高原铁路冻土区低温环保钻井液体系设计与循环过程温度场分析

王 凯，郑明明*，周珂锐，韦 猛，张广泽，侯 锦，张雨露，王 栋，张歆瑞

（1.成都理工大学地质灾害防治与地质环境保护国家重点实验室，四川成都 610059；2.中铁二院工程集团有限责任公司，四川 成都 610031）

0 引言

在“一带一路”建设、西部大开发等重大战略的深入实施中，川藏铁路建设不仅能完善西部交通路网，还可促进区域经济发展，更利于维护民族团结、边境地区稳定、增强国防能力，具有极其重要的意义。川藏铁路全长1629 km，位于高原高寒高山峡谷地带，沿线地质环境复杂，不良地质条件极为发育，具有“五高”、“两活跃”的特点，即高海拔、高地震烈度、高地应力、高水压、高地温，断裂带活跃、冻土边坡和隧道洞口段冻害破坏活跃［1］；川藏地区还有广袤的冻土区域，川藏铁路沿线冻土覆盖率高达80%，那曲地区北部冻土深度可达793 cm［2］。此外，川藏铁路沿线风景秀丽，雪山、草原、湖泊、山脉、险滩、森林交织在一起，是十足的“景观大道”［3］，王思源等［4］曾对昌都境内川藏铁路设计的生态保护区做过评价，其中重要区及以上占比94.88%。川藏铁路沿线环境生态脆弱，因此，在川藏铁路冻土层地区进行地质勘察钻探施工中，除了要控制钻井液在低温工况下的相关性能，还需要尽量采取有效措施降低对环境的伤害，保护珍稀动植物、水资源等。

科考人员在南极东方站钻进时，曾使用TC-1型航空燃料低温钻井液［5］，20世纪90年代，列宁格勒矿学院北极研究团队曾使用60%的“北极”型柴油和40%的矿泉水配制了一款新型油基钻井液［6］，学者以卵磷脂试剂为基础，添加PVP溶液和多聚物制成低温钻井液［7］；还有学者在乙醇水溶液中加入柴油和三氯代乙烯作为极地钻进的低温钻井液体系［8］。除乙醇之外，聚乙二醇-丙二醇复合醇钻井液［9］、合成ESTISOLTM酯型低温钻井液［10］、低温聚合醇钻井液体系［11］等也有研究。随着对低温钻井液研究的加深，张灵霞等［12］发现无机盐和醇类来提高钻井液的耐低温能力同时，两者还能够对冻土层起到一定的抑制作用；Hao等［13］发现氯化钠和甲醇就可以对冻土层起到有效的抑制，而且还不会影响钻井液的流变性能和滤失性能；李旭方［14］将10%KCl与5%NaCl配合使用，也可有效提高硅酸盐钻井的抗低温能力。

为实现低温钻井液满足冻土层钻进的需求，冯哲［15］通过正交试验研究乙二醇、PVA并配合高聚物处理剂，优化了抗低温钻井液的组分及加量，确定了可在-20℃时使用的4种钻井液配方，为高原冻土和天然气水合物的勘探开发工作提供了可借鉴的低温钻井液体系；展嘉佳［16］结合高原冻土天然气水合物勘探特点，研制了11种满足在-5～-20℃低温条件使用的乙二醇基聚合物和NaCl基聚合物耐低温钻井液体系；丁付利［17］根据永冻层钻进特点并结合俄罗斯冻结岩层钻探经验，以NaCl为防冻剂，得到了可在-10℃和-15℃使用的六组低温钻井液配方。此外还有一些学者展开对低温钻井液性能的研究，都取得了较好的效果［18-22］。本文拟用钠膨润土为低温钻井液基浆主材料，通过试验在常用的绿色材料中选择性能和价格更好的防冻剂、降滤失剂、增粘剂，设计出一种绿色低温钻井液配方；然后根据正交试验分别优选出适合于0、-5和-10℃地层温度条件下的配方；再利用ANSYS数值模拟软件，对其在钻进循环过程中的温度场分布进行数值模拟和分析，掌握孔内温度场变化规律；还结合施工现场特点，设计并制作出材料环保、无需回收的钻井液物料包。

