納米材料改善高密度油基鉆完井液沉降穩(wěn)定性的研究及應(yīng)用

閆麗麗，倪曉驍，張家旗，王建華，史赫，高珊

(1.中國(guó)石油集團(tuán)工程技術(shù)研究院有限公司，北京 102206；2.油氣鉆完井技術(shù)國(guó)家工程研究中心，北京 102206)

隨著勘探開(kāi)發(fā)的不斷深入，高溫高壓深井逐年增加，油基鉆井液成為鉆探高溫深井的主體技術(shù)。但在井底的高溫高壓作用下，油基鉆井液處理劑會(huì)發(fā)生降解、固化等，導(dǎo)致體系分層堆積沉降和性能難以控制，從而引起井筒失穩(wěn)、井漏、井控等問(wèn)題[1-3]。此外，作業(yè)者為了減少混漿，通常直接將油基鉆井液轉(zhuǎn)換為完井液，且在整個(gè)完井過(guò)程中一直處于高溫(>150 ℃)長(zhǎng)時(shí)間(10～15 d)靜止?fàn)顟B(tài)，加重材料更易沉降，導(dǎo)致非生產(chǎn)時(shí)間延長(zhǎng)和井下復(fù)雜增加[4]。為了確保高溫高壓井的鉆完井安全，本文研制了一種納米乳液穩(wěn)定劑，可有效改善油基鉆井液的高溫高壓流變穩(wěn)定性和沉降穩(wěn)定性，并成功現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料與儀器

0#柴油；去離子水、主乳化劑、輔乳化劑、有機(jī)土、降濾失劑和納米乳液穩(wěn)定劑均為實(shí)驗(yàn)室自制；氯化鈣、氧化鈣均為分析純；重晶石(密度4.3 g/cm3)。

LA-950型激光粒度儀；日立8020型冷凍掃描電鏡；OFITE 高溫高壓流變儀；高溫高壓沉降穩(wěn)定分析儀，自研(測(cè)試最高溫度可達(dá)200 ℃，控溫精度 ±1 ℃；最高壓力可達(dá)100 MPa，恒壓精度±0.1 MPa；通過(guò)程序自動(dòng)控制溫度和壓力的升降)。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

1.2.1 油基鉆井液配制 基于現(xiàn)場(chǎng)需求，配制了兩種不同密度(1.60 g/cm3和1.85 g/cm3)的油基鉆井液，共4個(gè)樣品，其中2#和4#樣品添加了納米乳液穩(wěn)定劑，具體配方見(jiàn)表1。

表1 實(shí)驗(yàn)所用油基鉆井液樣品Table 1 Oil-based drilling fluids used in the experiment

1.2.2 實(shí)驗(yàn)方法 采用高溫高壓沉降穩(wěn)定分析儀分別對(duì)4個(gè)油基鉆井液樣品進(jìn)行了150 ℃/50 MPa靜置24 h、180 ℃/80 MPa靜置24 h的高溫高壓沉降穩(wěn)定性實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)束分別測(cè)鉆井液上下部密度，并用靜置沉降因子(SF)=下部密度/(上部密度+下部密度)來(lái)表示沉降穩(wěn)定性的大小。采用OFITE 高溫高壓流變儀計(jì)評(píng)價(jià)4個(gè)油基鉆井液樣品的高溫高壓流變性。

2 結(jié)果與討論

2.1 納米材料的表征

現(xiàn)有的高密度鉆完井液在高溫條件下容易發(fā)生沉降，其主要原因包括：① 重力因素導(dǎo)致沉降。根據(jù)Stocks定律，假設(shè)體系中粒子之間無(wú)相互作用，懸浮固體(如加重劑) 顆粒的尺寸越粗，與基礎(chǔ)油的密度差越大，易在重力作用下發(fā)生沉降，則體系的沉降穩(wěn)定性越差；同時(shí)體系的黏度增大，懸浮固相在介質(zhì)中的下沉速度變小，則體系不易發(fā)生沉降[5]；②懸浮固相所處的流體環(huán)境不穩(wěn)定導(dǎo)致沉降。油基鉆井液的油包水乳狀液是一種熱力學(xué)不穩(wěn)定體系，具有大的表面自由能，有一種自動(dòng)聚結(jié)并降低其表面自由能的傾向。因此，一般通過(guò)加入乳化劑，降低其表面自由能，提高分散穩(wěn)定性，避免聚結(jié)和沉降現(xiàn)象。在實(shí)際的深井超深井鉆井過(guò)程中，井底溫度升高時(shí)，處理劑易發(fā)生高溫失效，一方面，體系破乳，引起沉降；另一方面，處理劑高溫失效會(huì)引起鉆井液流變性變差，黏度和切力降低，空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)被破壞，易發(fā)生加重材料沉降[6-10]。因此，一般通過(guò)減小懸浮固相顆粒尺寸或改善流體自身性能來(lái)避免沉降現(xiàn)象[5，8-10]。

