第二节油基钻井液.docx
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第二节油基钻井液
第二节油基钻井液
油基钻井液是一种用油做连续相或外相的钻井液。
油基钻井液中的固相是油润湿的,所有的添加剂也是油溶性的,钻井液的滤液是油,如果有水,水也是在油中乳化的。
油基钻井液有两种—全油基钻井液和逆乳化油基钻井液。
这两种钻井液中的油可以是原油、精制油(如柴油或矿物油),也可以是目前应用的非石油类的合成基有机流体。
后一种油基钻井液有多种叫法:
惰性钻井液、非水基钻井液和合成基钻井液。
这种钻井液目前比柴油或矿物油钻井液更容易被环境所接受。
全油基钻井液用油做为外相,它在配制或使用中不含水。
由于不含水,需用沥青或有机类材料来控制失水和粘度。
由于在配制或使用中不含水,所以在使用过程中尽量控制水,含水量不应超过7%。
如果水对全油基钻井液造成污染,钻井液中的固相就会变成水润湿,钻井液的稳定性就会受到影响。
逆乳化油基钻井液是中等或高含水的油基钻井液,水是逆乳化油基钻井液的内相,并且可以含有盐类如钙或钠的氯化物,其含水一般在10%~60%。
加入乳化剂,不但可以增强乳化稳定性,使水作为内相,还可以防止水渗出进而聚结成大的水滴。
改良的褐煤衍生物或沥青可用作失水控制剂,有机土可用来提高体系的粘度。
逆乳化油基钻井液的乳化性能通常很好,是一种低失水的油基钻井液。
一、油基钻井液的优点
油基钻井液有很多地方优于水基钻井液。
油基钻井液的原始成本高是这种体系不被采用的原因之一。
但是如果考虑到整个钻井成本的话,使用油基钻井液的成本通常比水基钻井液的要低。
油基钻井液有下列特点:
1、良好的井壁稳定性和页岩抑制性。
2、良好的油气层保护能力。
3、高温稳定性能。
4、良好的润滑性和低的卡钻几率。
5、抗污染能力强。
6、井徑规则。
7、低孔隙压力岩层
8、防腐
10、循环再利用
二、油基钻井液的缺点
1、油基钻井液的成本高。
2、钻屑的清除、油基钻井液排放这些都是和环境密切相关的。
3、油基钻井液对循环系统的橡胶部分有一定的损害。
4、油基钻井液中挥发出的蒸汽闪点较低,造成火灾隐患。
5、由于油基钻井液是不导电的,因此电阻率测井技术在油基钻井液中无法运作。
6、油基钻井液更易于压缩,因此井底钻井液的密度同在地面所测的可能差别较大。
三、XXX油田常用的O—M油基钻井液
1、特点
本钻井液是以柴油为连续相,氧化沥青、有机土等为分散相配制而成的,具有良好的润滑、防塌、抗污染、保护油气层等特性。
2、推荐使用范围
1)、复杂地区钻井
2)、取心井
3)、完井、射孔
3、配方(表9.17)
表9.17O—M油基钻井液
材料与处理剂
功用
用量,kg/m3
柴油或白油
液相
1000.0
有机土
增粘降失水
20.0~30.0
氧化沥青
增粘降失水
60.0~90.0
硬脂酸
乳化`
50.0~80.0
烧碱水:
(1/4浓度)
调节pH
4.0~8.0
石灰
乳化`、调节pH
0.5~1.0
加重剂
提高密度
按设计要求
4、性能指标(表9.18)
表9.18O—M油基钻井液性能
项目
性能
密度ρ,g/cm3
按设计要求
漏斗粘度FV,s
100~200
API失水,ml
1.0~2.0
静切力G,Pa
10~15/20~30
含水,%
<4.0
pH值
8~10
塑性粘度PV,mPa.s
40~60
动切力YP,Pa
15~25
Kf
<0.05
5、全油基钻井液的配制
