科学技术与工程

流变模型	方程	特点
宾汉^[14]	$\tau ={\tau }_{0}+{\mu }_{\mathrm{p}}\gamma $	多用于塑性流体
幂律^[15]	$\tau =K{\gamma }^{n}$	更多用于表现流体的假塑性
卡森^[16]	${\tau }^{1/2}={\tau }_{\mathrm{c}}^{1/2}+{\eta }_{\infty }^{1/2}{\gamma }^{1/2}$	适合中-低剪切速率计算
H-B(赫巴)^[17]	$\tau ={\tau }_{y}+K{\gamma }^{n}$	加入了屈服值
R-S(罗斯)^[18]	$\tau =A{(\gamma +C)}^{B}$	一直能够更好地拟合流变数据的三参数模型
Sisko^[19]	$\tau =a\gamma +b{\gamma }^{c}$	可很好地描述大剪切速率跨度内流体的流动特性
双曲^[20]	$\tau ={\tau }_{0}+\frac{a\gamma }{1+b\gamma }$	该模型为了更精确地计算出井底中层流及紊流条件下的水力参数, $\tau ={\tau }_{0}+{\mu }_{\mathrm{p}}\gamma $引进了动切力修正项
林伯亨^[21]	$\tau ={\tau }_{\mathrm{s}}+{\eta }_{\mathrm{p}}\gamma {\left(1+\frac{\beta }{\gamma }\right)}^{1/2}$	更适用于描述具有剪切稀释性的流体
四参数^[22]	$\tau ={\tau }_{0}+a\gamma +b{\gamma }^{c}$	该模型考虑了塑性黏度、剪切稀释及凝胶强度

流变模型	方程	特点
宾汉^[14]	$\tau ={\tau }_{0}+{\mu }_{\mathrm{p}}\gamma $	多用于塑性流体
幂律^[15]	$\tau =K{\gamma }^{n}$	更多用于表现流体的假塑性
卡森^[16]	${\tau }^{1/2}={\tau }_{\mathrm{c}}^{1/2}+{\eta }_{\infty }^{1/2}{\gamma }^{1/2}$	适合中-低剪切速率计算
H-B(赫巴)^[17]	$\tau ={\tau }_{y}+K{\gamma }^{n}$	加入了屈服值
R-S(罗斯)^[18]	$\tau =A{(\gamma +C)}^{B}$	一直能够更好地拟合流变数据的三参数模型
Sisko^[19]	$\tau =a\gamma +b{\gamma }^{c}$	可很好地描述大剪切速率跨度内流体的流动特性
双曲^[20]	$\tau ={\tau }_{0}+\frac{a\gamma }{1+b\gamma }$	该模型为了更精确地计算出井底中层流及紊流条件下的水力参数, $\tau ={\tau }_{0}+{\mu }_{\mathrm{p}}\gamma $引进了动切力修正项
林伯亨^[21]	$\tau ={\tau }_{\mathrm{s}}+{\eta }_{\mathrm{p}}\gamma {\left(1+\frac{\beta }{\gamma }\right)}^{1/2}$	更适用于描述具有剪切稀释性的流体
四参数^[22]	$\tau ={\tau }_{0}+a\gamma +b{\gamma }^{c}$	该模型考虑了塑性黏度、剪切稀释及凝胶强度

流变模式	不同压力下流变方程
宾汉	$\tau =0.009\mathrm{ }06\gamma $	$\tau =1.045\times {10}^{-14}+0.007\mathrm{ }9\gamma $
幂律	$\tau =0.005\mathrm{ }8{\gamma }^{1.64}$	$\tau =0.005\mathrm{ }7{\gamma }^{1.05}$
赫巴	$\tau =0.005\mathrm{ }9{\gamma }^{1.06}$	$\tau =0.17+0.005\mathrm{ }8{\gamma }^{1.044}$
罗斯	$\tau =12.658\mathrm{ }01{\gamma }^{1.06}$	$\tau =0.005\mathrm{ }78{(25.41+\gamma )}^{1.05}$
双曲	$\tau =0.239\mathrm{ }13+\frac{0.620\mathrm{ }87\gamma }{1+1.001\mathrm{ }{03}^{\gamma }}$	$\tau =0.19+\frac{0.007\mathrm{ }6\gamma }{1+1.013\mathrm{ }{8}^{\gamma }}$

