钻井液的性能
2012-04-11 11:04阅读：
钻井液的常规性能包括密度、流变性(马氏漏斗粘度、塑性粘度、动切力、静切力等)、滤失特性(API滤失量、HTHP滤失量、泥饼质量)、pH值和碱度及润滑性能等。本节主要介绍钻井液密度、滤失性、流变性和酸碱度及润滑性能的概念和一般的调整方法。
1对钻井液密度的要求
钻井液的密度是指单位体积钻井液的质量，其单位常用kg/m3(或g/cm3
)表示。钻井液密度主要用来调节钻井液的静液柱压力，以平衡地层孔隙压力，确保安全钻井。同时亦用来平衡地层构造应力，以避免井塌的发生。钻井液密度必须满足地质和工程的要求。如果密度过高，会引起钻井液过度增稠、易漏失、钻速下降、对油气层损害加剧和钻井液成本增加等一系列问题，而密度过低则容易发生井涌甚至井喷，有时还会造成井塌、井径缩小和携屑能力下降等。
1.2.1.2调整钻井液密度的方法
加入各种加重材料是提高钻井液密度最常用的方法。在加重之前，应调整好钻井液的各种性能，特别是要严格控制低密度固相的含量。所需密度值越高，加重前钻井液的固相含量应越低，粘度、切力亦应越低。此外，加入可溶性无机盐也是提高密度较常用的方法，如NaCl可将钻井液密度提高到1.20g/cm3左右。
降低钻井液密度的方法有以下几种：(1)用机械和化学絮凝的方法清除固相，降低钻井液的固相含量；(2)加水稀释，但有时会增加处理剂的用量和费用；(3)混油，但会使钻井液成本增加，且影响地质录井；(4)钻低压油层时可选用充气钻井液等。
钻井液的常用加重材料有以下几种：(1)重晶石粉。这是一种以BaSO4为主要成分的天然矿石，经过加工后而制成的灰白色粉末状产品。密度约为4.2/cm3，它是目前应用最广泛的一种钻井液加重材料。(2)石灰石粉。其主要成分为CaCO3，密度为2.2~2.9/cm3。易与盐酸等无机酸发生反应，生成CO2、H2O和可溶性盐，因而适用于在非酸敏性而又需进行酸化作业的产层中使用，以减轻钻井液对产层的损害。
(3)钛铁矿粉和铁矿粉。前者的主要成分为TiO2·F
e3O4，密度4.5~5.1g/cm3；后者的主要成分为Fe2O3，密度4.9~5.3g/cm3。均为棕红或黑褐色粉末。因其密度大于重晶石，故可用于配制密度更高的钻井液。且由于它们均具有酸溶性，因此可应用于需进行酸化的产层。(4)方铅矿粉。这是一种主要成分为PbS的天然矿石粉末，一般呈黑褐色。由于其密度高达7.5g/cm3，可用于配制密度大于2.3g/cm3的超高密度钻井液。由于该加重材料的成本高，货源少，一般只限于在地层孔隙压力极高的特殊井中使用。
钻井液流动和变形的特性称为其流变性，其中流动性是主要的。钻井液流变性是钻井液的一项基本性能，它在解决下列钻井问题时起着十分重要的作用：(1)携带岩屑，保证井底和井眼的清洁。(2)悬浮岩屑和重晶石。(3)合理地确定水力参数，减少循环压力损失，充分发挥钻头水马力的作用，提高机械钻速。(4)减轻钻井液造成的压力激动和对井壁的冲刷，防止井漏和井塌等事故的发生。(5)有效地发挥固控设备的效能。(6)防止气侵。
因此，钻井液流变性与安全、快速钻井密切相关，对钻井液的流变参数进行有效的控制、优选和调整已成为当今钻井液工艺技术的重要组成部分。
1.2.2.1常用的钻井液流变模式
长期以来，宾汉(Bingham)模式和幂律模式一直作为最常用的两种钻井液流变模式而被广泛应用。宾汉模式用于描述塑性流体的流变性，其数学表达式为：
式中：两个流变参数―塑性粘度μp和动切力(或称屈服值)τ0分别由以下两式确定：
＝θ600－θ300
(mPa·s)
τ0=0.51(θ300- )
(Pa)
θ600、θ300分别为当旋转粘度计转速为600和300rpm时，刻度盘读数。
幂律模式用于描述假塑性流体的流变性，其数学表达式为：
式中：两个流变参数―流性指数n和稠度系数K的计算式如下：
(mPa·sn )
近年来，卡森(Casson)模式也越来越广泛地用来描述钻井液的流变性。卡森模式的数学表达式为：
式中：τc——卡森动切力(或称卡森屈服值)，Pa；
——极限高剪速率下的粘度,mPa·s
将上式中每一项分别除以 ，可得卡森模式的另一形式：
式中：η为某一剪切速率下的有效粘度。
卡森方程中两个流变参数的物理意义是：τc表示钻井液内可供拆散的结构强度，该值一般低于宾汉动切力，而与初始静切力较接近；
