技术领域
[0001] 本
发明属于石油与
天然气开发过程中钻井液技术领域，具体涉及一种重晶石加重高密度水基钻井液性能调控方法。
背景技术
[0002] 随着石油钻探开发技术的不断发展，钻探深度越来越深，很多钻探深度深达7000m以上。而高密度水基钻井液性能对深井、超深井的钻探成功率、钻进速率和施工成本具有重要意义。因此，高密度水基钻井液技术已被各国作为重大课题进行研究，同时被公认为是衡量各国钻井液技术水平的重要指标。在钻进过程中，高密度水基钻井液流变性好易于流动，能很好的在井眼中循环，携带出钻进过程中产生的岩屑。但是高密度水基钻井液大量加入加重材料，固相含量高、
粘度大、流动性差、循环压耗大、
泵压高，易于导致：(1)起下钻时产生压
力激动，引起井下安全事故，增加施工成本，降低经济效益和工程安全性；(2)在高泵压下，钻井液滤液易于进入
地层，引起井壁不稳定，导致划眼、卡钻等安全事故。另外，高密度水基钻井液造壁性好滤失量小、泥饼薄而致密、强度高、渗透率低，泥饼对钻具、包嵌岩屑亲和力低有利于井壁稳定，能减小钻井液滤液对地层的污染、保护储层同时也能降低施工
风险。但是高密度水基钻井液失水量大，泥饼厚而虚、强度低、粘附及粘滞效应强、造壁性差，易于导致：(1)泥饼粘附卡钻、压差卡钻或压力激动，解卡难度高，延长钻井周期，增加钻井成本，严重者卡死报废，造成极大的经济损失；(2)滤失量大，大量的滤液进入地层，造成水敏性地层(蒙脱石含量高的地层)吸水膨胀，井壁缩径，导致划眼、卡钻事故。
[0003] 工程中要求高密度水基钻井液不仅流变性好而且造壁性也得好。然而，许多高密度水基钻井液的性能表现出流变性好造壁性差，或是造壁性好流变性差，二者很难协调统一。虽然现今在现场作业中采用了成膜、屏蔽暂堵、封堵等技术，在一定程度上缓解了流变性和失水造壁性之间的矛盾，收到一定效果，但仍然没能很好的解决这一难题，更没能形成一套良好的协调控制技术。
[0004] 由于重晶石密度大、硬度适中、化学性质稳定、不溶于水和酸、无
磁性和毒性，早在20世纪20年代就被用作石油和天然气钻井液的加重剂。它一般用于加重密度不超过2.3g/cm3的钻井液，目前仍然是全世界应用最广泛的钻井液加重剂。因此，研究出一种高效易行的重晶石加重高密度水基钻井液性能调控方法，指导高密度水基钻井液技术的改进和提高，从而满足我国复杂地层深井安全、快速、优质、高效钻井的技术需要，使我国钻井液技术达到世界先进水平显得尤为重要。
发明内容
[0005] 本发明的目的在于解决上述
现有技术中存在的难题，针对钻井液流变性好造壁性差，或是造壁性好流变性差，二者很难协调统一的问题，而提供了一种重晶石加重高密度水基钻井液性能调控方法，适用于深井、超深井或高温高压超深水平井高密度水基钻井液体系。
[0006] 一种重晶石加重高密度水基钻井液性能调控方法，通过协调重晶石加重高密度水基钻井液流变性、造壁性对重晶石粒度级配的要求，得到最佳的重晶石粒径比，使得重晶石加重高密度水基钻井液具有流变性易于控制、高温高压滤失量小的良好性能。
[0007] 所述重晶石加重高密度水基钻井液流变性对重晶石粒度级配的要求是通过
轴承效应强度的强弱来实现的，具体如下：
[0008] 在钻井液流动时小颗粒对大颗粒起到“滚珠”作用，变滑动摩擦为
滚动摩擦辅助大颗粒流动。小颗粒粒径越小轴承效应越弱，只有在理想情况下，小颗粒与四个大颗粒相切能良好的发挥轴承效应。对此可以抽象出一个正四面体中内切一球辅助计算小颗粒半径。正四面体内切球的球心也是小颗粒的球心，内切球的半径 小颗粒半径应为内切球球心到正四面体
顶点的距离与大颗粒半径之差。从而求得r＝0.205R，即，当小颗粒半径r≤0.205R时，才能满足轴承效应。
[0009] 所述重晶石加重高密度水基钻井液造壁性对重晶石粒度级配的要求是通过紧密堆积和理想填充实现的，具体如下：
[0010] 钻井液泥饼形成过程主要分三步：第一步大颗粒填充进地层孔隙中进行架桥；第二步中大颗粒进入大颗粒孔隙中，对大颗粒进行填充；第三步小颗粒进入大颗粒、中颗粒的堆积体的孔隙中进行填充。计算得知，要满足小颗粒能通过大颗粒堆积形成的外部通道实现紧密堆积和理想填充这一条件，小颗粒的最大粒径不能超过大颗粒的0.145倍，即当小颗粒粒径r≤0.145R时，小颗粒才能通过大颗粒堆积形成的外部通道，填充进大颗粒孔隙中进行密堆积，改善钻井液造壁性。所述重晶石加重高密度水基钻井液流变性、造壁性对重晶石粒度级配的要求是通过实验验证的，具体如下：
