鉆井液防泥包性能室內(nèi)動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)方法

郝彬彬 項(xiàng) 濤 胡進(jìn)軍 彭勝玉

(中海油田服務(wù)股份有限公司油田化學(xué)事業(yè)部 河北三河 065201)

鉆井液防泥包性能室內(nèi)動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)方法

郝彬彬 項(xiàng) 濤 胡進(jìn)軍 彭勝玉

(中海油田服務(wù)股份有限公司油田化學(xué)事業(yè)部 河北三河 065201)

鉆具泥包一直是影響鉆井速度和困擾工程技術(shù)人員的問題。選取懷俄明州天然的鈉基膨潤(rùn)土塊HOLEPLUG作為實(shí)驗(yàn)用模擬鉆屑，利用自制的鋼棒和老化罐的滾動(dòng)模擬井下鉆進(jìn)狀況，通過對(duì)模擬鉆屑的粒徑、質(zhì)量以及熱滾時(shí)間和基漿組成等參數(shù)的篩選，建立了動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)鉆井液防泥包性能的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)方法。評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)確定的模擬鉆屑粒徑為6～10目、質(zhì)量為25 g，熱滾時(shí)間為15 min，基漿組成為3%海水膨潤(rùn)土漿+ 0.2%NaOH+0.2%Na2CO3+0.3%護(hù)膠劑+0.5%提切劑。進(jìn)行了3組平行實(shí)驗(yàn)，3組數(shù)據(jù)相對(duì)平均偏差僅為2.45%，說明本文實(shí)驗(yàn)方法具有較好的可重復(fù)性。選取4種海上常用鉆井液體系進(jìn)行了室內(nèi)動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果與現(xiàn)場(chǎng)反饋情況相同，說明本文實(shí)驗(yàn)方法具有很好的準(zhǔn)確性，可為有關(guān)科研和鉆井生產(chǎn)提供可靠依據(jù)。

鉆井液；防泥包性能；動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)；鈉基膨潤(rùn)土；井下鉆進(jìn)；鉆屑粒徑；鉆屑質(zhì)量；熱滾時(shí)間；基漿

在鉆遇到軟泥巖、易吸水膨脹或軟硬交錯(cuò)的地層時(shí)，預(yù)防及消除鉆具泥包是一個(gè)不容忽視的技術(shù)問題。發(fā)生鉆具泥包的原因是多方面的，然而國(guó)內(nèi)防止和處理這一問題的文獻(xiàn)報(bào)道相對(duì)較少，特別是關(guān)于在鉆井過程中鉆井液防泥包性能的室內(nèi)評(píng)價(jià)研究更是不多[1]。國(guó)內(nèi)有部分學(xué)者在研究提速劑或快鉆劑時(shí)提到過幾種粘附聚結(jié)試驗(yàn)方法[2-4]，但有關(guān)粘附聚結(jié)的理論機(jī)理都不是很完整，也沒有系統(tǒng)的說明選擇測(cè)試步驟的原因，更沒有綜合考慮地層的黏土、鉆屑等復(fù)雜的井下因素，只是單從鉆井液體系內(nèi)的處理劑考慮，通過鉆井液本身懸掛在鋼片上的液滴來評(píng)價(jià)粘附聚結(jié)性能，且最終確定粘附聚結(jié)質(zhì)量的方法是待靜止不再有明顯鉆井液滴時(shí)稱重，這樣通過肉眼確定“時(shí)間點(diǎn)”既沒有說服性，也存在較大誤差，更沒有可重復(fù)性。本文通過對(duì)模擬鉆屑的種類、粒徑、質(zhì)量和熱滾時(shí)間及基漿組成等參數(shù)進(jìn)行篩選，建立了鉆井液防泥包性能室內(nèi)動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)方法，既可以簡(jiǎn)單動(dòng)態(tài)的模擬井下鉆進(jìn)，又可以評(píng)價(jià)出鉆井液防泥包性能，為選擇合適的防泥包鉆井液及處理劑提供了參考依據(jù)。

1 實(shí)驗(yàn)方法的建立

1.1 實(shí)驗(yàn)參數(shù)

