深水表層鉆井液密度與流變參數(shù)相關性研究

郭元吉,藥 俊,郭 慶,姚 遠

(1.西南石油大學,四川成都 610065;2.中海油田服務股份有限公司湛江分公司,廣東湛江 524057;3.中海石油(中國）有限公司天津分公司,天津塘沽 300452）

深水表層鉆井液密度與流變參數(shù)相關性研究

郭元吉1,藥 俊2,郭 慶3,姚 遠1

(1.西南石油大學,四川成都 610065;2.中海油田服務股份有限公司湛江分公司,廣東湛江 524057;3.中海石油(中國）有限公司天津分公司,天津塘沽 300452）

鉆井液流變參數(shù)和密度的確定是鉆井工程中一項十分重要的工作,它直接關系到鉆井工作的成敗。通過實驗研究鉆井液密度與流變參數(shù)的相關性,參照海上表層鉆井液的配方,配制不同密度的鉆井液測其性能,對實驗數(shù)據(jù)作圖,建立了密度與流變參數(shù)的數(shù)學模式。根據(jù)數(shù)學模式就可以通過鉆井液的密度來初步確定鉆井液的流變參數(shù)。

深水鉆井液;流變參數(shù);密度;相關性

我國對海洋深水鉆井液的研究起步較晚,本文借鑒國外的研究情況,對我國在海洋深水鉆井液進行研究。主要針對海洋油田使用的鉆井液體系以及常用的處理劑進行研究,找出它們的流變參數(shù)和密度之間的關系,繪制出關系曲線,建立密度與流變性關系的數(shù)學模式,得出實驗結論。在鉆井液設計中,利用密度與流變性關系式,初步確定不同密度下的流變參數(shù),為井控過程中水力學計算,提供較為準確的流變參數(shù)數(shù)據(jù),使計算結果更準確,保證壓井過程中不噴不漏,壓井施工順利進行。此研究在工程上有很好的利用價值,也可以為以后的實驗研究提供參考[1]。

1 實驗研究

1.1 實驗儀器和藥品材料

(1）實驗儀器:密度計,漏斗黏度計,六速旋轉(zhuǎn)黏度計,中壓濾失量測定儀。

(2）藥品材料:膨潤土,重晶石,純堿,鐵鉻鹽,氯化鈣,氯化鉀,氫氧化鈉,氫氧化鉀,FA367,PHP,XY-27,LS-2,CPAN,J T-41,CMC,SMP,SMK,SMC。

1.2 鉆井液配制

(1）輕漿的配制:淡水 +6%膨潤土+0.02%80A51+0.4%Na2CO3+0.6%CMC+0.1%XY-27配得密度為1.08 g/cm3的輕漿。

(2）1.90 g/cm3重漿的配制:淡水+6%膨潤土+0.02%80A51+0.4%Na2CO3+0.6%CMC+0.1%XY-27+4%NaCl+重晶石作為基漿,在基漿中加入重晶石得1.90 g/cm3重漿。

(3）1.20～1.80 g/cm3重漿的配制:將輕漿與人工海水(4%的NaCl溶液）以1∶1比例混合,再與1.90 g/cm3重漿按一定比例混合配得1.20～1.80 g/cm3重漿。

2 實驗結果與討論

2.1 鉆井液密度與流變性

將上述配制的鉆井液用旋轉(zhuǎn)黏度計測定Φ600、Φ300、Φ200、Φ100、Φ6、Φ3的值。根據(jù)各參數(shù)的計算公式,計算出各參數(shù)值,表1為通過實驗所測不同密度鉆井液的旋轉(zhuǎn)黏度計讀數(shù),通過表1的數(shù)據(jù)計算鉆井液的流變參數(shù),計算結果見表2[2]。將表1、表2中密度對流變參數(shù)作圖得曲線圖1～圖10。

表1 不同密度鉆井液的旋轉(zhuǎn)黏度計讀數(shù)Tab.1 The rotation viscometer readings of drilling fluids with different density

表2 不同密度鉆井液的流變參數(shù)Tab.2 Rheological parameters of drilling fluids with different density

從圖1和圖2的關系曲線可以看出,隨著鉆井液密度的增大,鉆井液塑性黏度與動切力(賓漢模式下）均逐漸變大。隨著鉆井液密度升高,由于固體顆粒逐漸增多,顆粒總表面積不斷增大,所以顆粒間的內(nèi)摩擦力也隨之增加,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劑對塑性黏度也有影響。由于塑性黏度不隨動切應力或流速梯度改變,它對鉆井液水力學的計算是重要的。

隨著所配鉆井液密度升高,其固相含量越大,分散度越高,固相顆粒濃度越大,顆粒間的距離越近,越易形成較大或較密的空間網(wǎng)架結構,動切力就越大;黏土顆粒的電位降低,黏土顆粒之間的斥力就減小,而屏蔽它們彼此接近之水化膜也變薄,便越容易使黏土顆粒以端對端,面對端的形式構成較大或較強的網(wǎng)架結構,使動切應力增大;黏土顆粒吸附處理劑后若能改變其端部的狀態(tài)及表面電特性,便能阻止其網(wǎng)架結構的形成或削弱網(wǎng)架結構的強度,使動切應力減小;高分子聚合物由于其分子很大,當加入相當?shù)臄?shù)量后,它們會在泥漿中形成一定的網(wǎng)架結構,使動切應力變大。