為了克服流體自身不穩(wěn)定導(dǎo)致鉆完井液高溫環(huán)境發(fā)生沉降的問(wèn)題，室內(nèi)研制了一種納米乳液懸浮穩(wěn)定劑，其粒徑分布見(jiàn)圖1。

圖1 納米乳液穩(wěn)定劑的粒徑分布圖Fig.1 Particle size distribution of nano-emulsion stabilizer

由圖1可知，該納米乳液的D10為72 nm，D90為102 nm，平均粒徑為92 nm。該納米乳液穩(wěn)定劑加入油包水乳液(80%柴油+4%主乳化劑+4%輔乳化劑+20%氯化鈣水溶液(濃度為20%))后的分散情況見(jiàn)圖2。

圖2 油包水乳液加入納米乳液前后的二次電子形貌對(duì)比Fig.2 Comparison of secondary electron morphologies of water-in-oil emulsion before and after adding nano-emulsion

由圖2可知，納米乳液穩(wěn)定劑加入油包水乳液后，仍能保持自身狀態(tài)分散于油包水乳液中，未出現(xiàn)絮凝團(tuán)聚現(xiàn)象，表現(xiàn)出了良好的分散穩(wěn)定性，同時(shí)有利于提高流體自身的穩(wěn)定性。

2.2 高溫高壓對(duì)高密度油基鉆井液沉降穩(wěn)定性的影響

分別對(duì)4個(gè)油基鉆井液樣品進(jìn)行了150 ℃/50 MPa 靜置24 h、180 ℃/80 MPa靜置24 h高溫高壓沉降穩(wěn)定性實(shí)驗(yàn)，結(jié)果見(jiàn)圖3。

圖3 高溫高壓對(duì)高密度油基鉆井液沉降穩(wěn)定性的影響Fig.3 Influence of high-temperature and high-pressure on sedimentation stability of the high-density OBMs

由圖3可知，4個(gè)樣品在150 ℃/50 MPa靜置24 h后仍然具有良好的沉降穩(wěn)定性；1#樣品和3#樣品在180 ℃/80 MPa靜置24 h后，沉降穩(wěn)定性變差，尤其是高密度油基鉆井液3#樣品在高溫高壓作用下更容易出現(xiàn)沉降現(xiàn)象；加入納米乳液穩(wěn)定劑的2#和4#樣品，在180 ℃/80 MPa靜置24 h后，沉降指數(shù)分別為0.501和0.502，沒(méi)有發(fā)生沉降現(xiàn)象，表明納米乳液穩(wěn)定劑可以改善高密度油基鉆井液的高溫高壓沉降穩(wěn)定性。

2.3 高溫高壓對(duì)高密度油基鉆井液流變穩(wěn)定性的影響

考慮到3#樣品在180 ℃/80 MPa靜置24 h后發(fā)生沉降現(xiàn)象，因此對(duì)180 ℃/80 MPa靜置24 h后的樣品3#和4#進(jìn)行了高溫高壓流變實(shí)驗(yàn)，在溫度為50，150，180 ℃時(shí)，分別測(cè)定其在壓力42，63，84 MPa下鉆井液的流變參數(shù)，每組測(cè)試選用600，300，200，100，6，3 r/min共6個(gè)轉(zhuǎn)速，根據(jù)各轉(zhuǎn)速時(shí)黏度計(jì)的讀數(shù)，計(jì)算鉆井液樣品的表觀黏度(AV)、塑性黏度(PV)和動(dòng)切力(YP)，結(jié)果見(jiàn)圖4。

由圖4可知，兩種油基鉆井液的表觀黏度，塑性黏度和動(dòng)切力均隨溫度的升高而減小，隨壓力的升高而增大；溫度一定時(shí)，兩種鉆井液的表觀黏度、塑性黏度和動(dòng)切力均隨著壓力的升高而增大；壓力一定時(shí)，兩種鉆井液的表觀黏度、塑性黏度和動(dòng)切力均隨著溫度的升高而降低。

圖4 3#和4#鉆井液樣品在高溫高壓 條件下的流變參數(shù)對(duì)比Fig.4 Comparison of rheological parameters between 3# and 4# OBMs under HTHP conditions

