大庆油田有机硅钻井液高温流变性研究.docx
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大庆油田有机硅钻井液高温流变性研究
大庆油田有机硅钻井液高温流变性研究
摘要
由于地温梯度和地层压力的存在,在深井钻井过程中,井筒内的温度和压力会随着井深变得更高,钻井液在高温高压作用下很容易失去原有的性能。
近几年大庆油田在徐家围子地区部署多口深井及探气井,并使用有机硅钻井液。
本文主要研究有机硅钻井液不同温度下的流变性,使用高温高压流变仪测出不同温度下的钻井液流变参数,用线性回归的方法,得到各流变模式的参数值和对应的流变方程,用最小二乘法回归得到最小标准差,优选出能够准确描述该钻井液高温高压下的流变模式。
对有机硅钻井液中几种主要的处理剂在高温高压下的流变性能进行测试,研究其对钻井液流变性的影响,通过实验得出膨润土含量、pH值以及老化时间对钻井液流变性的影响。
有机硅钻井液在使用过程中发现无侵入保护剂BST-2稍微有些增粘,我们在原有钻井液配方基础上,针对高温严重影响水基钻井液流变性的问题,对抗高温保护剂、无侵入保护剂进行改进,使有机硅钻井液配方得到完善并对其进行评价。
关键词:
高温;深井;流变性;流变模式;有机硅钻井液
ResearchonHighTemperatureRheologicalPropertyofOrganosiliconDrillingFluidinDaqingOilField
Abstract
Indeepwelldrilling,fortheexistenceofgeothermalgradientandformationpressure,theboreholetemperatureandpressureincreaseswiththeholedepthwhichcausesthedrilling-fluidtendtoloseitsoriginalproperties.Inrecentyears,DaqingOilfielddeployedmultipledeepwellsandgasexploratingwellsinXujiaweizi,whereorganosiliconedrillingfluidismostlyused.Thispaperfocusesontherheologicalpropertyoforganosiliconedrillingfluidatdifferenttemperatures,measuredrheologicalparameterswithHTHPrheometerandgotcorrespondingparametervaluesandrheologicalformulaineachmodelbythemethodoflinearregression.TheleastsquareapproachwasappliedtogetthesmalleststandarddeviationandoptimizearheologymodelthatcanbestdescribethedrillingfluidpropertyatHTHP.MainlyadditivesintheorganosiliconedrillingfluidweretestedunderHTHPtostudytheirimpactontherheologicalproperty,andtheinfluencescausedbybentonitecontent,pHandagingtimewerealsoobtainedthroughexperiments.Itwasfoundthatthenon-invasionprotectantBST-2viscosifiedalittlebitwithorganosiliconedrillingfluid.Topointagainstthehightemperature’sstrongimpactontherheologicalproperty,advancedtheantihightemperatureprotectantandthenon-invasionprotectant,perfectedtheformulaoforganosiliconedrillingfluidandevaluatedit.
