用于凍土區天然氣水合物鉆探的聚合物鉆井液低溫流變響應

張　川 王　勝 陳禮儀 袁超鵬 郭凱彬地質災害防治與地質環境保護國家重點實驗室·成都理工大學

張川等.用于凍土區天然氣水合物鉆探的聚合物鉆井液低溫流變響應.天然氣工業,2016,36(2):92-97.

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用于凍土區天然氣水合物鉆探的聚合物鉆井液低溫流變響應

張川 王勝 陳禮儀 袁超鵬 郭凱彬
地質災害防治與地質環境保護國家重點實驗室·成都理工大學

張川等.用于凍土區天然氣水合物鉆探的聚合物鉆井液低溫流變響應.天然氣工業,2016,36(2):92-97.

摘 要陸域天然氣水合物（以下簡稱水合物）主要賦存于高原凍土區，為保證順利鉆探，要求鉆井液既能夠有效抑制水合物分解、維持其相態平衡，又能在低溫環境下具有良好的流變性能。為此，以新研制的低失水抗低溫聚合物鉆井液配方為研究對象，對其在低溫條件下的流變性能進行了測試，并利用回歸分析法和最小二乘法對試驗數據進行計算與分析。結果表明：①赫謝爾—巴爾克萊模式是描述該鉆井液體系低溫流變性能的最佳模式；②應用該模式計算得到了低溫條件下鉆井液流變性能參數，其變化規律表現出隨著溫度降低，鉆井液動切力呈近似波動變化，鉆井液的稠度系數和流性指數均大致呈線性增長的趨勢，但增長幅度較小。結論認為：所建立的鉆井液表觀黏度低溫響應數學模型擬合精度高，可準確預測井內鉆井液在低溫下的流變性能。

關鍵詞凍土區天然氣水合物聚合物鉆井液低溫流變性能赫謝爾—巴爾克萊模式數學模型

凍土區天然氣水合物（以下簡稱水合物）賦存于高壓低溫的相態平衡環境[1-2]。凍土地區天然氣水合物勘探要求鉆井液首先必須能有效抑制水合物分解，維持其相態平衡，同時在高壓低溫條件下必須具有良好的流變特性以有效懸浮巖屑和維持井壁穩定[3]。目前，水基鉆井液和油基鉆井液都已經被成功用于凍土水合物的勘探開采[4-7]，而水基鉆井液在抑制水合物分解方面比油基鉆井液更具優勢，因而具有更大的應用價值[8]。研究成果表明，高壓對于水基鉆井液的流變性能影響較小[9-10]，而對其影響最大的是凍土的低溫環境。在低溫條件下，鉆井液濾失量變化不大，并有略微減少的趨勢，而鉆井液的基本流變特性將會發生破壞，黏度、切力均會增大，這就要求鉆井液低溫條件下(-10～0 ℃)不發生凝固，并滿足相應的流變性要求[11]。因此，為確保凍土區水合物的安全順利鉆進，及時掌握井內鉆井液的流變性能，需要進一步就鉆井液在低溫環境中的流變性能展開研究。

以自主研制的抗低溫水基聚合物鉆井液配方為研究對象，對其鉆井液在不同溫度下的流變性能進行了測定，并利用多元回歸分析法和最小二乘法對試驗數據進行了統計學分析。研究了在低溫環境中適用于該鉆井液體系的流變模式，對其低溫流變性能進行了合理評價，建立了預測鉆井液在低溫狀態下表觀黏度的數學響應模型。

1　試驗材料與方法

1.1試驗材料與鉆井液配方

試驗選用的膨潤土為產自濰坊益興膨潤土有限公司的優質鈉基膨潤土，不需要添加純堿鈉化，可以直接配漿使用；氫氧化鈉和氯化鈉選用的是成都市長征化學試劑公司產品，其中氫氧化鈉主要用于調節鉆井液的pH值，而氯化鈉主要用于降低鉆井液的凝固點，并且具有抑制天然氣水合物分解的性能；聚合物類處理劑HG是一種良好的流型改進劑，它具有優良的剪切稀釋性和抗鹽抗鈣的能力，該產品購自成都市順達利聚合物有限公司；ALT-1和ALT-2是成都理工大學巖土鉆掘工程教研室自主研制的高效抗低溫稀釋劑。

