高溫高壓下鉆井液循環流動摩阻實驗研究

唐波, 吳雪鋒, 趙洪山, 李澤, 肖東*

(1.中石化勝利石油工程有限公司鉆井工藝研究院, 東營 257017; 2.西南石油大學油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室, 成都 610500)

深層油氣資源成藏過程復雜,儲層非均質性強,特別是高溫高壓地層具有壓力窗口窄、地層溫壓梯度變化大等復雜地質特征,高溫高壓使井筒內流體性能發生改變,同時易導致井壁失穩等井下事故,井控風險提高[1-2]。在深井鉆探過程中,環空流體上返時溫度壓力不斷變化,導致井筒內流體流變性、相態和流場變化復雜,難以對高溫高壓下流體性能進行定量描述分析,井筒內流體循環摩阻是影響鉆速快慢和安全井控的關鍵因素[3-5]。

前人在關于井筒內流體流動摩阻方面的研究,主要通過數值仿真和常溫常壓條件下開展實驗研究,與實際過程中的井筒流體的物性特征、環境存在著較大的差別。孫曉等[6]在管式流變儀上測試溫度10、20 ℃及壓力10、20 MPa的液態CO2的管流摩阻,結合泵注壓力、管徑和管內流速,繪制了井筒流動摩阻圖版。任波等[7]基于高溫高壓井筒模擬室內試驗裝置,開展高黏度稠油在高溫高壓下流動摩阻變化規律研究。呂曉方等[8]在長17 m管道內、環壓為15 MPa的裝置上開展了CO2水合物漿液流動實驗,分析了氣液比、含水率等因素對多相流動摩阻的影響。Benjamin等[9]分別對油基水基進行了幅度掃描試驗、三區間觸變性試驗、溫度掃描試驗以及控制剪切應力和剪切速率的低剪切速率流動曲線的測試和分析。易燦等[10]使用M7500型高溫高壓流變儀,測量了超低滲透聚磺水基鉆井液在高溫高壓下的流變性能。Noah等[11]將巖屑帶回地面進行連續循環,使用恒溫熱容測試裝置,研究納米材料混合油基鉆井液適用于高溫高壓地層。李旺等[12]為描述大落差管道內不穩定流動過程帶來都附加阻力,基于動態摩阻模型分析大落差管道內流動摩阻對流動的影響。Luo等[13]利用高溫高壓壓裂液測試系統,測試了10～30 MPa和0～100 ℃范圍的稠化壓裂液的流變特性。赫英狀等[14]基于行業標準、性能參數測試和扶正器與井壁摩阻系數,形成一套扶正器居中的優化方法。趙博等[15]基于水平圓管摩阻測試裝置,測試了在0～20 MPa、常溫20～95 ℃的液態CO2的流動摩阻。中外研究者針對流動摩阻開展了大量研究,但關于測試摩阻實驗裝置大多是室內試驗,溫度壓力范圍小,無法模擬井下實際工況的流體狀態,因此得到的井筒流體摩阻與實際過程中的井筒流體摩阻存在較大差異,且缺乏對流動摩阻定量描述。

針對上述研究現狀和技術難題,考慮溫度、壓力、固相顆粒和含氣率對實際井筒內鉆井液流動摩阻的影響。基于高溫高壓鉆井液循環流動摩阻測試裝置,開展井筒流體流動摩阻測試,在深井筒溫度、壓力等多因素變化條件下,研究鉆井液循環流動摩阻變化規律,結合多元回歸方法,繪制摩阻系數圖版,為特深井鉆井安全風險控制提供必要的理論基礎。

1 主要實驗裝置和實驗方案設計

1.1 高溫高壓鉆井液循環流動摩阻測試裝置

為了測量高溫高壓環境下的鉆井液流動摩阻,采用自主研制的高溫高壓鉆井液循環流動摩阻測試裝置。該裝置可真實模擬地層溫度和壓力,反映鉆井液在井下的真實流動狀態,通過傳感器測量和可視化觀測所得到的數據更加接近井下地層的實際情況。高溫高壓泥漿循環模擬裝置主要由泥漿循環系統、壓力控制系統、溫度控制系統和數據采集系統組成,泥漿循環系統主要由高溫高壓循環泵組成,可實現介質在120 MPa、250 ℃、帶固相顆粒等極端工況下持續循環作業;壓力循環系統由氣體增壓機、液體增壓泵和增壓管路組成,氣體增壓機主要用于氣液兩相流實驗中管路增壓,最大增壓為100 MPa,液體增壓機通過注液方式增大循環系統壓力,最大增壓為120 MPa;溫度控制系統通過Pt100鉑電阻溫度傳感器測量管路溫度,當管路的溫度高于預定管路溫度時,通過PID(process identifier)智能儀表切斷電加熱裝置的開關,停止加熱,使得管路溫度保持預設溫度;數據采集系統通過傳感器和監測軟件,可實時記錄循環管內流體的流動狀態。裝置的效果圖、實物圖如圖1所示。

