提高钻井液粘度在线测量精度的标准化措施探索

卢齐 庞东晓 聂秋露

摘 要：随着数字钻井技术的发展，基于传感器技术的钻井液粘度在线检测设备应运而生。然而现行标准仅对钻井液性能人工检测方法进行了规范，其测量方法及内容、HSE相关要求等内容已不满足以自动化传感器为核心的钻井液性能在线检测的基本要求。目前聚焦于提高钻井液粘度在线检测精度和重复性的标准化措施研究尚属空白。本文通过对检测方法优选，检测条件因素分析等方面开展研究，旨在提高粘度测量结果精确性，对钻井液粘度在线计量技术标准化体系建立具有积极意义。

关键词：钻井液，粘度，在线测量，精度，标准化，探索

钻井液是由粘土、水和一些无机或有机化学处理剂通过搅拌而成的成分复杂的悬浮液与胶体溶液的混合物，是一种具有剪切稀释特性的时间独立性非牛顿流体系统[1]。在钻井工程领域钻井液常被称作钻井的“血液”，其粘度性能与携岩能力、井眼清洁、井壁稳定等息息相关，及时、准确地获取钻井液综合性能参数是井筒水力学、钻柱动力学分析的前提和基础，对于预测钻头托压、卡钻等井下复杂情况，降低钻井NPT，缩短完钻周期，保障钻井安全起着重要作用[2]。在全球工业4.0革命浪潮影响下，石油工业的数字化、信息化转型已经成为必然趋势，钻井液粘度检测技术由人工检测逐渐发展成为了基于传感器技术的全自动在线测量技术。

然而，现行钻井液流变性能检测标准所规定的为实验室人工检测设备，尽管其测量手段已经成熟，并形成了从仪器制造、测量、校准全流程标准化体系。然而，其随钻在线粘度性能因其检测方法、作业环境、测量条件、精度影响因素与室内人工测量存在很大差异，不能将现有标准直接套用。本文将从测量方法优选、加工精度、测量条件等关键影响因素开展探索，使其能够满足高准确度测量需求，对建立钻井液粘度在线测量标准化体系具有现实意义。

1 钻井液粘度在线检测方法优选

1.1 流管法

1.1.1 测量原理

根据哈根泊肃叶定律，假设毛细管的半径R，长度L，毛细管两端的压力差P，液体在外力的作用下在毛细管中作匀速流动，在稳定流动下，外力与粘滞阻力平衡[3]。将待测液体用恒流泵和缓冲器引入测量管路中，管路为单一直径的细长圆管或多段变径管路系统，根据变径管不同直径段的流动速度和管径计算不同直径管段的速度梯度；或采用通径一致的直管，通过改变泵的排量改变流速计算速度梯度，通过压差计检测变径管不同直径段的压力损耗，计算变径管不同直径段的切应力值，即可计算出被测钻井液的塑性粘度、动切力、流型指数和稠度系数等流变性参数，有如下关系。

2.1.2 同轴度试验

在现有钻井液6速标准粘度计上加装可调定子轴承座，选取ε=0.05，0.08，0.10，0.14开展试验，确定不同偏心率对检测结果的影响。试验选择国家标准粘度物质GBW13607，20℃时标称粘度为179.11mPa.s。分别测试300转、3转高低两个转速下粘度值，试验结果分析如下。

（1）如表1所示，高转速、低转速两组测量结果与标称粘度符合率均在95%以上，低转速组测量总体符合率低于高转速组，偏心率越大，测量结果的偏差越大。

（2）如图1所示，低转速下偏心率0.1和0.14组检测数据抖动剧烈，测量结果重复性不好。

（3）如图2所示，偏心率越大测量结果偏低程度越明显，说明受到的附加阻力矩越大，这与理论分析结果一致。

（4）如图3所示，偏心率越大，测量结果的离散程度越大，低转速组中当偏心率为0.14时，测量结果中已经出现一个离散的非点。

2.1.3 仪器加工与装配精度推荐值

从上述试验分析可知，在理论计算的许用偏心率范围内，现有钻井液用粘度量具测量结果与标准粘度物质符合率均在95%以上，能满足测量精度要求。然而，试验结果表明当偏心率ε≥1时，两组不同转速下测量结果均出现不同程度的离散，导致仪器重复性下降，尤其是在3转下测量的25组数据中已经出现一个非点。对于现有依赖人工操作的粘度计来说，出现非点时操作者能够根据经验筛选排除，但若进行在线自动化测量，实现智能筛选难度很大，而且会造成数据失真，因此，钻井液用在线粘度量具加工及装配偏心率推荐控制在0.1以内。

2.2 测量条件影响因素分析

钻井液粘度在线检测应用环境为钻井工程现场，仪器工作环境，检测条件和现有人工在实验室环境下使用的仪器有很大不同。为保证测量精度，有必要对检测条件、工作环境中的影响因素开展分析，确定适当的在线测量条件，保证仪器精度。

