高温高压下钻井液循环流动摩阻实验研究

唐波, 吴雪锋, 赵洪山, 李泽, 肖东*

(1.中石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院, 东营 257017; 2.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室, 成都 610500)

深层油气资源成藏过程复杂,储层非均质性强,特别是高温高压地层具有压力窗口窄、地层温压梯度变化大等复杂地质特征,高温高压使井筒内流体性能发生改变,同时易导致井壁失稳等井下事故,井控风险提高[1-2]。在深井钻探过程中,环空流体上返时温度压力不断变化,导致井筒内流体流变性、相态和流场变化复杂,难以对高温高压下流体性能进行定量描述分析,井筒内流体循环摩阻是影响钻速快慢和安全井控的关键因素[3-5]。

前人在关于井筒内流体流动摩阻方面的研究,主要通过数值仿真和常温常压条件下开展实验研究,与实际过程中的井筒流体的物性特征、环境存在着较大的差别。孙晓等[6]在管式流变仪上测试温度10、20 ℃及压力10、20 MPa的液态CO2的管流摩阻,结合泵注压力、管径和管内流速,绘制了井筒流动摩阻图版。任波等[7]基于高温高压井筒模拟室内试验装置,开展高黏度稠油在高温高压下流动摩阻变化规律研究。吕晓方等[8]在长17 m管道内、环压为15 MPa的装置上开展了CO2水合物浆液流动实验,分析了气液比、含水率等因素对多相流动摩阻的影响。Benjamin等[9]分别对油基水基进行了幅度扫描试验、三区间触变性试验、温度扫描试验以及控制剪切应力和剪切速率的低剪切速率流动曲线的测试和分析。易灿等[10]使用M7500型高温高压流变仪,测量了超低渗透聚磺水基钻井液在高温高压下的流变性能。Noah等[11]将岩屑带回地面进行连续循环,使用恒温热容测试装置,研究纳米材料混合油基钻井液适用于高温高压地层。李旺等[12]为描述大落差管道内不稳定流动过程带来都附加阻力,基于动态摩阻模型分析大落差管道内流动摩阻对流动的影响。Luo等[13]利用高温高压压裂液测试系统,测试了10～30 MPa和0～100 ℃范围的稠化压裂液的流变特性。赫英状等[14]基于行业标准、性能参数测试和扶正器与井壁摩阻系数,形成一套扶正器居中的优化方法。赵博等[15]基于水平圆管摩阻测试装置,测试了在0～20 MPa、常温20～95 ℃的液态CO2的流动摩阻。中外研究者针对流动摩阻开展了大量研究,但关于测试摩阻实验装置大多是室内试验,温度压力范围小,无法模拟井下实际工况的流体状态,因此得到的井筒流体摩阻与实际过程中的井筒流体摩阻存在较大差异,且缺乏对流动摩阻定量描述。

针对上述研究现状和技术难题,考虑温度、压力、固相颗粒和含气率对实际井筒内钻井液流动摩阻的影响。基于高温高压钻井液循环流动摩阻测试装置,开展井筒流体流动摩阻测试,在深井筒温度、压力等多因素变化条件下,研究钻井液循环流动摩阻变化规律,结合多元回归方法,绘制摩阻系数图版,为特深井钻井安全风险控制提供必要的理论基础。

1 主要实验装置和实验方案设计

1.1 高温高压钻井液循环流动摩阻测试装置

为了测量高温高压环境下的钻井液流动摩阻,采用自主研制的高温高压钻井液循环流动摩阻测试装置。该装置可真实模拟地层温度和压力,反映钻井液在井下的真实流动状态,通过传感器测量和可视化观测所得到的数据更加接近井下地层的实际情况。高温高压泥浆循环模拟装置主要由泥浆循环系统、压力控制系统、温度控制系统和数据采集系统组成,泥浆循环系统主要由高温高压循环泵组成,可实现介质在120 MPa、250 ℃、带固相颗粒等极端工况下持续循环作业;压力循环系统由气体增压机、液体增压泵和增压管路组成,气体增压机主要用于气液两相流实验中管路增压,最大增压为100 MPa,液体增压机通过注液方式增大循环系统压力,最大增压为120 MPa;温度控制系统通过Pt100铂电阻温度传感器测量管路温度,当管路的温度高于预定管路温度时,通过PID(process identifier)智能仪表切断电加热装置的开关,停止加热,使得管路温度保持预设温度;数据采集系统通过传感器和监测软件,可实时记录循环管内流体的流动状态。装置的效果图、实物图如图1所示。