1 实验及数值模拟

1.1 材料与仪器

在本低温钻井液体系设计中，以钠膨润土作为造浆材料。相同质量分数的前提下，NaCl降低凝固点的能力强于KCl的降低能力［19］，且工业NaCl的价格低廉，故选择NaCl为防冻剂。其他钻井液外加剂都为环保材料，详见表1。试验所使用的仪器见表2。

表1 试验材料Table 1 Test materials

表2 试验仪器Table 2 Test instruments

1.2 实验方法

通过试验发现质量分数为20%的食盐溶液的凝固点为-17℃左右，本文以1000 mL水+3%钠膨润土作为钻井液的基浆，再向其加入防冻剂、降滤失剂、增粘剂来研究其在0、-5、-10℃下的性能变化。其中以钻井液的流变性、滤失性、经济性为主要的技术指标，其中主要以钻井液的表观粘度（AV）、塑性粘度（PV）、动切力（YP）、动塑比（YP/PV）来表示其流变性；以滤失量（FL）来表示钻井液滤失性能的优劣；以每吨水所含的钻井液材料的价格表示其经济性高低。结合实验结果求出不同温度下的钻井液优选配方，并根据优选配方在ANSYS软件中进行数值模拟，探究其在钻孔内正循环的作用下温度场变化，验证其的防冻效果和安全性能。

1.3 钻井液的制备和性能测试

以1000 mL水+3%钠膨润土作为钻井液的基浆，向其中加入10%的NaCl作为防冻剂，其性能见表3。向基浆中分别添加不同浓度的CMC和黄原胶，测试其在0、-5、-10℃下对基浆性能的影响。

表3 基浆在0、-5、-10℃下的各项性能Table 3 Properties of base mud at 0°C,-5°C,-10°C

图1为掺入CMC后的浆液性能参数，可以发现随着温度降低，钻井液的表观粘度和滤失量不断增加，当温度从0℃变化到-5℃时，其滤失量变化幅度要小于温度从-5℃变化到-10℃的增幅。这说明CMC的添加钻井液的各项性能都有较高的提升，但其在0℃到-5℃时的效果更好。相比钻井液基浆，仅掺加0.2%的CMC就能使钻井液滤失量降低95%以上，粘度性能方面相比基浆提高4倍以上。

图1 不同CMC加量的浆液性能随温度变化关系Fig.1 Drilling mud properties vs temperature at different CMC concentrations

图2为掺加黄原胶的浆液性能参数，可以发现黄原胶也有着良好的降滤失作用。随温度降低，掺有黄原胶的基浆表观粘度和动切力呈增加状态，滤失量则是随温度下降表现出先增大后减少的状态，最后-10℃的滤失量要小于0℃时的滤失量。综合考虑在0、-5℃时采用CMC为降滤失剂，-10℃时采用黄原胶为降滤失剂。

图2 不同黄原胶加量的浆液性能随温度变化关系Fig.2 Drilling mud properties vs temperature at different xanthan concentrations

此外，设计了0、-5、-10℃下生化黄腐酸钾、玉米改性淀粉以及可再分散性乳胶粉对基浆性能影响的试验，表4为-5℃下的试验结果。试验发现生化黄腐酸钾对提升基浆性能方面较优，而且具有较好的经济性，故选择其为辅助降滤失剂。

表4 -5℃下降滤失剂对基浆性能影响Table 4 Effect of the filtrate reducer on base mud performance at-5°C

故本文的钻井液将以钠膨润土、NaCl、CMC、生化黄腐酸钾为正交试验因素，来进行试验。并以该配方为基础，设计了低温钻井液在0、-5℃下性能测试的正交实验，以期获得不同温度下的低温钻井液优选配方，正交表见表5。

表5 0、-5℃低温钻井液正交试验Table 5 Orthogonal test of low temperature drilling fluid at 0℃and-5℃

