改性天然高分子基钻井液流变性研究

维普资讯 http://www.cqvip.com 石油天然气学报（江汉石油学院学报）　２００７年６月第２９卷第３期　Ｊｏｕｒｎａｌ　ｏｆ　Ｏｉｌ　ａｎｄ　Ｇａｓ　Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ（Ｊ．ＪＰＩ）　Ｊｕｎ．２００７　Ｖｏ１．２９　Ｎｏ．３　・　１Ｏ１・　改性天然高分子基钻井液流变性研究　关Ｂ力会　（中国石油大学石油天然气工程学院；石油工程教育部重点实验室，北京１０２２４９）　［摘要］研究改性天然高分子基钻井液处理剂和体系的流变性有益于对其进一步研究和推广应用。试验测　定了ＩＮＤ３０、ＮＡＴ２０、ＮＦＡ２５加入４％膨润土基浆中配制的悬浮液，在１０２２、５１１、３４０．７、１７０．３、　１Ｏ．２２、５．１ｌｓ－１等６个剪切速率下的剪切力，以及钻井液体系在相同条件下的剪切力，确定了适合的流变　方程及流变曲线。结果表明，０．２％以内加量的ＩＮＤ３０悬浮液的流动特性接近于宾汉模型，０．３　以上加　量的ＩＮＤ３０悬浮液的流动特性接近于幂律模型；３％以内加量的ＮＡＴ２０悬浮液的流动特性接近于幂律模　型；６．０　以内加量的ＮＦＡ２５悬浮液的流动特性接近于宾汉模型；依据正交试验设计的１２个配方配制而　成的悬浮液的流动特性都接近于幂律模型。　［关键词］改性天然高分子；钻井液；处理剂；流变性　［中图分类号］ＴＥ２５４．３　［文献标识码］Ａ　［文章编号］１０００—９７５２（２００７）Ｏ３—０１０１一Ｏ３　改性天然高分子基钻井液体系是近年来发展起来的保护储层、保护环境的“双保型”钻井液体系，　先后在克拉玛依油田、塔里木油田、鄂北地区以及东部部分油田推广应用［１叫］。目前，有关改性天然高　分子基钻井液体系的研究，主要集中在应用中的抑制性、维护处理等方面，而室内和现场对其流变性的　深入研究却较少。钻井液的流变性关系到钻井液对井底的冲洗能力、钻屑的携带和悬浮能力、功率的传　递能力和井壁稳定能力［５］，是非常重要的钻井液性能之一。笔者利用室内试验手段，对钻井液体系加入　单种处理剂时的悬浮液流变参数，以及相应钻井液体系流变参数进行了试验测定，并对测定结果进行了　研究。　１基浆的流变性　将１４ｇ附马营产钻井液用钠膨润土加入３５０ｍｉ蒸馏水中（质量浓度为４　９，６，ｇ／１００ｍｌ，下同），用　ＧＪＳ－Ｂ１２Ｋ型高速搅拌器（以下同）高速搅拌２０ｒａｉｎ，静置水化２４ｈ后制得基浆。在加入处理剂前，按　标准　测定其流变参数，剪切速率分别为１０２２、５１１、３４０．７、１７０．３、１Ｏ．２２、５．１１ｓ－１时，剪切力分别　为４．８４、３．４８、２．９Ｏ、２．１３、０．９７、０．７７Ｐａ。经过拟合，得基浆流变方程：　ｒ＝０．４３７６７０・　Ｒ。＝０．９８９１　（１）　式中，ｒ为剪切力，Ｐａ；），为剪切速率，Ｓ～。　２单种处理剂加入基浆后形成的悬浮液的流变性　２．１　ＩＮＤ３０加入基浆后形成的悬浮液　表１　ＩＮＤ３０不同加量时悬浮液的剪切速率和剪切力　的流变性　将不同加量的ＩＮＤ３０分别加入基　浆中，高速搅拌２０ｍｉｎ，测定其流变　性，结果见表１。将表１中的数据进行　拟合，得到一组相关系数Ｒ。分别为　［收稿日期］２００７一Ｏ３—１８　［基金项目］国家自然科学基金项目（５０３０４０１０）；教育部‘长江学者和创新团队发展计划。项目（ＩＲＴ０４１１）。　［作者简介］郑力会（１９６８一），男。１９９１年大学毕业，博士。高级工程师。现主要从事油气井工作体环保处理剂及体系研究、室内　评价设备研制及钻井工作流体软件的开发工作。　维普资讯 http://www.cqvip.com 石油天然气学报（江汉石油学院学报）　２００７年６月　０．９６８９、０。９７４４、０。９７９３、０。