提高逆相乳液的稳定.doc

IADC/SPE 151404提高逆相乳液的稳定性Ryan Van Zanten, Jeff J。 Miller, Chris Baker, Halliburton2012,IADC / SPE钻井会议和展览版权所有 本文是为于2012年3月6 8在美国加州圣地牙哥举办的2012 IADC / SPE钻井会议和展览准备的,本文被IADC/SPE计划委员会选定为展示。本文的内容尚未通过IADC / SPE的复审,并且作者正在修正中, 此材料并不代表IADC / SPE管理人员和成员的立场和态度。没有IADC / SPE书面同意，对本文任何部分进行网络复制、发行和保存是不允许的。只有文章的摘要允许复制打印，并且摘要不得超过300字，插图不得复制。摘要中也必须显著声明IADC / SPE的版权。摘要 无固相逆相乳液(IEF)可以降低重晶石沉降的可能性, 提高渗透率,降低等效循环密度,大幅度降低波动压力。 在传统IEFs中通常是不使用有机粘土的,由此制成的流体具有独特的性能, 这样不依赖大量的乳化剂、胶体颗粒和剪切力就能使乳状液稳定。无固相逆变乳液(IEF)通常是一种“本源”流体在通过钻头时，由于受到高剪切力而形成的。在水泥浆的配置中，高剪切力使得本源泥浆有助于稳定新制成的流体，从而形成十分稳定的乳状液。有时，制作乳状液并不需要使用本源泥浆。 如果混合不当,这些流体的稳定性会较差,从而导致顶层原油分离和重晶石沉降。本文详细研究了乳化剂浓度,胶质粉末的添加以及剪切对实验室、搅拌设备以及现场测试中的逆变乳化钻井液稳定性的影响。流体稳定性和乳状液稳定性的有非常复杂的相关性, 这与整体流体的剪切过程,外部相的粘度, 乳化剂类型和胶体颗粒含量有着紧密的关系。优化这些属性可以获得更稳定的钻井液，从而增大凝胶性，同时减少沉降。因此当配置新的泥液时，需要考虑高剪切力，适量的乳化剂，如果可能的话加入少量的胶体粉末。许多的现场实例已然证明了这些改进是如何改善流体性能的：从最初混合开始，然后输送到井场，一直到开始钻井，流体的性能始终保持稳定。简介想要成功的钻一个井眼并且达到预定井深，钻井液需要有特定的属性。流体需要有润滑和冷却钻头、稳定井壁、最大限度地减少地层漏失、携带岩屑和许多其他功能。具有这些特性的水基和油基流体在钻井作业中已经成功的应用数十年了。 流体类型是根据地层岩性、温度、压力和其他限制( 环境，大位移等)进行选择的。这些液体的稳定性和悬浮能力对井眼清理和减少加重剂的添加量（如重晶石）有特别重要的意义。对水基和油基钻井液来说悬浮能力以两种不同的方式产生。水基钻井液一般使用粘土（如膨润土），或者水溶性聚合物，大分子生物聚合物（如黄原胶）、或者合成聚合物（如部分水解聚烯酰胺）。另一方面，油基流体一般通过形成反相乳液来获得悬浮能力。 在逆乳化系统中，内部相(水或盐水)分散在外部相（油）中形成乳化液滴。添加乳化剂后，液滴随之稳定, 这就会形成一个油/水界面层，降低液滴融合速度，从而使乳化液破乳。在传统逆系统中添加有机粘土，通过固相和乳化剂的界面作用来进一步稳定乳状液。无固相系统只能通过乳化剂来稳定, 但时由于具有较低固体含量，钻井钻的更快 (Burrows 2004, Kalal 2010)。 正是缺乏的这种能够使流体稳定的固相颗粒，从而促进了无固相逆变乳液的产生。本文综合研究了在反相乳液中加入不同的乳化剂后，乳化剂浓度,胶质量的多少以及剪切对反相乳液的影响。在运输到井场之前，在车间里制备新泥浆时，乳化剂浓度,胶质量以及剪切是可控变量。一系列流体性质实验说明了这些添加剂对流体的影响。在实验室中配置的流体达预期效果后，再以车间标准来混合，来验证体积增加时，流体性质是否相似。