Keywords:
Hightemperature;Deepwell;Rheologicalproperty;Rheologymodel;Water-baseddrillingfluid
目录
摘要I
AbstractII
前言1
第1章深井钻井液技术研究与应用现状5
1.1深井高温水基钻井液的特点5
1.2高温水基钻井液作用原理8
1.3国内外深井钻井液技术发展概括及面临的问题12
第2章有机硅钻井液高温流变性研究18
2.1钻井液体系流变性影响因素分析18
2.2描述钻井液流变特性的模型19
2.3优选钻井液高温高压流变性实验24
2.4高温高压对流变参数的影响实验研究29
2.5本章小结32
第3章有机硅钻井液主要处理剂对流变性的影响33
3.1主要处理剂对流变性的影响33
3.2正交实验35
3.3本章小结41
第4章抗高温有机硅钻井液室内完善研究42
4.1油气层无侵入保护剂优选42
4.2钻井液抗高温保护剂优选45
4.3有机硅钻井液性能评价46
4.4本章小结50
结论51
参考文献52
致谢55
前言
一、研究的主要目的和意义
石油,在当今社会仍是人们利用的主要能源之一。
随着世界石油资源需求日益加剧和已探明石油地质储量被不断开采,需要有足够的后备储量才能保证石油工业的长期可持续发展,中、浅地层的油气资源己经基本被完全开发。
在这种情况下,深井超深井的钻探成为我国乃至全世界石油工业的一个重要方法。
相对常规井而言,深井对所用的钻井液要求更高,深井钻井液除了要能保持井眼的稳定性和有效携带岩屑外,还必须具有良好的抗高温性能,能够保护油气层,尽量减少储层伤害的发生。
近年来,随着超深井、特殊井和复杂井数量的增多,钻井作业对钻井液处理剂的抗温性要求越来越高。
大庆徐家围子深层天然气的勘探取得重大突破,是大庆油田增产最主要、最现实的地区。
在该地区钻井存在的主要难题之一是地层地温梯度为4.1℃/100m,很多井底温度都在200~250℃之间。
一段时间以来,大庆油田钻深井常采用油基钻井液、两性复合离子聚合物钻井液及正电胶钻井液等体系,这些钻井液体系在大庆油田深井钻探中发挥了重要作用。
但这些钻井液体系均有不足,油基钻井液成本高且污染环境,同时需要高成本的固井洗井液;两性复合离子聚合物体系和正电胶钻井液稳定井壁能力较差,岩心渗透率恢复值不高,为此大庆油田研究了一种新型钻井液—有机硅钻井液体系来解决深井钻探作业中存在的问题。
主要用有机硅系列产品来调节体系的流变性、抗温性和降低失水量,用酸溶性好和成分特殊的油气层保护剂,解决稳定井壁和保护油层的问题,同时利用磺化产品本身对井壁的保护作用和其对有机硅处理剂的协同效应来增强保护井壁的效果。
有机硅钻井液研制成功以来,在各大油田深探井钻井中广泛应用,在使用过程中取得了良好的效果,其特点如下:
(1)抑制、防塌性能好,防塌效果十分显著,即使钻井液密度较低仍然能维持井壁稳定。
(2)泥浆性能稳定,维护处理方便、性能稳定、固相容量限高。
该体系处理剂品种少,对加药次序要求不高。
处理一次可维护较长时间。
(3)保护油气层效果良好,在应用井中渗透率恢复值达80%左右,有利于发现和保护油气层。
(4)钻速高。
(5)钻井液处理前后气测显示稳定,十分有利于录井作业。
钻井液流变性与钻井作业的关系也很密切,主要表现在[1]:
1.钻井液流变性与井眼净化的关系。
钻井液的主要功用之一就是清洗井底并将岩屑携带到地面上来。
钻井液清洗井眼的能力除取决于循环系统的水力参数外,还取决于钻井液的性能,特别是流变性能。
主要表现在钻井液携带岩屑的能力。
2.钻井液流变性与井壁稳定的关系。
由于紊流液流对井壁有较强的冲蚀作用,容易引起易塌地层垮塌,不利于井壁稳定。