９９３９的方程：　宾汉方程　ｒ一０。００８８７＋４．３６７　ｒ一０。００９８７＋４。３６１５　幂律方程　ｒ一３。４１７３　‘　讫　ｒ一３。０５９６　’　。　（２）　结合式（１）、（２）可以看出，在ＩＮＤ３０不同加量时，悬浮液存在以下流变特征：①ＩＮＤ３０加量在　０。２　以下时，悬浮液流变性接近塑性流体；随着加量的增加，聚合物形成的悬浮液接近幂律流体，且　稠度系数相应增加较快。②加量在０。３　、０．４　时，稠度系数高于基浆，流性指数低于基浆，剪切稀　释性较强，井眼清洁能力较强。但随着加量的增加，流性指数增加，井眼清洁能力下降。因此，为了有　效清洁井眼，ＩＮＤ３０加量要恰当。　表２　ＮＡＴ２０不同加量时的剪切速率和剪切力　推荐的ＩＮＤ３０加量在０．３　左右，这是　加量　不同剪切速率下的剪切力／Ｐａ　为了协调钻井液的抑制性及良好的流变　／　而　＝『一　—　Ｆ　＿　＿　性而推荐的加量。轮古地区在３０００多　Ｏ．０　１．Ｏ　量招＼。一０　０　０　０　０　０／一　Ｌ　米的裸眼井段快速钻进，创造了该地区　１．５　多项速度纪录［７　］，说明此加量是比较　２．０　１　２　２　４　４　４　３．０　Ｏ　８　９　合适的。　”　２．２　ＮＡＴ２０加入基浆后形成的悬浮液流变性　将不同加量的ＮＡＴ２０分别加人基浆中，高速搅拌２０ｒ１　１　３　３　８　２　７　０　ａｉｎ，测定其流变性，结果见表２。　Ｌ　Ｌ　４　１　Ｏ　４　９　将表２中的数据进行拟合，得到一组尺　分别为０．９９３２、０。９９７８、０。９９９４、０．９９８５的幂律方程：８　３　Ｏ　２　６　鸺　　ｒ一０．１４６８　¨　ｒ一０．１７４１　盯　ｒ一０。２４４２　∞。　ｒ一０．２３４９ｒｏ・　。　’　（３）　１　２　２●　　６●　　８●　　２●　　３●　　结合式（１）、（３）可以看出，在ＮＡＴ２０不同加量时，其悬浮液存在以下流变特征：①当加量在　色　Ｌ　Ｌ　Ｌ　Ｌ９　１　９　７　２　Ｏ　９　Ｏ　７　２　２．０　Ａｏ以上时，悬浮液的稠度系数呈下降趋势。所以，加量一般控制在２．０　９，６以内。②从数值上看，其　流性指数均在０．４以上，除加量为３．０　９，６的流性指数较大外，其余都在国外文献推荐的０．４～０．７范围　２●　　３●　　５●　　７●　　３●　　１　４　４　７　９　内［９］。当ＮＡＴ２０加量在３．０　９，６以内时，悬浮液的稠度系数低于钠膨润土，而流性指数高于钠膨润土，３　８　２　４　３　　这对开泵有利，但当加量超过３．０　９，６时。流性指数超过０．７，对开泵和发挥钻井液的水马力不利。因此，　Ｏ　●　Ｏ　●　Ｏ　●　１●　　１●　　２．３　ＮＦＡ２５加入基浆后的悬浮液流变性　仉仉仉９　７　７　１　５　７　７　７　６　表３　ＮＦＡ２５不同加量时的剪切速率和剪切力　５　现场在使用ＮＡＴ２０时，要根据钻　不同剪切速率下的剪切力／Ｐａ　井需要确定合适的加量。　仉　１０２２ｓ一　仉　５１１　ｓ一　３４０．７ｓ一１　１７０．３ｓ一１　１０．２２ｓ一１　５．１１　ｓ一１仉　仉仉７　３　５　７　７　将不同加量的ＮＦＡ２５分别加人基　７　９　８　７　７　”　浆中，高速搅拌２０ｍｉｎ，测定其流变　性，结果见表３。　将表３中的数据进行拟合，得到一　组尺。分别为０．９９７１、０．９９１６、　０．９９７７、０．９８７８、０．９９６５、０．９９９５的　宾汉方程：　ｒ一０．００２５７＋０．１７１３　ｒ一０．００３１７＋０．１８５７　ｒ＝０．００３７７＋０．１９８１　ｒ一０．００３７７＋０．１９８１　ｒ一０．００４５７＋０．４２７５　ｒ＝０．００４５７＋０．２８２９　ｒ一０．００５３７＋０．３６６　（４）　结合式（１）、（４）可以看出．在ＮＦＡ２５不同加量时，悬浮液存在以下流变特征：①随着ＮＦＡ２５　的增加，悬浮液的塑性粘度、动切力都增加，但数值都比较小。