[0011] 用分级筛对重晶石粉进行过筛，收集通过不同孔径的重晶石粉，然后将筛选后的重晶石与不同粒径段的重晶石进行复配，实验验证调控方法的正确性。
[0012] 所述实验钻井液由5％钠
膨润土浆、0.3％聚
丙烯酸钾、5％磺化酚
醛树脂、5％磺化
褐煤树脂、5％磺化
褐煤、30％NaCl、1％
石棉及复
配重晶石组成。
[0013] 所述实验钻井液制备方法包括以下步骤：
[0014] (1)将水、膨润土在搅拌条件下混合反应；
[0015] (2)将步骤(1)的
混合液在搅拌条件下依次加入聚丙烯酸钾、磺化
酚醛树脂、磺化褐煤树脂、磺化褐煤、NaCl及石棉；
[0016] (3)将步骤(2)的混合液在搅拌条件下加入复配重晶石。
[0017] 在步骤(1)中，所述混合进行反应的条件包括：在1000-1200r/min的搅拌条件下搅拌60-80min后静置20-24h；在步骤(2)中，所述混合进行反应的条件包括：在1000-1500r/min的搅拌条件下搅拌15-30min；在步骤(3)中，所述混合进行反应的条件包括：在6500-8000r/min的搅拌条件下搅拌30-40min，搅拌均匀制得本高温高密度高矿化度水基钻井液，所述实验钻井液密度为1.4～2.4g/cm3。
[0018] 与现有技术相比，本发明的效果是：本发明提供的一种以重晶石加重的高密度钻井液性能调控方法，为高密度钻井液体系构建及形成具有较低滤失量、良好的流变性的高密度钻井液性能调控思路及控制方法提供了坚实的理论
基础及研究思路。利用本发明方法实现了高密度钻井液不增稠、流变性易于控制、高温高压滤失量小。
具体实施方式
[0019] 在本发明中，根据GB3102.3-1993《力学的量和单位》中的规定，所述的术语“
表观粘度”、“塑性粘度”、“动切力”以及“静切力”的定义如下：
[0020] 表观粘度：又称有效粘度或视粘度，是钻井液在某一速度梯度下，剪切
应力与速度梯度的比值，用“AV”表示，单位为mPa.s(毫帕.秒)。
[0021] 塑性粘度：钻井液在
层流时，钻井液中固体颗粒之间、固体颗粒和液体分子之间、液体分子之间各种内
摩擦力之和称为钻井液的塑性粘度，用“PV”表示，单位为mPa.s(毫帕.秒)或cP(厘泊)，1mPa.s＝1cP。
[0022] 动切力：钻井液的动切应力反映的是钻井液在层流时，粘土颗粒之间及高聚物分子之间相互作用力的大小，即钻井液内部形成的网状结构能力的强弱，用“YP”或“T0”表示，单位为Pa(帕)。
[0023] 静切力：反映钻井液
流体在静止状态时，内部凝胶网状结构的强度。静切力以希腊字母θ表示，法定计量单位为帕(Pa)。静切力的大小决定于单位体积内流体中结构链的数目与单个结构链的强度。流体内部结构序列逐渐趋向稳定，结构发育趋向完善，静切力也增大。因此，衡量凝胶强度增长的快慢，规定静切力必须测两次，按API(美国石油学会)标准规定是测量静止10秒和10分的静切力，分别称为初切力和终切力。静切力的大小，反应了悬浮岩粉的能力，因此静切力应保持一定的数值。
[0024] 为了解决上述难题，本发明提供了一种重晶石加重高密度水基钻井液性能调控方法，通过计算高密度水基钻井液流变性、造壁性对重晶石粒度级配的要求，提出高密度水基钻井液流变性、造壁性的调控方法，使得重晶石加重高密度水基钻井液具有流变性易于控制、高温高压滤失量小的良好性能。
[0025] 假设重晶石颗粒为理想球形，在钻井液
中轴承效应的理想条件是大颗粒两两相切，小颗粒位于大颗粒空隙中并与最近四个大颗粒相切。
[0026] 在钻井液流动时小颗粒对大颗粒起到“滚珠”作用，变滑动摩擦为滚动摩擦。小颗粒粒径越小轴承效应越弱，只有在理想情况下，小颗粒与四个大颗粒相切能良好的发挥轴承效应。对此可以抽象出一个正四面体中内切一球辅助计算小颗粒半径。正四面体内切球的球心也是小颗粒的球心，内切球的半径 小颗粒半径应为内切球球心到正四面体顶点的距离与大颗粒半径之差。从而求得r＝0.205R，即小颗粒半径r≤0.205R时，才能满足轴承效应。
[0027] 所述重晶石加重高密度水基钻井液造壁性对重晶石粒度级配的要求是通过紧密堆积和理想填充实现的，具体如下：
