深井水基钻井液流变性影响因素实验研究.pdfVIP

学兔兔 第27卷 第1期 钻 井 液 与 完 井 液 、，o1．27 No．1 2010互 1月 DRILLING FLUID COMPLETION FLUID Jan．2010 文章编号：1001—5620(2010)01．0017—04 深井水基钻井液流变性影响因素的实验研究 王富华 ， 王瑞和 ， 王力2， 刘江华 ， 李军 (1．中国石油大学(华东)石油工程学院，山东东营 ；2．大庆油田有限责任公司采油工程研究院，黑龙江大庆) 摘要 针对室内配制的水基钻井液，主要考察了配浆土的种类及配比、自制高温护胶剂GHJ一1加量、以及钻井 液密度对水基钻井液黏度、切力等流变参数的影响，另外还考察了钻井液老化温度和老化时间的影响。实验结果表 明，低密度固相是影响水基钻井液高温流变性的主要因素，适当控制钻井液中黏土含量和采用抗高温的抗盐土海泡石， 可以有效控制高密度水基钻井液的高温流变性，在中低密度(1．5 g／cm )盐水钻井液中保持黏土总量为3％、钠膨润土 海泡石为1：2，在高密度盐水钻井液(1．8 g／cm )中保持黏土总量不超过2％、钠膨润土：海泡石为l：1时，有利于流 变性的控制。GHJ一1加量为1．0％～1．5％时钻井液的流变性能较理想，在GHJ一1存在下，老化温度和老化时间对钻 井液流变性影响较小，在维护处理时注意适当补充处理利的浓度，才能维持钻井液流变参数在合理的范围内。 关键词 深水钻井；水基钻井液；流变性；黏土 ；高温护胶剂 中图分类号：TE254．2 文献标识码：A 在深井钻井过程中，钻井液面临井下高温、高 1)黏土对中低密度盐水基浆黏度和切力的影 压的技术难题。由于油基钻井液存在环境保护和成 响。实验主要考查钠膨润土与海泡石配比对钻井液 本等自身难以克服的问题，因此目前多采用高密度 表观黏度、塑性黏度和动切力的影响，结果见表1。 水基钻井液。但是高密度水基钻井液由于本身固相 基浆配方如下(均用重晶石加重至密度为1．5 g／cm )： 含量高，在高温作用下，钻井液的流变性难以控制。 1 1％钠膨润土+3％海泡石+15％NaC1 因此从钻井液最基本的组分出发，对水基钻井液流 2 1％钠膨润土+2％海泡石+15％NaC1 变性的影响因素进行了实验研究，为深井水基钻井 3 2％钠膨润土+2％海泡石+1 5％NaC1 液配方研制及现场使用维护提供了室内依据[1-31~ 4 4％钠膨润土+l5％NaC1 1 不同因素对钻井液黏度和切力的影响 表1 钠膨润土与海泡石配比对中低密度盐水基 浆表观黏度、塑性黏度和动切力的影响 1．1 黏土种类和配比 钻井液黏土高温容量限是指钻井液在高温下保 持良好的流变性能所能允许的最高和最低黏土含量。 它是钻井液体系的一个固有性质。当实际黏土含量 超过其容量上限时，钻井液在高温作用下会发生增 黏、胶凝现象，高温作用后则呈现增稠、胶凝、甚 至固化等现象；当实际黏土含量低于其容量下限时， 钻井液则会发生高温作用下降黏，高温作用后减稠 注：老化条件为220℃、16 h。 的现象。钻井液黏土高温容量上、下限参数中，上 限对钻井液流变性最重要。上限越高，上、下限差 从表1可以看出，不同配比的钠膨润土与海泡 值越大，钻井液流变性越好控制，反之则越困难[4-5]o 石盐水体系，老化后塑性黏度均变小，动切力均增 第一作者简介：王富华，副教授，1968年生，1996年毕业于中国石油大学(华东)，现在主要从事油田化学和油气层保 护方面的教学和科研工作。地址：山东省东营市北一路739号；邮政编码257061；电话(O546)8398099／1334505O527；