流变模式	不同压力下流变方程
宾汉	$\tau =0.009\mathrm{ }06\gamma $	$\tau =1.045\times {10}^{-14}+0.007\mathrm{ }9\gamma $
幂律	$\tau =0.005\mathrm{ }8{\gamma }^{1.64}$	$\tau =0.005\mathrm{ }7{\gamma }^{1.05}$
赫巴	$\tau =0.005\mathrm{ }9{\gamma }^{1.06}$	$\tau =0.17+0.005\mathrm{ }8{\gamma }^{1.044}$
罗斯	$\tau =12.658\mathrm{ }01{\gamma }^{1.06}$	$\tau =0.005\mathrm{ }78{(25.41+\gamma )}^{1.05}$
双曲	$\tau =0.239\mathrm{ }13+\frac{0.620\mathrm{ }87\gamma }{1+1.001\mathrm{ }{03}^{\gamma }}$	$\tau =0.19+\frac{0.007\mathrm{ }6\gamma }{1+1.013\mathrm{ }{8}^{\gamma }}$

流变模式	不同压力下流变方程
宾汉	$\tau =0.138\mathrm{ }63+0.206\mathrm{ }8\gamma $	$\tau =0.015\mathrm{ }6\gamma $
幂律	$\tau =0.017\mathrm{ }34{\gamma }^{1.027\mathrm{ }83}$	$\tau =0.001\mathrm{ }88{\gamma }^{1.305\mathrm{ }7}$
赫巴	$\tau =0.422\mathrm{ }541+0.012\mathrm{ }22{\gamma }^{1.075\mathrm{ }81}$	$\tau =0.030\mathrm{ }44+0.001\mathrm{ }81{\gamma }^{1.311\mathrm{ }31}$
罗斯	$\tau =0.011\mathrm{ }08{(27.734+\gamma )}^{1.088\mathrm{ }54}$	$\tau =0.002\mathrm{ }38{\gamma }^{1.270\mathrm{ }83}$
Sisko	$\tau =0.023\gamma $	$\tau =0.004\mathrm{ }61{\gamma }^{1.173\mathrm{ }66}$

流变模式	不同压力下流变方程
宾汉	$\tau =0.138\mathrm{ }63+0.206\mathrm{ }8\gamma $	$\tau =0.015\mathrm{ }6\gamma $
幂律	$\tau =0.017\mathrm{ }34{\gamma }^{1.027\mathrm{ }83}$	$\tau =0.001\mathrm{ }88{\gamma }^{1.305\mathrm{ }7}$
赫巴	$\tau =0.422\mathrm{ }541+0.012\mathrm{ }22{\gamma }^{1.075\mathrm{ }81}$	$\tau =0.030\mathrm{ }44+0.001\mathrm{ }81{\gamma }^{1.311\mathrm{ }31}$
罗斯	$\tau =0.011\mathrm{ }08{(27.734+\gamma )}^{1.088\mathrm{ }54}$	$\tau =0.002\mathrm{ }38{\gamma }^{1.270\mathrm{ }83}$
Sisko	$\tau =0.023\gamma $	$\tau =0.004\mathrm{ }61{\gamma }^{1.173\mathrm{ }66}$

温度/℃	合成基钻井液	HEM钻井液
30	0.996 62	0.996 93	0.999 47	0.999 50
50	0.999 07	0.999 65	0.999 87	0.999 90
100	0.999 99	0.999 99	0.999 25	0.999 22
150	0.990 87	0.998 26	0.998 66	0.998 71
180	0.997 68	0.998 14	0.998 66	0.998 74
210	0.979 62	0.979 43	0.990 40	0.998 05

温度/℃	合成基钻井液	HEM钻井液
30	0.996 62	0.996 93	0.999 47	0.999 50
50	0.999 07	0.999 65	0.999 87	0.999 90
100	0.999 99	0.999 99	0.999 25	0.999 22
150	0.990 87	0.998 26	0.998 66	0.998 71
180	0.997 68	0.998 14	0.998 66	0.998 74
210	0.979 62	0.979 43	0.990 40	0.998 05

南海深水超深水常用钻井液流变参数通用预测模型

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陈浩东 ¹ , 罗鸣 ¹ , 马传华 ¹ , 庞宇航 ² , 徐一龙 ¹ , 梁继文 ¹ , 孙宝江 ² , 尹邦堂 ²^,^*

科学技术与工程 | 论文·石油、天然气工业 2025,25(6): 2332-2340

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科学技术与工程 | 论文·石油、天然气工业 2025, 25(6): 2332-2340

南海深水超深水常用钻井液流变参数通用预测模型

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陈浩东¹, 罗鸣¹, 马传华¹, 庞宇航², 徐一龙¹, 梁继文¹, 孙宝江², 尹邦堂²^,^*

作者信息

¹ 中海石油(中国)有限公司海南分公司, 海口 570300

² 中国石油大学(华东)石油工程学院, 青岛 266580

陈浩东(1984—),男,汉族,湖北黄石人,博士,高级工程师。研究方向:海洋石油钻完井技术。E-mail:chenhd3@cnooc.com.cn。

通讯作者:

