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高酸性气田水平井投产作业气井钻井工程主讲：李方——在钻井、完井、增产等作业过程中所使用的工作流体统称油气井工作液。包括：钻井液、钻井完井液、水泥浆、射孔液、隔离液、封隔液、砾石充填液、修井液、压裂液、酸液、驱替液等。1、定义2、分类：（按作业环节分）两大类水基钻井液I.钻井液油基钻井液气基钻井流体II.完井液（广义）——油气井完成和完善作业过程中所使用的工作流体。钻井完井液（即打开产层的钻井液）——在油气层中钻进时所使用的循环流体。有：改性钻井液、清洁盐水聚合物完井液、低固相聚合物完井液、油基完井液、气体类完井液。主要功用：打开储层时保护油气层。3-1钻井液技术的发展概况一、早期历史（公元前256年～公元1844年）原始阶段早在公元前256年（春秋战国时期）。我国发明了“顿钻”钻井技术，后传至波斯、埃及，然后再传到欧洲。至公元1041～1053年（北宋年间）。我国首创“卓筒井”。即用竹筒当套管下入井内，封隔水层、塌层。到公元1821年（清道光年间），我国已能钻成1000米井。此段期间，所用钻井液完全是清水，目的单一：仅为洗井和帮助捞砂，没有循环系统，将清水直接倒入井内，冲钻，下捞砂筒捞出。二、萌芽阶段（1844年～1920年）1844年．英国人RobertBeart发明了“旋转钻井”方法，并开始使用循环系统循环钻井液，但采用的是“反循环”方法。（即抽吸法）。1845～1860年.法国人Faulle建立了较完整的循环系统，并采用“正循环”循环钻井液，且意识到了“混浊的水”比“清水”带砂好。1887～1901年.美国人开始使用粘土、糠麸、谷物等材料作钻井液添加剂，并认识到用“粘泥”使钻井液变“稠”变“重”的重要性。1906年.钻井液搅拌器问世。（在此之前，钻井液是由牲口在池中走动配成的。）1910年.专用泥浆泵问世。这段期间，已开始认识到钻井液的重要性。钻井液特点：成分单一，处于自然状态。三、发展阶段（1921年～1948年）——近代钻井液1921年.美国人Stroud开始使用专门制备的添加剂来调节钻井液性能，并出版了世界上第一本关于钻井液方面的出版物。钻井液工艺技术正式问世。各先进国家相继开始了这方面的研究工作。出现了加重剂、增粘剂、降滤失剂、堵漏剂等专用处理剂，并建立了比重、粘度、失水等常规性能的测试方法及钻井液滤液分析方法。1930年.全世界已有23种关于钻井液方面的出版物。钻井液技术的发展进入高潮。此阶段钻井液有如下特点：1.组分较前复杂，逐渐趋于完善。2.普遍使用处理剂来调节维护钻井液性能。3.钻井液类型越来越多，功能越来越全。同时开始了钻井液处理剂研究和钻井液专用仪器的设计制造。四、科学化阶段（1948年至今）——现代钻井液1.出现并广泛使用了不分散无固相、低固相钻井液。2.处理剂发展迅速。由几十种发展到上千种，并开始了深入的处理剂作用机理研究。3.开始了泥浆（钻井液）流变学研究，水力参数及流变模式的优选。4.发展了钻井液固相控制技术。5.开展了系统深入的井壁稳定技术研究。6.开展了系统深入的深井超深井钻井液技术研究。7.研制了大量成套的现代测试仪器，并逐步完善了评价方法。8.开始了钻井液数据库和专家系统的建立。9.深入开展了保护油气层的完井液技术研究。10.形成了一整套较完善的钻井液技术理论。我国钻井液技术研究起步晚，但发展非常迅速，无论从理论研究上或是应用研究上均有重大突破。目前我国钻井液技术与先进国家处于同步水平。3-2钻井液的组成、类型及功用泥浆mud又称：钻井液drillingfluid洗井液flushingfluid循环流体circulatingfluid可定义为：保证钻井工作能安全顺利进行的所有入井流体统称钻井液。或：由各种不同大小的固体颗粒分散、悬浮于不同的流体中并由各种化学处理剂来维持其性能的一种多级多相分散体系。一、组成钻井液主要由分散介质、分散相和处理剂三大部分组成。