1.1.1 模擬鉆屑種類的篩選

防泥包性能評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)的關(guān)鍵在于選擇什么樣的黏土模擬鉆屑，主要通過簡(jiǎn)單分析黏土凝聚和結(jié)塊的原因來幫助選擇。當(dāng)遇到鉆井液的時(shí)候，黏土在平衡水含量下是可塑性狀態(tài)，此時(shí)沒有達(dá)到液限的黏土顆粒表面還是足夠粘的，很容易和其他顆粒的表面相結(jié)合；同時(shí)由于在黏土層之間的排斥力、黏土表面的水化作用和水合離子與水分子間的立體干擾，所形成的較大的網(wǎng)狀的膨脹壓力或其他外界力量促使黏土顆粒不斷變形和結(jié)合，導(dǎo)致鉆屑的表面被擠到一起最終形成鉆屑凝聚和結(jié)塊。

文獻(xiàn)[5-8]對(duì)黏土的力學(xué)特性進(jìn)行了相應(yīng)的研究，涉及黏土的液限、塑限等，并且文獻(xiàn)[8]給出了不同黏土礦物的塑限和液限比率逐漸增強(qiáng)的相應(yīng)關(guān)系，即鈉膨潤(rùn)土<伊利石<高嶺石<埃洛石(多水高嶺石)，這個(gè)關(guān)系也確定了本次評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)用的模擬鉆屑，應(yīng)使用趨于較低塑限和液限比率的黏土。

通過上述黏土凝聚結(jié)塊機(jī)理分析，本文篩選了懷俄明州一種天然的鈉基膨潤(rùn)土塊HOLEPLUG作為評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)用模擬鉆屑，該膨潤(rùn)土塊為天然巖塊，其黏土礦物含量達(dá)到81.5%，高于國(guó)內(nèi)夏子街土等優(yōu)質(zhì)鈉膨潤(rùn)土的黏土礦物含量，具有較強(qiáng)的水化膨脹特性以及合適的塑限和液限比率。

1.1.2 熱滾時(shí)間的初步選擇

文獻(xiàn)[9]對(duì)多種黏土的機(jī)械變形進(jìn)行了研究，所選黏土均具有很高的分散性及中等或很高的膨脹性，研究發(fā)現(xiàn)黏土礦物組成或塑性變形與黏土凝聚結(jié)塊發(fā)生的過程存在一定的聯(lián)系(圖1)，黏土凝聚結(jié)塊最大值出現(xiàn)的時(shí)間大部分在20 min左右。因此，本文實(shí)驗(yàn)熱滾時(shí)間初步確定在20 min。

圖1 國(guó)外典型頁巖65 ℃下熱滾黏土凝聚結(jié)塊的 質(zhì)量隨時(shí)間變化的趨勢(shì)線[9]Fig .1 Trend lines of clay agglomeration weight changing with hot rolling time by foreign typical shale at 65 ℃[9]

1.1.3 實(shí)驗(yàn)基漿的初步選擇

根據(jù)鉆井現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用反饋和有機(jī)正電膠鉆井液[10]的機(jī)理分析，加入過量的有機(jī)正電膠易形成過厚的保護(hù)井壁的滯留層，而太厚的“滯留層”易造成泥包、粘附卡鉆等，因此初步確定加入過量的有機(jī)正電膠鉆井液作為模擬實(shí)驗(yàn)的基漿。

1.1.4 模擬鉆屑粒徑的選擇

在老化罐中加入400 mL模擬實(shí)驗(yàn)的基漿，將鋼棒(長(zhǎng)150 mm，直徑23.5 mm，質(zhì)量500 g左右)放入老化罐一側(cè)，再分別加入30 g均勻粒徑和6～10目的HOLEPLUG巖屑，65 ℃熱滾20 min后均勻粒徑和6～10目的鉆屑泥包情況如圖2所示?？梢钥闯觯?～10目粒徑的模擬鉆屑熱滾后粘附在鋼棒上，而且分布均勻，重復(fù)性也較高，因此選用6～10目粒徑的模擬鉆屑。

圖2 均勻粒徑和6～10目的模擬鉆屑泥包情況對(duì)比Fig .2 A comparison between the bit balling of uniform particle size and 6～10 mesh cuttings

1.1.5 模擬鉆屑質(zhì)量的選擇

在老化罐中加入400 mL模擬實(shí)驗(yàn)的基漿，將鋼棒放入老化罐一側(cè)，再分別加入20、25、30 g的6～10目的HOLEPLUG巖屑，65 ℃熱滾20min后鋼棒及清洗后老化罐內(nèi)鉆屑泥包情況如圖3所示。可以看出，20 g模擬鉆屑的老化罐里沒有鉆屑?xì)堄?，?0 g的殘余較多，且不易清洗，因此，最終選用質(zhì)量為25 g的模擬鉆屑。