^* 尹邦堂(1985—),男,汉族,山东青州人,博士,副教授。研究方向:深水井筒多相流动压力控制理论及应用。E-mail:yinbangtang@163.com。

A New Model for Predicting Rheological Parameters of Drilling Fluid Suitable for Deep and Ultra-deep Water Drilling in the South China Sea

Hao-dong CHEN¹, Ming LUO¹, Chuan-hua MA¹, Yu-hang PANG², Yi-long XÜ¹, Ji-wen LIANG¹, Bao-jiang SUN², Bang-tang YIN²^,^*

Affiliations

¹ CNOOC China Limited, Hainan Branch, Haikou 570300, China

² China University of Petroleum (East China), Qingdao 266580, China

出版时间: 2025-02-28 doi: 10.12404/j.issn.1671-1815.2403069

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摘要

收起

钻井液的流变参数对于精准预测深水、超深水井钻井水力参数具有重要影响。开展了南海深水常用HEM钻井液(high efficient mud, HEM)和合成基钻井液在4~210 ℃、30~180 MPa条件下的流变实验,揭示了大温压范围内表观黏度、塑性黏度及动切力等流变参数随温压的变化规律;基于实验数据对比评价了已有9种流变模型,发现罗斯模型适用于合成基钻井液、赫巴模型适用于HEM钻井液选,在此基础上创建了一种适用于高低温、高低压交变,HEM和合成基钻井液的流变参数通用预测模型,最大误差11.95%、平均误差为0.62%,均优于已有模型;在使用HEM钻井液时计算井底压力误差为0.28%,在使用合成基钻井液时计算井底压力误差为0.181%,可满足南海深水钻井要求。

关键词

深水超深水 / 高低温压交变 / 合成基钻井液 / HEM钻井液 / 流变模型

Abstract

收起

The rheological parameters of drilling fluid have an important impact on accurately predicting the hydraulic parameters of deepwater and ultra-deepwater drilling wells. The rheological experiments were carried out on commonly used HEM(high efficient mud) drilling fluids and synthetic-based drilling fluids in the deep waters of the South China Sea under conditions of 4 to 210 ℃ and 30 to 180 MPa. The variation laws of rheological parameters such as apparent viscosity, plastic viscosity, and dynamic shear stress with temperature and pressure were revealed in a wide range of temperature and pressure. Based on the experimental data, nine existing rheological models were compared and evaluated. It was found that the Ross model is suitable for synthetic-based drilling fluid, and the Herschel-Bulkley model is suitable for HEM drilling fluid. On this basis, a general predictive model for rheological parameters of HEM and synthetic-based drilling fluids was created, which is applicable to alternating high and low temperatures, high and low pressures. The maximum error of this model is 11.95%, with an average error of 0.62%, which is better than existing models.The bottom hole pressure error is 0.28% when using HEM drilling fluid and 0.181% when using synthetic drilling fluid, which can meet the requirement of deep water drilling in the South China Sea.

Key words

deep and ultra-deep water / high and low temperature and pressure alternations / synthetic-based drilling fluid / HEM drilling fluid / rheological model

引用本文

陈浩东, 罗鸣, 马传华, 庞宇航, 徐一龙, 梁继文, 孙宝江, 尹邦堂. 南海深水超深水常用钻井液流变参数通用预测模型. 科学技术与工程, 2025 , 25 (6) : 2332 -2340 . DOI: 10.12404/j.issn.1671-1815.2403069

Hao-dong CHEN, Ming LUO, Chuan-hua MA, Yu-hang PANG, Yi-long XÜ, Ji-wen LIANG, Bao-jiang SUN, Bang-tang YIN. A New Model for Predicting Rheological Parameters of Drilling Fluid Suitable for Deep and Ultra-deep Water Drilling in the South China Sea[J]. Science Technology and Engineering, 2025 , 25 (6) : 2332 -2340 . DOI: 10.12404/j.issn.1671-1815.2403069

正文

收起

中国油气资源的勘探与开发在逐步向深水、超深水方向发展。这类油气资源开发过程中存在着超高温、超高压等特点。近年来,中国深水油气勘探获得了许多重要成果,截至2018年底,在南海北部累计探明油气地质储量约为3.9×10⁸ t油当量,其中发现荔湾3-1、陵水17-2、陵水25-1等深水气田,累计天然气探明储量达3 500×10⁸ m³;发现流花16-2、流花20-2和流花21-2等深水油田,累计石油探明储量达7 500×10⁴ t^[1-3]。

