。我国油气层的压力系数范围为0.4~2.87，因此必须研制出从气体钻井流体直至密度高达3.0g／cm3的不同类型钻井液才能满足需要。对于某些低压、低渗、岩石坚固的油气层，需采用负压差钻进来减轻对油气层的损害。四、无固相清洁盐水钻井液：该类钻井液不含膨润土及其它任何固相。密度通过加入不同类型和数量的可溶性无机盐进行调节。选用的无机盐包括NaCl、CaCl2、KCl、NaBr、KRr、CaBr2和ZnBr2等，各种常用盐水基液的密度范围见表10—7。由于其种类较多，密度可在1.0~2.3g／cm3范围内调整，因此基本上能够在不加入任何固相的情况下满足各类油气井对钻井液密度的要求。无固相清洁盐水钻井液的流变参数和滤失量通过添加对油气层无损害的聚合物来进行控制，为了防止对钻具造成的腐蚀，还应加入适量缓蚀剂。优点在于：可避免因固相颗粒堵塞而造成的油气层损害；可在一定程度上增强钻井液对粘土矿物水化作用的抑制性，减轻水敏性损害；由于无固相存在，机械钻速可显著提高。缺点：但由于该类钻井液的配制成本高，工艺较复杂，对固控要求严格，还有对钻具、套管腐蚀较严重和易发生漏失等问题，因此在应用上受到较大的限制。五、甲酸盐钻井液：为了克服无固相清洁盐水液腐蚀性强的缺点，近年来研制出一种新型的无固相甲酸盐钻井液。它由甲酸的碱金属盐—甲酸钠、甲酸钾和甲酸铯等配制而成。除了腐蚀性极低，这种新型的盐水液还具有以下特点：在不加固体加重剂的情况下，可提供钻井所需的高密度，使用甲酸铯时盐水液密度可高达2.20g／cm3；在150℃高温条件下可保持性能稳定；易于泵送，环空压耗低；甲酸盐容易生物降解，因而有利于环境保护。如果甲酸盐的成本能降至合理范围，这类新型钻井液将会有广阔的应用前景。六、暂