[0028] 钻井液泥饼形成过程主要分三步：第一步大颗粒填充进地层孔隙中进行架桥；第二步中大颗粒进入大颗粒孔隙中，对大颗粒进行填充；第三步小颗粒进入大颗粒、中颗粒的堆积体的孔隙中进行填充。唯有当这三步中重晶石颗粒密堆积程度都达到最大时，才能形成最致密的泥饼，最大限度地降低滤失量。设小颗粒粒径为r,大颗粒粒径为R，要满足小颗粒能通过大颗粒堆积形成的外部通道实现紧密堆积和理想填充这一条件，小颗粒的最大粒径不能超过大颗粒的0.145倍，即当小颗粒粒径r≤0.145R时，小颗粒才能通过大颗粒堆积形成的外部通道，填充进大颗粒孔隙中进行密堆积，改善钻井液造壁性。
[0029] 为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下实验验证，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
[0031] 用分级筛对重晶石粉进行过筛，收集通过不同孔径的重晶石粉，然后将筛选后的重晶石与不同粒径段的重晶石进行复配，重晶石复配方式如表1：
[0032] 表1
[0033]序号 复配重晶石成分 复配重晶石比例分布
1# 0.89μm重晶石 100％
2# 0.89μm重晶石：API重晶石 1:4
3# 0.89μm重晶石：API重晶石 3:7
4# 0.89μm重晶石：44μm～63μm重晶石 1:4
5# 0.89μm重晶石：44μm～63μm重晶石 3:7
[0034] 实验钻井液基浆由5％钠膨润土浆、0.3％聚丙烯酸钾、5％磺化酚醛树脂、5％磺化褐煤树脂、5％磺化褐煤、30％NaCl及1％石棉组成。
[0035] 所述实验钻井液制备方法包括以下步骤：
[0036] (1)将水、膨润土在搅拌条件下混合反应；
[0037] (2)将步骤(1)的混合液在搅拌条件下依次加入聚丙烯酸钾、磺化酚醛树脂、磺化褐煤树脂、磺化褐煤、NaCl及石棉；
[0038] (3)将步骤(2)的混合液在搅拌条件下加入复配重晶石，调整实验钻井液密度至1.40g/cm3；
[0039] (4)将加重后的钻井液置于滚子加热炉中老化(老化条件150℃/16h)。
[0040] 在步骤(1)中，所述混合进行反应的条件包括：在1000-1200r/min的搅拌条件下搅拌60-80min后静置20-24h；在步骤(2)中，所述混合进行反应的条件包括：在1000-1500r/min的搅拌条件下搅拌15-30min；在步骤(3)中，所述混合进行反应的条件包括：在6500-8000r/min的搅拌条件下搅拌30-40min。
[0041] 实施例2
[0042] 按照实施例1的方法，区别仅在于，实验钻井液密度加重至1.80g/cm3。
[0043] 实施例3
[0044] 按照实施例1的方法，区别仅在于，实验钻井液密度加重至2.00g/cm3。
[0045] 实施例4
[0046] 按照实施例1的方法，区别仅在于，实验钻井液密度加重至2.30g/cm3。
[0047] 对实施例1-实施例4的钻井液进行性能测定，结果参见表2，表中流变性测试
温度为40℃；高温高压条件为150℃/3.5MPa/30min。
[0048] 表2
[0049]
[0050] 实验数据可以看出：1)采用复配重晶石加重得到的钻井液流变性、造壁性均比使用用单一粒径重晶石好；2)单一粒径重晶石加重，钻井液流变性、造壁性均较差，极不利于高密度水基钻井液流变性、造壁性的调控。而使用复配重晶石加重时，高密度水基钻井液流变性、造壁性得到有效地调控；3)当小颗粒与大颗粒的粒径之比从左侧趋近于0.145时，高密度水基钻井液流变性、失水造壁性均随之变好；当从右侧趋近于0.145时，流变性、失水造壁性也随之变好，而且变化很明显；4)当高密度水基钻井液体系中重晶石颗粒粒径比值为0.145时，高密度水基钻井液流变性、造壁性最好。
[0051] 以上实施例说明，本发明的重晶石加重高密度钻井液性能调控方法可以极大地改善钻井液性能，达到高密度钻井液不增稠、流变性易于控制、高温高压滤失量小的目的。为高密度钻井液体系构建及形成具有较低滤失量、良好流变性的高密度钻井液性能调控思路及控制方法提供了坚实的理论基础及研究思路。对现场应用有非常重要的指导意义。
[0052] 在本文中用于验证调控方法的钻井液配方只是运用该方法的个例，并非对本调控方法做任何形式上的限制，凡是依据本发明的技术实质上对以上实施例所作的任何简单
修改、等同变化，均落入本发明的保护范围之内。