深水、超深水钻井除了泥线温度较低以外,还会钻遇高温、高压等复杂条件。温度从泥线4 ℃到井底200 ℃、压力从30 MPa到井底100 MPa以上,温压交变范围大,对钻井液流变性严重影响^[4-6]。

目前中国关于钻井液的流变性实验研究也在逐步增多。张统得等^[7]通过钻井液正交实验确定了适合页岩气复杂地层的有机硅聚合物体系钻井液配方。唐波等^[8]通过高温高压钻井液摩阻测试实验,揭示了高温高压条件下钻井液的摩阻变化规律。孙珊珊等^[9]通过高温高压流变性实验解释了纳米颗粒的形状、大小等因素对钻井液流变性的影响。陈彬等^[10]检测了高温高压条件下合成基钻井液的流变性,并建立了适用于深水合成基钻井液的流变学动力方程。杨加伟等^[11]通过钻井液流变性实验,确定了一种防止水平井坍塌的水基钻井液配方。李炎军等^[12]通过钻井液流变性实验确定了一种高温高密度水基钻井液的流变性调控方法。王胜等^[13]通过钻井液流变性实验揭示了低固相聚合物钻井液在低温下的流变学特性。

目前不同钻井液流变参数预测模型的适用范围也各不相同,流变参数是用来描述流体流动和变形行为的特性参数,它们在流变学中起着至关重要的作用。从1922年开始,中外学者先后提出了宾汉流变学模型^[14]、幂律流变学模型^[15]、H-B流变学模型(赫巴)^[16]、卡森流变学模型^[17]、R-S流变学模型(罗斯)^[18]、Sisko流变学模型^[19]、双曲流变学模型^[20]、林伯亨流变学模型^[21]、四参数流变学模型^[22]9个流变模型。但是随着越来越多的深水、超深水井出现,这些模型能否适用于钻井液的实际流动状态、达到对钻井水力参数准确计算的要求^[23-24]需要进行评价。因此,研究深水超深水温压交变条件下的钻井液流变规律十分必要。

现开展南海高低温、高低压条件下的常用钻井液流变性实验,揭示温压对流变参数的影响规律,进而对目前已有的钻井液流变模型进行评价,创建一种适用于南海大温压条件下的钻井液流变模型。

1 南海深水超深水温压环境下钻井液流变性实验

收起

以南海深水、超深水钻井常用的HEM和合成基两种钻井液体系为研究对象,开展不同温压条件下的流变性实验研究。

1.1 实验准备

1.1.1 实验材料

根据南海X油田现场钻井液实际应用情况,采用施工现场实际钻井液配方调配出HEM钻井液原浆,密度为1.25 g/cm³,再通过添加600目硫酸钡调配成1.8 g/cm³;将600目硫酸钡添加至一部分合成基钻井液成品内提高密度为1.8 g/cm³。

HEM钻井液材料:海水土浆、降失水剂、封堵剂、羟基成膜剂、生物聚合物、低分子包被剂、聚胺抑制剂、防泥包润滑剂、降滤失剂。1.25 g/cm³合成基钻井液为现场提供的成品。

图1和图2为配置后的实验用钻井液样品。

1.1.2 实验器材

采用OFITE高低温高压旋转黏度计,如图3和图4所示,测量了合成基钻井液和HEM钻井液在4~210 ℃和30~180 MPa下的六速剪切应力。

1.2 实验方法

(1)将155 mL校准液倒入腔体内转子内,确定转子磁性正常并轻轻摇动腔体,待环空与转子内液面持平后,安装腔体与加压装置进行仪器校准,校准流程最后决定系数显示R²≥0.999后说明校准成功,校准后将校准液倒进废液缸,并将转子及腔体洗净擦干。

(2)取出155 mL钻井液样品,并将其缓慢倒入转子内并等待样品缓慢从转子底部流出后沿环空上返并包裹整个转子,确认腔体内密封圈和钢圈位置摆放正确后,安装腔体。将腔体放置到流变仪变温槽内,并将流变仪加压管线连接到腔体接口处。

(3)在ORCADA软件中建立新的测试,在新的测试中选择合适的模型后,在模型中设置温度、压力、转速等实验条件,保存测试后点击开始测试,并记录各时间点的剪切应力。

1.3 实验结果与分析

各钻井液剪切应力随温压的变化规律如图5和图6所示。随剪切速率升高,各钻井液样品的剪切应力均增大。选择1.25 g/cm³的两种钻井液实验结果进行分析,由图5可见1.25 g/cm³的合成基钻井液在相同温度时30 MPa的剪切应力远小于150 MPa时的剪切应力,可见温度、压力对合成基钻井液的剪切应力均影响很大。图6可见1.25 g/cm³ HEM钻井液在相同温度时30 MPa的剪切应力与150 MPa时的剪切应力无明显差别,由此推断的剪切应力与压力关系不大,主要受温度影响;结果表明:在高剪切率下,温度、压力对剪切力有明显的影响,而在低剪切率下,两者的差别不大。