水：淡水/盐水——“水基”1.分散介质（连续相）油：原油/柴油/白油——“油基”气“气基”粘土（膨润土）2.分散相油：对水而言水：对油而言气：充于水基中增粘剂降粘剂降滤失剂3.处理剂抑制剂维持钻井液性能的稳定表面活性剂加重剂润滑剂………二、钻井液的类型国内外分类各异，但目前均有暂行标准。基本上可概括为三大类型：即水基钻井液、油基钻井液、气基流体。1.国内油田习惯分类：细分散钻井液钙处理钻井液：石灰/石膏/氯化钙粗分散钻井液盐水钻井液：盐水/饱和盐水/海水无固相聚合物钻井液水基钻井液聚合物钻井液低固相不分散聚合物钻井液聚磺钻井液等油包水空气混油钻井液油基钻井液油基气基天然气雾、泡沫2.国标分类分法一：（1）淡水钻井液体系（2）钙处理钻井液体系（3）不分散聚合物钻井液体系（4）盐水钻井液体系（6）钾基钻井液体系（7）油基钻井液体系（5）饱和盐水钻井液体系（8）气体体系（气体、泡沫）分法二：（1）不分散聚合物钻井液体系（2）钾基钻井液体系（3）饱和盐水钻井液体系（4）分散钻井液体系（5）钙处理钻井液体系（6）盐水钻井液体系（7）油基钻井液体系（8）气体钻井流体（9）修井液完井液体系3.美国石油学会（API）和国际钻井承包商协会（IADC）分类：（1）不分散体系（不作任何处理）（2）分散体系（3）钙处理体系（4）聚合物体系（5）低固相体系（6）饱和盐水体系（7）完井修井液体系（8）油基钻井液体系（9）气体体系注：1986年前，API和IADC分法与此差异较大，上述分法是86年修改的。三、钻井液的功用（十大功能）1.清洗井底，携带钻屑。2.悬浮钻屑和加重剂。3.控制地层压力。4.传递水力功率。5.稳定井壁。6.冷却、润滑钻头及钻柱。7.承受钻柱和套管的部分重量。8.提供所钻地层的大量资料。9.保护油气层。10.防止钻具腐蚀。钻井液主要有四大基本性能，即：流变性、造壁性、抑制性和润滑性。3-3钻井液的性能一、钻井液的流变性由《流体力学》知，流体有四种基本流型（即牛顿流型、塑性流型、假塑性流型和膨胀流型）。钻井液大多属塑性或假塑性流型，因此就对应有相应的流变参数。产生原因：存在空间网状结构。实质：钻井液凝胶强度的高低。影响因素：①粘土含量和分散度：含量大，分散度高，τs大。②粘土颗粒的ζ电位和水化膜：ζ低，水化膜薄，吸力占优势，τs大。③处理剂的种类和加量作用：钻井液静止时悬浮钻屑和加重剂。测量方法：用旋转粘度仪测其静止10分钟的切力。（用最低转速：每分钟3转）或用浮筒切力计。1.静切应力：τs（现场又用“θ”表示）GelStrength简称“切力”：即塑性流体开始流动时的最低切应力，又称“凝胶强度”。2.动切应力：τo又称屈服值“YP”YieldPoint塑性流体特有的性质，反映钻井液作层流流动时，粘土颗粒之间及高聚物分子之间的相互作用力。（即结构拆散、恢复达到动平衡时的结构强度。）τo是常量，不随速度梯度变化，体系定它则定。产生原因：结构所至（同τs）实质：钻井液在层流条件下的结构强度。影响因素：①粘土含量和分散度。②粒子ζ电位和水化膜。③处理剂的使用：吸附端面，拆散削弱结构，τo降低。④高分子聚合物的使用：吸附桥联，τo升高。作用：钻井过程中悬浮携带岩屑。（动态条件）τo的大小反映了钻井液携屑能力的大小。τo大，说明层流时结构强度大，流核面积大，携屑能力强，反之弱。测量方法：用旋转粘度仪测600转和300转的数据，代入宾汉公式或相应的直读公式计算而得。τo=5.11（φ300-PV）τo=0.511(2φ300-φ600)旋转粘度计3.表观粘度：又称视粘度或有效粘度，用η’表示。AV:ApparentViscosity——某一流速梯度下，速梯与相应切应力之比。即：ηi’=τi/Di单位：cP或mPa·s可见：表观粘度随速梯而变，同一体系，不同速梯，ηi不同.实质：钻井液在流动过程中实际表现出来的总的粘滞性。作用：衡量钻井液的宏观流动性。测量方法：用旋转粘度仪。