圖1 高溫高壓泥漿循環裝置效果圖和實物圖Fig.1 Effect drawing and physical drawing of high temperature and high pressure mud circulation device

1.2 實驗過程

接通裝置電源,打開數據采集軟件,將配置好的鉆井液從頂部注入管路內,啟動加熱裝置和循環泵對管內流體進行循環加熱,并在加熱過程中適當泄壓,控制管內循環壓力,當升溫指示燈不亮時,說明管道內溫度達到設置溫度;使用變頻調節器控制循環泵的轉速,來調控實驗所需流速,記錄當前流速下的動壓差,隨后停泵記錄靜壓差,根據實際情況多次重復測量該溫度、壓力體系下的動、靜壓差,該組實驗完成后,改變溫度、壓力條件重復上述操作即可;實驗結束后,待流體冷卻后,打開泄壓閥釋放壓力,在打開底部閥門,將流體全部排出,最后用清水反復沖管道三次,以備下組實驗。

1.3 實驗裝置原理

由于鉆井液在井底返出過程中,井筒流體壓力、溫度隨井深變淺而變低,鉆井液體積變大,流速變快。建立最深底層的溫度和壓力,將鉆井液充滿流體管道并通過高溫高壓泥漿循環泵使鉆井液以一定的速度循環流動,其循環流動方向為順時針。為了精確反映管道內的流速,可通過其變頻器的頻率對其流速進行標定,根據流速v與頻率f的關系,擬合出相應的關系式為

v=0.012 4f+0.179

(1)

通過加熱套升高溫度,觀察溫度傳感器使得管內鉆井液達到預設的溫度,在該溫度壓力下以一定流速循環時,觀察垂直管段上的壓差傳感器測出壓差,運用流體力學理論確定循環摩阻。得到一定流速下,摩阻系數與溫度、壓力的實驗關聯式,進而得到在該鉆井液體系(順北區塊特深井)下的溫度、壓力對流動摩阻的影響規律。

根據已有特深井高溫高壓井筒復雜流動數學模型計算不同井深的溫度壓力分布,預設實驗溫度、壓力參數,并將裝置參數調至對應井深相應的溫度壓力環境,即可通過實驗段長度L、實驗段當量直徑De、實驗流體密度ρ,通過測試實驗段壓差ΔPL與實驗流體速度u,根據式(2)即可求得不同溫度壓力所對應的流動摩阻系數[16]。

(2)

式(2)中:ΔPf為流動時的摩擦壓降,Pa;L為進行壓降測量的實驗段長度,m;De為管道當量直徑,m;ρ為實驗工質密度,kg/m3;u為實驗工質流速,m/s。

1.4 實驗方案設計

為使實驗數據能涵蓋各種工況下的流動摩阻工況,共設計三類實驗,如表1所示,分別為單相流實驗、液固兩相流實驗(模擬巖屑對流動摩阻的影響)、氣液兩相流實驗(模擬地層產氣對流動摩阻的實驗)。

表1 實驗方案分組及目的Table 1 Grouping and purpose of experimental protocols

(1)常溫常壓下的摩阻測試實驗,讓其與理論摩阻進行比對,以驗證本實驗裝置測量的精度。

(2)保持壓力或溫度不變,設計單因素對流動摩阻測試影響的實驗方案,測試單因素條件下,溫度及壓力對流動摩阻影響。

(3)為了能回歸出合理的流動摩阻與溫壓關系函數,可預設不同井深下的溫度和壓力,測試出流動摩阻與井深的關系。

(4)通過改變不同的巖屑濃度與氣液比,測試液固與氣液兩相流對流動摩阻的影響。

2 常溫常壓鉆井液循環流動摩阻測試實驗及流變性實驗

2.1 鉆井液流變性測試實驗

為了測試不同溫壓條件下的鉆井液循環摩阻,需利用目標區塊的鉆井液配方配制實驗流體,根據本文的需求,調研了順北區塊特深井所用鉆井液體系配方。按照實驗配方,配置了該體系的鉆井液,隨后采用了HAAKE MARS III流變儀進行鉆井液的流變性測試,得到了未添加巖屑和添加巖屑兩種狀態下的剪切速率與切應力關系的流變性能曲線,由圖2可知,該鉆井液的本構方程符合冪律模型,根據線性擬合,n=0.690 9,k=0.036 6,則其本構方程[17]為

