劉扣其，邱正松，曹杰，馮萍，林師瑤

（1.中國石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東 青島266580；2.中國石油集團川慶鉆探工程有限公司川西鉆探公司，四川 成都610015）

0 引言

深海域是中國未來海上油氣勘探開發(fā)的重點［1］。油基鉆井液由于具有抗高溫、 抗鹽鈣侵以及優(yōu)良的潤滑性能和對油氣層損害程度較小等優(yōu)點，已經(jīng)成為鉆探復(fù)雜井和保護儲層的重要保障［2-6］；但是，如何保持深水條件下油基鉆井液的流變性，是目前亟需解決的問題。通常，海底泥線附近的油基鉆井液由于海水的冷卻作用，溫度會降低到4 ℃甚至更低，低溫導(dǎo)致鉆井液黏度增加，當(dāng)量循環(huán)密度增大。由于深水鉆井的安全密度窗口較窄，較大的當(dāng)量循環(huán)密度會造成井底壓力超過地層的破裂壓力梯度，引發(fā)井漏等一系列事故［7-15］。此外，海洋深水鉆井作業(yè)中，油基鉆井液在流經(jīng)隔水管時，其剪切速率通常很低，弄清低溫低剪切條件下其流變性能，對了解鉆井液的懸浮性能至關(guān)重要［16］。

目前，絕大多數(shù)文獻都是描述高溫高壓條件下鉆井液的流變性能，而針對鉆井液低溫下流變性能的報道相對較少，且常規(guī)的鉆井液流變性測試是采用Fann 35 六速旋轉(zhuǎn)黏度計，該類流變儀由于精度和量程等局限性，并不能準(zhǔn)確描述鉆井液的流變性能，特別是在低剪切速率下。本文采用Haake RS300 流變儀，研究了油基鉆井液低溫低剪切下的流變性能。

1 材料與儀器

實驗材料：氧化鈣、無水氯化鈣（分析純）、乳化劑、降濾失劑（瀝青類）、有機土、潤濕劑、提切劑、礦物油、合成基（工業(yè)級）。

實驗儀器： Haake RS300 流變儀、DC-1006 低溫恒溫槽（上海精密科學(xué)儀器有限公司）。

2 油基鉆井液低溫流變規(guī)律

鉆井液配方：210 mL 5#礦物油+90 mL 氯化鈣水溶液+3%KP 主乳化劑+1.5%KP 副乳化劑+2% SDWET +1.5%提切劑+1.5%有機土+144 g 重晶石（密度1.2 g/cm3）。150 ℃條件下老化16 h，再在10 000 r/min、室溫條件下攪拌30 min，采用Haake RS300 流變儀，測試鉆井液在4 ℃（采用恒溫箱恒溫）下的流變參數(shù)。

油基鉆井液相對于礦物油而言，含有各種化學(xué)處理劑和固相顆粒，因此其流變行為要比礦物油復(fù)雜得多。油基鉆井液屬于非牛頓流體，具有剪切稀釋性，其流變參數(shù)的測量與鉆井液本身的剪切歷史有關(guān)，所以在測量時，找到一個準(zhǔn)確且具有可重復(fù)性的操作過程是非常重要的。經(jīng)過反復(fù)實驗，采取如下操作過程：選擇Haake RS300 流變儀的Rot 模式，控制溫度為4 ℃，設(shè)定剪切速率10 000 min-1，剪切樣品10 min。剪切速率由10 000 min-1逐漸降至0，按照對數(shù)分布選取40個測量點，每個測量點等待2 min 平衡時間［17］，記錄剪切速率和剪切應(yīng)力，并繪出剪切應(yīng)力隨剪切速率的變化曲線（見圖1）。

圖1 低溫下體系剪切應(yīng)力隨剪切速率的變化曲線

由圖1可知，低溫條件下，油基鉆井液的剪切應(yīng)力隨剪切速率的變化曲線可分為2 個階段：1）極低剪切速率下，鉆井液的剪切應(yīng)力隨剪切速率的增加呈線性增加，此階段鉆井液屬于牛頓流體；2）剪切速率超過某臨界值時，剪切應(yīng)力不隨剪切速率的增加呈線性變化，此階段為剪切稀釋階段，鉆井液流變模式符合H-B 模式［18］。這是因為在靜止或極低剪切速率條件下，隨著剪切應(yīng)力的增加，體系的彈性模量G′和黏性模量G″始終保持不變，且鉆井液的彈性模量G′大于體系的黏性模量G″，此時體系為高彈性類凝膠結(jié)構(gòu)；當(dāng)剪切應(yīng)力大于某一臨界值后，體系的G′和G″隨剪切應(yīng)力的增加開始下降，且G′的下降幅度高于G″，體系的彈性模量小于黏性模量，體系由彈塑性固體慢慢變?yōu)閺椝苄砸后w（見圖2）。