图1 高温高压泥浆循环装置效果图和实物图Fig.1 Effect drawing and physical drawing of high temperature and high pressure mud circulation device

1.2 实验过程

接通装置电源,打开数据采集软件,将配置好的钻井液从顶部注入管路内,启动加热装置和循环泵对管内流体进行循环加热,并在加热过程中适当泄压,控制管内循环压力,当升温指示灯不亮时,说明管道内温度达到设置温度;使用变频调节器控制循环泵的转速,来调控实验所需流速,记录当前流速下的动压差,随后停泵记录静压差,根据实际情况多次重复测量该温度、压力体系下的动、静压差,该组实验完成后,改变温度、压力条件重复上述操作即可;实验结束后,待流体冷却后,打开泄压阀释放压力,在打开底部阀门,将流体全部排出,最后用清水反复冲管道三次,以备下组实验。

1.3 实验装置原理

由于钻井液在井底返出过程中,井筒流体压力、温度随井深变浅而变低,钻井液体积变大,流速变快。建立最深底层的温度和压力,将钻井液充满流体管道并通过高温高压泥浆循环泵使钻井液以一定的速度循环流动,其循环流动方向为顺时针。为了精确反映管道内的流速,可通过其变频器的频率对其流速进行标定,根据流速v与频率f的关系,拟合出相应的关系式为

v=0.012 4f+0.179

(1)

通过加热套升高温度,观察温度传感器使得管内钻井液达到预设的温度,在该温度压力下以一定流速循环时,观察垂直管段上的压差传感器测出压差,运用流体力学理论确定循环摩阻。得到一定流速下,摩阻系数与温度、压力的实验关联式,进而得到在该钻井液体系(顺北区块特深井)下的温度、压力对流动摩阻的影响规律。

根据已有特深井高温高压井筒复杂流动数学模型计算不同井深的温度压力分布,预设实验温度、压力参数,并将装置参数调至对应井深相应的温度压力环境,即可通过实验段长度L、实验段当量直径De、实验流体密度ρ,通过测试实验段压差ΔPL与实验流体速度u,根据式(2)即可求得不同温度压力所对应的流动摩阻系数[16]。

(2)

式(2)中:ΔPf为流动时的摩擦压降,Pa;L为进行压降测量的实验段长度,m;De为管道当量直径,m;ρ为实验工质密度,kg/m3;u为实验工质流速,m/s。

1.4 实验方案设计

为使实验数据能涵盖各种工况下的流动摩阻工况,共设计三类实验,如表1所示,分别为单相流实验、液固两相流实验(模拟岩屑对流动摩阻的影响)、气液两相流实验(模拟地层产气对流动摩阻的实验)。

表1 实验方案分组及目的Table 1 Grouping and purpose of experimental protocols

(1)常温常压下的摩阻测试实验,让其与理论摩阻进行比对,以验证本实验装置测量的精度。

(2)保持压力或温度不变,设计单因素对流动摩阻测试影响的实验方案,测试单因素条件下,温度及压力对流动摩阻影响。

(3)为了能回归出合理的流动摩阻与温压关系函数,可预设不同井深下的温度和压力,测试出流动摩阻与井深的关系。

(4)通过改变不同的岩屑浓度与气液比,测试液固与气液两相流对流动摩阻的影响。

2 常温常压钻井液循环流动摩阻测试实验及流变性实验

2.1 钻井液流变性测试实验

为了测试不同温压条件下的钻井液循环摩阻,需利用目标区块的钻井液配方配制实验流体,根据本文的需求,调研了顺北区块特深井所用钻井液体系配方。按照实验配方,配置了该体系的钻井液,随后采用了HAAKE MARS III流变仪进行钻井液的流变性测试,得到了未添加岩屑和添加岩屑两种状态下的剪切速率与切应力关系的流变性能曲线,由图2可知,该钻井液的本构方程符合幂律模型,根据线性拟合,n=0.690 9,k=0.036 6,则其本构方程[17]为

图2 实验与理论流速-摩阻曲线对比Fig.2 Comparison of experimental and theoretical velocity-friction curves

τ=0.036 6γ0.690 9

(3)