圖2 實驗與理論流速-摩阻曲線對比Fig.2 Comparison of experimental and theoretical velocity-friction curves

τ=0.036 6γ0.690 9

(3)

式(3)中:τ為剪切應力,Pa;γ為剪切速率,s-1。

2.2 常溫常壓鉆井液循環流動摩阻測試實驗

為驗證本實驗裝置的精確程度,開展常溫常壓下的摩阻測試實驗,根據實驗測得的實驗數據與理論摩阻數據進行比對。

對實驗數據進行了分析,根據式(4)可計算測試工況下的摩阻系數。式(4)～式(7)為非牛頓流體流變學中關于冪律流體摩阻系數的理論模型[17-18]。

(4)

a=0.310 4n′0.105

(5)

b=0.249 5n′-0.217

(6)

(7)

式中:λ為理論摩擦阻力系數;Re1為冪律流體的雷諾數;a、b為流性指數n的函數;K為稠度系數;n為流性指數;D為管道當量直徑。

理論計算與實驗測試的摩阻系數對比結果如圖3所示。

圖3 定壓力時,摩阻系數隨溫度變化曲線Fig.3 Curve of friction coefficient changing with temperature at constant pressure

3 不同溫壓下的鉆井液循環摩阻測試實驗及分析

3.1 溫度對摩阻的影響

選用定壓為50 MPa,流速分別為0.8、0.7、0.6 m/s時,摩阻系數隨溫度的變化情況。

由圖3可知,溫度與流動摩阻的關系,當壓力、流速保持不變時,井筒內鉆井液流動摩阻系數隨著溫度增大而減小,溫度越高,鉆井液流動摩阻系數越低。這是由于溫度升高,導致分子運動加快、分子間距增大和分子間引力減弱,引起鉆井液黏度降低,流動摩阻系數也相應降低。

3.2 壓力對摩阻的影響

選用定溫為20 MPa,流速分別為0.8、0.7、0.6 m/s時,摩阻系數隨壓力的變化情況。

由圖4可知,壓力與流動摩阻的關系,當溫度、流速保持不變時,井筒內鉆井液流動摩阻系數隨著壓力增大而增大,當溫度升至100 ℃后,摩阻系數趨于穩定。這是因為壓力越大,分子間距變小、分子相互吸引力增強且分子碰撞加劇,分子間相互作用更加活躍,鉆井液黏度增大,導致流動摩阻系數增大,當壓力增大到一定值后,分子間壓縮性降低,鉆井液流變性能變化不大,流動摩阻系數趨于穩定。

圖4 定溫度時,摩阻系數隨壓力變化曲線Fig.4 Curve of friction coefficient changing with pressure at fixed temperature

3.3 實驗數據分析

結合鉆井液物性參數隨溫度壓力變化規律,采用的擬合方法進行分析[19-21],可用式(8)所示的形式進行采用多元回歸擬合,從而得出志留系桑塔木組鉆井液在高溫高壓條件下的流動摩阻系數變化關系式。

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)為某溫度T和壓力P下的摩阻系數;λ0(P0,T0)為地面溫度(T0為20 ℃)和壓力(P0為0.1 MPa)下摩阻系數;P為測點壓力,Pa;T為測點溫度,K;a′、b′、c、d為待定系數,根據實驗數據回歸得到。

為了提高回歸分析的精確度,根據實驗結果,采用多組逼近的方法,對回歸出的摩阻變化關系式系數不斷優化,每兩組取平均、整體取平均的方法逼近。經過實際測試驗證,回歸關系式計算值與實際測量值誤差小于15%。考慮到測量值數據范圍較大情況,可以肯定線性回歸關系式的準確性。

不同的流速反映了從小井眼到大井眼變化的整個過程,其摩阻系數的回歸法關系式如式(9)～式(11)所示。

當v=0.8 m/s時,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)

當v=0.7 m/s時,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)

當v=0.6 m/s時,

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)

