深水表层钻井液密度与流变参数相关性研究

郭元吉,药 俊,郭 庆,姚 远

(1.西南石油大学,四川成都 610065;2.中海油田服务股份有限公司湛江分公司,广东湛江 524057;3.中海石油(中国）有限公司天津分公司,天津塘沽 300452）

深水表层钻井液密度与流变参数相关性研究

郭元吉1,药 俊2,郭 庆3,姚 远1

(1.西南石油大学,四川成都 610065;2.中海油田服务股份有限公司湛江分公司,广东湛江 524057;3.中海石油(中国）有限公司天津分公司,天津塘沽 300452）

钻井液流变参数和密度的确定是钻井工程中一项十分重要的工作,它直接关系到钻井工作的成败。通过实验研究钻井液密度与流变参数的相关性,参照海上表层钻井液的配方,配制不同密度的钻井液测其性能,对实验数据作图,建立了密度与流变参数的数学模式。根据数学模式就可以通过钻井液的密度来初步确定钻井液的流变参数。

深水钻井液;流变参数;密度;相关性

我国对海洋深水钻井液的研究起步较晚,本文借鉴国外的研究情况,对我国在海洋深水钻井液进行研究。主要针对海洋油田使用的钻井液体系以及常用的处理剂进行研究,找出它们的流变参数和密度之间的关系,绘制出关系曲线,建立密度与流变性关系的数学模式,得出实验结论。在钻井液设计中,利用密度与流变性关系式,初步确定不同密度下的流变参数,为井控过程中水力学计算,提供较为准确的流变参数数据,使计算结果更准确,保证压井过程中不喷不漏,压井施工顺利进行。此研究在工程上有很好的利用价值,也可以为以后的实验研究提供参考[1]。

1 实验研究

1.1 实验仪器和药品材料

(1）实验仪器:密度计,漏斗黏度计,六速旋转黏度计,中压滤失量测定仪。

(2）药品材料:膨润土,重晶石,纯碱,铁铬盐,氯化钙,氯化钾,氢氧化钠,氢氧化钾,FA367,PHP,XY-27,LS-2,CPAN,J T-41,CMC,SMP,SMK,SMC。

1.2 钻井液配制

(1）轻浆的配制:淡水 +6%膨润土+0.02%80A51+0.4%Na2CO3+0.6%CMC+0.1%XY-27配得密度为1.08 g/cm3的轻浆。

(2）1.90 g/cm3重浆的配制:淡水+6%膨润土+0.02%80A51+0.4%Na2CO3+0.6%CMC+0.1%XY-27+4%NaCl+重晶石作为基浆,在基浆中加入重晶石得1.90 g/cm3重浆。

(3）1.20～1.80 g/cm3重浆的配制:将轻浆与人工海水(4%的NaCl溶液）以1∶1比例混合,再与1.90 g/cm3重浆按一定比例混合配得1.20～1.80 g/cm3重浆。

2 实验结果与讨论

2.1 钻井液密度与流变性

将上述配制的钻井液用旋转黏度计测定Φ600、Φ300、Φ200、Φ100、Φ6、Φ3的值。根据各参数的计算公式,计算出各参数值,表1为通过实验所测不同密度钻井液的旋转黏度计读数,通过表1的数据计算钻井液的流变参数,计算结果见表2[2]。将表1、表2中密度对流变参数作图得曲线图1～图10。

表1 不同密度钻井液的旋转黏度计读数Tab.1 The rotation viscometer readings of drilling fluids with different density

表2 不同密度钻井液的流变参数Tab.2 Rheological parameters of drilling fluids with different density

从图1和图2的关系曲线可以看出,随着钻井液密度的增大,钻井液塑性黏度与动切力(宾汉模式下）均逐渐变大。随着钻井液密度升高,由于固体颗粒逐渐增多,颗粒总表面积不断增大,所以颗粒间的内摩擦力也随之增加,塑性黏度增大。固相含量越高,塑性黏度越大;此外,黏土的分散度和高分子增黏剂对塑性黏度也有影响。由于塑性黏度不随动切应力或流速梯度改变,它对钻井液水力学的计算是重要的。

随着所配钻井液密度升高,其固相含量越大,分散度越高,固相颗粒浓度越大,颗粒间的距离越近,越易形成较大或较密的空间网架结构,动切力就越大;黏土颗粒的电位降低,黏土颗粒之间的斥力就减小,而屏蔽它们彼此接近之水化膜也变薄,便越容易使黏土颗粒以端对端,面对端的形式构成较大或较强的网架结构,使动切应力增大;黏土颗粒吸附处理剂后若能改变其端部的状态及表面电特性,便能阻止其网架结构的形成或削弱网架结构的强度,使动切应力减小;高分子聚合物由于其分子很大,当加入相当的数量后,它们会在泥浆中形成一定的网架结构,使动切应力变大。

