深水钻井液

0
0 A2T 3 B2T 2 C2T D2
0 为钻井液的动切力，Pa；
A2，B2，C2，D2为钻井液特性常数； T为温度，℃。
（2）含温度的钻井液流变方程 将温度对钻井液塑性黏度和屈服值的影响关系式代入宾汉 流变方程，得到宾汉温度流变方程：
2
B0
B0
B1
T T0
B2
T T0
Ap0 eE/T
1 低温问题 深水海底的温度一般在2-4℃（热带地区一般在5℃左右，
而有些地区温度可达-3℃）。深水低温使钻井液黏度增大、 密度升高，流动阻力增加，深水钻井中的很多问题都是由 于低温造成的，如：
➢ ①压力传导系数降低，井控更加困难； ➢ ②钻井液循环压耗大，易超出本已较窄的安全密度窗口，使井壁
稳定性更加恶化； ➢ ③井眼清洁困难，钻屑和固体加重材料易沉降桥堵； ➢ ④钻井液顶替效率下降，泥饼虚厚，固井质量难以保证； ➢ ⑤低温高压下的钻井液中易形成天然气水合物等。
T0 为定常温温度，20℃；
由上述公式可以看出此为二次曲线，屈服值有一个极 值点，在此点左边，随着温度的降低屈服值逐渐增大；在 此点右边，随着温度的升高屈服值也逐渐增大。因此在确 定钻井液的低温屈服值时，应首先确定极值点，然后便可 以对钻井液低温下的屈服值做出恰当的描述。另外，钻井 液的屈服值主要受膨润土相的影响，因此，含固相钻井液 体系和无固相钻井液体系的屈服值在低温下有较大区别。
p
(1
0
(D1
6 p
d1 v1
)
)
p
(1
0
(D2
6 p
d v2
2
)
)
密度不变，v1=0.1m/s，塑性粘度不变，动塑比取为0.5，则 v2=0.26m/s。此时钻井液排量为：0.26/0.1*11.5=29.9m3/h。
人工井壁设计
岩心示意图
低温循环模拟实验装置
（-20~150℃0~50MPa，模拟井筒旋转0~90°）
是相同的，因此密度ρ、动力粘性系数u是相同的；V为流体的运动速度，在使用 的模型装置中，使用的流动速度与现场使用的速度是相同的。
流速相等:
对于深水钻井液循环模拟系统完全相似是不可能的，因此， 只需保证钻井液返速不变即可。
根据调研和《海洋钻井手册》，一开钻进采用914.4（36 英寸）钻头钻进，在LW3-1-1井钻井液实际最大排量约为 240m3/h，即0.0667 m3/s则钻井液的环空返速为：
AV
16
R2 = 0.8988
PV
多项式 (AV)
14
多项式 (PV)
12
10
8
6
y = -3E-05x3 + 0.0044x2 - 0.1956x + 6.3495
4
R2 = 0.7862
2
0
0
10 20 30 40 50 60 70 80 90
温度，C
70
y = -0.0002x3 + 0.0295x2 - 1.7977x + 56.27
（1）温度对钻井液流变特性的影响 塑性黏度
当温度变化时，会改变固相颗粒吸附水的排列方向。研 究发现，温度对许多流体的黏度均有较大影响，特别是膨润 土含量较大时，随着膨润土含量的增加，钻井液黏度迅速增 大：
B
U AeT
A、B为某一给定流体的特性常数。
随着温度的降低，钻井液中颗粒的动能减少，各种 粒子的热运动减弱，流动阻力增大，从而使液体内颗粒的 流动更加困难，因此随温度降低，钻井液黏度升高。一般 情况下温度对塑性黏度的影响可用下式描述：
p A p0 eE /T
ηp为在温度为T时钻井液的塑性黏度； ηp0为常温时钻井液的塑性黏度（设定常温温度为20℃)； A、E为钻井液的特性常数。
钻井液的表观黏度和/或塑性黏度也可以用多项式表达：
A1T 3 B1T 2 C1T D1
η为钻井液的表观粘度或塑性粘度，mPa∙s； A1，B1，C1，D1为钻井液特性常数； T为温度，℃。
切力，Pa
14 12 10
8 6 4 2 0
0
y = -0.0002x3 + 0.0291x2 - 1.1443x + 17.957
14
R2 = 0.8502
12
10
切力，Pa
8
YP
多项式 (YP)
6
4
2
0
20
40
60
80
100
0
温度，C
y = 9E-05x3 - 0.0118x2 + 0.2913x + 9.0489 R2 = 0.9353
2、 国内外研究现状分析
（1）国外研究现状 深水钻井液必须克服上述的浅层井壁稳定、隔水管低温流
变控制、抑制天然气水合物生成等技术问题以外，还必须满 足环保的要求。
在深水钻井液体系研究方面，国外处于绝对技术领先和 垄断地位，根据资料调研，目前国外常用的深水钻井液体系 有：高盐/木质素磺酸盐钻完井液、聚合醇-高盐/PHPA聚合 物钻完井液，油基钻完井液、CaCl2钻完井液及合成基钻完井 液等。
