刘扣其， 邱正松， 曹 杰， 罗 洋

(中国石油大学石油工程学院，山东青岛 266580)

油基钻井液组分对体系沉降性能的影响

刘扣其， 邱正松， 曹 杰， 罗 洋

(中国石油大学石油工程学院，山东青岛 266580)

研究了油基钻井液组分对其沉降稳定性能的影响。结果表明，基液类型、油水体积比、内相盐种类、加重材料粒径大小和种类会对油基钻井液的沉降稳定性能产生影响。静态沉降条件下基液黏度越大，体系油水体积比越小，体系沉降稳定性能越好。以NH4Ca(NO3)3为内相的油基钻井液体系沉降稳定性能优于甲酸盐、氯化钙和氯化钠内相钻井液体系。加重材料颗粒的粒径越小，沉降稳定性能越好，动态剪切和静态沉降条件下Mn3O4为加重材料的油基钻井液沉降稳定性能都优于其他加重材料体系。

油基钻井液； 沉降稳定性能； 基液； 油水体积比； 内相； 加重材料

油基钻井液由于具备润滑性能好，抗污染能力强，利于井壁稳定等特点而被广泛运用在高难度复杂井中。但是油基钻井液切力低，悬浮加重剂的能力较差，特别是在深井和斜井中，油基钻井液加重材料沉降现象会更加严重，加重材料沉降后形成沉积层，导致钻井液密度发生变化，从而引发井控难题，此外加重材料的沉降会对下套管和完井等操作都会产生影响，延长了非生产时间，给钻井带来较大经济损失[1-7]，因此油基钻井液加重材料沉降难题是目前急需解决的。本文主要以油基钻井液的组成为基点，实验研究了基液、油水体积比、内相盐、加重材料对油基钻井液沉降性能的影响。

1 实验部分

1.1实验材料及仪器

实验材料：基液(5#白油、3#白油、0#柴油、合成基)、内相盐(NH4Ca(NO3)3、甲酸钠、甲酸钾)、加重材料(Mn3O4、Fe2O3、Fe3O4、微米重晶石、常规重晶石)、润湿剂、乳化剂、降滤失剂、有机土，中石化胜利油田泥浆公司；氯化钠、氧化钙、无水氯化钙，上海国药集团化学试剂有限公司。

实验仪器：Fann 35 六速旋转黏度计，青岛海通达专用仪器有限公司；DC-1006 低温恒温槽，上海精密科学仪器有限公司；滚子炉，青岛海通达专用仪器有限公司。

1.2实验方法

采用控制变量法，在其余处理剂种类和加量不变的条件下，分别改变油基钻井液体系的基础油、油水体积比、内相盐、加重材料，配制不同的油基钻井液体系。分析评价各体系的静态、动态沉降稳定性能进而掌握基础油、油水体积比、内相盐、加重材料对油基钻井液沉降性能的影响。静态沉降稳定性能评价方法为：50 ℃恒温条件下静态沉降16 h后取出上层分离油，将剩余部分从上到下平均分为4个层位，测量各层钻井液的密度，计算最上层和最下层钻井液的密度差或者各体系的沉降系数(沉降系数=最下层钻井液的密度/(最下层钻井液的密度+最上层的密度))[7]。动态沉降稳定性能评价方法为：在剪切速率为170.3 s-1(与现场的100 r/min相等)，温度为50 ℃条件下剪切测试样品，记录测试样品剪切应力随时间的变化，时间为30 min，最后采用公式(1)计算出动态剪切条件下各钻井液体系密度的变化情况，从而能对比分析各体系的动态沉降稳定性能[8]。

Δρ=8.337×ρ0τ0-τtτ0

(1)

式中,Δρ为剪切前后密度的变化，g/cm3；ρ0为未剪切时体系的密度，g/cm3；τ0为未剪切时体系的剪切应力，Pa；τt为剪切ts后体系的剪切应力，Pa。

2 结果与讨论

2.1基液类型对油基钻井液体系沉降性能的影响

分别选取5#白油、3#白油、0#柴油、合成基4种基液配制油基钻井液体系，各体系油水体积比均为80∶20，密度均为1.8g/cm3(重晶石加重)，且其余处理剂的种类和加量相同。采用静态沉降稳定性能的评价方法，计算不同油基钻井液体系的沉降系数，实验结果如图1所示。