圖2 低溫下體系G′和G″隨剪切應(yīng)力的變化曲線

3 油基鉆井液低溫流變性能影響因素

3.1 基礎(chǔ)油

基礎(chǔ)油是油基鉆井液的連續(xù)相，對鉆井液的流變性能影響較大。在其他處理劑不變的情況下，選取礦物油和合成基油配制2 種不同的油基鉆井液體系，采用Haake RS300 流變儀測量這2 種體系剪切應(yīng)力隨剪切速率的變化曲線，考察基礎(chǔ)油種類對鉆井液低溫流變性能的影響，結(jié)果如圖3所示。

圖3 含有不同基礎(chǔ)油的鉆井液低溫流變曲線

圖3表明，低溫條件下，同一剪切速率下的礦物油鉆井液的黏度比合成基體系的大，主要是由于作為基礎(chǔ)油的礦物油黏度比合成基油的黏度大。根據(jù)乳狀液黏度理論，影響乳狀液黏度有5 種因素：外相（分散介質(zhì)）黏度、內(nèi)相（分散相）黏度、內(nèi)相的體積分?jǐn)?shù)、乳化劑及其界面膜的性質(zhì)、分散相顆粒大小分布。外相黏度是決定乳狀液最終黏度的最重要參數(shù)［19］。實驗采用的礦物油主要成分是正構(gòu)烷烴，直鏈烷烴由于其分子中的電荷分配不均勻，在運動中可以產(chǎn)生瞬時偶極矩，瞬時偶極矩間有相互作用力（色散力），碳鏈越長，作用力越大，正構(gòu)烷烴是可發(fā)生幾何變形的烴類分子，在低溫條件下正構(gòu)烷烴分子易于排列、聚集，形成一定的結(jié)構(gòu)；而采用的合成基油的主要成分是具有對稱結(jié)構(gòu)的內(nèi)烯烴，相同溫度條件下形成的結(jié)構(gòu)較弱，黏度較低［20］。因此，礦物油基鉆井液體系低溫下形成的結(jié)構(gòu)要比合成基鉆井液體系的強，破壞其體系結(jié)構(gòu)所需要的臨界剪切應(yīng)力更高。

3.2 提切劑

為了解決油基鉆井液切力低的問題，通常在體系中加入提切劑來提高其攜巖能力，在其他處理劑不變的情況下，考慮不同提切劑對鉆井液低溫流變性能的影響，結(jié)果如圖4所示。

圖4 提切劑對低溫流變曲線的影響

由圖4可知，在極低剪切速率范圍內(nèi)，相同剪切速率下，含有提切劑的油基鉆井液體系的剪切應(yīng)力比不含提切劑的鉆井液體系的剪切應(yīng)力高。對于含有不同提切劑的鉆井液體系而言，含有1#提切劑的鉆井液體系的臨界剪切應(yīng)力最大，含有2#提切劑的鉆井液體系的臨界剪切應(yīng)力最小，這主要是由于不同的提切劑在鉆井液體系中所形成的體系結(jié)構(gòu)強弱不同，結(jié)構(gòu)越強，所需的臨界剪切應(yīng)力越大。

3.3 有機土

為研究有機土對體系低溫流變性能的影響，分別配制含有機土和不含有機土的2 種鉆井液體系，采用Haake RS300 流變儀測試2 種鉆井液4 ℃下的流變參數(shù)，結(jié)果如圖5所示。

由圖5可知，當(dāng)不含有機土?xí)r，剪切應(yīng)力隨剪切速率的變化并沒有呈現(xiàn)明顯的兩段式，曲線在低剪切速率階段沒有出現(xiàn)明顯的過渡段，整個曲線的斜率變化不大，說明體系的黏度沒有發(fā)生較大變化。有機土對油基鉆井液體系在低溫、 低剪切下的流變性能有較大影響，含有機土體系的流變曲線呈現(xiàn)明顯的2 個階段。這主要是由于有機土能夠通過氫鍵等與乳化液滴相互作用，從而增強體系靜止時的結(jié)構(gòu)強度，只有當(dāng)剪切的能量大于體系的結(jié)構(gòu)能時，體系黏度才會發(fā)生變化［18］。

圖5 有機土對低溫流變曲線的影響

3.4 加重劑加量

不改變體系的處理劑，僅改變體系中的重晶石加量，考察不同加重劑加量（1.09，1.37，2.03 g/cm3）的油基鉆井液的低溫流變性能，采用Haake RS300 流變儀測試不同密度的鉆井液4 ℃下的流變參數(shù)，結(jié)果如圖6所示。