自制钻井液低温试验设备
钻井液低温循环模拟实验装置
装置设计基本依据:
雷诺数作为判断的相似准数。根据雷诺数相等应该有以下关系：
Vnlnρn = Vml mρm
μn
μm
其中，ρ为流体的密度；u是与流体的种类、温度有关的系数称为动力粘性系 数，或简称粘度。
在循环装置中，使用钻井液作为循环流体，与实际施工中所使用的流体
深水钻井工程
—深水钻井液
徐加放
手机：18678986873 e-mail：xjiafang@
1、引言
在各国相继进入深海领域，积极开发深水石油的同时，我 国经济高速发展，能源需求强大，石油资源勘探开发走向深水， 是我国石油战略发展的必然选择，是缓解当前石油供需关系紧 张的保障，它符合当今世界石油工业发展趋势、符合我国的能 源战略、符合我国建设海洋强国战略。
钻杆内雷诺数：
Re=
vd
p
(1
0d 6p v
)
=
1000kg m3 6.77m s-1 0.112m
80 10 -3 Pa s(1
30Pa 0.112m
) =4660（紊流）
6 80 10 -3 Pa s 6.77m s-1
若雷诺数相等，则：
v1 (D1 d1 ) v2 (D2 d 2 )
（3）钻井液当量静态密度随温度的变化 一般情况下，钻井液密度随温度的升高而减小，随压
力的增加而增大。深水钻井过程中，钻井液从井口到井底， 温度和压力是处于不断变化之中，要经历“常温-低温-高温 -低温-常温”的交替变化过程。因此，在钻井和完井时，钻 井液密度必然会发生某些变化，使得井下钻井液密度不等于 井口测量的密度。归纳起来，对钻井液密度随温度和压力的 变化模型研究可分为两种方法，即“复合模型”和“经验模 型”。
深水海域的油气资源前景诱人，但同时深水钻探所面临的 问题也复杂多变，其面临的技术性挑战比陆上油气田和浅水区 域的更加艰巨。
就钻井液而言就面临以下主要技术难题：
（1）深水低温要求钻井液具有良好的低温流变性；（2） 浅部地层压实程度低、沉积颗粒细、地层活性高、胶结疏松、 井壁稳定性差，要求钻井液具有良好的抑制性和稳定井壁的 能力；（3）浅层砂岩气易侵入钻井液，形成水合物，堵塞 管线、阀门、井下防喷器等，钻井液必须具备良好的水合物 抑制性；
温度，C
切力，Pa
20 18 16 14 12 10
8 6 4 2 0
0
y = -0.0001x3 + 0.019x2 - 0.8632x + 18.802 R2 = 0.976
YP 多项式 (YP)
20
40
60
80
100
温度，C
无固相钻井液的切力一般会随温度升高而增大，这是因 为无固相钻井液的切力主要由聚合物支链的相互联结或官能 团的相互吸附来提供，随温度增加（在一定温度范围内）， 聚合物的支链充分伸展、官能团活性增加，聚合物高分子相 互缠绕或吸附能力加强从而使切力增大。含固相钻井液的切 力主要由膨润土与聚合物以及膨润土内部网架结构来提供， 钻井液中使用的聚合物与无固相钻井液也不相同（一般为线 性，支链较少），在一定温度范围内，随温度增加分子热运 动加剧，膨润土与聚合物之间或膨润土颗粒间的网架结构强 度减弱，甚至部分被拆散，造成切力下降。但两种情况下的 动切力均可用同一多项式进行预测，即
v=0.0667*4/3.14(0.91442-0.1272) ≈0.10m/s 钻具内（钻杆）流速为：
v=0.0667*4/3.14*0.1122=6.77m/s 若模拟装置外管内径为200mm， 914.4/200*127=27.8mm，计算其排量需：
Q=0.1*3600*3.14(0.22-0.02782)/4≈11.5m3/h
（4）安全密度窗口窄，套管层次多，地层易产生裂缝，造成 漏失，要求钻井液的当量循环密度尽可能低；（5）井眼尺寸 大，钻井液循环不充分，靠近井壁处钻井液流动速度低，井 壁清洁效果差，无法保证固井质量；（6）隔水管直径大、套 管层次多，环空间隙大钻井液循环差，部分钻井液甚至不流 动，易造成钻屑、固体加重材料的沉积、桥堵等；（7）深水 钻井平台日费极高，要求钻井液性能稳定，减少复杂事故和 井下风险；（8）日益严格的海洋法律和环境压力，要求钻井 液及钻屑的处理与排放不造成环境污染；（9）深水超深井钻 井液用量极大，给钻井液的维护、处理、排放及后勤保障带 来了巨大压力。
粘度，mPas
20
AV
18 16
y = -0.0002x3 + 0.0307x2 - 1.2768x + 23.677 R2 = 0.915