图7和图8是1.25 g/cm³合成基钻井液和HEM钻井液流变参数随温度的变化曲线。从图7中可发现,黏度随温度升高而下降,而动切力则是先降低后升高再降低的规律。从图8中可以看到,压力条件对HEM钻井液流变性并没有特别明显的影响,而动切力则随着环境温度的提高而降低,进而逐步增加。流变参数整体呈现下降趋势是因为温度升高分子间作用力减小导致黏度下降,动切力虽然整体也是下降趋势但是途中有波动现象,原因为随着流变仪悬垂转动过程中,样品中固相会出现分布不均匀的现象,导致动切力有波动。

2 适用于南海深水超深水钻井液的通用流变模型建立

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2.1 现有流变模型评价

目前现场常用的流变模型有9种,如表1所示。

借助数据处理软件,基于上述实验数据,分别对9种流变模型进行非线性拟合。以4~210 ℃、150 MPa条件的各流变模型决定系数为例展示,决定系数R²越接近1说明拟合效果越好,选择150 MPa条件下1.25 g/cm³的两种钻井液作为展示,各模型R²对比如图9和图10所示。以1.25 g/cm³密度钻井液为例,选择拟合程度较好的流变模式进行展示,拟合后的各种流变模型如表2和表3所示。

使用ORIGIN数学软件对剪切应力曲线使用不同模式进行拟合便可以得出不同条件下不同流变学模型的决定系数,决定系数越接近1就代表该流变模型拟合程度越高,因此可以通过对比不同流变模型的决定系数来判断不同流变模型对于该钻井液的适用程度。由图9和图10可发现,在同一温度压力下,幂律、宾汉等两参数流变模型的决定系数是最小的。罗斯模型最适合合成基钻井液,1.25 g/cm³合成基钻井液罗斯模型平均决定系数为0.994, HEM钻井液赫巴模型拟合最优,1.25 g/cm³HEM钻井液平均拟合系数为0.997。因此,在实验温压条件下,罗斯模型适用于合成基钻井液,赫巴模型适用于HEM钻井液。

2.2 适用于HEM和合成基钻井液的流变参数通用预测模型

目前钻井现场不同开次钻井液类型不尽相同,适合于预测不同钻井液流变性的流变模型也不相同。结合2.1节的流变模式评价结果,在罗斯模型和赫巴模型的基础上,提出了一种同时适合于HEM和合成基钻井液的流变参数预测模型,即

(1)

$\tau ={\tau }_{0}+K{(A+\gamma )}^{n}$

式(1)中:$\tau $为剪切应力,Pa;${\tau }_{0}$为动切力,Pa;K为稠度系数,Pa·sⁿ;A为初始剪切速率,s^-1,n为流性指数,无量纲。

当${\tau }_{0}=0$时,式(1)为罗斯模式:$\tau =K{(\gamma +A)}^{n};$当A=0时,式(1)为赫巴模式:$\tau ={\tau }_{0}+K{\gamma }^{n}。$

模型中流变参数由钻井液流变性实验确定,具体方法为:通过实验得知钻井液的屈服值、稠度系数、流性指数等流变参数;然后利用圆管流量方程或环空流量方程求得特定排量以及特定温压条件下的剪切应力;然后代入该流变模型求得剪切速率。

2.3 误差分析

与2.1节中的方法一致,利用实验数据,对本文模型进行拟合,然后与罗斯模型和赫巴模型进行对比评价,由表4可知式(1)所预测的该类型流变参数R²绝大多数高于0.98且均高于已知模型,预测精度更高,且该模型更便于现场使用。

计算新模型预测误差,并与该钻井液拟合效果最好的已知模型进行对比分析,选择150 MPa条件下两种1.25 g/cm³钻井液展示,结果如图11和图12所示。

由图11和图12可见,各温度下新模型误差均低于罗斯模型。罗斯模型误差最大值0.093 8,误差平均值0.006 8,新模型误差最大值0.092 99,误差平均值为0.005 7。各温度下新模型误差均比赫巴模型小,赫巴模型误差最大值0.132 1,误差平均值0.007,新模型误差最大值0.119 5,误差平均值为0.006 2。其中低剪切速率时的误差较大,但高剪切速率时的误差均低于5%,目前现场应用流变模型主要用于预测井中下段高剪切速率时的流变参数,因此该模型可以正常应用。