圖1 鉆井液密度與塑性黏度關系曲線Fig.1 Relationship between mud density and plastic viscosity

圖2 鉆井液密度與屈服值關系曲線Fig.2 Relationship between mud density and the yield value

在冪律模式中,指數(shù)n表示假塑性流體在一定剪切速率范圍內(nèi)所表現(xiàn)出的非牛頓性的程度。一般情況下,降低n值有利于攜帶巖屑,清潔井眼。流性指數(shù)是泥漿結構力的一種表示,也是泥漿觸變性或剪切稀釋性能的表示。當n=1時,指數(shù)方程式變?yōu)榕ｎD公式,流體為牛頓流體,流變曲線為過原點的一條直線。若n值大,則黏度隨速度梯度增大而降低的剪切稀釋能力弱,液體的非牛頓性質(zhì)弱,泥漿的結構力弱;反之,n值越小,泥漿的剪切稀釋能力、非牛頓性質(zhì)及其結構力越強。所以n值是泥漿非牛頓性和結構力強弱的表示。

從圖3和圖4的關系曲線可以看出,隨著鉆井液密度的增大,表觀黏度值呈變大趨勢,流性指數(shù)(指數(shù)模式下）基本不變。

從圖5和圖6的關系曲線可以看出,隨著密度的增大,稠度系數(shù)(指數(shù)模式下）逐漸變大,卡森屈服值(卡森模式下）逐漸變大。稠度系數(shù)與鉆井液的黏度、切力有關。K值愈大,黏度愈高。稠度系數(shù)反映鉆井液的稀稠程度,它可以認為是泥漿的有效黏度,它與泥漿的固相含量及其分散度有關。稠度系數(shù)可認為是單位速度梯度下的有效黏度。稠度系數(shù)和有效黏度一樣,既受泥漿內(nèi)摩擦力的影響,又受泥漿結構力的影響。

圖3 鉆井液密度與表觀黏度關系曲線Fig.3 Relationship between mud density and apparent viscosity

圖4 鉆井液密度與流性指數(shù)關系曲線Fig.4 Relationship between mud density and flow index

圖5 鉆井液密度與稠度系數(shù)關系曲線Fig.5 Relationship between mud density and viscosity

圖6 鉆井液密度與卡森屈服值關系曲線Fig.6 Relationship between mud density and Carson yield value

從圖7和圖8中關系曲線可以看出,隨著鉆井液密度的增大,極限高剪切應力(卡森模式下）逐漸變大,動切力(赫—巴模式下）逐漸變大。由于實驗鉆井液中加入重晶石粉惰性固體物質(zhì),對其形成網(wǎng)架結構影響不大,而固體含量濃度增大,所以稠度系數(shù) K值提高,流性指數(shù)n值基本不變;隨著密度升高,體系中固相含量提高,卡森屈服值τc逐漸增大;極限高剪切黏度η∞表示鉆井液體系中內(nèi)摩擦作用的強度,同樣會隨著密度升高而逐漸變大,高固相含量鉆井液的η∞一般較高。

圖7 鉆井液密度與極限高剪切黏度關系曲線Fig.7 Relationship between mud density and ultra high shear viscosity curve

圖8 赫—巴模式下鉆井液密度與動切力關系曲線Fig.8 Relationship between mud density and dynamic shear force

從圖9和圖10中關系曲線可以看出,隨著鉆井液密度的增大,流性指數(shù)(赫—巴模式下）基本不變,稠度系數(shù)(赫—巴模式下）緩慢增大。

從上述圖表中可知:隨著密度的增大,塑性黏度線性變大,動切力逐漸變大,表觀黏度也逐漸變大,流性指數(shù)變化不大,稠度系數(shù)逐漸變大,卡森屈服值和極限高剪切黏度均逐漸變大,赫—巴模式下,動切力逐漸變大,流性指數(shù)變化不大,稠度系數(shù)緩慢變大。

圖9 赫—巴模式下鉆井液密度與流性指數(shù)關系曲線Fig.9 Relationship between mud density and the flow index under Herschel-Buckley model

圖10 赫—巴模式下鉆井液密度與稠度系數(shù)關系曲線Fig.10 Relationship between mud density and viscosity under Herschel-Buckley model

由于鉆井液密度增大,其固相含量提高,固相顆粒之間距離變小,形成空間網(wǎng)架結構能力增強,顆粒分散的更細微,使其比表面積增大,從而造成摩阻力增大,所以其表觀黏度、塑性黏度、動切力、靜切力等流變參數(shù)總體上偏高。隨著鉆井液密度的增大,在相對應的密度下塑性黏度變化范圍為31～65 mPa·s,動切力變化范圍為11.24～11.93 Pa,表觀黏度變化范圍為 42～84 mPa·s。