在-10℃时，黄原胶在降低滤失量、提高动切力方面表现较好，故以黄原胶、膨润土、NaCl以及生化黄腐酸钾作为正交试验的因素，来设计正交试验，正交表见表6。

表6 -10℃低温钻井液正交试验Table 6 Orthogonal test of low temperature drilling fluid at-10℃

钻进现场配制钻井液时，持续时间长，过程繁琐，还耗费人力。考虑到该情况，本文提出了一种PVA环保材质水溶袋，用其实现低温钻井液材料包的制作，不仅可以简化加料过程，还可以节省钻井液配制时间。实验室研究发现，该材料包遇水10 s可以溶解，并且直接配制钻井液与使用钻井液材料包所配制的钻井液性能上没有差异，后者能够节省加料时间。研究发现用IPPC烙印机，在150℃和170℃时可以在水溶袋上烫印出所需LOGO，还不损害其强度。综上所述，钻井液材料包能够在不影响钻井液性能的情况下，提高效率，并且材料包材质不会对环境造成影响，还可以实现商业化用途。

1.4 数值方法及模型建立

1.4.1 数值方法

ANSYS是一种有限元分析（FEA）软件［23］，可以对力、流体、声、温度、电、磁等进行分析，在各个领域的应用普遍，不仅功能强大，而且操作方便。在冻土地层的钻进过程中，钻井液的温度变化极有可能会对地层的稳定性造成不可逆的影响，所以十分有必要了解钻进过程中钻井液循环时其自身的温度场的变化特点。本文将使用ANSYS软件中的FLUENT模块，通过建立钻孔的二维模型，对低温钻井液在冻土地层钻进过程中自身温度场的变化进行数值模拟。

1.4.2 数值模型

为简化模拟过程，在ANSYS软件中建立钻进过程二维模型，模拟剖面温度变化，其中井眼半径78 mm，井深100 m，模拟模型示意图见图3～5。模拟钻进过程时，钻井液以正循环方式流动。

图3 模型模拟示意Fig.3 Schematic diagram of model simulation

图4 二维模型上端示意Fig.4 Schematic diagram of the upper end of the 2D model

图5 二维模型底端示意Fig.5 Schematic diagram of the bottom of the 2D model

川藏铁路沿线分布有大面积的季节性冻土，本文以新都桥地区为例，该地区大部分为角砾土，部分地区为圆砾土［24］，数值模型中的地质参数与钻杆参数参照现场钻井参数，钻杆尺寸规格为4，钢材等级为E级［25］，其他参数取值如表7所示［26］。

表7 新都桥地层物性参数与钻杆参数Table 3 Physical property parameters of the formation in Xinduqiao and the drill pipe parameters

为使数值模拟模型更符合实际情况，根据吴青柏等［24］的调查，设置如表8所示的地层温度。还设置了钻井液初始泵压为5.5 MPa［20］，循环的上返速度在3 m/s左右。而钻井液粘度、密度、初始温度等条件还需根据前文所提的正交实验进行确定，其参数见表9。

表8 模拟地层物性参数Table 8 Physical parameters of simulated formation

表9 低温钻井液优选配方性能参数Table 9 Performance parameters of the optimal formulations of low temperature drilling fluid

2 结果与分析

2.1 钻井液配方优选

2.1.1 0℃钻井液配方优选

0℃下的正交结果分析见表10，其中用极差值来判断因素对钻井液性能的影响程度，极差越大，则表明该因素对钻井液的性能影响越严重。

表10 0℃正交结果分析Table 10 Analysis of the orthogonal results at 0°C

根据低AV、低YP、高YP、低FL和低价格的优选原则，并结合图6综合分析，CMC对浆液各项性能影响较大，优选为A2，其次为钠膨润土，优选为B2，黄腐酸钾和NaCl对浆液影响较小，优选为C1、D3。综上在0℃时可选择的配方为A2B2C1D3，即为：3%钠膨润土+0.3%CMC+8%NaCl+0.1%黄原胶+0.2%NaOH（调节pH值）。

图6 0℃四种因素影响流变性曲线Fig.5 Effect of the four factors on the rheology at 0℃

2.1.2 -5℃钻井液配方优选

-5℃下的正交结果分析见表11，结合图7和优选原则综合分析发现，在-5℃条件下，CMC和钠膨润土对浆液性能影响较大，宜优先考虑该因素，优选为A2、B2，其次对浆液影响较较小的因素为生化黄腐酸钾和NaCl，优选为C2、D3，低温钻井液的配方为A2B2C2D3，即3%钠 膨 润 土+0.25%CMC+10%NaCl+1.5%生化黄腐酸钾+0.2%NaOH（用于调节pH值）。