从图1中可以看出，静态沉降条件下，以5#白油为基液的油基钻井液体系的沉降稳定性能最好，沉降系数有0.507 7，而以合成基为基液的钻井液体系的沉降稳定性能最差，沉降系数为0.516 9，这主要是由于5#白油的黏度最高，合成基的黏度最小，在其余处理剂种类和加量不变的情况下，基液的黏度越高所配制出钻井液体系黏度最大，加重剂沉降时受到的阻力越大，沉降越缓慢，体系的沉降稳定性能越好。

图1 静态沉降条件下不同基液钻井液体系沉降系数

Fig.1SedimentationcoefficientofOBMswithdifferentbaseoilunderstaticconditions

2.2油水体积比对油基钻井液体系沉降性能的影响

以5#白油为基液，分别配制油水体积比为90∶10、80∶20、70∶30三种钻井液体系，体系中其他处理剂种类和加量相同，同样采用静态沉降稳定性能评价方法，测量计算出其静态沉降后最下层部分与最上层密度的差值，考察油水体积比对油基钻井液体系沉降性能的影响，实验结果如图2所示。

图2 静态沉降条件下不同油水体积比油基钻井液体系上下层密度差

Fig.2DensitychangeofOBMswithdifferentoil-waterratiounderstaticconditions

从图2中可以看出，静态沉降条件下，体系油水体积比越小，体系上下层密度差值越小，沉降稳定性能越强。这是由于钻井液体系中液滴与液滴之间存在胶体化学力，体系具有一定的结构强度，当水相比例增大时，体系中水滴与水滴之间的距离减小，水滴之间的作用力增大，体系的结构增强，黏度变大，切力变大，悬浮重晶石的能力变强，体系的静态沉降稳定性能变优。

2.3内相盐种类对油基钻井液体系沉降性能的影响

配制具有相同活度的不同内相油基钻井液体系(钻井液活度为0.9)，采用静态沉降稳定性评价方法分析内相对油基钻井液体系沉降性能的影响(测试温度50 ℃)，实验使用的内相盐主要有CaCl2、NaCl、HCOONa、HCOOK、NH4Ca(NO3)3，测量分析结果如图3和图4所示。

从图3和图4可以看出，静态沉降条件下，以NH4Ca(NO3)3为内相的油基钻井液体系最上层与最下层密度变化最小，沉降系数最小，沉降稳定性能最优。这是因为当油基钻井液活度相等时，NH4Ca(NO3)3电解质浓度最高，电解质压缩液滴表面的表面活性剂，致使表面活性剂排列变得紧凑，界面张力降低，乳液的粒径变小，乳状液的稳定性增强，沉降性能变优。

图3 不同内相油基钻井液体系密度变化曲线

Fig.3DensitychangeofOBMswithdifferentbrinephase

图4 不同内相油基钻井液体系沉降系数

Fig.4SedimentationcoefficientofOBMswithdifferentbrinephase

2.4加重剂对油基钻井液体系沉降性能的影响

2.4.1 加重剂粒径 采用分子模拟软件，改变加重剂的粒径，模拟计算出加重剂颗粒与颗粒之间的距离随粒径的变化，结果如图5所示。

图5 不同颗粒粒径条件下颗粒与颗粒之间的距离

Fig.5Distanceoftheparticleswithdifferentgranulesize

从图5中可以看出，当加重材料粒径由10.0 μm降到6.5 μm时，颗粒与颗粒间的距离由2.3 μm降到1.5 μm，颗粒在钻井液体系中由于运动摩擦会带上部分同种电荷，当颗粒之间的距离变小，颗粒与颗粒之间的排斥力变大，从而阻止了颗粒之间发生团聚，从而能有效地减小油基钻井液体系的沉降。并且根据strokes沉降公式可知颗粒的粒径越小，vt越小，则沉降越缓慢，体系的沉降稳定性能越好。

(2)