图1 钻井液密度与塑性黏度关系曲线Fig.1 Relationship between mud density and plastic viscosity

图2 钻井液密度与屈服值关系曲线Fig.2 Relationship between mud density and the yield value

在幂律模式中,指数n表示假塑性流体在一定剪切速率范围内所表现出的非牛顿性的程度。一般情况下,降低n值有利于携带岩屑,清洁井眼。流性指数是泥浆结构力的一种表示,也是泥浆触变性或剪切稀释性能的表示。当n=1时,指数方程式变为牛顿公式,流体为牛顿流体,流变曲线为过原点的一条直线。若n值大,则黏度随速度梯度增大而降低的剪切稀释能力弱,液体的非牛顿性质弱,泥浆的结构力弱;反之,n值越小,泥浆的剪切稀释能力、非牛顿性质及其结构力越强。所以n值是泥浆非牛顿性和结构力强弱的表示。

从图3和图4的关系曲线可以看出,随着钻井液密度的增大,表观黏度值呈变大趋势,流性指数(指数模式下）基本不变。

从图5和图6的关系曲线可以看出,随着密度的增大,稠度系数(指数模式下）逐渐变大,卡森屈服值(卡森模式下）逐渐变大。稠度系数与钻井液的黏度、切力有关。K值愈大,黏度愈高。稠度系数反映钻井液的稀稠程度,它可以认为是泥浆的有效黏度,它与泥浆的固相含量及其分散度有关。稠度系数可认为是单位速度梯度下的有效黏度。稠度系数和有效黏度一样,既受泥浆内摩擦力的影响,又受泥浆结构力的影响。

图3 钻井液密度与表观黏度关系曲线Fig.3 Relationship between mud density and apparent viscosity

图4 钻井液密度与流性指数关系曲线Fig.4 Relationship between mud density and flow index

图5 钻井液密度与稠度系数关系曲线Fig.5 Relationship between mud density and viscosity

图6 钻井液密度与卡森屈服值关系曲线Fig.6 Relationship between mud density and Carson yield value

从图7和图8中关系曲线可以看出,随着钻井液密度的增大,极限高剪切应力(卡森模式下）逐渐变大,动切力(赫—巴模式下）逐渐变大。由于实验钻井液中加入重晶石粉惰性固体物质,对其形成网架结构影响不大,而固体含量浓度增大,所以稠度系数 K值提高,流性指数n值基本不变;随着密度升高,体系中固相含量提高,卡森屈服值τc逐渐增大;极限高剪切黏度η∞表示钻井液体系中内摩擦作用的强度,同样会随着密度升高而逐渐变大,高固相含量钻井液的η∞一般较高。

图7 钻井液密度与极限高剪切黏度关系曲线Fig.7 Relationship between mud density and ultra high shear viscosity curve

图8 赫—巴模式下钻井液密度与动切力关系曲线Fig.8 Relationship between mud density and dynamic shear force

从图9和图10中关系曲线可以看出,随着钻井液密度的增大,流性指数(赫—巴模式下）基本不变,稠度系数(赫—巴模式下）缓慢增大。

从上述图表中可知:随着密度的增大,塑性黏度线性变大,动切力逐渐变大,表观黏度也逐渐变大,流性指数变化不大,稠度系数逐渐变大,卡森屈服值和极限高剪切黏度均逐渐变大,赫—巴模式下,动切力逐渐变大,流性指数变化不大,稠度系数缓慢变大。

图9 赫—巴模式下钻井液密度与流性指数关系曲线Fig.9 Relationship between mud density and the flow index under Herschel-Buckley model

图10 赫—巴模式下钻井液密度与稠度系数关系曲线Fig.10 Relationship between mud density and viscosity under Herschel-Buckley model

由于钻井液密度增大,其固相含量提高,固相颗粒之间距离变小,形成空间网架结构能力增强,颗粒分散的更细微,使其比表面积增大,从而造成摩阻力增大,所以其表观黏度、塑性黏度、动切力、静切力等流变参数总体上偏高。随着钻井液密度的增大,在相对应的密度下塑性黏度变化范围为31～65 mPa·s,动切力变化范围为11.24～11.93 Pa,表观黏度变化范围为 42～84 mPa·s。

2.2 钻井液流变参数计算的数学模式

钻井液流变参数和密度的确定是钻井工程中一项十分重要的工作,它直接关系到钻井工作的成败。目前,流变参数主要是通过正确选用流变模式、实验和理论计算得出;密度主要是通过地层的孔隙压力和破裂压力来确定。研究流变参数和密度的相关性,就是在已知地层条件和钻井液体系的前提下,找出它们之间的关系,绘制出密度与流变参数之间的关系曲线;建立密度与流变性关系的数学模式,根据数学模式就可以通过钻井液密度来初步确定钻井液的流变参数,根据钻井现场要求,就可以初步的进行钻井液参数设计及配方设计[2-4]。