其原因是紊流时液流质点的运动方向是紊乱的和无规则的,而且流速高,具有较大的动能。
因此,阻碍钻井液循环时,一般应保持在层流状态,而尽量避免出现紊流。
要做到这一点,需要比较准确地计算钻井液在环空的临界返速,而临界返速在很大程度上受钻井液的密度、塑性粘度和动切力的影响。
因此,在调整钻井液流变参数和确定环空返速时,既要考虑携岩问题,同时又要考虑到钻井液的流态,使井壁保持稳定。
3.钻井液流变性与悬浮岩屑、加重剂的关系。
钻进过程中,在接单根或设备出现故障时,钻井液会多次停止循环。
因此,要求钻井液体系内能迅速形成空间网架结构,将岩屑和加重剂悬浮起来,或以很慢的速度下沉;而开泵时,泵压又不能上升太高,以防憋漏地层。
提供悬浮能力的决定因素是钻井液的静切力和触变性。
4.钻井液流变性与井内液柱压力激动的关系。
压力激动对钻井是有害的,它破坏了井内液柱压力与地层压力之间的平衡,破坏了井壁与井内液柱之间的相对稳定,容易引起井漏、井喷或井塌。
影响压力激动的因素是多方面的,其中与钻井液的粘度、切力密切相关。
当其它条件相同时,随着钻井液粘度、切力增大,压力激动会更加严重。
因此,特别是钻遇高压地层、容易漏失地层或容易坍塌地层时,一定要控制好钻井液的流变性,在起下钻和开泵的操作上不宜过猛,开泵之前最好先活动钻具,以防止因压力激动而引起的各种井下复杂情况。
5.钻井液流变性与提高钻速的关系。
钻井液的流变性还是影响机械钻速的一个重要因素。
研究表明,这种影响主要表现为钻头喷嘴处的紊流流动阻力对钻速的影响。
由于钻井液具有剪切稀释作用,在钻头喷嘴处的流速极高,一般在150m/s以上,剪切速率达到10000s-1以上。
在如此高的剪切速率下,紊流流动阻力变得很小,因而液流对井底冲击力增强,更加容易渗入钻头冲击井底岩层时所形成的微裂缝中,有利于减小岩屑的压持效应和井底岩石的可钻强度,从而有利于提高钻速。
如果钻井液塑性粘度高,动塑比小,一般情况下喷嘴处的紊流流动阻力就会比较大,就必然降低和减缓钻头对井底的冲击和切削作用,使钻速降低。
因此,对有机硅钻井液流变性进行深入研究以及对钻井液流变参数的优化设计和有效调控是钻井液工艺技术的一个重要方面,也能够更好的满足大庆油田深层钻探需要。
二、国内外对钻井液高温流变性的研究现状
为了更好地调控钻井液流变性,从理论上指导钻井液处理剂及抗高温钻井液体系的研制,国内外研究者对钻井液作用机理做了研究。
研究认为[2],高温条件下钻井液中的物理、化学复杂反应是钻井液体系研制与应用的基础问题,钻井液体系是相当复杂的多元体系,液相、固相、溶解的盐和碱(因而产生多种金属阳离子和阴离子)、多种溶解的或溶胀的改性天然聚合物及合成的聚合物电解质共存于一体,又受温度、压力、污染物、剪切等因素的影响,这种复杂体系中各组分之间的物理化学作用、特别是高温高压下的化学作用,是影响钻井液体系性能及其稳定性的关键因素。
粘土矿物与碱、金属子之间的反应,粘土矿物的溶解和转化,粘土矿物的高温分散、胶凝,聚合物的生物降解、高温降解和交联,盐、聚合物的溶解和沉淀,吸附与脱附、离子效应、固相颗粒的表面电荷、聚结、分散、絮凝和解絮凝等,若干反应同时发生、相互影响、相互制约,从而使钻井液的性能和稳定性难以控制。
国内的抗高温钻井液体系一般处理剂种类繁多,配方复杂,缺乏了解高温下影响钻井液性能的作用机理,对作用机理的研究也多停留在主观猜想上,缺乏实验验证,对钻井液的处理和维护一般依据经验,具有盲目性。
胜利油田在深井施工中,常遇到钻井液流变性调整困难甚至失去流动性的情况。
经研究证明,影响钻井液流变性调整的原因主要有以下几个方面:
(1)钻井液密度高固相含量高,特别是低密度固相含量高,是导致钻井液流变性能调整困难的主要原因。
(2)碳酸根离子,碳酸氢根离子对钻井液流变性的影响。