1)、将基础油泵送到配制池中。
预热70~80℃。
2)、加入一定量的氧化沥青,搅拌1~2小时,使其完全溶解。
3)、加入一定量的硬脂酸,搅拌溶解。
4)、加入一定量的10%的氢氧化钠水溶液,使其皂化。
5)、加入一定量的有机土,搅拌1~2h,使其完全溶解。
6)、配制好后,测定性能。
7)、按要求加重,测定性能。
四、XXX油田常用的逆乳化油基钻井液
1、特点
逆乳化钻井液的液相是一种水在油中的乳状液,其中油是连续相或分散介质,而水分散在油中。
2、推荐使用范围
1)、复杂地区钻井
2)、取心井
3)、完井、射孔
3、配方(表9.19)
表9.19逆乳化钻井液
材料与处理剂
功用
用量,kg/m3
柴油或白油
液相
700.0~900.0
盐水
被乳化的液相
300.0~100.0
氧化沥青
增粘降失水
60.0~90.0
乳化剂
乳化`
50.0~80.0
有机土
乳化增粘
20.0~50.0
CaCl2/NaCl
配制盐水、调节活度
根据需要
石灰
乳化`、调节pH
30.~80.0
加重剂
提高密度
按设计要求
4、性能指标(表9.20)
表9.20逆乳化钻井液性能
项目
性能
密度ρ,g/cm3
按设计要求
漏斗粘度FV,s
100~200
API失水,ml
1.0~5.0
静切力G,Pa
10~15/20~30
pH值
8~10
塑性粘度PV,mPa.s
40~60
动切力YP,Pa
15~25
破乳电压,V
>400
5、逆乳化钻井液的配制
1)、洗净并准备好两个混合罐。
2)、用泵将配浆用基油打人1号罐内,按预先计算的量加入所需的乳化剂。
然后进行充分搅拌直至所有油溶性组分全部溶解。
在常温条件下,混合31.8m3大约需要2h或更长时间,将油预热或剧烈搅拌可以缩短溶解的时间。
3)、按所需的水量将水加人2号罐内,并让其溶解所需盐量的70%。
4)、在钻井液枪等专门设备强有力的搅拌下,将盐水缓慢加人油相。
最好是在3.45MPa以上的泵压下,通过1.27cm的钻井液枪喷嘴对钻井液进行搅拌。
若泵压达不到3.45MPa,则应选用更小喷嘴,并降低加水速度。
5)、在继续搅摔下加入适量的亲油胶体和石灰。
当乳状液形成后应全面测定其性能,如流变参数、pH值、破乳电压和HTHP滤失量等。
6)、如性能合乎要求,可加入重晶石以达到所要求的钻井液密度。
加重晶石的速度要适当。
7)、当体系达到所需的密度后,加入剩余的盐最后再进行充分搅拌。
五、油基钻井液的维护与处理
1、粘度
1)粘度低
造成粘度低的主要原因是:
不适当的油水比、不稳定的新钻井液体系、电解质迅速增加、化学处理不足、重晶石沉淀。
对于全油基钻井液,按实际情况增加有机土或氧化沥青的含量。
对于逆乳化油基钻井液,有下列两种途径:
(1)可适当减少油水比,即适当增加一部分水的含量,同时补充乳化剂的量。
(2)适当增加有机土或氧化沥青的含量
2)粘度高
造成粘度高的主要原因是:
不适当的油水比、固相含量增加、温度的变化、酸性气体污染、过度的化学处理。
对于全油基钻井液,按实际情况加入基油或适当降低有机土或氧化沥青量。
对于逆乳化油基钻井液,有下列两种途径:
(1)可适当增加油水比,即适当增加一部分基油的含量,同时补充乳化剂的量。
(2)适当降低有机土或氧化沥青的含量
2、滤失量
滤失量低并且滤液主要是油而不是水,是油基钻井液在性能方面的一个重要特点,也是油基钻井液适于钻强水敏性易坍塌复杂地层以及能够有效保护油气层的主要原因。