2.2.1 温度对测量结果的影响

不同于现有钻井液粘度手动测量量具，在线粘度计一旦开启将自动连续运行。正常钻井过程中，返出钻井液温度一般在55～90℃。在线粘度计运行期间将一直受到钻井液热源持续加热，此时仪器本身的热膨胀将不能被忽略。当转子、定子尺寸受到热膨胀影响发生变化时，仪器的流场系数f和仪器常数K也将发生变化，将影响测量精度。仪器热膨胀系数可由式15表示。

其中，α—金属热膨胀系数。

以现有不锈钢材质粘度计为例，模拟现场90℃钻井液，保温5小时，选择国家标准粘度物质GBW13607开展试验。分别在10min、1小时、2小时、3小时、4小时、5小时测量粘度数据，以10min测量数据为基准，记录分析结果如下。

（1）如表2，持续加热5小时，仪器膨胀明显，因膨胀导致的最大测量误差为3.5%，与理论计算结果相符合。

（2）如图4所示，测量的粘度值随着时间增加逐渐减小，且下降趋势逐漸平稳，3小时及以后的3个测点粘度值基本一致，说明仪器热膨胀逐渐趋于稳定。

（3）建议对钻井液在线检测量具开展出厂热膨胀系数标定试验，绘制热膨胀系数-温度-时间曲线，并将其考虑在传感器模型中。

2.2.2 定子浸没深度对测量结果的影响

由于现有的钻井液粘度计采用人工取样测量的方法，每次取样量能够准确控制，同理浸入定子、转子深度也能精确确定。然而，在线粘度计通常安装在管道旁路上，进液和出液均为自动控制，管道内液体流动情况受钻井工况、泵排量等诸多复杂因素制约，若要实现量具运行期间检测液面高度绝对一致需要额外增加复杂的阀门控制结构及控制算法，同时还将影响系统可靠性。因此，有必要研究浸没深度对检测结果的影响规律。

浸没深度对检测结果的影响有两方面：（1）浸没深度增加相当于增加了定子侧面积，增加了粘滞阻力矩，测量结果将比实际值大，然而由于定子桿半径远小于定子半径，由式7可知，这部分附加力矩不足总扭矩的1%，因此，可以忽略。（2）浸没深度增加将减小端面效应，以现有不锈钢材质粘度计为例，控制浸没深度为没过定子上端面1.5mm，2mm，2.5mm，3mm，4mm，5mm，选择国家标准粘度物质GBW13607恒温20℃条件下开展试验，结果如下。

（1）由表3可知，随着浸没深度的增加，测量结果也随之增大，当浸没深度小于3mm时，测量结果增幅更为明显。

（2）当浸没深度大于3mm时，测量结果逐渐趋于稳定，增加浸没深度对测量结果影响不大，其原因是增加深度带来的附加粘滞力矩与端面效应互相作用的结果。

（3）由上述结果可知，在线粘度计不需要精确地控制测量液面高度，只需要保证其浸没深度始终高于3mm并注意不要溢出或憋压，并将这部分附加粘滞力矩纳入仪器系数即可。

3 结论与建议

针对非钻井液粘度测量过程复杂和体系不稳定两个难点，探讨各种测量因素对粘度测量结果的影响，建立标准方法，主要得到以下结论。

3.1 旋转法更适合钻井液粘度在线测量

流管法测量钻井液粘度时，层流条件限定最大剪切速率不超过300s-1，不满足钻井液粘度测量要求的1022s-1的条件。旋转法可通过调整测量间隙宽度，改变层流极限角速度，其测量剪切速率范围远远超过钻井液粘度测量要求，由于其自动化程度高、应用范围广、操作简便、对实验环境要求相对较低等特点得到广泛应用［9、10］。旋转法最为显著的特点是它能够设置不同的剪切速率／转速，能够对相同材质的材料在不同剪切速率下进行粘度的测量，因此旋转法被广泛运用在牛顿流体流变性能和非牛顿流体的粘度测量以及流变行为的研究中。

3.2 偏心率推荐控制在1.0以内

通过试验验证，尽管偏心率在1.4以内各转速下测量结果与标称值符合率均在95%以上，但试验表明偏心率超过1时，测量结果重复性降低，尤其是低转速条件下还容易出现非点，因此，偏心率控制在1.0以内，设备精度更高。

3.3 钻井液粘度在线检测设备不能忽略温度膨胀效应

试验表明，钻井液粘度在线检测设备由于需要长期在高温环境下连续工作，转子、定子等关键探测结构金属膨胀发生形变会影响精度，试验中该效应引发的结果差异达到3%，尽管在模拟90℃环境下3小时后测量数据趋于稳定，但缺乏大量多次重复试验验证，因此，强烈建议出厂开展热膨胀系数标定试验，绘制热膨胀系数-温度-时间曲线，并将其考虑在传感器模型中。

3.4 测量液面高度对钻井液粘度在线检测设备影响较小

由于液面高度产生的附加粘滞力矩和端面效应的共同作用，试验表明当测量液面高度高于定子上端面3mm以上时，测量结果趋于稳定，因此综合考虑系统复杂度和制造成本，无须额外增加液面控制设备和算法，精确控制测量液位高度。

参考文献

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