与已有的模型比较,该模型能较好地预测各种流变参数,且适用于南海深水不同体系钻井液,具有更广泛的适用性。

3 模型验证

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为验证新模型的计算精度,选取南海莺歌盆地某深层高温高压X井^[25]进行井筒压力计算对比,计算所需基本参数如下。

海水密度1.03 g/cm³,水深550 m,钻杆外径168.3 mm,井深4 609.00 m,井底温度152 ℃,X井三开井后使用1.5 g/cm³HEM体系钻井液,井底压力超过100 MPa。钻进期间钻井液流变性良好,屈服值8.05 Pa·s,稠度系数0.055 09 Pa·sⁿ,流性指数4.62。

从前文的分析中可以得出,赫巴模型能够很好地反映水基HEM钻井液的流变性能,所以用赫巴模型和新模型作为本构方程,计算井筒压耗和压力。

图13为两种模型计算压耗对比,计算偏差随井深的增加而增大,井底偏差0.33 MPa。图14是井筒压力计算值对比PWD(pressure while drilling)随钻测压实测值,赫巴模型预测误差为1.69%,新模型预测误差为0.28%。综合以上研究可知基于本文模型的井筒压力计算精度高于赫巴模型。

选取南海莺歌盆地某深层高温高压Ⅸ井^[26]进行井筒压力计算对比,计算所需基本参数如下:海水密度1.03 g/cm³,水深500 m,钻杆外径168.3 mm,井深500.00 m,井底温度70 ℃,该井一直使用1.25 g/cm³合成基钻井液。钻进期间钻井液流变性良好,屈服值2.74 Pa·s,稠度系数0.361 4 Pa·sⁿ,流性指数0.676 5。

从前文的分析中可以得出,罗斯模型能够很好地反映合成基钻井液的流变性能,所以用罗斯模型和新模型作为本构方程,计算井筒压耗和压力。

图15为两种模型计算压耗对比,计算偏差随井深的增加而增大,井底偏差0.021 MPa。图16是井筒压力计算值对比实测值,罗斯模型预测平均误差为2.78%,新模型平均预测误差为0.181%。综合以上研究可知基于本文提出模型的井筒压力计算精度高于罗斯模型。

4 结论与建议

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(1)开展了南海深水、超深水常用HEM和合成基两种钻井液流变实验,揭示了4~210 ℃、30~180 MPa温压交变条件下的流变参数变化规律。

(2)评价了实验温压范围内现有流变模型的适用性,结果表明,实验温压范围内罗斯模型适用于合成基钻井液;赫巴模型适用于HEM钻井液。

(3)综合罗斯模型、赫巴两个流变模型,构建了适合南海深水、超深水大温压交变条件,HEM和合成基钻井液的流变参数通用预测模型,通过与实验数据的比较验证,对合成基钻井液流变参数的平均预测误差为0.57%,对HEM钻井液的平均预测误差为1.055%。

(4)与南海X井实测数据进行对比,基于赫巴模型的井筒压力预测误差为1.69%,基于本文新模型的井筒压力预测误差为0.28%,与南海Ⅸ井实测数据进行对比,新模型使用HEM钻井液的井筒压力预测误差为2.78%,使用合成基钻井液基于本文新模型的井筒压力预测误差为0.181%,能够满足深水、超深水钻井井筒压力准确计算的需求。

基金

收起

国家自然科学基金联合基金重点项目(U21B2069)
国家重点研发计划(2022YFC2806504)
国家自然科学基金面上项目(52274020)

参考文献

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文献

收起

参考文献引证文献

排序方式：

[1]

陈现军, 郭书生, 王世越, 等. 钻井机械能效地层压力监测新方法在南海莺琼盆地的应用[J]. 中国石油大学学报(自然科学版), 2024, 48(3): 188-197.

Chen

Xianjun

, Guo

Shusheng

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2025年第25卷第6期

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文章信息

doi: 10.12404/j.issn.1671-1815.2403069

接收时间：2024-04-25
首发时间：2025-07-27
出版时间：2025-02-28

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作者

出版历史

收稿日期：2024-04-25
修回日期：2024-12-15

基金

国家自然科学基金联合基金重点项目(U21B2069)

国家重点研发计划(2022YFC2806504)

国家自然科学基金面上项目(52274020)

作者信息

¹ 中海石油(中国)有限公司海南分公司, 海口 570300

² 中国石油大学(华东)石油工程学院, 青岛 266580

通讯作者:

^* 尹邦堂(1985—),男,汉族,山东青州人,博士,副教授。研究方向:深水井筒多相流动压力控制理论及应用。E-mail:yinbangtang@163.com。

