国内外钻井实践表明,钻井液的流变性对提高机械钻速、井眼净化、井眼稳定和地面清除固相的效果都有十分重要的作用[122 ] 。为了确保深井、超深井的钻进安全,有必要了解井下钻井液的流变性能否满足钻井的需要,以便及时采取相应的调整措施,这就需要对深部井段高温高压条件下钻井液的流变性进行研究。国内外很多学者对钻井液高温高压流变性进行了研究,但研究的温度一般不超过200 ℃,压力不超过100 MPa ,这显然与超深井井底温度和压力有一定差距[327 ] 。钻井液在超高温（大于200 ℃）高压条件下的流变规律与高温高压条件下是否一致,尚需进一步研究。笔者利用美国Grace 公司生产的M7500 型超高温高压流变仪,在更宽的温度和压力范围内对胜科1 井四开井段抗高温钻井液的流变特性进行了研究,分析了温度、压力对其流变性的影响规律,优选了钻井液在超高温高压条件下的流变模式,并建立了能够比较准确预测井下超高温高压条件下钻井液表观黏度的数学模型。
1 测试仪器及测试样品
1.1 测试仪器
M7500 型超高温高压流变仪的zui高工作温度为260 ℃,工作压力为140 MPa ,剪切速率可以在1～1 022 s - 1 范围内任意设定。进行超高温高压流变性测试时,可根据试验需要设定条件（温度、恒温时间、压力和转速） 。该流变仪可自动控制压力,压
力精度为114 MPa 。
M7500 型超高温高压流变仪的工作原理同其他旋转式流变仪相同,转子. 浮子组合是标准API旋转黏度计的转子. 浮子组合。转子转动时,带动浮子. 转子环空间隙内的样品旋转,并将样品产生的剪切应力通过浮子顶部的弹簧及传感器传输到计算机上并记录下来。
1.2 测试样品
测试样品为胜科1 井四开井段抗高温超低渗透聚磺钻井液（其常规性能为:密度1172 kg/ L ,表观黏度7310 mPa ·s ,塑性黏度6210 mPa ·s ,动切力1110 Pa , 高温高压滤失量9180 mL , 固相含量3010 %） ,基本配方为: 310 %基浆+ 012 %PAMS2601 + 310 %Soltex + 210 %Desco + 210 %Drical2D +510 %Resinex + 115 %SPN H + 210 %TRL + 015 %FLC2000 + 310 %RZF23 + 重晶石粉。在进行高温高压流变性测试前,将钻井液样品在220 ℃条件下经滚子炉老化16 h ,然后高速搅拌10 min 以保持钻井液的均匀性,来减少试验误差。
1.3 测试方法
将钻井液样品装入高温高压样品池中,将压力升至设定压力,再升温至设定温度并恒温10 min 。以不同转速对钻井液进行剪切,转速分别选用600 、500 、400 、300 、200 、100 、50 、20 和10 r/ min ,每个转速下剪切时间120 s ,记录不同转速下的剪切应力。然后增加压力,考察温度一定时,压力对钻井液流变性的影响;或者升高温度,考察压力一定时,温度对钻井液流变性的影响。整个测试过程必须在3h 内完成,时间过长会导致试验误差增大。绘制一定温度和压力条件下剪切应力2剪切速率曲线,采用数据处理和曲线拟合软件Origin715 对流变曲线进行流变模式拟合分析,并计算钻井液流变参数。
2 温度和压力对钻井液流变性的影响
2.1 温度对钻井液流变性的影响
测试温度分别为90 、180 、200 、220 和240 ℃,测试压力恒定为100 MPa ,钻井液的高温高压流变曲线如图1 所示。
从图1 可以看出:在低剪切速率下,当温度升至180 ℃时,剪切应力逐渐降低; 当温度大于180 ℃时,剪切应力随温度的升高而增大; 在高剪切速率下,温度升至240 ℃时,剪切应力逐渐减小。从流变曲线上来看,当温度低于180 ℃时,抗高温钻井液属于典型的假塑性流体,当温度高于200 ℃时,钻井液的流型属于含有一定屈服值的胀流型。
胜科1 井不同温度下抗高温钻井液黏度随剪切速率的变化如图2 所示。
从图2 可以看出:剪切速率对钻井液黏度影响较大;随着剪切速率的升高,不同温度下钻井液的黏度总体上均呈降低趋势;在超高温条件下,当剪切速率超过300 s - 1 时,曲线趋于平稳,即钻井液的黏度基本上稳定,且表观黏度大于20 mPa ·s。国内外研究表明,钻井液在高温高压条件下表观黏度大于20 mPa ·s 时,就能很好地保证钻井液的携岩能力,
这表明胜科1 井用的抗高温钻井液体系适用于超深井钻井。
