超深井水基钻井液高温高压流变性试验研究.pdf

第37卷第1期石油钻探技术 ,
2009年1月 PETROLEUM DRILLING TECHNIQUES Jan.,2009
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超深井水基钻井液高温高压流变性试验研究
易灿闫振来赵怀珍
(胜利石油管理局钻井工艺研究院,山东东营 257017)
摘要:钻井液性能对于确保超深井的安全、快速钻进具有十分重要的作用。使用M7500型高温高压流变
仪,测定了超低渗透聚磺水基钻井液在高温高压下的流变性能。试验结果表明:温度对水基钻井液流变性的影响
比压力大得多,高温下压力的影响一般可以忽略;温度升高,塑性黏度呈指数规律下降,能承受的极限温度在210
℃左右。温度升高,流性指数增大,稠度系数减小;压力增大,流性指数减小,稠度系数增大。运用回归分析方法建
立了预测井下高温高压条件下塑性黏度及流性指数狀和稠度系数犓的数学模型,该模型应用方便,适合在生产现
场应用。计算结果表明,胜科1井超低渗透聚磺水基钻井液在高温高压时更适合宾汉模式。
关键词:超深井;水基钻井液;高温;高压;流变性;数学模型
中图分类号:TE254+.1 文献标识码:A 文章编号:10010890(2009)01001004
随着国内外超深井钻井技术的发展,超深井钻相同,测量的流变数据可以与其他流变仪测量的数
井液技术也迅速发展。实践表明,钻井液性能对于据进行比较,支架用于放置、冷却量杯等。
确保超深井的安全、快速钻进具有十分重要的作用。试验时选取了5个温度(120、150、180、210和
随着井深的增加,钻井液承受的温度、压力越来越 240℃)、5个压力(40、60、80、100和120MPa),钻
高,要成功预测环空中的摩擦压降和岩屑的上返速井液为胜科1井完钻时的超低渗透聚磺钻井液。为
度等参数,需要了解井下实际的流变参数值[1]。习便于分析和建立有关数学模型,对每种温度、压力组
惯做法是测量钻井液在地表条件下的流动性能,并合均进行了流变性测量。另外,由于胜科1井出口
用这些地面测量值来进行有关工程计算。显然,在钻井液温度为90℃左右,还测量了该钻井液在常温
地面条件下测量的钻井液流变性不能代表高温高压常压及温度为90℃、常压下的流变性。
条件下的流变性。因此,为随时了解深部井段的钻
井液性能,并据此及时采取相应的调整措施,有必要试验结果及分析
建立一个可靠的数学模型来表述井眼内循环期间钻 2
井液流变性随温度、压力变化而变化的情况。 压力、温度对宾汉参数的影响
1 试验装置和方法 压力、温度对塑性黏度的影响
压力对钻井液塑性黏度的影响曲线如图1所
试验装置为M7500型高温高压流变仪,它主要示。从图1可看出:压力对钻井液塑性黏度的影响
由高温高压釜体、程序控制系统和支架等组成。流很小,压力较大(大于80MPa)时影响略微增强;温
变仪的最高测量温度为260℃,最高测量压力为度越高,压力影响程度越小。
140MPa,剪切速率范围为1~1200s-1,测量黏度
范围为1~5000000mPa·s,数据采集时间间隔为收稿日期:20080605;改回日期:20080924
1~999s。剪切速率和压力由程序控制系统任意调基金项目:国