由圖4可知，4#樣品的表觀黏度、塑性黏度、動(dòng)切力和6轉(zhuǎn)讀數(shù)在相同溫度和相同壓力條件下均高于3#樣品的流變參數(shù)，這與4#樣品中添加了納米乳液穩(wěn)定劑有關(guān)。其中，3#樣品在低溫(<150 ℃)低壓(<63 MPa)作用下，動(dòng)切力和6轉(zhuǎn)讀數(shù)均變化較小，具有較好的懸浮特性，因此，該體系在150 ℃/50 MPa 靜置24 h后的沉降指數(shù)為0.507(圖3)，沒(méi)有重晶石沉降發(fā)生。在84 MPa的高壓作用下，隨溫度的上升，3#樣品的動(dòng)切力和6轉(zhuǎn)讀值大幅降低，180 ℃時(shí)，動(dòng)切力小于1 Pa，6轉(zhuǎn)讀值為0，表明該體系在高溫高壓(180 ℃/84 MPa)作用下，懸浮穩(wěn)定性變差，因此，易出現(xiàn)加重材料沉降，與圖3中3#樣品的沉降指數(shù)相吻合；4#樣品的動(dòng)切力和6轉(zhuǎn)讀值在高溫高壓(180 ℃/84 MPa)條件下分別為10 Pa和8.5，保持了較高的數(shù)值，表明該體系在高溫高壓作用下仍然具有良好的懸浮穩(wěn)定性，因此，該鉆井液樣品即使在高溫高壓(180 ℃/80 MPa)靜置24 h后，沉降指數(shù)為0.502(圖3)，沒(méi)有發(fā)生加重材料沉降現(xiàn)象；同時(shí)表明研發(fā)的納米乳液穩(wěn)定劑可以通過(guò)自身的納米材料特性(圖1)很好地吸附在油水界面，防止顆粒聚并(圖2)，提高了該油基鉆井液體系的空間網(wǎng)架結(jié)構(gòu)力，從而能夠起到改善高密度油基鉆井液的高溫高壓流變性和沉降穩(wěn)定性的作用[8，10]。

2.4 模擬井下溫度和壓力的鉆井液特性

在實(shí)際鉆井過(guò)程中，溫度和壓力同時(shí)隨井深的增加而增大。為了更詳細(xì)模擬井下溫度和壓力的變化對(duì)鉆井液性能的影響，分別測(cè)定了2#鉆井液樣品和 4# 鉆井液樣品的高溫高壓流變特性。其中，2#樣品用于模擬西南深井地層的實(shí)驗(yàn)。設(shè)定井深為 5 500 m，地面溫度為15 ℃，地溫梯度按3 ℃/100 m計(jì)算，地層壓力按鉆井液液柱壓力計(jì)算，模擬溫度和壓力為50 ℃/常壓、100 ℃/44 MPa、120 ℃/54 MPa、140 ℃/66 MPa、160 ℃/78 MPa、180 ℃/87 MPa；測(cè)試不同溫度壓力下的6轉(zhuǎn)讀數(shù)和初終切。2#樣品的流變參數(shù)隨溫度和壓力的變化曲線見(jiàn)圖5。

圖5 2#鉆井液樣品在高溫高壓條件下的流變參數(shù)Fig.5 Rheological parameters of 2# OBM under HTHP conditions

由圖5可知，在淺部地層低溫低壓下(<100 ℃/44 MPa)，表觀黏度、塑性黏度、動(dòng)切力隨著地層的深入而呈增加趨勢(shì)，表明壓力對(duì)流變參數(shù)的影響占主導(dǎo)地位；當(dāng)繼續(xù)鉆進(jìn)至深部地層時(shí)，表觀黏度、塑性黏度、動(dòng)切力呈降低趨勢(shì)，但降低較為平緩，表明此時(shí)井下高溫引起表觀黏度的降低會(huì)由于壓力增大使表觀黏度增加而得到部分補(bǔ)償，但整體前者降低的程度遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過(guò)后者增加的程度[4]，因此，在深井地層，鉆井液的表觀黏度、塑性黏度、動(dòng)切力是隨井深的增加而逐漸減小的，此時(shí)溫度對(duì)流變參數(shù)的影響大于壓力的影響。除此，由圖5可知，2#樣品即使在高溫高壓下(>160 ℃/78 MPa)，仍然保持一定的動(dòng)切力和凝膠強(qiáng)度，表明其具有良好的懸浮穩(wěn)定性，保持該體系在150 ℃/50 MPa靜置24 h和180 ℃/80 MPa靜置24 h后均無(wú)沉降現(xiàn)象(圖3)，進(jìn)一步證明了研發(fā)的納米乳液穩(wěn)定劑可以改善高密度油基鉆井液的高溫高壓沉降穩(wěn)定性。