通常情况下,只要具有良好的乳化稳定性,油基钻井液的API滤失量可调整至接近于零,HTHP滤失量也不超过1Oml。
造成低滤失的原因主要是由于钻井液中的亲油胶体物质在井壁上的吸附和沉淀可形成致密的滤饼。
其次,分散在油中的乳化水滴也有利于堵孔,起一定降滤失作用。
还有水相的高含盐量(含CaCl2和或NaCl〉可有效地防止油基钻井液中的水分向井壁岩石运移。
但是如果油基钻井液的乳化稳定性受到破坏,不仅滤失量会显著增加,而且会发现滤液中油水并存,此时应及时补充足量的乳化剂和润湿剂以增强乳化稳定性。
当发现滤失量过高而滤液中不含水时,表明体系中亲油胶体含量偏低。
这种情况下,应适当补充有机土、氧化沥青等降滤失剂。
在井底温度超过200℃的深井、超深井中控制滤失量的难度会明显增大,这时应采取的有效方法是,除适当增加氧化沥青的用量外,还应配合使用其它高温降滤失剂。
对于为提高钻速而采用的低胶质油基钻井液,滤失量可适当放宽。
密度为1.92g/cm3的这种钻井液,其API滤失量可控制在2~4ml,HTHP滤失量(180℃,3.45MPa〉的适宜范围为15~25ml。
如果是非加重钻井液,API滤失量可放宽至10ml,HTHP滤失量也可进一步放宽至4Om1。
所谓低胶质,就是在保证油基钻井液具有良好的乳化和悬浮稳定性的前提下,将其中含有大量胶体颗粒(指粒径<1μm的亚微米颗粒)的亲油胶体含量降至最低限度。
虽然由此而引起油包水乳化钻井液的滤失量,特别是HTHP滤失量明显增加,但却使机械钻速显著提高,甚至接近或超过在相同钻井条件下使用水基钻井液的钻速,从而使钻井总成本大幅度降低。
通常对这种油基钻井液在组成上的基本要求是,只添加适量有机土以提高钻井液的携岩和悬浮重晶石的能力,但一般不得添加氧化沥青等降滤失剂。
3、电稳定性差
油基钻井液的核心问题是在使用过程中,必须确保乳状液的稳定性。
目前,衡量乳状液稳定性的定量指标主要是破乳电压,测量油基钻井液破乳电压的实验称为电稳定性(ES〉实验。
在钻井液体系中,油作为连续相是不导电的。
因此,将电极插入并施以较低电压时,不会产生电流。
但逐渐加大电压直至乳状液破乳时,电流计便会指示有电流产生。
使乳状液破乳所需的最低电压称为破乳电压,显然其值越高钻井液越稳定。
按一般要求,油包水乳化钻井液的破乳电压不得低于400V。
实际上,许多性能良好的钻井液,其破乳电压都在200OV以上。
乳状液稳定性变差通常是由于钻井液中出现亲水固体而引起的。
如果钻井液缺少光泽,流动时旋涡减少,钻屑趋向于相互聚结并容易粘附在振动筛筛网上,以及用钻井液杯取样后固相下沉速度过快,均表明有亲水固体存在。
其原因一是钻遇水层时引起大量地层水侵入,使钻井液中水量大幅度增加,二是当大量亲水钻屑进入钻井液后乳化剂和润湿剂在钻屑表面的吸附导致其过量消耗而未能及时加以补充所致。
一旦出现上述情况应及时补充乳化剂和润湿剂,并注意调整好油水比,使原有的乳化稳定性尽快恢复。
4、固含量高
油基钻井液对固相含量的要求与水基钻井液相似,无用固相应尽可能地清除。
若含量过高,既影响钻井液的乳化稳定性及其它性能,又影响机械钻速,使钻井成本增加。
测定固相含量的方法与水基钻井液基本相同,只是应注意:
(1)清洗容器宜用基础油;
(2)因水相中含有较多无机盐,只有经过校正将可溶性无机盐的质量从蒸干后的固体质量中减掉,才是钻井液中的实际固相含量。
用于油基钻井液的主要固控设备是细目振动筛,应尽可能使用200目筛网。