式中，vt为粒子的沉降速度，m/s；ρp和ρf分别为球形粒子和介质的密度，kg/m3；r为粒子的半径，m；η为介质的黏度，Pa·s，g为重力加速度，m/s2。

2.4.2 加重剂种类 选取Mn3O4、Fe2O3、Fe3O4、微米重晶石、常规重晶石作为钻井液加重材料，各加重材料性能参数如表1所示。

配制含有不同加重材料的油基钻井液体系，体系密度均为1.8g/cm3，在其余处理剂种类和加量一样的情况下，结合采用静态、动态沉降稳定性能评价方法考察加重材料对油基钻井液沉降性能的影响。表2和图6分别表明了含有不同加重材料的各体系动态、静态沉降稳定性能测试分析结果。

表1 不同加重剂性能参数Table 1 Performance parameters of different weighting agents

注：D50是指一个样品的累计粒度分布百分数达到50%时所对应的粒径，也称中值粒径。

由表2可知，动态剪切条件下含有不同加重材料体系的沉降稳定性能不同，相比较而言，Mn3O4为加重材料的油基钻井液体系动态剪切下其密度的变化值最小，动态沉降稳定性最好，而Fe2O3为加重材料的体系的密度变化值最大，动态沉降稳定性能最差。

表2 动态沉降性能数据处理结果Table 2 Settling results of different OBMs under dynamic conditions

图6 不同加重材料钻井液体系沉降系数

Fig.6SedimentationcoefficientofOBMswithdifferentweightingmaterials

从图6中可以看出，静态沉降条件下，Mn3O4为加重材料的油基钻井液体系沉降系数最小，沉降稳定性最好，而Fe2O3为加重材料的沉降系数最大，静态沉降稳定性能最差，该结论与动态沉降稳定性能测试结果一样。

3 结论

(1)基液黏度越大，油水体积比越小，钻井液体系黏度越高，切力越大，体系的静态沉降稳定性能最好。

(2)内相盐种类对油基钻井液的沉降性能有较大影响，以NH4Ca(NO3)3为内相的钻井液体系静态沉降性能最好。

(3)加重剂粒径越小，沉降稳定性能越高。在动态剪切和静态沉降条件下，Mn3O4为加重材料的钻井液沉降性能最好，Fe2O3为加重材料的体系的沉降性能最差。

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[8] 邱正松，刘扣其，曹杰，等.新型内相油基钻井液性能实验研究[J].钻井液与完井液，2014，31(2):24-27.

(编辑 宋官龙)

Effect of the Compositions of the Oil-Based Drilling Fluid on the Sag Stability

Liu Kouqi， Qiu Zhengsong， Cao Jie， Luo Yang

(CollegeofPetroleumEngineering，ChinaUniversityofPetroleum，QingdaoShandong266580，China)

The effect of the drilling fluid components on sag performance was studied. Experimental results show that the type of base oil, oil-water ratio, type of internal phase, particle size and type of weighting material have great effect on the sag stability of the system. The greater the viscosity of the base fluid, the lower the oil-water ratio, the better the sag performance is. The oil-based drilling fluid system with NH4Ca(NO3)3as the internal phase shows better sag stability after static aging than the system with other internal phase such as formate, calcium chloride and sodium chloride. The smaller the particle size, the better the sag stability is. The oil-based drilling fluid system with Mn3O4as the weigh material shows the best settling stability under static and shear conditions.

Oil-based drilling fluid; Sag stability; Base oil; Oil-water ratio; Internal phase; Weigh materials

2014-01-07

：2014-03-03

国家科技重大专项(2011ZX05030-005-07)；博士后基金项目(2012M521385)；教育部创新团队项目(IRT1086)。

刘扣其(1989-)，男，硕士研究生，从事油基钻井液技术研究；E-mail：Liukouqi@126.com。

邱正松(1964-)，男，博士，教授，从事钻井液防塌防漏技术、深水钻井液以及油层保护技术研究；E-mail：qiuzs63@sina.com。

1006-396X(2014)05-0054-04

TE254

： A

10.3969/j.issn.1006-396X.2014.05.012