深井抗高温高密度水基钻井液流变性研究_流变性影响因素

表2高密度淡水基钻井液各种流变模式拟合方程

Table 2 Fitting equations of four models for high-density fresh water-baseddrilling fluid

表3 高密度盐水基钻井液各种流变模式拟合方程

Table 3 Fitting equations of four models for high-density saltwater-based drilling fluid

3.2 拟合效果比较及高密度钻井液流变模型的确定

采用一元线性回归方法拟合出来的线性回归方程是在基本假设条件下进行的，需要用一定的方法来检验假设及y与x之间的线性关系。数学中最常用的方法^[10]就是用回归平方和（S_H²）和残差平方和（S_C²）及相关系数（R）的大小来分析回归方程的拟合效果。S_H²反映x对y的影响程度，而S_C²则反映除x以外其它因素对y的影响程度。如果S_Z²＝S_H²，则S_C²＝0，说明y与x的线性关系极密切；如果S_Z²＝S_C²流变性影响因素，则S_H²＝0，表明y与x之间的线性关系极不密切。

（1）

（2）

（3）

（4）

根据上面公式（1）~（4），计算出每种模型拟合方程的方差结果，如图13～图15所示。

图13 不同温度下淡水基钻井液四种流变模式拟合相关系数[LU12]

Fig. 13 Correlation coefficients of four rheology models forfresh water-based drilling fluid at different temperatures

图14 不同温度下盐水基钻井液四种流变模式拟合相关系数

Fig. 14 Correlation coefficients of four rheology models for saltwater-based drilling fluid at different temperatures

图15 四种流变模式对淡水基钻井液220℃数据拟合效果

Fig. 15 The fitting goodness of four rheology models forfresh water-based drilling fluid at 220℃

由图中数据可以看出，对于高密度淡水基体系，幂律模式拟合效果最差，在高剪切速率下的相对误差均在23%以上；宾汉模式总体拟合效果较好，但在低剪切速率γ=5 s^-1时的拟合效果较差，低剪切速率相对误差基本大于10%；H-B模式的优点在于能在低剪切速率下拟合效果好，能精确模拟各温度下各剪切速率的钻井液流变性能，其相关系数都在0.994以上。卡森模式的缺点在于低剪切速率条件拟合效果较差^[17,18]。对于高密度盐水基钻井液，H-B模式拟合效果最好，相关系数最高，R均在0.98以上，在220℃流变性较难拟合的情况下，H-B模式仍然拟合效果较好；卡森模式和宾汉模式在低剪切速率情况下的拟合效果欠佳，在220℃的高温下则误差很大；幂律模式拟合效果最差。

4 钻井液高温高压下表观粘度的数学模型

为了便于在现场应用中能随时了解深部井段的钻井液性能，及时采取相应的调整措施，有必要建立一个实用的数学模型来表述井眼内循环期间钻井液的表观粘度随温度、压力和剪切速率变化的情况。

关于钻井液的有效粘度与温度和压力之间的函数关系，美国石油学会（API）曾推荐过以下两个公式^[19]：

（5）

式中：μ_e（T₁）和μ_e（T₂）分别为T₁和T₂温度下的有效粘度，mPa.s；a为温度常数。

（6）

式中：μ_e（p₁）和μ_e（p₂）分别为p₁和p₂压力下的有效粘度，mPa.s；?为压力常数。

式（5）和式（6）分别表示在任意两种温度和压力条件下的任何钻井液体系（包括水基钻井液和油基钻井液）表观粘度的关系论文怎么写。而在现场应用中须解决的问题是如何通过井口钻井液的表观粘度快速预测出井下某一深度钻井液的表观粘度。这就需要建立一个描述井下钻井液表观粘度与井口表观粘度的关系函数。由于深井段钻井液同时受高温和高压的作用，而压力及压力的变化对钻井液流变性的影响较小，故在研究中把温度的影响作为重点，测出钻井液在一定压力下随温度变化的参数。因此，将这两个方程简化为

