钻井液触变性评价方法的合理性探索

1、钻井液触变性评价方法的合理性探索崔茂荣 马勇（西南石油学院CNPC钻井液重点研究室）摘 要：目前评价钻井液触变性的方法有静切力法、浮筒切力计法、滞后环法、滞后总能量法以及储能模量法，它们都或多或少的存在着一定的局限性。本文通过实验验证目前通用的评价钻井液触变性的方法静切力法的合理性，考察了热历史和静置时间对钻井液静切力的影响。研究结果表明：单从触变性这一角度出发，钻井液受热历史的影响不大；10min时的静切力无法真实地反映钻井液最终切力的大小，现行静切力法不能真实地评价钻井液的触变性。关键词：钻井液、触变性、静切力、热历史、评价方法前言触变性是粘性非牛顿流体的一个重要特性，其胶体化学实质是指流

2、体状态发生凝胶溶胶凝胶这一可逆转变的特性。钻井液的触变性是指钻井液经搅拌后变稀静置后变稠的特性，或者说是钻井液的切力随着搅拌后静置时间延长而增大的特性2。钻井工艺要求钻井液具有良好的触变性1，即钻井液停止循环后，切力能较快地增大到一个恰当的值，既有利于钻屑的悬浮，又不至于使静置后开泵泵压过高，即具有恢复时间较短同时最终切力也较小的特点快的弱凝胶。目前已经有多种方法来评价触变性的好坏，现行的评价方法主要有：静切力法6、浮筒切力计法1、滞后环法1，4、滞后总能量法6以及储能模量法5。其中，浮筒法的原理与静切力法类似，即把浮筒下降的深度转换为静切力的大小，但是缺乏精确性，而且现在浮筒计已经不常用。滞

3、后环法在理论上有较好的精确性，滞后环的面积反映了胶体结构拆散与形成所需要的能量差，通过计算面积的大小，便可以知道触变性的好坏，但这种方法缺乏规范化的操作。滞后环面积的大小与人为因素和仪器构造有关，所以用其来衡量触变性的好坏是有问题的，因此不常用。至于滞后总能量法和储能模量法，因其烦琐性和难操作性更是用得极少。触变性评价的准确与否关系到其在实际应用中的效果。现阶段评价触变性的方法主要是静切力法，即用钻井液在旋转粘度计中经600rpm高速搅拌后静置10s和10min时的剪切应力的差值表示触变性的好坏。然而，该方法的操作规范方面存在一些不足之处。比较有代表性的有两个：一个是降温过程（即热历史）会不会

4、改变触变性，测试触变性是不是应在原始温度下进行；另一个就是静置10分钟时的静切力是不是一定可以代表其最终切应力。1实验部分1.1实验器材ZNN-D6型六速旋转粘度仪、WZ-3A型五轴高速搅拌机、JB50-D型增力搅拌机、膨润土、KPAM、NH4-HPAN、KHm、HL-II、SMC、SMK、SMP-I、FCLS、LV-CMC、PAC141、褐煤。1.2实验用钻井液配方（1）聚磺体系6%原浆+0.2%KPAM+1% NH4-HPAN +1%KHm+3%HL-II+2%SMP-I+0.3%NaOH（2）三磺体系6%原浆+3%SMC+0.5%SMK+3%SMP-I+0.1%NaOH（3）聚合物体系6

5、%原浆+1%LV-CMC+0.5%PAC141+0.5%FCLS+3%褐煤+1%NaOH1. 3实验方法（1）热历史与钻井液触变性评价对聚磺、聚合物以及三磺三种钻井液体系进行三种不同方式的热处理：其一，保持室温测定静切力；其二，先将钻井液加热到50，再用旋转粘度计高速动态剪切降至室温，然后测定静切力；其三，先将钻井液体系加热到80，再用旋转粘度计高速动态剪切降至室温，然后测定静切力。（2）静置时间与钻井液触变性评价把钻井液在旋转粘度计中经600rpm高速搅拌后静置，用10分钟和10秒钟的剪切应力近似代表静切应力，其数值及差值大小表示触变性的好坏。2实验结果与讨论2.1热历史与钻井液触变性关系对

6、聚磺、聚合物以及三磺三种钻井液体系进行三种不同方式的热处理，根据实验数据作出三种钻井液体系静切力随静置时间的变化曲线，分别见图1、2和3。由图1可以看出：（1）三种热处理方式下，聚磺钻井液体系在开始静置的前4min内，其静切力上升较快，说明这段时间钻井液的结构形成较快，而后静切力趋于缓慢上升；（2）未经热处理的钻井液在静置后的第1min内，静切力迅速增加，且其静切力均高于加热后再降至室温测定的静切力；（3）加热到80再动态降至室温的钻井液，其静切力又低于加热到50再动态降至室温的钻井液，表明该钻井液体系的静切力受热历史的影响较大，原因是钻井液中的处理剂在高温下与粘土发生作用，导致了低温下钻井液