国外B.J.Brisoe研究了重晶石含量对钻井液流变性的影响[3]。
在超高密度钻井液中,大量的重晶石颗粒减少了粘土颗粒的接近几率,粘土颗粒之间要形成网架结构就变得很困难。
在超高密度钻井液中,重晶石颗粒不仅参与了网状结构的形成,还起了重要的作用。
随着重晶石含量增加,粘土与重晶石颗粒之间相互作用有三种形式:
a.粘土凝胶
由于粘土颗粒表面的静电斥力而使粘土颗粒分散,颗粒之间的端—面,面—面,端—端等多种形式形成网状凝胶结构。
b.重晶石体积含量小于15%时,重晶石粒子插入粘土颗粒的网状结构,一定程度上影响网状结构的形成,引起动切力下降。
c.重晶石体积含量大于15%时,重晶石粒子相互靠近,参与形成网状结构,增强体系的凝胶强度,造成体系的动切力,塑性粘度急剧增加。
S.Rossi,R.F研究了钠膨润土基浆高温高压流变性[4],具体考察了电解质(NaCl,KCl,LiCl)、聚氧乙烯类聚合物(PEO)对钻井液高温高压流变性的影响。
结果表明,温度和压力对钻井液流变性影响为:
随着温度上升,动切力上升,因为高温加强了粘土的网架结构,导致粘土颗粒的膨胀和絮凝。
压力升高导致动切力下降,因为粘土颗粒周围有水化膜,压力促使水化膜破坏。
塑性粘度和高剪切速率粘度随温度上升而下降,随压力上升而增加。
后者产生的原因是流体在高压下体积改变而钻井液中有效粘土含量增加,在高温条件下,压力的影响非常显著。
三、论文的主要研究内容
(1)对目前大庆深井所用有机硅钻井液体系的流变性进行研究,优选出在不同温度下能够准确描述有机硅钻井液的流变模式。
(2)通过实验,探讨有机硅钻井液中主要处理剂、膨润土含量、pH值、老化温度等因素对钻井液流变性的影响。
(3)在流变性研究的基础上,对有机硅钻井液体系做进一步调整、完善。
第一章深井钻井液技术研究与应用现状
钻井液是钻井的血液,是关系钻井尤其是深井钻井成败及质量好坏的决定因素[5]。
从具体工艺上来看,钻井液技术的发展总是围绕着如何能更好地解决“地层井壁稳定”与“钻井液性能稳定”这一对矛盾而进行着,特别是在深井阶段这一对矛盾表现得更加突出。
深井和超深井钻井液工艺技术一直被认为是钻井液技术乃至于钻井水平高低的重要标志。
开发钻井液处理剂和性能优良的钻井液体系,是深井和超深井钻进过程中面临的首要问题。
超深井钻井液的最大特点是使用于高温高压的条件下,5000m深井的井底温度可达150℃~250℃,井越深,地层越老,越可能出现温度梯度异常,井底温度越高。
而一般5000m以上深井的井底压力可能达到100MPa以上。
如此高温高压必然会对钻井液体系产生严重影响。
由于水的可压缩性相对较小,故压力对有机硅钻井液的密度及其它性能,如流变性、滤失造壁性等均无明显的影响,但是温度的影响却十分显著[6]。
1.1深井高温水基钻井液的特点
在满足性能要求的条件下,配制深井钻井液的原则是越简单越好,尽量使用单功能产品。
稳定的深井水基钻井完井液体系的成分至少包括:
(1)一定量的优质造浆粘土,以产生相应的粘度和切力;
(2)控制滤失量的降滤失剂;
(3)控制流变性的降粘剂;
(4)调节密度的加重材料;
(5)适量的高温稳定剂;
(6)适量的润滑剂和堵漏剂。
因此,所配制的钻井液体系要有如下特性[3]:
(1)具有抗高温的能力(又称高温稳定能力)。
这就需要选择可耐高温的主处理剂,例如褐煤类(抗温204℃)的产品就较木质素类(抗温170℃)产品有较高的耐温能力。
在合成聚合物类设计分子结构时要求其结构是由C–C、C–N、C–S键相连接,而避免–O–键相连接以提高其抗温性能。
其功能团则要求亲水性能强,抗高温去水化小的基团,如–SO3–,–COOH等。
(2)具有较强的抑制能力。