式(3)中:τ为剪切应力,Pa;γ为剪切速率,s-1。

2.2 常温常压钻井液循环流动摩阻测试实验

为验证本实验装置的精确程度,开展常温常压下的摩阻测试实验,根据实验测得的实验数据与理论摩阻数据进行比对。

对实验数据进行了分析,根据式(4)可计算测试工况下的摩阻系数。式(4)～式(7)为非牛顿流体流变学中关于幂律流体摩阻系数的理论模型[17-18]。

(4)

a=0.310 4n′0.105

(5)

b=0.249 5n′-0.217

(6)

(7)

式中:λ为理论摩擦阻力系数;Re1为幂律流体的雷诺数;a、b为流性指数n的函数;K为稠度系数;n为流性指数;D为管道当量直径。

理论计算与实验测试的摩阻系数对比结果如图3所示。

图3 定压力时,摩阻系数随温度变化曲线Fig.3 Curve of friction coefficient changing with temperature at constant pressure

3 不同温压下的钻井液循环摩阻测试实验及分析

3.1 温度对摩阻的影响

选用定压为50 MPa,流速分别为0.8、0.7、0.6 m/s时,摩阻系数随温度的变化情况。

由图3可知,温度与流动摩阻的关系,当压力、流速保持不变时,井筒内钻井液流动摩阻系数随着温度增大而减小,温度越高,钻井液流动摩阻系数越低。这是由于温度升高,导致分子运动加快、分子间距增大和分子间引力减弱,引起钻井液黏度降低,流动摩阻系数也相应降低。

3.2 压力对摩阻的影响

选用定温为20 MPa,流速分别为0.8、0.7、0.6 m/s时,摩阻系数随压力的变化情况。

由图4可知,压力与流动摩阻的关系,当温度、流速保持不变时,井筒内钻井液流动摩阻系数随着压力增大而增大,当温度升至100 ℃后,摩阻系数趋于稳定。这是因为压力越大,分子间距变小、分子相互吸引力增强且分子碰撞加剧,分子间相互作用更加活跃,钻井液黏度增大,导致流动摩阻系数增大,当压力增大到一定值后,分子间压缩性降低,钻井液流变性能变化不大,流动摩阻系数趋于稳定。

图4 定温度时,摩阻系数随压力变化曲线Fig.4 Curve of friction coefficient changing with pressure at fixed temperature

3.3 实验数据分析

结合钻井液物性参数随温度压力变化规律,采用的拟合方法进行分析[19-21],可用式(8)所示的形式进行采用多元回归拟合,从而得出志留系桑塔木组钻井液在高温高压条件下的流动摩阻系数变化关系式。

λ(P,T)=λ0(P0,T0)exp[a′(T-T0)+

b′(P-P0)0.5-c(T-T0)(P-

P0)-d(T-T0)1.75]

(8)

式(8)中:λ(P,T)为某温度T和压力P下的摩阻系数;λ0(P0,T0)为地面温度(T0为20 ℃)和压力(P0为0.1 MPa)下摩阻系数;P为测点压力,Pa;T为测点温度,K;a′、b′、c、d为待定系数,根据实验数据回归得到。

为了提高回归分析的精确度,根据实验结果,采用多组逼近的方法,对回归出的摩阻变化关系式系数不断优化,每两组取平均、整体取平均的方法逼近。经过实际测试验证,回归关系式计算值与实际测量值误差小于15%。考虑到测量值数据范围较大情况,可以肯定线性回归关系式的准确性。

不同的流速反映了从小井眼到大井眼变化的整个过程,其摩阻系数的回归法关系式如式(9)～式(11)所示。

当v=0.8 m/s时,有

λ(P,T)=0.031 1exp[-0.058 5(T-T0)+

0.07(P-P0)0.5+

1.796×10-5(T-T0)(P-P0)-

1.254×10-5(T-T0)1.75]

(9)

当v=0.7 m/s时,有

λ(P,T)=0.033 1exp[0.007 19(T-T0)+

0.024(P-P0)0.5-

2.962×10-5(T-T0)(P-P0)-

9.855×10-5(T-T0)1.75]

(10)

当v=0.6 m/s时,

λ(P,T)=0.035 6exp[0.003 92(T-T0)+

0.044 6(P-P0)0.5-

1.931×10-5(T-T0)(P-P0)-

8.367×10-5(T-T0)1.75]

(11)