通過前期試驗研究，把以ALT-1、ALT-2為主處理劑、HG為流型改進劑的水基聚合物鉆井液確定為凍土區水合物勘探的抗低溫鉆井液體系，并且根據凍土區水合物勘探對于聚合物鉆井液流變性的要求，通過室內正交試驗分析，確定了鉆井液的最優配方：5%膨潤土基漿+0.5‰NaOH+20%NaCl+3%ALT-2+ 4%ALT-1+0.3% HG，其密度為1.17 g/cm3，API濾失量為4.6 mL，鉆井液能有效抵抗-14 ℃低溫環境。

1.2試驗儀器

試驗儀器主要有：JB50-D增力電動攪拌機（上海啟威電子有限公司生產）；ZNN-D6六速旋轉黏度計，ZLN標準馬氏漏斗黏度儀（青島海通達專用儀器廠生產）；FYL-YS-128L數控低溫保存箱（北京福意聯電器有限公司生產），控溫精度可達±1 ℃，控溫范圍為-30～15 ℃；其他試驗儀器包括YMS0.01-7.0電子密度儀和ZNS-2API濾失量測試儀。

1.3試驗方法

1.3.1流變參數測試方法

試驗過程中通過使用FYL-YS-128L冷凍箱保存鉆井液，待鉆井液樣品溫度穩定在所需的試驗溫度時，采用標準馬氏漏斗黏度儀和六速旋轉黏度計測試其不同溫度下的流變性能。試驗設計在標準大氣壓條件下從12～-12 ℃范圍內溫度每降低3 ℃測試獲得1組數據，最后根據測試結果計算相應的流變參數。

1.3.2流變模式評價方法

確定鉆井液流變模式是對鉆井液流變性進行定量表征的前提。鉆井液流變特性常用賓漢塑性模式、冪律模式、卡森模式和赫謝爾—巴爾克萊模式（以下簡稱赫—巴模式）等來描述，不同的流變模式所詮釋的流變性能都不盡相同，所采用的流變參數也不一樣[12-14]，4種流變模式的數學表達式見表1。采用多元回歸數學方法對試驗數據進行分析處理，并利用最小二乘法求出試驗參數[15]。通過數學統計分析可以實現對試驗鉆井液配方在不同溫度下的剪切應力與剪切速率的關系進行回歸擬合，采用相關系數（R2）表征不同模式擬合的相關性大小，確定適用于本文研究的水基鉆井液的流變模型；并根據流變模型中的對應參數，研究鉆井液的流變特性以及低溫流變響應規律。

表1　鉆井液常用的流變模式數學表達式表

2　結果與討論

2.1 鉆井液低溫流變曲線

該水基鉆井液體系在不同溫度條件下流變參數的試驗測試結果見圖1、表2。由圖1、表2可知，在同一溫度條件下，鉆井液剪切應力隨著剪切速率的增大而逐漸增大，且剪切應力的增幅隨著剪切速率的增大而逐漸減小；鉆井液在不同剪切速率下剪切應力以及剪切應力的增幅隨著溫度的降低均呈現逐漸增大的趨勢；鉆井液的流變曲線均未經過原點，表明該鉆井液體系屬于塑性流體。

圖1　低溫鉆井液在不同溫度下的流變曲線圖

表2　鉆井液低溫流變數據表

2.2鉆井液低溫流變模式

應用多元回歸分析法和最小二乘法，分別采用賓漢模式、冪律模式、卡森模式以及赫—巴模式對低溫條件下的試驗數據（表2）進行回歸擬合，流變模式擬合結果見表3、表4及圖2。由圖2可以看出，對于該抗低溫水基鉆井液體系而言，4種模式中赫—巴模式擬合效果最好，在不同溫度環境中，擬合的相關系數均超過0.997，擬合度較高，而且隨著溫度逐漸降低，相關系數值變化波動較小，具有良好的低溫穩定性。因此，可以較精確的擬合井內低溫鉆井液在不同溫度下的流變性能。卡森模式和冪律模式擬合效果相當，僅次于赫—巴模式，其缺點是二者擬合的相關系數均隨著溫度的變化有小幅度波動。而賓漢模式擬合效果最差，在不同溫度下的相關系數均小于0.970，隨著溫度降低，相關系數大致呈“先降低后增加”的變化趨勢，數值波動較大。因此，分析認為赫—巴模式是表征該鉆井液體系低溫流變性能的最佳模式，也是對其進行工程擬合的最好模式。