如无机盐KCl、NaCl、Ca(OH)2均有较好的抑制能力。
有机高聚物类,带有阳离子官能团和易形成氢键的高聚物较以前的带阴离子官能团(–COONa)的抑制能力强。
再如MMH(正电胶)、聚乙二醇、甘油、以及AMPS/AM等高聚物都具有较好的防止粘土水化、分散和抗污染能力。
(3)具有较好的润滑性。
加入可抗高温的液体润滑剂或固体润滑剂,或加入油类或酯类来降低摩阻。
(4)具有良好的流变性能。
选用合适的配浆土,如海泡石或凹凸棒石(抗温371℃)或控制膨润土的含量(测MBT含量)来避免钻井液高温增稠。
当钻井液密度在2.0g/cm3以上时,要求膨润土含量小于17.lkg/m3。
加入MMH或生物聚合物等提高携屑能力,加入解絮凝剂控制静切力等[7~8]。
(5)具有保护油气层,减少对地层损害的作用。
(6)对生物无毒性,达到环保的要求。
从钻进速度与钻井液性能指标的关系,以及现代钻探对钻井液性能的新要求,可归纳出新型钻井液应还应具有如下特点:
(1)钻井液中固相含量要少,特别粘土含量要少,以减少重复破碎;
(2)钻井液应具有尽量小的粘度和界面张力(与岩石间的),以提高井底的清洗能力和对岩石的冲击力;
(3)钻井液在保证井壁稳定的情况下应尽可能放大滤失量,特别是初失水要大,以减少井底的岩粉垫;
(4)较大范围的密度调节能力和良好的热稳定性;
(5)水力特性优良,能以较小的沿程水力损失传送水马力;
(6)页岩抑制性强,能在维持井眼完整性的同时利于提高井眼清洁效果;
(7)污染容限大,与各种处理剂配合性能好,不损害产层且能回收利用。
1.1.1高温恶化钻井液性能
随着温度的增加,钻井液的各种性能都会随之而发生改变。
一般而言,升温使钻井液的造壁性能变坏,即泥饼变厚,渗透性变大,滤失量增高。
高温对钻井液流变性的影响比较复杂,其影响情况可根据粘度与温度的关系分为以下几种形式[9]:
第一种是粘度随着温度的升高反而降低。
它属于抗温能力较强但粘土含量较低的分散钻井液。
这类钻井液流变性的构成中,非结构粘度所占的比重大于结构粘度。
而聚结性强、粘土含量高的钻井液,它的粘度反应为第二种形式,即粘度随着温度升高而增大。
此种钻井液的结构很强(包括“卡片房子结构”和聚合物-粘土粒子的空间网架结构),大大超过塑性粘度对于粘度的贡献。
各类水基钻井液在较宽的温度范围内(常温-高温)普遍表现为随温度的升高粘度先降低再增大的第三种趋势。
研究表明,这种因温度而变化的性质有可能是可逆的[10]。
因此,它能较好地反映钻井液使用中从井口-井底-井口的循环过程中钻井液性能的实际变化情况。
1.1.2高温降低钻井液的热稳定性
高温使钻井液中各组分本身及各组分之间在低温下本来不易发生的变化、不剧烈反应、不显著的影响都变得激化了。
这些作用的结果必然严重改变、损害以至完全破坏钻井液的原有性能,而这种影响是不可逆的永久性变化[11]。
它表明了钻井液体系受高温作用后的稳定能力的变化。
实际反映钻井液在使用过程中井口进出口性能的变化。
一、高温对钻井液流变性热稳定性的影响
(1)高温增稠[12]
钻井液经高温作用后表观粘度、塑性粘度、动切力及静切力上升的现象,属不可逆组分的变化和影响各组分间的化学及物理化学作用的结果。
其中,高温对钻井液中粘土的作用是基础,对处理剂的作用是关键的变化。
高温增稠是深井钻井液最常见的现象,在使用中表现为钻井液井口粘、切力不断上升,特别在起下钻后升幅更大。
因此,造成钻井液性能不稳定,处理频繁。
(2)高温减稠
钻井液经高温作用后,动、静切力下降的现象称为高温减稠。
主要表现为动静切力下降。
高温减稠作用纯粹是高温引起的变化,在实际使用中它表现为钻井液井口粘、切力逐渐缓慢下降。
而这种下降用常规的增稠剂也难以提高。
