深井抗高温高密度水基钻井液流变性研究_流变性影响因素

图6 GHJ-1[LU11]加量对高密度盐水钻井液动切力影响

动切应力反映钻井液在层流流动时，粘土颗粒之间、高聚物分子之间以及粘土颗粒与高分子之间形成的网架结构的强弱。GHJ-1由于其分子较大，在钻井液中形成一定的网架结构，使t₀增大，但在老化后钻井液粘度和切力较老化前均有一定程度的降低。在220℃、16h的高温老化作用下，聚合物分子主要发生水解反应，而分子链的自由基降解应该是可以忽略的。钻井液动切力的降低不能归因于聚合物相对分子质量的下降，而是由于分子内原有基团水解生成-COOH，分子负电荷密度的增强引起了聚合物在粘土颗粒表面吸附行为的改变，使得所形成网络的节点数目和强度都减小。当聚合物加量较低时，高温老化后甚至还有一定降粘作用流变性影响因素，这也与分子链中原有基团水解有关，加量增加后，钻井液动切力重新上升，图6的实验结果也正验证了这一点。

1.3 密度对流变性的影响

高密度水基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，如果固相颗粒分散性增强，巨大的固相颗粒表面通过润湿和吸附作用使得整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，一旦遇到外来物的污染，固相颗粒极易连接形成网架结构，从而导致体系粘度、切力增高，被迫冲放钻井液以维持性能稳定^[6,7]。本文通过盐水钻井液体系220℃动态老化实验来对比密度对体系流变参数的影响规律。实验结果见图7～图8。

图7密度对盐水体系表观粘度和塑性粘度的影响

图8密度对盐水体系动切力的影响

由图7和图8可以看出，老化前表观粘度和塑性粘度均随密度增加而增大，动切力先上升后下降。老化后表观粘度和塑性粘度差别不大，而动切力先下降、后升高。这是因为密度小于1.8g/cm³时采用重晶石加重，相对固含较高，摩阻较大，密度大于等于1.8g/cm³时采用的是重晶石和铁矿粉（比例为1:2）复合加重，故密度为1.8g/cm³时的钻井液动切力较密度为1.5 g/cm³时低，随着密度增加，动切力又逐渐增大。由于高密度钻井液在高速搅拌时产生一定的气泡，大量的加重剂加入（2.2g/cm³时350mL钻井液加入重晶石达710g）使体系的自由水含量大大减少，同时GHJ-1是一种相对分子质量较大的护胶降滤失剂，加入钻井液体系后具有一定的增粘效应，因此，老化前粘度较高，并且随着密度的增加呈上升趋势。老化后粘度、切力均有下降，主要是由于高温作用下，体系的处理剂分子发生了一定的高温降解作用，相对分子质量有所降低。

1.4 老化温度对体系粘度、切力的影响

随着动态老化温度的升高，钻井液的各种性能都会随之而发生改变。高温会加剧钻井液处理剂的高温降解和处理剂分子在粘土表面的高温解吸附作用，同时处理剂亲水基团的去水化作用也会加剧。因此，在高温条件下处理剂就不一定能有效地达到保护粘土粒子的目的。高温对钻井液流变性的影响比较复杂，其影响情况可根据粘度与温度的关系分为以下三种情形：第一种是高温减稠，即钻井液的粘度随着温度的升高反而降低，导致井下钻井液携带能力、悬浮能力下降，停泵沉砂、起钻井下重晶石沉淀，钻井液槽（池）内重晶石沉淀。第二种是高温后增稠，钻井液经高温后粘度、切力增加，直至丧失流动性（高温后胶凝），降粘剂效果愈来愈小，直至失效，常常导致体系无法使用。第三种是高温固化，钻井液体系完全丧失流动性能^[8,9]。具体实验结果见图9和图10论文怎么写。

图9老化温度盐水、淡水体系表观粘度的影响

图10老化温度对盐水、淡水体系动切力的影响

由图9和图10可以看出，当老化温度不高于220℃时流变性影响因素，盐水体系的粘度、切力随温度升高变化不大，体系流变性较好；淡水体系老化后其粘度、切力均有所降低。当老化温度达到240℃时，盐水体系的粘度、切力急剧上升，流变参数偏高，高温高压滤失量也较大。淡水体系动切力较老化前有所增加，主要是由于在温度达到较高水平情况下，其体系中处理剂受高温作用降解破坏加剧，对粘土保护能力降低，粘土颗粒水化膜厚度降低，粘土高温絮凝现象加剧，因此，粘度、切力又有所增加，但从总体趋势来看增加幅度不大。

1.5 老化时间对体系粘度、切力的影响

将密度为2.2g/cm³的淡水体系和盐水体系，分别在220℃下连续热滚72h，分别在24h、48h、72h测定其性能，实验结果见表1。由表1可以看出，不论是淡水体系还是盐水体系，表观粘度随时间增加而增大，塑性粘度先增加后下降，动切力一直呈上升趋势。说明高温护胶剂随高温作用时间发生一定程度的降解，所以在现场作业时，必须适当补充护胶剂的浓度。