最后,从混合站输送到井场的过程中，观察流体的悬浮性能是否发生改变。理论乳状液是两种不能混合的液体，一种液体以不连续（内部）相分散于另一种连续（外部）相的液体中所形成的分散体 (Evans 1999, Israelachvili 1992)。乳液是热力学不稳定系统 ,通过使用表面活性剂或表面活性固体可以使乳状液稳定，在一段时间内有效的保持分散。乳液的稳定性由分子间的相互作用和界面张力决定。为了能够形成乳状液,系统中必须存在以剪切形式存在的能量。因为构象熵和表面积的增加，这种能量是必须存在的。 这一需求可以通过热力学框架很好的解释。系统自由能的变化可以这样表达:G = H TS 或者G= Aow TSG是吉布斯自由能, T是温度, S是熵, A 是界面面积, 是在油 - 水界面的界面张力。如果自由能小于零那么这个过程是自发的; 如果它大于零,则需要外界能量来得到预期的变化。当配制一种乳液时,许多小水滴的生成增大了熵值;然而这些水滴的生成也导致在油水界面面积的大幅度增加。油水界面很大，这样油水接触时就造成了极大的能量损失。可以通过添加表面活性剂降低界面张力, 来减少能量损失，从而减少了形成界面所需的能量。由于吉布斯自由能的是不断变化是的，所以乳状液是动力学稳定的, 这就意味着两相会随着时间逐渐分开。几种作用制可导致乳化作用失效,主要是凝聚和奥斯特瓦尔德熟化作用 ,当两个分散相液滴相互接触时发生聚合，并且会形成一个较大的液滴。随着时间的推移液滴逐渐变大, 最终分为两相。另一种作用 Ostwald熟化, 是由内部相部分溶解在外部相中，然后分子进行扩散所引起的。小液滴被大液滴吞并。 这可以用拉普拉斯压力解释： P是液滴内部的压力是 r 是液滴的半径。因此较小的水滴有较高的内部压力，较高的压力会导致大水滴融合小水滴继续变大。这两个过程都会导致水滴越来越大，最终两相分离。乳状液稳定性可以从许多方面加以提高:1.添加的表面活性剂/乳化剂可以降低表面张力, 使液滴更稳定。 表面活性剂还可以产生一个空间和（或）静电屏障，以减缓液滴聚合。2.液滴-液滴, 液滴-粒子,粒子-粒子间的水动力的相互作用，可能会生成更多的粘性流体, 这将减小聚合的速度。粘度的公式大致如下所示:其中为粘度, solvent是连续相的粘度,是分散相的体积分数(Larsen 1999)。因此，如果分散适当的话，内部相的体积分数越高,乳液更粘稠。使用各种表面活性剂混合物改变表面张力以及液滴和颗粒的接触角和润湿性的同时，会改善这些相互作用，正是这些相互作用改变了流体的屈服点和凝胶强度。3.固体也可以在油 - 水界面处作为辅助乳化剂来稳定乳液。在界面处去除固相颗粒所需的能量，大约从同一界面去除表面活性剂或乳化剂所需能量的10-100倍；因此，想要提高乳状液的稳定性，只能单独使用表面活性剂或者固相颗粒。实验方法粘度测定法流变性能是在通过以下实验方法测得的：恒温120 F，使用FANN 35A粘度计，在600转/分， 300转/分， 200转/分， 100转/分 ，6 转 / 分和3转/分的速率下分别测量10秒和10分钟时的凝胶情况。乳化剂添加测试用于确定最佳的乳化剂浓度的过程如下:1 在120华氏度（ 49摄氏度）或150 F（ 65。5 ）下测量基线流变性。A添加1磅/桶乳化剂 (一般辅助乳化剂，润湿剂)B用 Hamilton Beach或粘度杯搅拌机混合2分钟, 2读取和记录FANN 35流变仪读数，绘制PV, YP 和 LSYP LSYP = (2 x 3 rpm) 6 rpm。每次加入1磅/桶乳化剂，重复上述步骤，观察变化趋势并记录结果。 在加入了5磅/桶乳化剂后停止添加。低剪切叶片粘度计(低剪切粘度LSV 测试)恒温120F条件下，配置主轴叶片的布氏LV - DV II + PRO粘度计能够通过逐步降低的剪切速率来测量屈服应力。