用于冻土区天然气水合物钻探的聚合物钻井液低温流变响应

张　川 王　胜 陈礼仪 袁超鹏 郭凯彬地质灾害防治与地质环境保护国家重点实验室·成都理工大学

张川等.用于冻土区天然气水合物钻探的聚合物钻井液低温流变响应.天然气工业,2016,36(2):92-97.



用于冻土区天然气水合物钻探的聚合物钻井液低温流变响应

张川 王胜 陈礼仪 袁超鹏 郭凯彬
地质灾害防治与地质环境保护国家重点实验室·成都理工大学

张川等.用于冻土区天然气水合物钻探的聚合物钻井液低温流变响应.天然气工业,2016,36(2):92-97.

摘 要陆域天然气水合物（以下简称水合物）主要赋存于高原冻土区，为保证顺利钻探，要求钻井液既能够有效抑制水合物分解、维持其相态平衡，又能在低温环境下具有良好的流变性能。为此，以新研制的低失水抗低温聚合物钻井液配方为研究对象，对其在低温条件下的流变性能进行了测试，并利用回归分析法和最小二乘法对试验数据进行计算与分析。结果表明：①赫谢尔—巴尔克莱模式是描述该钻井液体系低温流变性能的最佳模式；②应用该模式计算得到了低温条件下钻井液流变性能参数，其变化规律表现出随着温度降低，钻井液动切力呈近似波动变化，钻井液的稠度系数和流性指数均大致呈线性增长的趋势，但增长幅度较小。结论认为：所建立的钻井液表观黏度低温响应数学模型拟合精度高，可准确预测井内钻井液在低温下的流变性能。

关键词冻土区天然气水合物聚合物钻井液低温流变性能赫谢尔—巴尔克莱模式数学模型

冻土区天然气水合物（以下简称水合物）赋存于高压低温的相态平衡环境[1-2]。冻土地区天然气水合物勘探要求钻井液首先必须能有效抑制水合物分解，维持其相态平衡，同时在高压低温条件下必须具有良好的流变特性以有效悬浮岩屑和维持井壁稳定[3]。目前，水基钻井液和油基钻井液都已经被成功用于冻土水合物的勘探开采[4-7]，而水基钻井液在抑制水合物分解方面比油基钻井液更具优势，因而具有更大的应用价值[8]。研究成果表明，高压对于水基钻井液的流变性能影响较小[9-10]，而对其影响最大的是冻土的低温环境。在低温条件下，钻井液滤失量变化不大，并有略微减少的趋势，而钻井液的基本流变特性将会发生破坏，黏度、切力均会增大，这就要求钻井液低温条件下(-10～0 ℃)不发生凝固，并满足相应的流变性要求[11]。因此，为确保冻土区水合物的安全顺利钻进，及时掌握井内钻井液的流变性能，需要进一步就钻井液在低温环境中的流变性能展开研究。

以自主研制的抗低温水基聚合物钻井液配方为研究对象，对其钻井液在不同温度下的流变性能进行了测定，并利用多元回归分析法和最小二乘法对试验数据进行了统计学分析。研究了在低温环境中适用于该钻井液体系的流变模式，对其低温流变性能进行了合理评价，建立了预测钻井液在低温状态下表观黏度的数学响应模型。

1　试验材料与方法

1.1试验材料与钻井液配方

试验选用的膨润土为产自潍坊益兴膨润土有限公司的优质钠基膨润土，不需要添加纯碱钠化，可以直接配浆使用；氢氧化钠和氯化钠选用的是成都市长征化学试剂公司产品，其中氢氧化钠主要用于调节钻井液的pH值，而氯化钠主要用于降低钻井液的凝固点，并且具有抑制天然气水合物分解的性能；聚合物类处理剂HG是一种良好的流型改进剂，它具有优良的剪切稀释性和抗盐抗钙的能力，该产品购自成都市顺达利聚合物有限公司；ALT-1和ALT-2是成都理工大学岩土钻掘工程教研室自主研制的高效抗低温稀释剂。