表3　鉆井液在低溫下的賓漢模式及冪律模式擬合結果表

表4　鉆井液在低溫下的赫—巴模式及卡森模式擬合結果表

圖2　不同溫度下4種流變模式相關系數變化曲線圖

2.3鉆井液低溫流變性能評價

采用赫—巴模式計算鉆井液在不同溫度下的流變參數，包括動切力、流性指數和稠度系數，探究在低溫環境中溫度降低對于鉆井液流變參數的影響程度，并就鉆井液的低溫流變性能進行合理的評價，結果如圖3所示。

赫—巴模式動切力與賓漢動切力意義完全不同，它是鉆井液的實際動切力，表示了使流體開始流動所需的最低剪切應力[16]。如圖3-a所示，隨著溫度降低，鉆井液動切力呈近似波動變化，但是數值整體分布較低（動切力值介于1.21～1.61 Pa）。分析可能是由于抗低溫稀釋劑ALT-1和ALT-2均含有較多的強吸附性水化基團，它們能有效吸附在黏土顆粒表面，大大增加了黏土顆粒的雙電層厚度和電動電位，使得黏土顆粒處于較為分散的狀態，從而導致了較低的動切力。稠度系數和流性指數分別反映了鉆井液的黏稠程度和非牛頓程度。如圖3-b所示，隨著溫度降低，鉆井液的稠度系數和流性指數均大致呈線性增長的趨勢，然而增長幅度較小，說明了該鉆井液體系具有良好的低溫流變穩定性；此外，鉆井液的流性指數不僅表征了流體的非牛頓程度，同時還可以反映鉆井液的剪切稀釋性能。相關經驗表明，鉆井液的流性指數數值保持在0.4～0.7范圍內較為適宜，因而可以判斷該鉆井液具有良好的剪切稀釋性能。

圖3　鉆井液流變參數隨溫度的變化規律圖

綜上所述，實驗室自主研制的抗低溫水基鉆井液配方具有良好的低溫流變穩定性和剪切稀釋性，隨著環境溫度的降低，其流變參數變化波動較小，有效克服了傳統聚合物鉆井液面臨的“低溫稠化”的問題，略顯不足的是其動切力略微偏低，建議后續研究可采取適當的措施就鉆井液的動切力進行調控完善。

2.4鉆井液表觀黏度低溫響應數學模型

在凍土區水合物勘探的現場應用中，通過測試室溫下鉆井液的表觀黏度從而準確預測鉆井液在低溫環境中流變性能的變化，這就需要建立一個描述鉆井液表觀黏度與溫度的關系函數，并創建相應的黏度低溫響應數學模型。關于鉆井液的表觀黏度與溫度和壓力間的函數關系，美國石油協會(API)推薦有如下公式[17]：

由于式中溫度計算值不能取零，所以該公式不能直接用于預測負溫環境中鉆井液的表觀黏度。同時，研究不需考慮壓力對于表觀黏度的影響，所以試驗中鉆井液的測試壓力為標準大氣壓，式中的壓力計算值為一常量。鑒于上述考慮，有必要對該公式進行適當的修正與簡化，即對公式（1）中的1/T進行數學換元（換成T），并且將Bp設置代換成常量B，因而表觀黏度與溫度的函數關系可表示為：

式中AVT,P表示實際溫度和壓力下的表觀黏度值，mPa·s；AV0表示任意溫度下鉆井液的表觀黏度值，mPa·s；T表示鉆井液測試溫度，℃；p表示鉆井液測試壓力，Pa；A，B分別表示鉆井液黏度特性常數。

以12 ℃下測得的表觀黏度作為式（2）中的AV0進行回歸擬合計算，并用非線性回歸分析法以及最小二乘法可以解出式（2）中的特性常數，從而可以建立表觀黏度低溫響應數學模型，擬合結果如表5和圖4所示。