分别在剪切速率为100r/min，50 r/min， 25 r/min ， 12 r/min ，6 r/min， 3 r/min， 1.5 r/min， 0.5 r/min，0.1 r/min ， 0.05 r/min条件下测量。 该仪器能够对油水间界面张力进行计算机数据采集、编程和自动测量。静态老化在350毫升的钻井液顶部注入500psi的氮气，然后密封在高温高压的静态老化室内。在一定的时间和一定的温度下，流体单元开始老化， 然后对流体单元进行冷却和减压。为了测定重晶石的沉降情况, 倒出顶部的250毫升钻井液，然后在室温下测定底部100毫升钻井液的密度。结果与讨论随着时间的推移，通过乳化剂的流变曲线能够了解界面性质。比如, 钻井液测试中的共同主题是确定一段时间的热接触后，钻井液的稳定性。流变性质的改变说明了乳液不稳定性。这对零铵盐粘土 (ZQAC) 钻井液（即无有机粘土添加剂钻井液）的屈服应力的影响特别明显。 对于这些乳状液, 内部相液滴的相互作用是流体流变学结构的推动力。大部分按需设计的添加剂，在井筒内得到热能和剪切能后将达到最佳性能。流体配置进一步的挑战是配置超低胶体含量的流体。ZQAC流体胶体含量比传统的流体的胶体含量少得多。一定程度剪切的应用在可以改善流变曲线, 但这种影响可能只是暂时的。当乳状液静止时，内部相液滴有自发聚合的趋势，这时胶状固体就可以在稳定乳状液方面发挥重要的作用。案例一: 剪切稳定流体在一个典型案例中, 在流体混合设备中加入一批新的中等密度ZQAC流体，并装船离开海岸。“新鲜” ，它意味着全部乳状液都是由新材料在标准搅拌下混合而成。 一旦被驱入井内，这种流体的表现与所预期的一样。喷射钻头中的剪切能够增大流变剖面，从而产生一个极大的屈服点和低剪切力。几次全局环流后, 泵被关闭,取出钻柱，来进行钻机设备的维修保养工作。在起下钻过程中，在井中和地面油罐中观察重晶石沉降。流体被剪切一段时间后，观察到流体性质的关键参数下降约50。样本被送到实验室进行了大量的研究，以揭示样本静止时流变性迅速改变的原因。成分分析法是第一种调查模式。 在整个过程中产品的浓度要严密控制, 有人指出，尚未加入防漏失物质。 这使得比重低的固体（ LGS）占流体（海上测试流体）体积的0.4 ， 或每桶含量少于4磅。直到最后一次循环开始前，对比不同的时间间隔内测量到的数据，就可以了解流变性能。 表1显示了三个时间点处的流体性质表1 ：案例A流体性质随时间的变化在反向的方法中, 对流体剪切效应也进行了研究。 表2显示了实验室搅拌机中等剪切的效果：相同的样本被加热后，性质发生也改变。表2 ：案例A流体混合/搅拌结果使用光学显微镜观察剪切对乳化液滴的大小的影响，图1给出了一组典型的图片来说明此影响。图1 ：搅拌设备的流体未经剪切（顶部）和剪切（底部）的乳化液滴的图像。观察图片，并且通过测量来数百滴液滴的大小来确定液滴的平均直径。车间里样本的平均直径约为190微米, 而在实验室剪切热搅拌后平均直径约为50微米。 较小粒径分布的流体是更加稳定的，这就说明了剪切对流体性质有正面影响。凝胶强度的增大大幅度增加了乳状液的稳定性，从而使重晶石沉降减少。乳化剂含量也影响了逆相乳液流变性能，乳化剂能够加强界面强度，并且当界面存在亲水固相时，能够使界面亲油性变强。为了优选乳化剂需要进行已经初步试验，这些初步试验即是以前提到过的添加剂试验和流变试验。图2中是优选乳化剂过程的一个例子。使用的样本11.4磅/加仑的逆相乳液。图2：图2：乳化剂浓度对流变性能的影响塑性粘度的最小值或PV值，表明在这一点上流体表面活性剂的最佳水平。 正如PV说明了固相在流体中的聚沉，这个拐点恰恰说明了油润湿存在最佳情况。 