2.2 鉆井液流變參數(shù)計算的數(shù)學模式

鉆井液流變參數(shù)和密度的確定是鉆井工程中一項十分重要的工作,它直接關系到鉆井工作的成敗。目前,流變參數(shù)主要是通過正確選用流變模式、實驗和理論計算得出;密度主要是通過地層的孔隙壓力和破裂壓力來確定。研究流變參數(shù)和密度的相關性,就是在已知地層條件和鉆井液體系的前提下,找出它們之間的關系,繪制出密度與流變參數(shù)之間的關系曲線;建立密度與流變性關系的數(shù)學模式,根據(jù)數(shù)學模式就可以通過鉆井液密度來初步確定鉆井液的流變參數(shù),根據(jù)鉆井現(xiàn)場要求,就可以初步的進行鉆井液參數(shù)設計及配方設計[2-4]。

測定不同密度海水鉆井液的性能、密度對流變參數(shù)作圖,通過曲線擬合得數(shù)學模式,表3是密度與各流變參數(shù)關系的數(shù)學模式。

2.3 鉆井液密度與失水造壁性

將上述鉆井液用中壓失水儀測其失水量和泥餅厚度,表4為不同密度鉆井液的失水量及泥餅厚度值。從表4數(shù)據(jù)可以看出該鉆井液在不同密度的失水量和泥餅厚度均逐漸降低,泥餅厚度則均較薄為0.5～1 mm。這是因為加入適量純堿和CMC,可以提高黏土顆粒的ζ電位、水化程度和分散度,阻止其聚結,使濾失量降低,提高濾餅質(zhì)量,形成薄、韌、致密及潤滑性好的泥餅[3]。

表3 海水與輕漿1∶1配制的數(shù)學模式Tab.3 Mathematical model with seawater and light plasma(1∶1）

表4 不同密度鉆井液的失水量及泥餅厚度Tab.4 Loss of water and mud cake thickness of drilling fluids with different density

綜上所述,鉆井液應具適當?shù)拿芏?即在井下情況正常的前提下,密度盡可能降到最低值;鉆井液應具有良好的流變性,即在滿足攜帶巖屑,井下正常情況下,應控制較低塑性黏度,在井眼干凈的前提下,控制適當?shù)那岛蛣铀鼙却笮?鉆井液應具有良好的失水造壁性,即形成的泥餅薄、致密、堅韌,失水量適當小。鉆井液要具有鉆井工藝所要求的性能,鉆井液中需有適量的般土,還需添加處理劑調(diào)節(jié)鉆井液性能。用加重劑調(diào)節(jié)鉆井液密度。當鉆井液密度增加,鉆井液中的固相含量增加,固相與固相之間的磨擦增加,自由水減小,塑性黏度增加。有機處理劑加入后,使鉆井液的黏度增加,從而使鉆井液的塑性黏度增加。當處理劑加量的配方基本固定,鉆井液的塑性黏度隨固相含量的增加而變化,即在鉆井液處理劑配方一定的情況下,鉆井液的塑性黏度隨密度增加而變化,其變化應有一定的規(guī)律。

3 結論

(1）通過反復的實驗得出數(shù)據(jù),建立了密度與塑性黏度、動切力、表觀黏度、流性指數(shù)、稠度系數(shù)、卡森屈服值、極限高剪切黏度的關系式,實驗結果表明密度與這些流變參數(shù)有較好的相關性。

(2）實驗結果表明鉆井液配方不同密度與流變參數(shù)的關系式不同,即當鉆井液配方一定,實驗條件一定情況下,鉆井液密度與流變參數(shù)有一定的函數(shù)關系。

(3）隨著鉆井液的密度增加,失水量稍有降低,基本維持在10～15 mL范圍內(nèi),滿足海洋鉆井液性能要求。

(4）本次研究在工程上有很好的利用價值。在鉆井液設計中,利用密度與流變性關系式,初步確定不同密度下的流變參數(shù),為井控過程中水力學計算提供較為準確的流變參數(shù)數(shù)據(jù),使計算結果更準確,保證壓井過程中不噴不漏,壓井施工順利進行,也可以為以后的實驗研究提供參考。

[1]吳長勇,梁國昌,馮寶紅,等.海洋鉆井液技術研究與應用現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢[J].斷塊油氣田,2005,12(3）:69-71.

[2]周華安.高密度鉆井液流變模式及其參數(shù)計算方法選擇[J].鉆采工藝,1995,18(1）:82-85.

[3]蒲曉林,黃林基,羅興樹,等.深井高密度水基鉆井液流變性、造壁性控制原理[J].天然氣工業(yè),2001,21(6）:48-51.

[4]胡茂焱,尹文斌,鄭秀華,等.鉆井液流變參數(shù)計算軟件的開發(fā)及流變模式[J].鉆井液與完井液,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,在讀碩士研究生,油氣田開發(fā)及油藏數(shù)值模擬。E-mail:gyj113366@163.com。