圖3 質(zhì)量為20(左)、25(中)、30 g(右)的6～10目模擬 鉆屑泥包情況對(duì)比Fig .3 A comparison between bit balling of 20,25 and 30 g cuttings with the size of 6～10 mesh

1.1.6 實(shí)驗(yàn)基漿的選擇

初步選擇的基漿含有的處理劑較多，配漿時(shí)間較長(zhǎng)，且影響因素不能確定，因此選取10個(gè)基漿配方對(duì)基漿成分做進(jìn)一步研究(表1)，基漿中盡可能少的添加防泥包的處理劑。不同基漿熱滾后泥包情況見圖4，可以看出，10號(hào)基漿體系最符合黏土凝聚結(jié)塊的特征，最終確定10號(hào)體系作為基漿。

表1 模擬泥包實(shí)驗(yàn)的基漿配方Table 1 Based slurry formula of simulating bit balling experiments

圖4 不同基漿熱滾20 min烘干泥包鋼棒后照片F(xiàn)ig .4 Steel bar bit balling photos of different base slurry after hot rolling 20 min

1.1.7 最佳熱滾時(shí)間的確定

在10號(hào)基漿中加入25 g的6～10目的HOLEPLUG巖屑，攪拌均勻后放入鋼棒，在65 ℃下熱滾。在不同熱滾時(shí)間下，將泥包的鋼棒在105 ℃下烘干150±5 min，鋼棒泥包情況見圖5，模擬鉆屑凝聚結(jié)塊質(zhì)量隨熱滾時(shí)間變化曲線見圖6。從圖5可以看出，泥包時(shí)間為15 min和20 min時(shí)鉆屑的粘附程度的分布較均勻，其他泥包時(shí)間的整體分布不均，或粘附鉆屑較少，或兩頭鉆屑粘附程度不對(duì)稱較明顯。結(jié)合圖6最終確定最佳熱滾時(shí)間為15 min。

圖5 不同熱滾時(shí)間下模擬鉆屑泥包效果Fig .5 Bit balling effect at different hot rolling time

圖6 模擬鉆屑凝聚結(jié)塊質(zhì)量隨熱滾時(shí)間變化曲線Fig .6 Weight of agglomeration cuttings changing with the hot rolling time

1.2 實(shí)驗(yàn)流程

1) 將400 mL的10號(hào)基漿裝入老化罐，將鋼棒(長(zhǎng)150 mm，直徑23.5 mm，質(zhì)量500 g左右)放入老化罐一側(cè)，倒入25 g的6～10目的HOLEPLUG鉆屑，用小鏟子慢慢攪拌，使固體均勻分布；

2) 將老化罐在2 min內(nèi)放進(jìn)溫度為65±2 ℃的滾子爐，熱滾15 min后用恒定水流沖洗鋼棒，將表面泥漿沖掉；

3) 在105 ℃下烘干鋼棒，烘干時(shí)間保持在150±5 min，然后對(duì)鋼棒在5 min內(nèi)進(jìn)行稱量，記錄前后的質(zhì)量差。選擇2.5 h的烘干時(shí)間是要徹底的將泥包鋼棒上的水分烘干，以免由于不同實(shí)驗(yàn)人員的習(xí)慣差異，使鋼棒上泥包殘留的水分不同而產(chǎn)生稱重誤差，造成實(shí)驗(yàn)的不可重復(fù)性。

2 實(shí)驗(yàn)方法的驗(yàn)證

2.1 可重復(fù)性檢測(cè)

按照本文實(shí)驗(yàn)流程進(jìn)行了3組平行對(duì)比實(shí)驗(yàn)，鋼棒泥包情況見圖7，鉆屑凝聚結(jié)塊質(zhì)量對(duì)比見圖8。計(jì)算3組實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)的相對(duì)平均偏差(平均偏差/平均值)僅為2.45%，充分說明本文建立的鉆屑泥包模擬實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)方法非?？煽浚揖哂锌芍貜?fù)性。

圖7 3組平行對(duì)比實(shí)驗(yàn)?zāi)喟闆rFig .7 Bit balling of three groups of parallel comparison experiments

圖8 三組平行實(shí)驗(yàn)?zāi)喟|(zhì)量對(duì)比Fig .8 Weight of agglomeration cuttings of three groups of parallel experiments

2.2 常用鉆井液防泥包性能評(píng)價(jià)