由于严重的高温减稠可导致重晶石沉淀。
因此,在使用中也应充分注意。
(3)高温固化
钻井液经高温作用后成型且具有一定强度的现象称为高温固化。
凡发生高温固化的钻井液不仅完全丧失流动性而且失水猛增。
钻井液体系经高温作用后,常表现出以上几种不同的现象。
这些现象不仅发生在不同的钻井液体系中,同一体系在不同的条件下,也有可能都出现。
这些都充分说明了高温对钻井液体系影响的复杂性。
二、高温降低钻井液的pH值
钻井液经高温作用后pH值下降,其下降程度视钻井液体系不同而异。
钻井液矿化度越高,其下降程度越大,经高温作用后的饱和盐水钻井液pH值一般下降到7~8。
pH下降必然会恶化钻井液性能,影响钻井液的热稳定性,钻井液体系经高温后pH值下降的情况一般采用表面活性剂则可抑制。
三、高温增加处理剂用量
经验表明,高温钻井液比浅井常规钻井液消耗更多的处理剂,下表是美国的统计数据。
表1-1不同温度时处理剂的用量变化
温度变化范围,℃
处理剂用量增加值,%
93~121
50
121~148
100
148~176
100
从以上资料可看出[13],随着井深增加温度升高,钻井液处理剂用量明显增加。
主要是维持高温高压下所需的钻井液性能要比低温消耗更多的处理剂以及弥补高温的破坏作用所带来的损失而做的必要补充。
因此,温度越高,使用时间越长,处理剂耗量必然会越大,且增加了深井钻井液维护的技术难度。
1.2高温水基钻井液作用原理
1.2.1钻井液中粘土粒子的高温分散作用
在高温作用下,钻井液中的粘土粒子特别是膨润土颗粒的分散度进一步增加,从而使颗粒浓度增大,比表面增大的现象称为粘土粒子的高温分散作用[14]。
实验发现,粘土粒子的高温分散能力与其水化分散能力相对应,即钠膨润土>钙膨润土>高岭土>海泡石。
而任何粘土在油中的悬浮体都未见到高温分散现象。
因此,可以认为,钻井液中粘土的高温分散本质上仍然是水化分散,高温只不过激化了这种作用而已。
产生高温分散的原因,主要是由于高温使粘土矿物片状微粒的热运动加剧,这一方面增加了水分子渗入粘土晶层内部的能力,另一方面是粘土表面的阳离子扩散能力增强,导致扩散双电层增厚,ζ电位提高,更有利于分散。
影响高温分散的主要因素有[15]:
(1)粘土的种类的影响,在常温下越容易水化的粘土高温分散作用也越强。
(2)温度及作用时间的影响,温度越高,作用时间越长,高温分散也就越显著。
(3)pH值的影响,由于–OH的存在有利于粘土的水化,因此高温分散作用随pH值升高而增强。
(4)一些高价无机阳离子的影响,如Ca2+、Al3+、Fe3+、Cr3+等离子的存在不利于粘土水化,因而它们对粘土高温分散具有抑制作用。
室内实验和现场试验均表明,由于高温分散引起的钻井液高温增稠与钻井液中粘土含量密切相关[16]。
当粘土含量大到某一数值时,钻井液在高温下会丧失流动性而形成凝胶,这种现象称为高温胶凝。
凡是发生了高温胶凝的钻井液,必然丧失其热稳定性,性能受到破坏。
在使用中常表现为钻井液在井口的性能不稳定,粘度和切力上升很快,处理频繁,且处理剂用量大。
因此,防止钻井液高温胶凝是深井钻井液的一项关键技术。
目前有两种措施可以有效地预防高温胶凝的发生,一是使用抗高温处理剂抑制高温分散;二是将钻井液中的粘土(特别是膨润土)含量控制在其容量限以下。
实验表明,只有当粘土含量超过了容量限,才有发生高温胶凝的可能,而低于此容量限时,钻井液只发生高温增稠,但不会发生胶凝。
对于某一给定的钻井液体系,其粘土的容量限可通过室内实验确定。
因此,对于高温深井水基钻井液,在使用中必须将粘土的实际含量严格控制在其容量限以内。
1.2
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