单独使用旋流器和离心机会使大量价格昂贵的液流废弃。
对于加重油基钻井液,可使用钻井液清洁器。
油基钻井液属于强抑制性的钻井液,钻屑的分散程度较低。
因此,只要乳化稳定性保持良好,用振动筛清除钻屑的效果会优于一般的水基钻井液。
只有当固相含量指标在使用细目振动筛和钻井液清洁器后也难以达到时,才考虑用稀释法降低固相含量,因为用基础油稀释的费用是相当高的。
5、钻井液漏失
漏失对油基钻井液来讲,将造成大的浪费,在已知漏失地区,使用此类钻井液是不利的,发生漏失时的处理办法类似水基钻井液体系。
在漏失严重的情况下,正常的工艺已不能维持,应该用水基钻井液代替油基钻井液。
六、油基钻井液的顶替
油基钻井液置换水基钻井液的要点:
1、处理好待顶替的水基钻井液的性能。
这是所有必须条件中最关键的条件。
待顶替的钻井液在井下应该是均匀液体且没有局部强凝胶体。
因为凝胶钻井液可能引起窜槽而导致在井中留下未被顶替出的水基钻井液。
一旦油基钻井液充满循环系统再企图清除留下的水基钻井液几乎是不可能的。
这部分水基钻井液需要大量的化学处理剂才能使它融入油基钻井液中。
2、上提下放并旋转活动钻杆,这样将有助于松开凝胶钻井液和可能留在井里的泥饼,也有助校直钻杆和井眼之间的偏心距,以消除液流中的“死点”。
3、隔离液的使用有助于分开两种不相容的体系,隔离液正常的长度不小于150m,最佳长度300m。
可使用各种类型的隔离液,然而用清水再接一段胶凝的油基钻井液最为适用。
4、在顶替期间泵速要慢,平板型的层流有利于顶替,同时也有附加的时间,得以用缸车排放水基钻井液等。
虽然紊流是最好的顶替模式,但由于油基钻井液的压力效应很难获得紊流。
七、低毒性油基钻井液
油基钻井液作为一种优良的钻井液,在深井、复杂地层井及各种特殊工艺井中均取得了良好的效果。
但随着环保法规日益严格,对环境的影响提出越来越高的要求,油基钻井液的应用也受到越来越多的限制,特别是在海洋钻井中。
由此而发展了低毒油基钻井液,此钻井液主要是用无荧光和低芳香烃矿物油代替柴油。
(一)、低毒性油基钻井液基本配方的研究
90%白油+10%CaCl2水溶液+4%有机土+5%主乳化剂+3%辅乳化剂+3%高温降滤失剂1+5%降滤失剂2+3.0%润湿剂+6%高温稳定剂+2.5%碱度调节剂+加重剂2
(二)、油基钻井液性能的评价
1.抗盐侵污染
低毒性油基钻井液抗电解质污染(NaCl)能力,实验结果见表21。
表21油基钻井液抗NaCl污染能力
NaCl加量
AV
mPa·s
PV
mPa·s
YP
Pa
Gel
Pa/Pa
FL
ml
ES
V
T
℃
0
42.5
35
7.5
3/4
3.6
800
60℃
3%
46.5
39
7.5
3/5
4.4
700
60℃
8%
38.0
35
3
1/2.5
4.0
700
60℃
13%
29.5
27.0
2.5
1/2
2.8
600
60℃
18%
28.5
26.0
2.5
1/3
2.6
600
60℃
随着NaCl的加量变化,钻井液流变性基本保持不变,这说明电解质对油基钻井液流变性影响很小。
随着电解质加量的增加,油基钻井液破乳电压有所降低,但仍然在700伏以上,能够很好地满足现场施工的要求。
2.抗钻屑污染
考察了油基钻井液抗钻屑污染的能力,实验结果见表22。
表22油基钻井液抗钻屑污染能力
配方
AV
mPa·s
PV
mPa·s
YP
Pa
Gel
Pa/Pa
FL
ml
ES
V
0
27.5
23.0
4.5
1/2
3.2
800
3%钻屑