7、结构的恢复较慢；（4）三种热处理方式下，静切力进入缓慢上升阶段后，三条曲线大致相互平行，保持室温、钻井液加热到50和80再动态剪切降至室温三种方式处理后钻井液的触变性分别为1.56、1.58以及1.69Pa，差值不是太大，总体看来，聚磺钻井液经热处理后的触变性变化不大。由图2可以看出：（1）三种热处理方式下，聚合物钻井液体系在开始静置的前2min内，其静切力增加较快，而后缓慢增加；（2）未经热处理的钻井液的静切力最大，加热到50再动态降至室温的钻井液，其静切力又高于加热到80再动态降至室温的钻井液，表明该钻井液体系的静切力受热历史的影响较大，原因是钻井液中的处理剂在高温下与粘土发生作用，导致了

8、低温下钻井液结构的恢复较慢；（3）三种热处理方式下，无论是在静切力的快速增加阶段还是在缓慢增加阶段，三条曲线均大致相互平行，保持室温、钻井液加热到50和80再动态剪切降至室温三种方式处理后钻井液的触变性分别为3.58、3.37以及3.83Pa，差值较大，总体看来，聚合物钻井液经热处理后的触变性变化较大。 由图3可以明显看出：（1）三磺钻井液体系在三种热处理方式下，其静切力一直呈上升趋势，三条静切力曲线几乎重合，充分表明磺化系列处理剂在温度较低时，所受温度的影响很小；（2）保持室温、钻井液加热到50和80再动态剪切降至室温三种方式处理后钻井液的触变性分别为3.88、3.98以及4.09Pa，差值

9、较小，表明三磺钻井液触变性受热处理的影响很小。2.2静置时间与钻井液触变性评价测量聚磺、聚合物以及三磺三种钻井液体系从开始静置到静置40分钟之内不同时刻下的静切应力，根据实验数据作出三种钻井液体系静切力随静置时间的变化曲线，分别见图4、5和6。由图4可以看出：（1）随静置时间的延长，在040min以内聚磺钻井液的静切力一直增加，且还有进一步增大的趋势；（2）静切力曲线出现了两个增长段，一是1到12min，二是12到16min，第二个阶段增加的速度更快,，其原因是在第二个增长阶段内聚合物开始在粘土片上进行桥联，结构变得更强，其后增加缓慢。由图5可以看出：（1）随静置时间的延长，在040min以内

10、聚合物钻井液的静切力一直增加，且还有进一步增大的趋势；（2）10到16min内为静切力急剧增加的阶段，28到40min又为静切力急剧增加的阶段，其原因亦是在第二个增长阶段内聚合物开始在粘土片上进行桥联，结构变得更强，且这种趋势有持续的可能。由图6可以看出：（1）随静置时间的延长，在040min以内三磺钻井液的静切力一直增加，且还有进一步增大的趋势；（2）前10min内为静切力急剧增加的，其后增幅较为平缓，30min后增加幅度再次升高。3结 论(1)钻井液体系经热处理后，都会不同程度地降低其静切力，并在钻井液结构恢复的过程中保持这一特性，只是三磺钻井液由于其自身特性受热历史的影响较聚磺钻井液和聚

11、合物钻井液小。(2)虽然钻井液体系静切力受到热历史的影响，但最终的触变性变化不大，表明热历史对钻井液的触变性影响较小。(3)对于三种钻井液体系而言，10min时的静切力无法真实地反映其最终切力的大小，也就无法真实地体现钻井液的触变性，静切力法不能真实地描述钻井液的触变性。参考文献1梁大川，张英.钻井液触变性影响因素分析.钻采工艺，1998，21（5）：67-692黄汉仁等.泥浆工艺原理.北京：石油工业出版社，19813鄢捷年主编.钻井液工艺学.北京：石油大学出版社，20014姚晓，彭斯，冯玉军等.触变水泥配方及性能研究.油田化学，1996，13（3）：201-2055李传宪，路庆良.非牛顿原油

12、的不可逆触变性及其机理研究.油气田地面工程，2004，23（11）：19-216刘崇建，刘孝良.触变性水泥的评价方法及其应用.天然气工业，2001，21（2）：56-60Study on Rationality of the Evaluation Method for the Thixotropy of Drilling FluidsCuiMaorong MaYong(Branch on drilling fluids, KLo, drilling engineering, CNPC)Abstract: At present, the evaluation methods for the th

13、ixotropy of drilling fluids are gel strength, flotating buoy shear stress meter, hysteresis loop, hysteresis total energy and storage modulus, but these methods exist some limitations more or less. This paper verified the rationality of the methodgel strength that is generally used through experimental justification, checked the effect of heat history and stewing time on the gel strength of drilling fluids. It was shown that: only from the view of thixotropy, the heat history has little effect on the drilling fluids. The gel strength at 10 minutes cannt reflect the fin