通过前期试验研究，把以ALT-1、ALT-2为主处理剂、HG为流型改进剂的水基聚合物钻井液确定为冻土区水合物勘探的抗低温钻井液体系，并且根据冻土区水合物勘探对于聚合物钻井液流变性的要求，通过室内正交试验分析，确定了钻井液的最优配方：5%膨润土基浆+0.5‰NaOH+20%NaCl+3%ALT-2+ 4%ALT-1+0.3% HG，其密度为1.17 g/cm3，API滤失量为4.6 mL，钻井液能有效抵抗-14 ℃低温环境。

1.2试验仪器

试验仪器主要有：JB50-D增力电动搅拌机（上海启威电子有限公司生产）；ZNN-D6六速旋转黏度计，ZLN标准马氏漏斗黏度仪（青岛海通达专用仪器厂生产）；FYL-YS-128L数控低温保存箱（北京福意联电器有限公司生产），控温精度可达±1 ℃，控温范围为-30～15 ℃；其他试验仪器包括YMS0.01-7.0电子密度仪和ZNS-2API滤失量测试仪。

1.3试验方法

1.3.1流变参数测试方法

试验过程中通过使用FYL-YS-128L冷冻箱保存钻井液，待钻井液样品温度稳定在所需的试验温度时，采用标准马氏漏斗黏度仪和六速旋转黏度计测试其不同温度下的流变性能。试验设计在标准大气压条件下从12～-12 ℃范围内温度每降低3 ℃测试获得1组数据，最后根据测试结果计算相应的流变参数。

1.3.2流变模式评价方法

确定钻井液流变模式是对钻井液流变性进行定量表征的前提。钻井液流变特性常用宾汉塑性模式、幂律模式、卡森模式和赫谢尔—巴尔克莱模式（以下简称赫—巴模式）等来描述，不同的流变模式所诠释的流变性能都不尽相同，所采用的流变参数也不一样[12-14]，4种流变模式的数学表达式见表1。采用多元回归数学方法对试验数据进行分析处理，并利用最小二乘法求出试验参数[15]。通过数学统计分析可以实现对试验钻井液配方在不同温度下的剪切应力与剪切速率的关系进行回归拟合，采用相关系数（R2）表征不同模式拟合的相关性大小，确定适用于本文研究的水基钻井液的流变模型；并根据流变模型中的对应参数，研究钻井液的流变特性以及低温流变响应规律。

表1　钻井液常用的流变模式数学表达式表

2　结果与讨论

2.1 钻井液低温流变曲线

该水基钻井液体系在不同温度条件下流变参数的试验测试结果见图1、表2。由图1、表2可知，在同一温度条件下，钻井液剪切应力随着剪切速率的增大而逐渐增大，且剪切应力的增幅随着剪切速率的增大而逐渐减小；钻井液在不同剪切速率下剪切应力以及剪切应力的增幅随着温度的降低均呈现逐渐增大的趋势；钻井液的流变曲线均未经过原点，表明该钻井液体系属于塑性流体。

图1　低温钻井液在不同温度下的流变曲线图

表2　钻井液低温流变数据表

2.2钻井液低温流变模式

应用多元回归分析法和最小二乘法，分别采用宾汉模式、幂律模式、卡森模式以及赫—巴模式对低温条件下的试验数据（表2）进行回归拟合，流变模式拟合结果见表3、表4及图2。由图2可以看出，对于该抗低温水基钻井液体系而言，4种模式中赫—巴模式拟合效果最好，在不同温度环境中，拟合的相关系数均超过0.997，拟合度较高，而且随着温度逐渐降低，相关系数值变化波动较小，具有良好的低温稳定性。因此，可以较精确的拟合井内低温钻井液在不同温度下的流变性能。卡森模式和幂律模式拟合效果相当，仅次于赫—巴模式，其缺点是二者拟合的相关系数均随着温度的变化有小幅度波动。而宾汉模式拟合效果最差，在不同温度下的相关系数均小于0.970，随着温度降低，相关系数大致呈“先降低后增加”的变化趋势，数值波动较大。因此，分析认为赫—巴模式是表征该钻井液体系低温流变性能的最佳模式，也是对其进行工程拟合的最好模式。