圖6 加重劑加量對低溫流變曲線的影響

由圖6可知，改變體系中加重劑的加量，仍然可以看到低溫流變曲線呈現(xiàn)2 個階段，只是臨界剪切應(yīng)力會由于加重劑加量的不同而不同，加重劑加量越多，體系的密度越大，臨界剪切應(yīng)力越高。

4 結(jié)論

1）Haake RS300 流變儀能較精確地測量油基鉆井液體系低溫下的流變性能，特別是低剪切速率下的流變性能。低溫條件下，油基鉆井液的剪切應(yīng)力隨剪切速率的變化曲線呈現(xiàn)2 個階段，即極低剪切速率下的線性階段和中、高剪切速率下的剪切稀釋階段。

2）基礎(chǔ)油黏度、提切劑、有機土以及固相加量對油基鉆井液的低溫流變性能影響較大，基油黏度越高，提切劑、有機土與體系其余組分靜止時形成的結(jié)構(gòu)越強，加重劑加量越高，配制出的油基鉆井液體系的黏度越高，破壞其體系結(jié)構(gòu)所需的臨界剪切應(yīng)力越大。

［1］鄧金根，鄭勛，閆新江，等.深水氣田防砂方案優(yōu)選試驗研究［J］.斷塊油氣田，2012，19（3）：382-385.

［2］鄢捷年.鉆井液工藝學(xué)［M］.東營：石油大學(xué)出版社，2001：236-237.

［3］Reagan James，Ole Iacob Prebensen，Oystein Randeberg.Reducing risk by using a unique oil-based drilling fluid for an offshore casing directional drilling operation［R］.SPE 112529，2008.

［4］Guichard B，Valenti A，F(xiàn)riedheim J E.An organosoluble polymer for outstanding fluid-loss control with minimum damage［R］.SPE 107281，2007.

［5］邱正松，劉扣其，曹杰，等.新型內(nèi)相油基鉆井液性能實驗研究［J］.鉆井液與完井液，2014，31（2）：24-27.

［6］舒福昌，岳前升，黃紅璽，等.新型無水全油基鉆井液［J］.斷塊油氣田，2008，15（3）：103-104.

［7］賈紅軍，孟英峰，李皋，等.鉆遇多壓力系統(tǒng)氣層溢漏同存規(guī)律研究［J］.斷塊油氣田，2012，19（3）：359-363.

［8］Oort E，Lee J，F(xiàn)riedheim J，et al.New flat-rheology synthetic-based mud for improved deepwater drilling［R］.SPE 90987，2004.

［9］Juan Carlos Rojas，Peter Bern，Louise Jacobson Plutt，et al.New constant-rheology synthetic-based fluid reduces downhole losses in deepwater environments［R］.SPE 109586，2007.

［10］McLean A，Wilde A，Zamora M，et al.The top 10 mud-related concerns in deepwater drilling operations revisited after 10 years［R］.AADE-10-DF-HO-04，2010.

［11］Herzhaft B，Peysson Y，Isambourg P，et al.Rheological properties of drilling muds in deep offshore conditions［R］.SPE 67736，2001.

［12］Davison J M，Clary S，Saasen A，et al.Rheology of various drilling fluid systems under deepwater drilling conditions and the importance of accurate predictions of downhole fluid hydraulics［R］.SPE 56632，1999.

［13］Camero B.Drilling fluids design and field procedures to meet the ultra deepwater drilling challenge［R］.SPE 66061，2000.

［14］Smith D，Winters W，Tarr B，et al.Deepwater riserless mud return system for dual gradient top hole drilling［R］.SPE 130308，2010.

［15］馮永存，鄧金根，李曉蓉，等.井壁穩(wěn)定性評價準(zhǔn)則分析［J］.斷塊油氣田，2012，19（2）：244-248.

［16］王中華.國內(nèi)外油基鉆井液研究與應(yīng)用進展［J］.斷塊油氣田，2011，18（4）：533-537.

［17］馮萍，邱正松，曹杰，等.提切劑對合成基鉆井液流變性的影響［J］.中國石油大學(xué)學(xué)報：自然科學(xué)版，2012，36（6）：172-176.

［18］Benjamin Herzhaft，Lionel Rousseau，Laurent Neau，et al.Influence of temperature and clays/emulsion microstructure on oil-based mud low shear rate rheology［R］.SPE 86197，2003.

［19］陳大鈞.油氣田應(yīng)用化學(xué)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2006：272.

［20］Hammami A，Ratulowski J，Coutinho J A P. Cloud points：Can we measure or model them? ［J］. Petroleum Science and Technology，2003，21（3/4）：45-358.