進(jìn)一步模擬塔里木深井的井下溫度和壓力，測(cè)定了4#鉆井液樣品的高溫高壓流變特性。設(shè)定井深為9 000 m，地面溫度為15 ℃，地溫梯度按2 ℃/100 m計(jì)算，地層壓力按鉆井液液柱壓力計(jì)算，模擬溫度和壓力為50 ℃/常壓、100 ℃/78 MPa、120 ℃/97 MPa、140 ℃/115 MPa、160 ℃/133 MPa、180 ℃/150 MPa、200 ℃/170 MPa；測(cè)試不同溫度壓力下的6轉(zhuǎn)讀數(shù)和初終切。4#樣品的流變參數(shù)隨溫度和壓力的變化曲線見(jiàn)圖6。

由圖6可知，當(dāng)溫度>185 ℃、壓力>156 MPa(模擬井深約8 500 m)時(shí)，4#樣品(密度1.85 g/cm3)的動(dòng)切力和初終切降為0，表明體系有重晶石沉降風(fēng)險(xiǎn)。當(dāng)溫度<185 ℃、壓力<156 MPa 時(shí)，體系的表觀黏度、塑性黏度、動(dòng)切力和初終切均變化幅度較小，表明該體系能夠滿足井深8 500 m的鉆完井作業(yè)需求。

圖6 4#鉆井液樣品在高溫高壓條件下的流變參數(shù)Fig.6 Rheological parameters of 4# OBM under HTHP conditions

2.5 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

西南X高溫深井，井深設(shè)計(jì)約6 000 m，預(yù)測(cè)井底溫度190 ℃，無(wú)臨井參考，下部地層情況不明確。該井5 300 m以下井段使用抗高溫高密度油基鉆井液鉆進(jìn)時(shí)面臨以下挑戰(zhàn)：高溫高密度條件下鉆井液性能的綜合穩(wěn)定性差；在起下鉆、測(cè)井、完井下管柱等工況時(shí)，鉆井液在井筒內(nèi)長(zhǎng)時(shí)間靜止，疊加井底高溫高壓，因此加重材料沉降風(fēng)險(xiǎn)高。針對(duì)以上難題，以2#鉆井液體系為基礎(chǔ)，用白油替換柴油對(duì)體系進(jìn)行優(yōu)化并現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，其配方組成和基本性能見(jiàn)表2、表3。

表2 抗高溫高密度油基鉆完井液室內(nèi)配方Table 2 The formula of high-temperature and high-density oil-based drilling and completion fluids

表3 抗高溫高密度油基鉆完井液室內(nèi)配方性能Table 3 The performances of high-temperature and high-density oil-based drilling and completion fluids

結(jié)果表明，該油基鉆井液在整個(gè)應(yīng)用過(guò)程中，高溫高壓流變性、沉降穩(wěn)定性良好，破乳電壓保持在800 V以上，鉆井過(guò)程順利，起下鉆及測(cè)井順暢，下套管一次到底。在試油近2個(gè)月的電測(cè)、等停過(guò)程中，未發(fā)生高溫沉降現(xiàn)象，未出現(xiàn)因鉆完井液性能引起的井下事故復(fù)雜。進(jìn)一步表明了研發(fā)的納米乳液穩(wěn)定劑改善的高密度油基鉆完井液具有良好的高溫高壓流變性和沉降穩(wěn)定性，能夠滿足高溫深井、超深井的現(xiàn)場(chǎng)需求。

3 結(jié)論

(1)溫度一定時(shí)，油包水鉆井液的表觀黏度、塑性黏度和動(dòng)切力均隨著壓力的升高而增大；壓力一定時(shí)，表觀黏度、塑性黏度和動(dòng)切力均隨著溫度的升高而降低。在深部井段，溫度對(duì)油基鉆井液流變性的影響大于壓力的影響。

(2)研發(fā)了一種納米乳液穩(wěn)定劑，能夠阻止油包水乳液中的液滴聚并，提高油包水鉆井液的高溫高壓流變穩(wěn)定和沉降穩(wěn)定性。該穩(wěn)定劑改進(jìn)的油基鉆完井液在西南X高溫深井成功應(yīng)用，井底溫度高達(dá)190 ℃，體系的流變性能穩(wěn)定，未發(fā)生重晶石沉降現(xiàn)象，能夠滿足高溫深井、超深井的鉆完井需求。