图7 -5℃四种因素影响流变性曲线Fig.7 Effect of the four factors on the rheology at-5℃

表11 -5℃正交结果分析Table 11 Analysis of orthogonal results at-5℃

2.1.3 -10℃钻井液配方优选

-10℃下的正交结果分析见表12，结合图8和优选原则综合分析发现，在-10℃时，黄原胶对浆液各项性能影响较大，优选为A2、A3，其次为钠膨润土，优选为E1，黄腐酸钾和NaCl对浆液影响较小，优选为C2和D2、D3。故在-10℃时可选择的钻井液配方为A3E1C2D3和A2E1C2D2。

表12 -10℃正交结果分析Table 12 Analysis of the orthogonal results at-10℃

图8 -10℃四种因素影响流变性曲线Fig.8 Effect of the four factors on the rheology at-10℃

但两种配方中的滤失量仍偏大，通过减少黄原胶的加量，增加生化黄腐酸钾的加量，添加CMC来降低滤失量，同时对其他性能不产生太大的影响。最终得到可在-10℃时应用的两种钻井液配方：①4%膨 润 土+0.15%黄 原 胶+18%NaCl+1.5%生化黄腐酸钾+0.2%NaOH（用于调节pH值）；②3%膨润土+0.2%黄原胶+18%NaCl+2.0%生化黄腐酸钾+0.2%NaOH（用于调节pH值）。

2.2 钻井液孔内循环温度场模拟

2.2.1 0℃钻井液优选配方温度场模拟

为了更直观地表征出钻井液循环时温度场的变化情况，本文选择了距离地表1、10、30、50、80和100 m五个位置点，来判断钻井液循环时温度场的变化。初始温度为0℃的钻井液模拟结果如图9、10所示。

图9 地层深度1 m温度场云图Fig.9 Cloud map of the temperature field at formation depth of 1m

从图11可以看出，0℃的钻井液进入钻杆，受钻杆温度的影响，在靠近钻杆处的钻井液温度变化较快。模拟假设钻井从上到下的温度按梯度分布［23］，随着钻杆长度越长，钻井液的温度也逐渐降低，但温度变化趋势并不成直线状态变化，而是先大幅度降低，后降低幅度稍微平缓。

图10 钻孔底部温度场云图Fig.10 Cloud map of the temperature field at the hole bottom

图11 0℃钻井液在钻杆内温度场变化Fig.11 Variation of the drilling fluid temperature field in the drill pipe at 0℃

从图12和图13中可以看出，钻井液循环上返时，钻杆与地层间的钻井液平均温度在-1℃左右；当在温度为-10℃的地层附近流动时，距离井壁6 mm处的钻井液温度在-2℃左右，距离钻杆5 mm处温度稳定在-0.7℃左右；在平均温度约为-3.5℃的地层附近流动时，靠近井壁的钻井液温度在-1.5℃左右，靠近钻杆处的钻井液温度在-0.5℃左右。在井底处的最低温度约为-2℃，钻井液完成一个循环温度降低了1.5℃左右，即钻井液的排出温度在-1.5℃左右。整个循环过程中钻井液出现最低温度的位置在靠近-10℃温度的地层附近，此处钻井液温度为-2℃，该钻井配方系完全能够承受该温度的影响，并不会凝固。综上所述，该钻井液配方可使用的最低温度在-1～-3℃。

图12 0℃钻井液在钻杆与地层间温度场变化Fig.12 Variation of the drilling fluid temperature field between the drill pipe and formation at 0℃

图13 0℃钻井液在钻杆两侧温度场变化Fig.13 Variation of the drilling fluid temperature field on both sides of the drill pipe at 0℃