参考文献

分享链接

https://castjournals.cast.org.cn/joweb/kxjsygc/CN/10.12404/j.issn.1671-1815.2403069

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2种不同金属材料的力学参数

科 Family	属数 Number of genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)	属 Genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)
鹅膏菌科Amanitaceae	2	11	5.26	鹅膏菌属 Amanita	10	4.78
小菇科 Mycenaceae	2	12	5.74	丝盖伞属 Inocybe	5	2.39
多孔菌科 Polyporaceae	8	14	6.70	蜡蘑属 Laccaria	5	2.39
红菇科 Russulaceae	3	23	11.00	小皮伞属 Marasmius	6	2.87
				小菇属 Mycena	11	5.26
				光柄菇属 Pluteus	5	2.39
				红菇属 Russula	17	8.13
				栓菌属 Trametes	5	2.39

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TxT

流变模型	方程	特点
宾汉^[14]	$\tau ={\tau }_{0}+{\mu }_{\mathrm{p}}\gamma $	多用于塑性流体
幂律^[15]	$\tau =K{\gamma }^{n}$	更多用于表现流体的假塑性
卡森^[16]	${\tau }^{1/2}={\tau }_{\mathrm{c}}^{1/2}+{\eta }_{\infty }^{1/2}{\gamma }^{1/2}$	适合中-低剪切速率计算
H-B(赫巴)^[17]	$\tau ={\tau }_{y}+K{\gamma }^{n}$	加入了屈服值
R-S(罗斯)^[18]	$\tau =A{(\gamma +C)}^{B}$	一直能够更好地拟合流变数据的三参数模型
Sisko^[19]	$\tau =a\gamma +b{\gamma }^{c}$	可很好地描述大剪切速率跨度内流体的流动特性
双曲^[20]	$\tau ={\tau }_{0}+\frac{a\gamma }{1+b\gamma }$	该模型为了更精确地计算出井底中层流及紊流条件下的水力参数, $\tau ={\tau }_{0}+{\mu }_{\mathrm{p}}\gamma $引进了动切力修正项
林伯亨^[21]	$\tau ={\tau }_{\mathrm{s}}+{\eta }_{\mathrm{p}}\gamma {\left(1+\frac{\beta }{\gamma }\right)}^{1/2}$	更适用于描述具有剪切稀释性的流体
四参数^[22]	$\tau ={\tau }_{0}+a\gamma +b{\gamma }^{c}$	该模型考虑了塑性黏度、剪切稀释及凝胶强度

流变模型

方程

特点

宾汉^[14]

$\tau ={\tau }_{0}+{\mu }_{\mathrm{p}}\gamma $

多用于塑性流体

幂律^[15]

$\tau =K{\gamma }^{n}$

更多用于表现流体的假塑性

卡森^[16]

${\tau }^{1/2}={\tau }_{\mathrm{c}}^{1/2}+{\eta }_{\infty }^{1/2}{\gamma }^{1/2}$

适合中-低剪切速率计算

H-B(赫巴)^[17]

$\tau ={\tau }_{y}+K{\gamma }^{n}$

加入了屈服值

R-S(罗斯)^[18]

$\tau =A{(\gamma +C)}^{B}$

一直能够更好地拟合流变数据的三参数模型

Sisko^[19]

$\tau =a\gamma +b{\gamma }^{c}$

可很好地描述大剪切速率跨度内流体的流动特性

双曲^[20]

$\tau ={\tau }_{0}+\frac{a\gamma }{1+b\gamma }$

该模型为了更精确地计算出井底中层流及紊流条件下的水力参数,
$\tau ={\tau }_{0}+{\mu }_{\mathrm{p}}\gamma $引进了动切力修正项

林伯亨^[21]

$\tau ={\tau }_{\mathrm{s}}+{\eta }_{\mathrm{p}}\gamma {\left(1+\frac{\beta }{\gamma }\right)}^{1/2}$

更适用于描述具有剪切稀释性的流体

四参数^[22]

$\tau ={\tau }_{0}+a\gamma +b{\gamma }^{c}$

该模型考虑了塑性黏度、剪切稀释及凝胶强度

流变模式	不同压力下流变方程
宾汉	$\tau =0.009\mathrm{ }06\gamma $	$\tau =1.045\times {10}^{-14}+0.007\mathrm{ }9\gamma $
幂律	$\tau =0.005\mathrm{ }8{\gamma }^{1.64}$	$\tau =0.005\mathrm{ }7{\gamma }^{1.05}$
赫巴	$\tau =0.005\mathrm{ }9{\gamma }^{1.06}$	$\tau =0.17+0.005\mathrm{ }8{\gamma }^{1.044}$
罗斯	$\tau =12.658\mathrm{ }01{\gamma }^{1.06}$	$\tau =0.005\mathrm{ }78{(25.41+\gamma )}^{1.05}$
双曲	$\tau =0.239\mathrm{ }13+\frac{0.620\mathrm{ }87\gamma }{1+1.001\mathrm{ }{03}^{\gamma }}$	$\tau =0.19+\frac{0.007\mathrm{ }6\gamma }{1+1.013\mathrm{ }{8}^{\gamma }}$