测定不同密度海水钻井液的性能、密度对流变参数作图,通过曲线拟合得数学模式,表3是密度与各流变参数关系的数学模式。

2.3 钻井液密度与失水造壁性

将上述钻井液用中压失水仪测其失水量和泥饼厚度,表4为不同密度钻井液的失水量及泥饼厚度值。从表4数据可以看出该钻井液在不同密度的失水量和泥饼厚度均逐渐降低,泥饼厚度则均较薄为0.5～1 mm。这是因为加入适量纯碱和CMC,可以提高黏土颗粒的ζ电位、水化程度和分散度,阻止其聚结,使滤失量降低,提高滤饼质量,形成薄、韧、致密及润滑性好的泥饼[3]。

表3 海水与轻浆1∶1配制的数学模式Tab.3 Mathematical model with seawater and light plasma(1∶1）

表4 不同密度钻井液的失水量及泥饼厚度Tab.4 Loss of water and mud cake thickness of drilling fluids with different density

综上所述,钻井液应具适当的密度,即在井下情况正常的前提下,密度尽可能降到最低值;钻井液应具有良好的流变性,即在满足携带岩屑,井下正常情况下,应控制较低塑性黏度,在井眼干净的前提下,控制适当的屈服值和动塑比大小;钻井液应具有良好的失水造壁性,即形成的泥饼薄、致密、坚韧,失水量适当小。钻井液要具有钻井工艺所要求的性能,钻井液中需有适量的般土,还需添加处理剂调节钻井液性能。用加重剂调节钻井液密度。当钻井液密度增加,钻井液中的固相含量增加,固相与固相之间的磨擦增加,自由水减小,塑性黏度增加。有机处理剂加入后,使钻井液的黏度增加,从而使钻井液的塑性黏度增加。当处理剂加量的配方基本固定,钻井液的塑性黏度随固相含量的增加而变化,即在钻井液处理剂配方一定的情况下,钻井液的塑性黏度随密度增加而变化,其变化应有一定的规律。

3 结论

(1）通过反复的实验得出数据,建立了密度与塑性黏度、动切力、表观黏度、流性指数、稠度系数、卡森屈服值、极限高剪切黏度的关系式,实验结果表明密度与这些流变参数有较好的相关性。

(2）实验结果表明钻井液配方不同密度与流变参数的关系式不同,即当钻井液配方一定,实验条件一定情况下,钻井液密度与流变参数有一定的函数关系。

(3）随着钻井液的密度增加,失水量稍有降低,基本维持在10～15 mL范围内,满足海洋钻井液性能要求。

(4）本次研究在工程上有很好的利用价值。在钻井液设计中,利用密度与流变性关系式,初步确定不同密度下的流变参数,为井控过程中水力学计算提供较为准确的流变参数数据,使计算结果更准确,保证压井过程中不喷不漏,压井施工顺利进行,也可以为以后的实验研究提供参考。

[1]吴长勇,梁国昌,冯宝红,等.海洋钻井液技术研究与应用现状及发展趋势[J].断块油气田,2005,12(3）:69-71.

[2]周华安.高密度钻井液流变模式及其参数计算方法选择[J].钻采工艺,1995,18(1）:82-85.

[3]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].天然气工业,2001,21(6）:48-51.

[4]胡茂焱,尹文斌,郑秀华,等.钻井液流变参数计算软件的开发及流变模式[J].钻井液与完井液,2005,22(1）:28-30.

Study on the correlation of deepwater surface drilling fluid density and rheological parameters

Guo Yuanji1,Yao Jun2,Guo Qing3,Yao Yuan1
(1.Southwest Petroleum University,Chengdu Sichuan 610065;2.COSL Zhanjiang Branch,Zhanjiang Guangdong 524057;3.Tianjin Branch of CNOOC(China）Co.Ltd.,Tanggu Tianjin 300452）

Rheological parameters and density identification of drilling fluids is a very important work,it determines the the success drilling.Through experiments on the correlation of drilling fluids density and relevant parameters,reffering to the sea surface drilling fluids formula,drilling fluids with different density was prepared,their performance was measured,the experimental data was mapped,and mathematical modelsof density and rheology parameters was established.According to mathematical models,rheological parameters of drilling fluids can be determined by drilling fluid density initially.

deepwater drilling fluids;rheological parameters;density;correlation

TE254+.1

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2011.01.077

1008-2336(2011）01-0077-05

2010-09-19;改回日期:2010-10-12

郭元吉,男,1984年生,在读硕士研究生,油气田开发及油藏数值模拟。E-mail:gyj113366@163.com。