表示体系的内摩擦作用强度，常用以近似表示钻井液在钻头水眼处紊流状态下的流动阻力，俗称极限高剪粘度或水眼粘度。
τc和η∞同样使用范氏旋转粘度计测得，测量时的转速一般选用600和100rpm(分别相当于剪切速率1022和170.3s-1)。其计算式如下：
卡森模式的另一特性参数是剪切稀释指数Im，它反映钻井液剪切稀释性能的强弱，可用下式求得：
除以上流变参数外，表征钻井液流变性的其它参数还有漏斗粘度(s)、表观粘度(mP·s)、静切力(Pa)以及动塑比(动切力与塑性粘度的比值Pa/mPa·s)等。
表观粘度是剪切应力与剪切速率的比值，它的一般计算式为：
式中： 为表观粘度；N是转速，rpm；θN表示转速为N时的粘度计读数。在不同剪切速率下，
有不同的数值。一般，剪切速率增加，泥浆中的结构被拆散越多，钻井液的表观粘度下降，这种性质称为剪切稀释特性。但通常所指的
，是当N=600rpm时的测得值，即：
静切力(又称切力或凝胶强度)，是使钻井液开始流动所需的最低切应力一般用τs表示。测量τs时，先将钻井液充分搅拌(600rpm下搅拌1min)，然后分别测量静置10s后和10min后在3
rpm下粘度计的读数。前者称为初切，后者称为终切。测定初切和终切的目的是用两者的差值表示钻井液触变性的大小。触变性是指泥浆搅拌后变稀，静止后泥浆又变稠的性质。图1-9总结了钻井液的τs随时间变化的4种典型情况，曲线3的触变性(τs)是我们所期望的，这类钻井液具有初切较低、终切适中的特征，按经验规律，能够悬浮重晶石的最低初始静切力为1.44Pa。
图1-9 钻井液触变性曲线
1.2.2.2对钻井液流变性的一般要求
钻井液良好的流变性能是通过对流变参数的控制和调整来实现的。在一定条件下，各流变参数的数值必须维持在适宜范围，否则就会引起一系列不良的后果。一般来讲，当钻井液粘度、切力过高时，不仅流动阻力增加，使钻速受到影响，而且还容易出现泥包钻头、脱气困难、压力激动大以及固控设备难以充分发挥其效能等问题。但粘度、切力过低，又容易因井眼净化不良和对井壁的冲刷加剧而导致卡钻、井塌等复杂情况的发生。
对于非加重钻井液， 的适宜范围为5~12mPa·s，
一般应保持在1.4~14.4Pa范围内。静切力值过高时会造成开泵困难，甚至憋漏地层；其值过低又直接影响钻并液的悬浮能力，按经验规律，能够悬浮重晶石的最低初始静切力为1.44Pa。此外，为了能够有效地携带岩屑，要求钻井液具有较高的动塑比值。根据现场经验和平板型层流流核直径的有关计算，一般将τ0/
保持在0.48Pa/mPa·s左右是适宜的。
在使用幂律模式时，n值保持在0.4~0.7之间对维持平板型层流和剪切稀化性能是有利的。K值尚未明确其适宜范围，但原则上应在保证有效携岩的前提下，尽量维持较低的K值，以提高钻速和降低开泵时所需的压力。
为了满足喷射钻井的需要，将卡森模式的流变参数保持在以下范围是必要和可能的： =0.6~3.0Pa；
=2.0~6.0mPa·s；η环(环空有效粘度)＝20~30mPa·s；Im=300~600。
1.2.2.3流变参数的调整
调整宾汉和密律模式流变参数的方法可概括如下：
(1)降低 。通过合理使用固控设备，加水稀释或化学絮凝等方法。尽量减少固相含量。
(2)提高μp。加入低造浆率粘土，重品石以及混入原油均可提高，另外增加聚合物浓度使钻井液的滤液粘度提高，也可起到提
的作用。
(3)降低τ0。最有效的方法是加入适合于本体系的降粘剂，以拆散钻井液中已形成的网架结构，如果是因Ca2+、Mg2+等污染引起的τ0升高，则可用化学沉淀方法除去这些离子、此外，适当加水稀释也可起到降τ0
的作用。
(4)提高τ0。可加入预水化膨润土或增大聚合物的加量。对于钙处理或盐水钻井液，还可通过适当增加Ca2+、Na+浓度来达到提τ0的目的。
(5)降低n值。增加钻井液中高分子聚合物和无机盐的含量，以及将预水化膨润土加入盐水钻井液体系等，均可使n值降低，但是，通过增加膨润土含量和矿化度来降n值，一般来讲不是好的方法，而应优先考虑选用适合于本体系的聚合物来降低n值(改进流型)。试验表明，XC生物聚合物和聚丙烯酸钙(CPA)等都是非常有效的流型改进剂。
(6)降低或提高K值。与前面降低或提高 、τ0值的方法基本相同。