现场习惯用600转数据的1/2值表示，AV=φ600/2。方可将对应速梯下测得的切力值代入宾汉或指数方程求得。4.塑性粘度：符号：PV或ηsPlasticViscosity——塑性流体层流流动时的粘度。PV也是常量，不随速度梯度变化，体系定它则定。实质：钻井液中结构拆散与恢复处于动平衡时，固—液之间、液—液之间的内摩擦力的反应。影响因素：固相含量：固含高，则PV高。分散度：分散度↗，则PV↗。液相粘度：液相粘度↗，则PV↗。水溶性处理剂的粘度：水溶性处理剂的粘度↗，则PV↗。显然，它直接反映了钻井液中固相含量的高低及分散程度。作用：衡量判断钻井液中固相含量的高低及分散程度。高则有害，低则有利。PV与YP是塑性型钻井液的两个重要流变参数，它们直接影响流阻、压降、水力功率的大小及井眼净化的程度。测量方法：用旋转粘度仪测φ600、φ300读值。PV=φ600-φ300mPa·s5.剪切稀释性：ShearThinningBehavior——表观粘度随速梯增大而降低的现象，称为剪切稀释。实质：高剪切作用破坏了体系内部结构，使总的粘滞性降低。显然：只要能形成结构的钻井液，均有剪切稀释性。表征量：τo/ηs（动切应力YP/塑性粘度PVPa/mPa·s）大小衡量。比值大——剪切稀释能力强，反之则弱。因为比值大，表明结构多（τo大），固含低（ηs小），体系受剪切稀释明显。作用：判断携屑能力：强者——好，有利低速带砂（结构）。0.36～0.48Pa/mPa·s估计钻头水眼处的粘度大小：强者——小，有利喷射。故：一般要求钻井液的剪切稀释能力强。（太强也有害）。6.流性指数：符号“n”，亦称n值：0n1，无因次。——表示假塑性流体中结构的多少及存在的形式。当n→1时：表明结构少，且不连续。n=1时，完全无结构，牛顿体。当n→0时：表明结构逐渐增多，且连续。非牛顿性越强。作用：判别携屑能力：n小，流核大，带砂好。n=0.4～0.7好。判断剪切稀释性：n越小，剪切稀释能力越强。（结构多）7.稠度系数：符号“K”，亦称K值。单位：达因·秒n/厘米2——表示假塑性钻井液的稀稠程度。由假塑性流体本构方程：τ=KDn可知，当n=1时，τ=KD（即为牛顿体）。显然，此时K即为牛顿粘度（牛顿内摩擦系数），说明K与粘度有关。实质：假塑性流体在一定速梯下非结构性内摩擦的反映。作用：衡量钻井液流动阻力的高低及固相含量的多少。8.触变性：ThixotropicBehavior——指钻井液受搅拌后变稀，静止后又变稠的特性。或：钻井液切力（搅拌后）随静止时间的增长而增大的特性。产生原因：受搅结构被拆散，粘度、切力下降——变稀。静止结构恢复，粘度、切力增大——变稠。实质：体系恢复结构的能力。影响因素：①粒子浓度↗，结构恢复快、强，触变性强。②ζ电位↗，结构恢复慢、弱，触变性弱。③若是端—面、端—端结构为主，恢复慢，但最终结构强。（需要一定时间完成定向）④若是高聚物吸附土粒形成桥联结构，恢复快，但最终结构强度弱。衡量标志：①恢复结构的速度（即时间）。②最终结构的强度（即最终切力的大小）。钻井液触变性类型：①快的强凝胶：结构恢复很快，最终切力大。②慢的强凝胶：结构恢复慢，最终切力很大。③快的弱凝胶：结构恢复很快，最终切力较小。④慢的弱凝胶：结构恢复很慢，最终切力小。评价方法：用旋转粘度仪测钻井液静置1分钟（初切）和10分钟（终切）的切力，用它们的差值（θ10-θ1）表示其大小。钻井液对触变性的要求：①结构恢复要快（有利钻屑悬浮，防止沉砂）②最终切力要适当（防止开泵阻力大，压力激动）快的弱凝胶（图中曲线3）τ/Pa1234t/min9.漏斗粘度：FunnelViscosity——一定量的钻井液流出特制漏斗所需的时间。单位：s。实质：是钻井液表观粘度的宏观表征。量具：漏斗粘度计量法：国内——装700mL，测流出500mL的时间。国外——装1500mL，测流出946mL的时间。仪器校正标准：国内——清水值15±0.5s国外——清水值26±0.5s作用：