表1老化时间对体系性能的影响

2 水基钻井液流变性测试与分析

2.1 流变性测试

2.1.1测试仪器与样品

测试仪器采用美国Fann公司生产的Fann50SL型高温高压流变仪^[10,11]，其最高工作温度为260℃，工作压力为7000 kPa，剪切速率范围在0～1022 s^-1之间分级变化。

按照以下配方（室内优化配方）分别配制高密度淡水基和盐水基钻井液体系（密度ρ均为2.2 g/cm³），并在220℃条件下热滚16 h后备用。

淡水基钻井液配方：1%钠土+1%海泡石+1.5%GHJ-1+4%JZA-1+4%GJZA-1+4%GFT-1 +0.5%JNL-1+0.7%Na₂SO₃+4%SPC-220+1%BOSST+2%SDR-1+重晶石；

盐水基钻井液配方：1%钠土+1%海泡石+15%NaCl+1.5%GHJ-1+3%JZA-1+4%GJZA-1 +4%GFT-1+0.5%JNL-1+0.7% Na₂SO₃ +4%SPC-220+1%BOSST+2%SDR-1+重晶石-钛铁矿粉复合物（1:2）。

2.1.2 测试方法与步骤

由于水基钻井液中水的可压缩性相对较小，压力及压力的变化对水基钻井液的密度和流变性均无明显的影响^[12]，而温度对水基钻井液性能的影响比较明显。由于深井地段都有较大的地层压力，钻井液势必承受温度和压力的双重作用。因此，在测试过程中，要考虑到温度和压力的共同作用，给测试样施加5 MPa的压力，测试出钻井液在不同温度下的流变参数。

将待测钻井液倒入流变仪样品室中，加热到预定实验温度，预热1 h，然后在1 022 s^-1的剪切速率下预剪切30 min，每更换钻井液样品均要预剪切30 min，此步骤目的在于消除剪切、高温、高压带来的耦合效应^[13,14]。预剪切后，调节压力到5 MPa，分别测试钻井液样品在不同温度下0~1 022 s^-1的剪切应力。

2.2 流变性分析

2.2.1 钻井液在不同温度下的流变曲线

设定测试压力为5MPa，测试试样在不同温度下的流变参数。具体测试数据见图11。

（a）淡水基钻井液

（b）盐水基钻井液

图11 钻井液在不同温度下的流变曲线

Fig. 11 Curve of rheology for drilling fluid at different temperatures

从图11可以看出，高密度水基钻井液在不同温度下均为塑性流体。在低剪切速率时，温度升高，钻井液的剪切应力上升；在高剪切速率时，温度升高流变性影响因素，钻井液的剪切应力下降。导致该现象的原因为：温度升高，钻井液中粘土颗粒发生高温分散和高温去水化作用，虽然固相分散度增高，塑性粘度增加，但高剪切作用导致结构粘度下降，其幅度大于塑性粘度的增加。因此，高剪切速率下的剪切应力随温度升高而降低^[11,12]。

2.2.2 温度对钻井液表观粘度和塑性粘度的影响

具体结果见图12。由图12可以看出，温度对淡水基钻井液的粘度有较大的影响。随着温度升高，淡水基钻井液的表观粘度和塑性粘度均出现降低趋势；而盐水基钻井液的塑性粘度在150℃达到最低值，然后稍有升高，表观粘度总体上呈降低趋势。但两种钻井液体系在220℃温度下，表观粘度均大于20 mPa.s，塑性粘度均超过15mPa.s，表明两种钻井液体系在高温高压下具有较好的携岩能力。

图12 钻井液表观粘度和塑性粘度随温度变化曲线

Fig. 12 Curve of apparentviscosity and plastic viscosity for drilling fluids at different temperatures

3 高密度水基钻井液在高温高压下的流变模式

目前用来描述钻井液流变性的钻井液模式有宾汉模式、幂律模式、卡森模式和赫-巴（H-B）模式^[15]，本研究采用线性回归方法对测得的实验数据进行四种模式的拟合^[16]。

3.1 拟合方程

一元线性回归法主要是对具有线性关系的变量进行回归拟合，因此，在利用上述理论函数对实验数据进行拟合时，需要将非线性关系方程式转化成线性关系方程式（y=a+bx），然后根据最小二乘估计法求出方程中的未知参数（a和b），进而求得拟合方程。

（1） 宾汉模式：τ＝τ_o+ηγ，令 y＝τ，a＝τ_o，η＝b，γ＝x。

（2）幂律模式：τ＝Kγⁿ，将方程变形为 logτ＝logK +nlogγ，令y＝logτ，a＝logK，b＝n，x＝logγ。

（3） 赫-巴模式：τ＝τ_y+Kγⁿ，将方程变形为 log(τ-τ_y)＝logK+ nlogγ，令y＝log(τ-τ_y)，a＝logK，b＝n，x＝logγ。

（4）卡森模式：，令y＝，a＝，b＝，x＝。

 2/3   首页 上一页 1 2 3 下一页 尾页