在这个例子中使用4-lb/bbl进行处理达到了理想的结果, 从这个角度看，更多的添加剂不会得到进一步改善。在这种情况下，过量添加乳化剂只会引起PV小幅度的增加。应当指出的是，这种优化方法是一个粗略的方法,没有考虑流体可能的时间和温度变化。为了说明适当条件的系统和处于老化状态系统之间的差异, 加热几种液体样品,测量老化前后的剪切力。图3描述了是在一个特殊测试搅拌器中配置的稳定的流体样品。在200华氏度下，流体老化62小时后始终保持最大的屈服应力。在测试最低剪切率时,随着时间的推移乳液的相互作用使得乳状液构架重组。 图3:老化前后的低剪切粘度案例B ：热稳定性流体另一种中等密度的ZQAC型流体样品取自油田现场。 在这种情况下, 大斜度井筒钻到预计深度，完井时没有相关流体流出。与案例A流体相比, 这个例子中LGS以及LCM都有正常的沉降量。最初的预期是流体的稳定性有明显的提高,同时前面所提到的流变性能也有所改善。测定最初流体的流变学特性, 然后将流体样品整夜加热至老化，实验温度比最大井温高出约五十度。 然后和观察流体单元中重晶石的聚沉，也会观察到标准粘度计的读数明显减小。图4: 油田现现场低剪切粘度流体初步结果显示出稳固的性质,从而形成良好的乳状液, 加热过程的某一时刻界面发生改变，相互作用减少，当转速为0.05转/分时，粘度读数的下降65。流体产品的浓度的需要复审，是因为没有使用乳化剂，也没有进行流变性改善。为了对比传统钻井液和ZQAC的钻井液的差异, 使用相同的油基制成等浓度的两种钻井液，进行低剪切流变实验（图5）。图。 5:低剪切粘度下的传统乳化液和无固相逆乳化液使用用季铵盐粘土添加剂的流体的结果显示了独特的刚性结构，而ZQAC逆向乳液有更高的触变性。 使用标准的FANN 35台式粘度计读数，在6转/分和3转/分的转速下，这些液体有相同的读数。 这种方法表明了对于ZQAC流体来说，屈服应力高了月约4 lb/100平方英尺。这显示了无有机膨润土流体在静止时具有较强的凝胶结构, 如果流体条件良好，重晶石聚沉会减少。案例C ：低聚沉流体一个新配置的混合液是通过适量剪切, 乳化剂和胶体粉末配置的。这种流体与传统流体相比，具有优良的性能。两个样本分别静态老化48小时，然后测定其流变学特性，并测量重晶石聚沉量。 重晶石的聚沉量较少说明，当流体混合恰当时，它会有更强的凝胶结构与较低流变性能 (表3)。表3:混合恰当的流体与油田现场传统流体与sbm标准相比有密度超过0.8磅/加仑，ZQAC流体在适当的剪切,合适的乳化剂量和外加2-4磅/桶胶体粉末的作用下，稳定性更高。结论这些对非水基钻井液意味着什么? 流体的稳定性和整个流体的剪切过程、外部相的粘度, 乳化剂的类型和低比重固体的含量有复杂的联系。已被充分地剪切得流体(也就是, 通过钻头)有较小的乳化液滴, 这样会形成一个更稳定的乳液。 此外，加入了大量固相的油田现场钻井液，界面上聚集了小颗粒，从而增强了乳化液滴稳定性。 因为乳化液滴变得更稳定, 液滴-粒子相互作用得到加强, 使得凝胶性增强和重晶石聚沉量减少。因此，当配置新的泥液时，需要考虑高剪切力，适量的乳化剂，如果可能的话加入少量的胶体粉末。参考文献Ackal, K。 and Gillikan, A。 2010。 Clay-Free Synthetic-Based Fluid Provided High-Angle Wellbore Stability With Minimal Dilution andTreatment Requirements. IADC/SPE 127560 presented at IADC/SPE Drilling Conference and Exhibition, 2010, N