表3　钻井液在低温下的宾汉模式及幂律模式拟合结果表

表4　钻井液在低温下的赫—巴模式及卡森模式拟合结果表

图2　不同温度下4种流变模式相关系数变化曲线图

2.3钻井液低温流变性能评价

采用赫—巴模式计算钻井液在不同温度下的流变参数，包括动切力、流性指数和稠度系数，探究在低温环境中温度降低对于钻井液流变参数的影响程度，并就钻井液的低温流变性能进行合理的评价，结果如图3所示。

赫—巴模式动切力与宾汉动切力意义完全不同，它是钻井液的实际动切力，表示了使流体开始流动所需的最低剪切应力[16]。如图3-a所示，随着温度降低，钻井液动切力呈近似波动变化，但是数值整体分布较低（动切力值介于1.21～1.61 Pa）。分析可能是由于抗低温稀释剂ALT-1和ALT-2均含有较多的强吸附性水化基团，它们能有效吸附在黏土颗粒表面，大大增加了黏土颗粒的双电层厚度和电动电位，使得黏土颗粒处于较为分散的状态，从而导致了较低的动切力。稠度系数和流性指数分别反映了钻井液的黏稠程度和非牛顿程度。如图3-b所示，随着温度降低，钻井液的稠度系数和流性指数均大致呈线性增长的趋势，然而增长幅度较小，说明了该钻井液体系具有良好的低温流变稳定性；此外，钻井液的流性指数不仅表征了流体的非牛顿程度，同时还可以反映钻井液的剪切稀释性能。相关经验表明，钻井液的流性指数数值保持在0.4～0.7范围内较为适宜，因而可以判断该钻井液具有良好的剪切稀释性能。

图3　钻井液流变参数随温度的变化规律图

综上所述，实验室自主研制的抗低温水基钻井液配方具有良好的低温流变稳定性和剪切稀释性，随着环境温度的降低，其流变参数变化波动较小，有效克服了传统聚合物钻井液面临的“低温稠化”的问题，略显不足的是其动切力略微偏低，建议后续研究可采取适当的措施就钻井液的动切力进行调控完善。

2.4钻井液表观黏度低温响应数学模型

在冻土区水合物勘探的现场应用中，通过测试室温下钻井液的表观黏度从而准确预测钻井液在低温环境中流变性能的变化，这就需要建立一个描述钻井液表观黏度与温度的关系函数，并创建相应的黏度低温响应数学模型。关于钻井液的表观黏度与温度和压力间的函数关系，美国石油协会(API)推荐有如下公式[17]：

由于式中温度计算值不能取零，所以该公式不能直接用于预测负温环境中钻井液的表观黏度。同时，研究不需考虑压力对于表观黏度的影响，所以试验中钻井液的测试压力为标准大气压，式中的压力计算值为一常量。鉴于上述考虑，有必要对该公式进行适当的修正与简化，即对公式（1）中的1/T进行数学换元（换成T），并且将Bp设置代换成常量B，因而表观黏度与温度的函数关系可表示为：

式中AVT,P表示实际温度和压力下的表观黏度值，mPa·s；AV0表示任意温度下钻井液的表观黏度值，mPa·s；T表示钻井液测试温度，℃；p表示钻井液测试压力，Pa；A，B分别表示钻井液黏度特性常数。

以12 ℃下测得的表观黏度作为式（2）中的AV0进行回归拟合计算，并用非线性回归分析法以及最小二乘法可以解出式（2）中的特性常数，从而可以建立表观黏度低温响应数学模型，拟合结果如表5和图4所示。