为了更形象地展示摩阻系数与温压的关系,采用了Origin软件绘制出可利用相应的摩阻系数图,如图5所示。

从图5可以看出,随着井筒深度的升高,钻井液温度和压力都在升高。在温度与压力双重作用下,钻井液的流动摩阻系数呈现着随井筒深度增加而先上升后下降的趋势,在井底的流动摩阻系数反而相对较低。

4 两相流摩阻测试实验

4.1 固液两相流摩阻测试实验

钻井过程中,环空钻井液中包括了钻头破碎的岩屑、井壁掉块等固相。当钻井液携带岩屑上移时,不仅要克服岩屑重力,同时还要克服岩屑与套管、井壁的摩阻,将会在井底产生一定的附加压力。通过测试不同温压下的添加岩屑的钻井液循环摩阻,分析岩屑浓度对摩阻系数的影响。

根据机械钻速与岩屑浓度的关系,采用式(12)计算配置岩屑的量[22]。

(12)

式(12)中:ω为岩屑浓度,%;V1为钻井液排量,L/s;Dw为钻头直径,mm;ROP为机械钻速,m/h。

在此段钻进过程中的岩屑浓度为0.22%。(此处取钻井液排量为17 L/s,钻头直径149.2 mm,模拟钻速3 m/h)

根据实验数据,取实验中典型的数据,绘制岩屑及未加岩屑的摩阻系数对比关系,如图6所示。

图6 未添加与添加岩屑的钻井液流动摩阻系数对比Fig.6 Comparison of flow friction coefficients of drilling fluid with and without rock cuttings

由图6可知,向钻井液添加0.22%的岩屑后,钻井液的摩阻系数有所增大,但是和未添加岩屑的钻井液摩阻系数相比,增长幅度并不大,这是因为钻井液中添加岩屑引起钻井液密度增加,流动摩阻增大,但考虑到岩屑在井底被反射流加速,使得钻井液中的岩屑颗粒速度加快,从而导致流动摩阻变化不大,所以在这种情况下可不考虑岩屑对钻井液摩阻系数的影响。

4.2 气液两相流摩阻测试实验

通过测试不同温压、气液比含量钻井液循环摩阻,分析地层产气对摩阻系数的影响。

如图7所示,对比单相流摩阻循环摩阻和气液两相流摩阻循环试验的结果。结果显示:在温度、压力一定时,气液两相流中的摩阻系数随着含气率的增加而上升,同时当含气率一定时,其流动摩阻系数随流速下降而增大。当温度为20 ℃、压力为10 MPa、流速为0.8 m/s时,含气率从0增加到35.7%, 其摩阻系数从0.036 09增加到0.081 41,气液两相流中,气液界面所形成的界面张力对摩阻系数有明显的影响,造成钻井液密度降低,但循环压力会增大,使得循环流动摩阻增大,可见含气率对钻井液流动摩阻影响很大,在钻井过程要及时预防气体侵入,以免造成复杂井下事故。

图7 不同含气率条件下钻井液摩阻系数对比Fig.7 Comparison of drilling fluid friction coefficient under different gas content conditions

4.3 实例分析

采用顺北2井进行分析说明,如图8所示,在不考虑气体侵入情况,环空压力在井底达到最大值为99.33 MPa,而静液柱压力最大值为95.36 MPa,环空摩阻压降最大值为3.97 MPa;考虑气侵情况,环空压力在井底达到最大值为97.12 MPa,而静液柱压力最大值为91.29 MPa,环空摩阻压降最大值为5.83 MPa。可以看出随着含气量增加,环空摩阻逐渐增大。

图8 不考虑与考虑气体侵入的压力对比Fig.8 Pressure comparison without considering and considering gas intrusion

5 结论

(1)单相流摩阻测试实验中,随着温度的增加,流动形态会发生改变和分子间距增加,造成黏滞阻力降低,流动摩阻系数降低;随着压力的增加,井筒内流体的分子间碰撞加剧,流动摩阻逐渐增加,随后压力继续增大,井筒内达到动态平衡,摩阻系数开始趋于稳定。

(2)添加岩屑的钻井液摩阻系数增加,但与未添加岩屑颗粒的钻井液摩阻系数相比变化幅度不大;随着含气率增大,钻井液密度减小,但井控循环压力会变大,使得流动摩阻增大。

(3)通过回归分析的方法,计算得到了不同流速下的温度、压力流动摩阻系数版图,能更准确建立摩阻与温压的定量关系,与实际情况吻合度高。本文的研究方法能为特深井钻井提速、安全风险控制提供必要的理论基础。