流变模式

不同压力下流变方程

30 MPa

150 MPa

宾汉

$\tau =0.009\mathrm{ }06\gamma $

$\tau =1.045\times {10}^{-14}+0.007\mathrm{ }9\gamma $

幂律

$\tau =0.005\mathrm{ }8{\gamma }^{1.64}$

$\tau =0.005\mathrm{ }7{\gamma }^{1.05}$

赫巴

$\tau =0.005\mathrm{ }9{\gamma }^{1.06}$

$\tau =0.17+0.005\mathrm{ }8{\gamma }^{1.044}$

罗斯

$\tau =12.658\mathrm{ }01{\gamma }^{1.06}$

$\tau =0.005\mathrm{ }78{(25.41+\gamma )}^{1.05}$

双曲

$\tau =0.239\mathrm{ }13+\frac{0.620\mathrm{ }87\gamma }{1+1.001\mathrm{ }{03}^{\gamma }}$

$\tau =0.19+\frac{0.007\mathrm{ }6\gamma }{1+1.013\mathrm{ }{8}^{\gamma }}$

流变模式	不同压力下流变方程
宾汉	$\tau =0.138\mathrm{ }63+0.206\mathrm{ }8\gamma $	$\tau =0.015\mathrm{ }6\gamma $
幂律	$\tau =0.017\mathrm{ }34{\gamma }^{1.027\mathrm{ }83}$	$\tau =0.001\mathrm{ }88{\gamma }^{1.305\mathrm{ }7}$
赫巴	$\tau =0.422\mathrm{ }541+0.012\mathrm{ }22{\gamma }^{1.075\mathrm{ }81}$	$\tau =0.030\mathrm{ }44+0.001\mathrm{ }81{\gamma }^{1.311\mathrm{ }31}$
罗斯	$\tau =0.011\mathrm{ }08{(27.734+\gamma )}^{1.088\mathrm{ }54}$	$\tau =0.002\mathrm{ }38{\gamma }^{1.270\mathrm{ }83}$
Sisko	$\tau =0.023\gamma $	$\tau =0.004\mathrm{ }61{\gamma }^{1.173\mathrm{ }66}$

流变模式

不同压力下流变方程

30 MPa

150 MPa

宾汉

$\tau =0.138\mathrm{ }63+0.206\mathrm{ }8\gamma $

$\tau =0.015\mathrm{ }6\gamma $

幂律

$\tau =0.017\mathrm{ }34{\gamma }^{1.027\mathrm{ }83}$

$\tau =0.001\mathrm{ }88{\gamma }^{1.305\mathrm{ }7}$

赫巴

$\tau =0.422\mathrm{ }541+0.012\mathrm{ }22{\gamma }^{1.075\mathrm{ }81}$

$\tau =0.030\mathrm{ }44+0.001\mathrm{ }81{\gamma }^{1.311\mathrm{ }31}$

罗斯

$\tau =0.011\mathrm{ }08{(27.734+\gamma )}^{1.088\mathrm{ }54}$

$\tau =0.002\mathrm{ }38{\gamma }^{1.270\mathrm{ }83}$

Sisko

$\tau =0.023\gamma $

$\tau =0.004\mathrm{ }61{\gamma }^{1.173\mathrm{ }66}$

温度/℃	合成基钻井液	HEM钻井液
30	0.996 62	0.996 93	0.999 47	0.999 50
50	0.999 07	0.999 65	0.999 87	0.999 90
100	0.999 99	0.999 99	0.999 25	0.999 22
150	0.990 87	0.998 26	0.998 66	0.998 71
180	0.997 68	0.998 14	0.998 66	0.998 74
210	0.979 62	0.979 43	0.990 40	0.998 05

温度/℃

合成基钻井液

HEM钻井液

罗斯

新模型

赫巴

新模型

0.996 62

0.996 93

0.999 47

0.999 50

0.999 07

0.999 65

0.999 87

0.999 90

100

0.999 99

0.999 25

0.999 22

150

0.990 87

0.998 26

0.998 66

0.998 71

180

0.997 68

0.998 14

0.998 66

0.998 74

210

0.979 62

0.979 43

0.990 40

0.998 05