（7）

式中：AV为表观粘度，mPa.s；p为测试钻井液时所给定的固定压力，MPa。

将高密度钻井液体系在不同温度条件下测得的表观粘度（剪切速率为1022 s^-1时的粘度）代入方程（7）进行拟合处理，得出高密度钻井液在高温高压下表观粘度随温度变化的回归模型和回归相关系数R。由于深井井底温度高，钻井液返出井口时具有较高的温度。因此，将80℃温度下测得钻井液的表观粘度作为井口返出钻井液表观粘度。拟合出的数学模型及效果比较见表4。

表4 回归数学模型及回归数据比较

Table 4 The comparison of regressed mathematical model and regressed data

注：DAV/AV_C为模型偏差，即计算值与实测值的差值DAV（=AV_J-AV_C）和实测值AV_C的比值，p为测试压力5 MPa

由表4中的数据可看出，回归模型相关系数较高，R值在0.99以上。用模型计算出的钻井液表观粘度与实测值进行对比，两者之间吻合程度高，最大偏差不超过±13%（仅为12.06%），完全可以满足对表观粘度准确度的要求。因此，可以确定钻井液表观粘度与温度呈指数函数关系，利用该数学模型，能从已有表观粘度数据，根据地温梯度及压力梯度估算出井下某一深度钻井液的表观粘度，方便在现场中应用。

6 结论[LU13]

（1）增强体系的抑制性，降低钻井液中低固相粘土的含量和采用抗温、抗盐的海泡石作为配浆土是控制高密度钻井液流变性的有效途径。在中低密度（不大于1.5g/cm³）体系中，应控制粘土总量为3%、钠土与海泡石抗盐土比例为1:2；在高密度（2.2g/cm³）体系中控制粘土总量为2%、钠土与海泡石抗盐土比例为1:1流变性影响因素，有利于体系流变性的控制。

（2）使用室内研制的高温护胶剂GHJ-1可以显著提高高密度水基钻井液的高温胶体稳定性，但其加量对体系流变性具有一定程度的影响。评价结果表明，随高温护胶剂GHJ-1加量增加，钻井液的粘度增大，其加量为1%～1.5%时体系的流变性能较理想，其最大加量不能超过2%，否则体系的流变性将不宜调控。

（3）密度对水基钻井液体系流变性能的影响主要是因为加重剂导致体系固相含量升高。一般采用两种方法降低高密度钻井液的固相含量：一是加可溶性盐提高基液密度、增强体系抑制性，抑制低密度固相的水化分散，因此，相对于淡水体系而言，同样密度的盐水体系固相含量低，粘度、切力低，流变性较易控制。二是采用高密度加重剂，降低低密度加重剂加重导致的固相含量增加，因此，采用重晶石和铁矿粉复合（1:2）加重的钻井液动切应力明显低于只用重晶石加重的钻井液体系。老化温度和老化时间对高密度水基钻井液的粘度影响不大，在现场维护处理时注意适当补充处理剂的浓度，才能维持钻井液流变参数在合理的范围内。

（4）利用Fann50SL型高温高压流变仪测试了高密度淡水基和盐水基钻井液在不同温度和压力下的流变参数。温度对淡水基钻井液的黏度有较大的影响。随着温度的升高，淡水基钻井液的表观黏度和塑性黏度都出现降低趋势；盐水基钻井液的塑性黏度在150℃达到最低值，然后稍有升高，表观黏度总体上呈降低趋势。

（5）通过对流变参数线性拟合发现，H-B模式对高密度水基钻井液高温高压流变参数拟合效果最好，卡森模式和宾汉模式在低剪切速率情况下的拟合效果欠佳，在220℃的高温下则误差很大，幂律模式拟合效果最差。所建立的预测钻井液表观黏度的数学模型能够较准确地描述表观黏度与温度、压力之间的关系，并便于在生产现场中应用。

致谢 本文研究得到了中国石油大学（北京）鄢捷年教授的指导和帮助，在此表示衷心的感谢！

参考文献
[1]蒲晓林，黄林基，罗兴树，等.深井高密度水基钻井液流变性、造壁性控制原理[J]. 天燃气工业，2001，21（6）：48-51
Pu Xiaolin,Huang Linji, Luo Xingshu, et al. Principle of rehology and filtration control of high-densitywater base drilling fluid for deep well[J]. Natural Gas Industry, 2001,21(6)：48-51.
 

 3/3   首页 上一页 1 2 3