選取4種海上常用的水基鉆井液，即有機(jī)正電膠鉆井液(加入過量的有機(jī)正電膠)、鹽水聚合物鉆井液、聚胺強(qiáng)抑制鉆井液、高性能鉆井液，進(jìn)行模擬鉆屑泥包對(duì)比實(shí)驗(yàn)。將4種常用鉆井液的體系性能調(diào)整到相近，鉆井液體系配方如下：

1#(加入過量的有機(jī)正電膠鉆井液)： 2%海水膨潤(rùn)土漿+0.2%NaOH+0.2%Na2CO3+0.3%PAC-LV+0.2%XC+5%有機(jī)正電膠+0.2%PHPA+1%FR+1%DYFT。

2#(鹽水聚合物鉆井液)： 3%海水膨潤(rùn)土漿+0.2%NaOH+0.25%Na2CO3+0.3%PAC-LV+0.3%XC+0.5%PHPA+3%JLX+2%淀粉+2%KCl+1%LUB-1。

3#(聚胺強(qiáng)抑制鉆井液)： 海水+0.1%NaOH+0.2%Na2CO3+0.2%PAC-LV+0.4%XC+0.7%包被劑(小分子量)+3%JLX+1%FT+4%淀粉+3%聚胺+1%LUB-H。

4#(高性能水基鉆井液)： 1%海水膨潤(rùn)土漿+0.1%NaOH+0.2%Na2CO3+20%AQsalt+0.2%PAC-LV+0.2%XC+0.2%淀粉+0.2%PHPA+1.5%AQseal+1%AQlube+1%AQtrol。

4種常用鉆井液的體系性能參數(shù)見表2。圖9為4種鉆井液體系的泥包情況，可以看出，4#高性能水基鉆井液的防泥包性能最好，3#深水聚胺體系的防泥包性能也較好，泥包最嚴(yán)重的是1#加入過量有機(jī)正電膠的鉆井液體系。據(jù)現(xiàn)場(chǎng)反饋的原始資料可知，鉆遇造漿強(qiáng)的地層時(shí)，為更好的抑制地層造漿，加入大量的有機(jī)正電膠后，造成井口返出很多的泥球，鉆速明顯減慢；后來經(jīng)過現(xiàn)場(chǎng)鉆井液處理把有機(jī)正電膠降到合理加量，同時(shí)配合其他處理劑抑制地層造漿，鉆速恢復(fù)正常，井口返出鉆屑正常。對(duì)于2#鹽水聚合物鉆井液，鉆屑比較松散堅(jiān)韌，可以加入適量的聚胺處理劑或是提高鹽的加量以減少泥包的程度。由于深水聚胺體系和高性能水基鉆井液體系在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用非常好，已逐漸替代傳統(tǒng)鉆井液應(yīng)用在海洋鉆井，可見本文模擬鉆屑泥包評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)的泥包情況與現(xiàn)場(chǎng)的反饋是完全相同的。

表2 4種常用鉆井液的體系性能參數(shù)Table 2 Performance parameters of four commonly used drilling fluid systems

圖9 不同鉆井液體系的泥包程度Fig .9 Bit balling degree of different drilling fluid systems

3 結(jié)論

通過對(duì)模擬鉆屑的種類、粒徑、質(zhì)量以及模擬基漿和熱滾時(shí)間等影響因素的確定，最終建立了能動(dòng)態(tài)模擬井下鉆井液防泥包性能的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)方法。利用該方法進(jìn)行的3組平行實(shí)驗(yàn)的相對(duì)平均偏差僅為2.45%，說明本文實(shí)驗(yàn)方法具有較好的可重復(fù)性；對(duì)4種常用鉆井液體系進(jìn)行了防泥包實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果與現(xiàn)場(chǎng)反饋情況完全相同，說明本文實(shí)驗(yàn)方法具有很好的準(zhǔn)確性，可為有關(guān)科研和鉆井生產(chǎn)提供可靠的依據(jù)。

[1] 王德國(guó)，馬培寧．PDC鉆頭防泥包技術(shù)國(guó)內(nèi)外研究現(xiàn)狀[C]∥第二屆全國(guó)工業(yè)摩擦學(xué)大會(huì)暨第七屆全國(guó)青年摩擦學(xué)學(xué)術(shù)會(huì)議會(huì)議論文集，2004：182-184． WANG Deguo,MA Peining.Research status of PDC bit anti-balling technology at home and abroad[C]∥The Second National Conference on Industrial Tribology and the 7th National Symposium on Youth Tribology，2004：182-184.

[2] 劉陽．快速鉆井液研究[D]．青島：中國(guó)石油大學(xué)(華東)，2012． LIU Yang.Rapid drilling fluid research[D].Qingdao:China University of Petroleum,2012.