②加人ＮＦＡ２５后，悬浮液动切力下　降。这有利于钻井液在停泵后开泵建立循环，特别是在多个压力系统共存的长裸眼段中，减小激动压　力，对稳定井壁十分有利。　多次的现场应用表明，加人ＮＦＡ２５后，在稳定井壁的同时，对钻井液的流变性影响不大，这使得　钻井液性能易于调整　ｊ。　色”仉Ｌ　”　仉　仉∞　仉仉仉维普资讯 http://www.cqvip.com 第２９卷第３期　郑力会：改性天然高分子基钻井液流变性研究　・　１Ｏ３・　３钻井液体系的流变性　考虑到现场使用的钻井液配方一般为：基浆＋Ｏ．２　～Ｏ．３　ＩＮＤ３０＋１．０　９／６～２．０　ＮＡＴ２０＋２．０　９／６　～３．Ｏ　ＮＦＡ２５，试验针对每个处理剂的应用范围按正交试验法设计了钻井液配方（表４）。依据表４，　分别按照ｌ２种配方的加量加入ＮＡＴ２０搅拌２０ｍｉｎ、ＩＮＤ３０搅拌２０ｍｉｎ、ＮＦＡ２５搅拌２０ｍｉｎ后，测定　其流变性，见表５。　表４钻井液体系正交试验配方　表５不同配方的悬浮液的剪切速率和剪切力　将表５中的数据进行拟合，得到一组Ｒ。分别为０．９９７９、０．９９９６、０．９９８１、０．９９９７、０．９９８７、　０．９９９５、０．９８９８、０．９９９１、０．９９９８、０．９９９８、０．９９８、０．９９８５的幂律方程：　ｒ一０．１６４８），０‘　¨　ｒ一０．２０５８），０’　。　ｒ一０．２４２３），０‘　鸵　ｒ一０．５０７），０‘　“　ｒ＝０．１６４２），０‘　ｒ一０．２４８５），０‘　柏　ｒ一０．２４７９），０’　“　ｒ＝０．３８），０‘６６８５　ｒ一０．１２２１），０‘７５９３　ｒ＝０．１５８２），０‘　。　。　ｒ一０．２３２６），０‘　ｒ一０．３６４４），０‘　‘　（５）　结合式（１）、（５）可以看出，现场使用的改性天然高分子基钻井液配方，钻井液体系存在以下流变　特征：　１）钻井液的稠度系数都较小，而且低于基浆的稠度系数。而稠度系数反映了钻井液的可泵性，其　值过大，将造成重新开泵困难；其值过小，对携带岩屑不利。因此，稠度系数应保持在一个合适的范围　内。从现场应用情况来看，稠度系数在０．１６４８＂－－０．３６４４Ｐａ／ｓ“内比较合适。　２）钻井液的流性指数要有合理范围。研究表明，钻井液的流性指数都较大，但都较接近文献认为　适宜的值（Ｏ．４－－－０．７）。现场应用也表明，此流性指数范围能够使环空液流处于平板型层流状态，再加　上具有一定的环空返速，能做到有效携带岩屑，保持井眼清洁。　［参考文献］　［１］史鸿祥，杜晓勇，商勇等．“双保”型改性天然高分子基钻井液技术［Ｊ］．钻井液与完井液，２００４，２１（６）；２８￣３０．　［２］邓红琳，袁立鹤．大牛地气田保护储层钻井液技术［ｊ１．钻井液与完井液，２００５，２２（增）；３９￣４２．　［３］郭健康，鄢捷年，杨虎等．鄂尔多斯盆地东部区块强抑制性钻井液研究及应用［Ｊ］．天然气工业，２００６，２６（３）；５６￣５８．　［４］刘金明。陈德祥，胥洪彪．ＣＢ６Ｄ２一Ｐ４古潜山水平井钻井液工艺［Ｊ］．钻井液与完井液，２００６，２３（４）；５０￣５３．　［５］赵福麟．油田化学［Ｍ］．东营；石油大学出版社，２０００．　［６］ＳＹ／Ｔ　６３３５—１９９７，钻井液用页岩抑制剂评价方法［Ｓ］．　［７］鄢捷年．钻井液工艺学［Ｍ］．东营；石油大学出版社，２００３．　［８３郑力会，张金波，鄢捷年．改性天然高分子水基钻井液的研究与应用［Ｊ］．油田化学，２００４，２１（４）；９７￣１０１．　［９］Ｂｏｕｒｇｏｙｎｅ　Ａ　Ｔ，Ｍｉｌｌｈｅｉｍ　Ｋ　Ｋ，Ｃｈｅｎｅｖｅｒｔ　Ｍ　Ｅ，ｅｔ　ａ１．Ａｐｐｌｉｅｄ　ｄｒｉｌｌｉｎｇ　ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ［Ｊ］．ＳＰＥ　Ｔｅｘｔｂｏｏｋ　Ｓｅｒｉｅｓ，１９９１．　［编辑］　苏开科