表5　钻井液表观黏度低温响应数学模型及回归参数表

图4　表观黏度试验数值拟合曲线图

由表5和图4可知，该数学模型计算出的表观黏度和测试值非常吻合，吻合程度可以较好满足表观黏度预测准确度的要求，相对误差最大仅为1.50%，且模型的相关系数高达0.994 7，说明了该数学模型能够较为精确地模拟低温状态下井内钻井液表观黏度随温度的变化关系。在工程现场应用中，针对该抗低温钻井液体系，该模型的成功应用可以为实时掌握钻井液井下表观黏度动态变化提供科学合理的参考依据。

3　结论

1）应用多元回归分析和最小二乘法，分别采用宾汉模式、幂律模式、卡森模式以及赫—巴模式对自主研制的抗低温水基钻井液体系的低温流变数据进行拟合分析，结果表明，赫—巴模式是描述该类钻井液低温流变性能的最佳模式。

2）采用赫—巴模式计算出钻井液在不同温度下的动切力、流性指数和稠度系数，结果表明，随着温度降低，钻井液的稠度系数和流性指数均逐渐增大，然而增长幅度较小，且数值分布在较为适宜的范围内，表明该钻井液具有良好的低温流变性和剪切稀释性；动切力随温度降低呈近似波动变化，数值整体分布较低。

3）建立了钻井液表观黏度低温响应数学模型，该模型具有较高的计算精度，能够较为精确反映钻井液的流变性能随着温度的变化情况，为准确快速预测井内钻井液在不同温度下的表观黏度提供科学的依据。

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(修改回稿日期 2016-01-25 编 辑 凌 忠)

Low-temperature rheological response characteristics of the polymer drilling fluid developed for permafrost gas hydrate exploration

Zhang Chuan,Wang Sheng,Chen Liyi,Yuan Chaopeng,Guo Kaibin
(State Key Laboratory of Geohazard Prevention & Geoenvironment Protection,Chengdu University of Technology,Chengdu,Sichuan 610059,China)

NATUR．GAS IND．VOLUME 36，ISSUE 2，pp.92-97，2/25/2016．(ISSN 1000-0976；In Chinese)

Abstract:Terrestrial natural gas hydrate resources are widely distributed in plateau permafrost areas,where pioneer drilling,however,will be frustrated by the extremely low temperature conditions causing a negative impact on the rheological properties of drilling fluids.In view of this,with the newly developed water-based polymer drilling fluid with low filtration as a research object,its low-temperature rheological properties were tested and the experimental data were analyzed by use of regression analysis and the least square methods.The following findings were obtained.First,the Herschel-Bulkley model is the best one to characterize the low-temperature rheological performances of this drilling fluid system.Second,according to the rheological parameters calculated by this model under ultra-low temperatures,the experimental results show that along with the decreasing temperatures,the dynamic shear force of the drilling fluid presents approximate fluctuations while its consistency factor and the rheological properties shows the trend of small linear growth.On this basis,a responding mathematical model with a high fitting accuracy was established to predict the apparent viscosity of the drilling fluid under low temperatures,which may lay a foundation for the forthcoming natural gas hydrate exploration in permafrost areas.

Keywords:Permafrost natural gas hydrate; Polymer drilling fluid; Low-temperature rheological properties; Herschel-Bulkley model; Mathematical model

作者简介：张川，1991年生，硕士研究生；主要从事岩土钻掘新技术方面的研究工作。地址：（610059）四川省成都市成华区二仙桥东三段1号成都理工大学环境与土木工程学院钻掘工程实验室T201室。电话：13730812040。ORCID:0000-0002-3536-5283。E-mail:cdutzhangchuan@sina.com

基金项目：国家自然科学基金项目“低温聚合物钻井液黏度/温度响应与调控”（编号：51204027）、“断裂带深部取心钻探孔壁稳定时效研究”（编号：41272331）。

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2016.02.013