表5　鉆井液表觀黏度低溫響應數學模型及回歸參數表

圖4　表觀黏度試驗數值擬合曲線圖

由表5和圖4可知，該數學模型計算出的表觀黏度和測試值非常吻合，吻合程度可以較好滿足表觀黏度預測準確度的要求，相對誤差最大僅為1.50%，且模型的相關系數高達0.994 7，說明了該數學模型能夠較為精確地模擬低溫狀態下井內鉆井液表觀黏度隨溫度的變化關系。在工程現場應用中，針對該抗低溫鉆井液體系，該模型的成功應用可以為實時掌握鉆井液井下表觀黏度動態變化提供科學合理的參考依據。

3　結論

1）應用多元回歸分析和最小二乘法，分別采用賓漢模式、冪律模式、卡森模式以及赫—巴模式對自主研制的抗低溫水基鉆井液體系的低溫流變數據進行擬合分析，結果表明，赫—巴模式是描述該類鉆井液低溫流變性能的最佳模式。

2）采用赫—巴模式計算出鉆井液在不同溫度下的動切力、流性指數和稠度系數，結果表明，隨著溫度降低，鉆井液的稠度系數和流性指數均逐漸增大，然而增長幅度較小，且數值分布在較為適宜的范圍內，表明該鉆井液具有良好的低溫流變性和剪切稀釋性；動切力隨溫度降低呈近似波動變化，數值整體分布較低。

3）建立了鉆井液表觀黏度低溫響應數學模型，該模型具有較高的計算精度，能夠較為精確反映鉆井液的流變性能隨著溫度的變化情況，為準確快速預測井內鉆井液在不同溫度下的表觀黏度提供科學的依據。

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(修改回稿日期 2016-01-25 編 輯 凌 忠)

Low-temperature rheological response characteristics of the polymer drilling fluid developed for permafrost gas hydrate exploration

Zhang Chuan,Wang Sheng,Chen Liyi,Yuan Chaopeng,Guo Kaibin
(State Key Laboratory of Geohazard Prevention & Geoenvironment Protection,Chengdu University of Technology,Chengdu,Sichuan 610059,China)

NATUR．GAS IND．VOLUME 36，ISSUE 2，pp.92-97，2/25/2016．(ISSN 1000-0976；In Chinese)

Abstract:Terrestrial natural gas hydrate resources are widely distributed in plateau permafrost areas,where pioneer drilling,however,will be frustrated by the extremely low temperature conditions causing a negative impact on the rheological properties of drilling fluids.In view of this,with the newly developed water-based polymer drilling fluid with low filtration as a research object,its low-temperature rheological properties were tested and the experimental data were analyzed by use of regression analysis and the least square methods.The following findings were obtained.First,the Herschel-Bulkley model is the best one to characterize the low-temperature rheological performances of this drilling fluid system.Second,according to the rheological parameters calculated by this model under ultra-low temperatures,the experimental results show that along with the decreasing temperatures,the dynamic shear force of the drilling fluid presents approximate fluctuations while its consistency factor and the rheological properties shows the trend of small linear growth.On this basis,a responding mathematical model with a high fitting accuracy was established to predict the apparent viscosity of the drilling fluid under low temperatures,which may lay a foundation for the forthcoming natural gas hydrate exploration in permafrost areas.

Keywords:Permafrost natural gas hydrate; Polymer drilling fluid; Low-temperature rheological properties; Herschel-Bulkley model; Mathematical model

作者簡介：張川，1991年生，碩士研究生；主要從事巖土鉆掘新技術方面的研究工作。地址：（610059）四川省成都市成華區二仙橋東三段1號成都理工大學環境與土木工程學院鉆掘工程實驗室T201室。電話：13730812040。ORCID:0000-0002-3536-5283。E-mail:cdutzhangchuan@sina.com

基金項目：國家自然科學基金項目“低溫聚合物鉆井液黏度/溫度響應與調控”（編號：51204027）、“斷裂帶深部取心鉆探孔壁穩定時效研究”（編號：41272331）。

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2016.02.013