2.2.2 -5℃钻井液优选配方温度场模拟

从图14可以看出，当进入的钻井液温度低于钻杆的温度时，钻井液温度会随之升高，在前50 m左右增幅较大，之后钻井液的温度虽然也在升高，但增幅不大，且离钻杆越近，温度受影响越大，降低速度的也越快。从图15可以看出，初始温度为-5℃的钻井液在上返过程中，距离井壁6 mm处的钻井液受地层温度影响不大，无论实在-10℃的地层附近，还是平均温度为-3℃的地层附近，液体温度都在-3.5℃左右。反而在靠近钻杆处的钻井液，随上返高度的增加，温度在逐渐升高，温差在2℃左右。在井底处钻井液的最高温度为-1℃，而井底处地层温度约为-1.5℃。从图16可以看出，钻井液正循环一周温度升高了2℃左右，即返出的钻井液温度在-3℃左右。在地层最低温度处，钻井液的最低温度为-4℃，故钻井液并不会凝固。综上所述，该钻井液体系可使用的最低温度在-6～-7℃。

图14 -5℃钻井液在钻杆内温度场变化Fig.14 Variation of the drilling fluid temperature field in the drill pipe at-5℃

图15 -5℃钻井液在钻杆与地层间温度场变化Fig.15 Variation of the drilling fluid temperature field between the drill pipe and formation at-5℃

图16 -5℃钻井液在钻杆两侧温度场变化Fig.16 Variation of the drilling fluid temperature field on both sides of the drill pipe at-5℃

2.2.3 -10℃钻井液优选配方温度场模拟

从图17可以看出，随深度的增加，钻井液受钻杆温度的影响，温度在不断上升，距离钻杆越近，温度变化越大。但在深度为50 m的位置时，钻井液①的温度呈现出明显下降，而钻井液②随着深度增加而一直呈上升趋势。从图18和图19可以看出，钻井液①和钻井液②在上返的过程中距井壁6 mm处钻井液的温度变化程度要小于靠近钻杆处的钻井液温度变化，钻井液循环过程中温度的变化主要是受钻杆温度的影响，在地层温度最低处的钻井液最低温度为-5℃。在井底处的最高温度为-1℃，井底处地层温度为-1.5℃，不会对其产生较大影响。初始温度为-10℃的钻井液，循环一周温度变化了约5℃左右，即钻井液温度升高了5℃，故其不会凝固。综上所述，该钻井液体系可使用的最低温度在-13℃左右。

图17 -10℃钻井液在钻杆内温度场变化Fig.17 Variation of the drilling fluid temperature fields in the drill pipe at-10℃

图18 -10℃钻井液在钻杆与地层间温度场变化Fig.18 Variation of the drilling fluid temperature fields between the drill pipe and formation at-10℃

图19 -10℃钻井液在钻杆两侧温度场变化Fig.19 Variation of the drilling fluid temperature fields on both sides of the drill pipe at-10℃

3 结论

本文以常规低温钻井液为基础，优选环保低温钻井液处理剂和低温钻井液配方。再以试验结果为依据，利用ANSYS软件进行数值模拟，得出如下结论：

（1）通过对冻土钻进、低温钻井液以及“绿色”钻井液处理剂研究现状资料的收集、整理、分析，设计了以评价钻井液处理剂低温条件下性能为目的的全面试验，以获得优选低温钻井液配方为目的的正交试验，最终获得了能够适应0、-5、-10℃条件下的绿色低温钻井液配方。

（2）低温钻井液体系的防冻剂材料为NaCl，其具有良好的抗冻效果。低温钻井液体系的降滤失剂为CMC和黄原胶，辅助降滤失剂为生化黄腐酸钾，对钻井液流动性能作用较好，仅掺加0.2%的CMC就能使钻井液滤失量降低95%以上，粘度性能方面相比基浆提高4倍以上，且经济、环保。制作了钻井液材料包，不会影响处理剂效果的同时，可以达到提高效率的目的，经过处理还可以用于商业化生产。

（3）根据试验优选获得的0、-5、-10℃配方，利用ANSYS软件进行数值模拟。模拟结果显示，钻井液在上返的过程中都伴随着温度升高，钻井液正循环的过程中，温度最高处在井底，四种钻井液在井底的温度几乎都在-1℃左右，而此处地层的温度约为-1.5℃左右，故不会对此处地层产生明显影响；目标地层与钻井液温差越大，钻井液循环温度变化越大，-10℃的两组钻井液经过循环温度平均升高了5℃左右，足以可见优选的钻井液配方可以胜任不同温度条件下的钻进过程。