[3] 岳前升，劉書杰，黃凱文，等．鉆井液提速劑性能研究[J]．石油天然氣學(xué)報(bào)，2011，33(4)：115-117． YUE Qiansheng,LIU Shujie,HUANG Kaiwen,et al.Performance study of drilling fluid speed agent[J].Journal of Oil and Gas Technology,2011,33 (4):115-117.

[4] 羅剛，任坤峰，舒福昌，等．一種鉆井液提速劑的研制及性能研究[J]．海洋石油，2015，35(4)：63-66． LUO Gang,REN Kunfeng,SHU Fuchang,et al.Development and performance study of a drilling fluid accelerator[J].Offshore Oil,2015,35(4):63-66.

[5] ALLEN H.Classification of soils and control procedures used in construction of embankments[J].Public Roads，1942，22：263-265.

[6] SRIDHARAN A,RAO G V.Mechanisms controlling the liquid limit of clays[J].Proceedings,Istanbul Conf.on SM and F.E.，1975，1：65-74.

[7] SRIDHARAN A， RAO S M， MURTHY N S.Liquid limit of montmorilonite soils[J].Geotechnical Testing Journal，1986，9(3)：156-159.

[8] SRIDHARAN A， RAO S M， MURTHY N S.Liquid limit of kaolinite soils[J].Geotechnique，1988，38(2)：191-198.

[9] CLIFFE S，YOUNG S.Agglomeration and accretion of drill cuttings in water-based fluids[C]∥AADE，2008：1-12.

[10] 王偉，李國(guó)釗，于志杰，等.有機(jī)正電膠鉆井液體系在BZ25-1油田的應(yīng)用[J].中國(guó)海上油氣，2006,18(1)：49-51,57. WANG Wei，LI Guozhao，YU Zhijie，et al.Application of the PEC drilling fluid systerm in BZ 25-1 oilfield[J].China Offshore Oil and Gas,2006,18(1)：49-51,57.

(編輯：楊 濱)

Lab experiments for dynamic evaluation of anti-balling performance of drilling fluids

HAO Binbin XIANG Tao HU Jinjun PENG Shengyu

(COSLOilfieldChemicalsDivision,Sanhe,Hebei065201,China)

Drilling tool balling-up has always been a problem which affects the penetration rate and annoys the technical personnel. A HOLEPLUG chunk, which is Wyoming natural sodium bentonite, was chosen to simulate cuttings; a self-made steel bar and an aging cylinder were hot-rolled to simulate the down-hole drilling environment. Through the screening of the parameters such as particle size, mass, hot-rolling time and slurry compositions, an lab experiment method for dynamically evaluating the anti-balling performance of drilling fluid was established. The particle size of the simulated drill cuttings is 6～10 mesh, the mass 25 g, and the hot-rolling time 15 min. The formulation of slurry is 3%bentonite in seawater+0.2%NaOH+0.2% Na2CO3+0.3%colloid-protecting agent+0.5%gel strength enhancer. Three groups of parallel experiments were carried out, and the relative average deviation of the three groups was only 2.45%, which shows that the method has good repeatability. Dynamic evaluation experiments were carried out in the laboratory on four drilling fluid systems commonly used in offshore oilfields. The experimental results agree well with the feedback from the fields, indicating that the experimental method has good accuracy, and may provide a reliable basis for the evaluation of relevant scientific researches and drilling operations.

drilling fluid; anti-balling performance; dynamic evaluation; sodium bentonite; down-hole drilling simulation; cutting size; cutting mass;hot-rolling time; slurry

郝彬彬，男，工程師，2009年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院并獲得碩士學(xué)位，現(xiàn)主要從事油田處理劑及鉆井液研究工作。地址：河北省三河市燕郊開發(fā)區(qū)行宮西大街中海油服油田化學(xué)研究院(郵編：065201)。E-mail：haobb@cosl.com.cn。

1673-1506(2017)03-0101-06

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.03.017

TE254

A

2016-10-18 改回日期：2016-12-30

郝彬彬,項(xiàng)濤,胡進(jìn)軍，等.鉆井液防泥包性能室內(nèi)動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)方法[J].中國(guó)海上油氣，2017,29(3)：101-106.

HAO Binbin,XIANG Tao,HU Jinjun,et al.Lab experiments for dynamic evaluation of anti-balling performance of drilling fluids[J].China Offshore Oil and Gas,2017,29(3):101-106.