48.0
42.0
6.0
1.5/2.5
0.8
900
8%钻屑
51.0
46.0
5.0
1.5/2.5
0.6
900
13%钻屑
58.0
51.0
7.0
3/4
0
800
油基钻井液具有优良的抗钻屑侵污能力。
从3%直到13%,钻井液的粘切变化不大,滤失量降低,流变性好,电稳定性强。
3.热稳定性能
在130℃热滚老化16小时后测其性能,以此考察乳状液的热稳定性能。
高温后乳状液的性能几乎不变,破乳电压由500伏降为400伏。
可以看出乳状液有很好的抗温性能。
在不同温度下热滚老化16小时后测其各项性能,实验结果见表23。
表23油基钻井液抗温能力
性能
老化温度℃
密度
g/cm3
AV
mPa.s
PV
mPa.s
YP
Pa
ES
V
FL
mL
150
1.87
99.5
76
23.5
2000
0.6
160
2.25
122.5
86
36.5
2000
0.6
170
2.28
127.5
110
17.5
1000
0.4
在150~170℃热滚老化后其表观粘度和塑性粘度变化不大,失水和破乳电压均很正常,说明该体系有很好的抗高温性能,能够很好地满足高温高压地层钻井的需要。
4.油基钻井液生物毒性研究
毒性级别的分类见表24。
表24毒性级别的分类
类别
96hLC50值,mg/L
无毒性
>10000
微毒性
1000~10000
中等毒性
100~1000
毒性
1~100
剧毒性
<1
对低毒油基钻井液进行了毒性测定。
实验结果见表25:
表25生物毒性实验
配方
96hLC50值,mg/L
毒性级别
白油
>1000000
无毒
白油基钻井液
100000~200000
无毒
0#柴油
8000~10000
微毒
柴油基钻井液
3000~7000
微毒
合成基
>10000
实际无毒
PLUS-KCL
>30000
可排放
聚合醇基钻井液
>30000
可排放
低毒油基钻井液均在100000-200000mg/L之间,完全符合海洋环保要求。
5.低毒油基钻井液流变性能的调节
考虑到在现场施工过程中面临对油基钻井液性能调节的问题,集中表现在钻井液提切及稀释的问题上,因此分别加入相应的提切剂和稀释剂。
提切剂对钻井液性能的调节见表1-6,稀释剂对钻井液性能的调节见表26、27:
表26提切剂对油基钻井液性能影响
加量,%
密度/g/cm3
AV/mPa·s
PV/mPa·s
YP/Pa
Φ6/Φ3
FL/ml
ES/(V)
0
1.40
46.0
39.0
7.0
7/6
2.5
1350
2
1.4
58.0
43.0
15.0
16/14
3.0
1050
注:
实验数据是在100℃下滚动16小时后测定
实验结果表明,提切剂能极大改善油基钻井液的低剪切速率粘度,Φ6和Φ3读数和低剪切速率粘度明显变大,有利于提高钻井液携砂能力,其推荐加量为2%。
表27稀释剂加量不同时钻井液的流变性
加量%
AV/mPa·s
PV/mPa·s
YP/Pa
φ6/φ3
0
52
41
11
12/10
0.5
48
38
10
9/8
1.0
42
34
8
5/4
2.0
40
35
5
2/1
注:
实验数据是在100℃下热滚16小时后测定
稀释剂对油基钻井液具有明显的稀释作用,随着稀释剂加量的增大,钻井液中的AV、PV和YP值均有显著降低,这说明其稀释降粘效果较好。
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