為了更形象地展示摩阻系數與溫壓的關系,采用了Origin軟件繪制出可利用相應的摩阻系數圖,如圖5所示。

從圖5可以看出,隨著井筒深度的升高,鉆井液溫度和壓力都在升高。在溫度與壓力雙重作用下,鉆井液的流動摩阻系數呈現著隨井筒深度增加而先上升后下降的趨勢,在井底的流動摩阻系數反而相對較低。

4 兩相流摩阻測試實驗

4.1 固液兩相流摩阻測試實驗

鉆井過程中,環空鉆井液中包括了鉆頭破碎的巖屑、井壁掉塊等固相。當鉆井液攜帶巖屑上移時,不僅要克服巖屑重力,同時還要克服巖屑與套管、井壁的摩阻,將會在井底產生一定的附加壓力。通過測試不同溫壓下的添加巖屑的鉆井液循環摩阻,分析巖屑濃度對摩阻系數的影響。

根據機械鉆速與巖屑濃度的關系,采用式(12)計算配置巖屑的量[22]。

(12)

式(12)中:ω為巖屑濃度,%;V1為鉆井液排量,L/s;Dw為鉆頭直徑,mm;ROP為機械鉆速,m/h。

在此段鉆進過程中的巖屑濃度為0.22%。(此處取鉆井液排量為17 L/s,鉆頭直徑149.2 mm,模擬鉆速3 m/h)

根據實驗數據,取實驗中典型的數據,繪制巖屑及未加巖屑的摩阻系數對比關系,如圖6所示。

圖6 未添加與添加巖屑的鉆井液流動摩阻系數對比Fig.6 Comparison of flow friction coefficients of drilling fluid with and without rock cuttings

由圖6可知,向鉆井液添加0.22%的巖屑后,鉆井液的摩阻系數有所增大,但是和未添加巖屑的鉆井液摩阻系數相比,增長幅度并不大,這是因為鉆井液中添加巖屑引起鉆井液密度增加,流動摩阻增大,但考慮到巖屑在井底被反射流加速,使得鉆井液中的巖屑顆粒速度加快,從而導致流動摩阻變化不大,所以在這種情況下可不考慮巖屑對鉆井液摩阻系數的影響。

4.2 氣液兩相流摩阻測試實驗

通過測試不同溫壓、氣液比含量鉆井液循環摩阻,分析地層產氣對摩阻系數的影響。

如圖7所示,對比單相流摩阻循環摩阻和氣液兩相流摩阻循環試驗的結果。結果顯示:在溫度、壓力一定時,氣液兩相流中的摩阻系數隨著含氣率的增加而上升,同時當含氣率一定時,其流動摩阻系數隨流速下降而增大。當溫度為20 ℃、壓力為10 MPa、流速為0.8 m/s時,含氣率從0增加到35.7%, 其摩阻系數從0.036 09增加到0.081 41,氣液兩相流中,氣液界面所形成的界面張力對摩阻系數有明顯的影響,造成鉆井液密度降低,但循環壓力會增大,使得循環流動摩阻增大,可見含氣率對鉆井液流動摩阻影響很大,在鉆井過程要及時預防氣體侵入,以免造成復雜井下事故。

圖7 不同含氣率條件下鉆井液摩阻系數對比Fig.7 Comparison of drilling fluid friction coefficient under different gas content conditions

4.3 實例分析

采用順北2井進行分析說明,如圖8所示,在不考慮氣體侵入情況,環空壓力在井底達到最大值為99.33 MPa,而靜液柱壓力最大值為95.36 MPa,環空摩阻壓降最大值為3.97 MPa;考慮氣侵情況,環空壓力在井底達到最大值為97.12 MPa,而靜液柱壓力最大值為91.29 MPa,環空摩阻壓降最大值為5.83 MPa。可以看出隨著含氣量增加,環空摩阻逐漸增大。

圖8 不考慮與考慮氣體侵入的壓力對比Fig.8 Pressure comparison without considering and considering gas intrusion

5 結論

(1)單相流摩阻測試實驗中,隨著溫度的增加,流動形態會發生改變和分子間距增加,造成黏滯阻力降低,流動摩阻系數降低;隨著壓力的增加,井筒內流體的分子間碰撞加劇,流動摩阻逐漸增加,隨后壓力繼續增大,井筒內達到動態平衡,摩阻系數開始趨于穩定。

(2)添加巖屑的鉆井液摩阻系數增加,但與未添加巖屑顆粒的鉆井液摩阻系數相比變化幅度不大;隨著含氣率增大,鉆井液密度減小,但井控循環壓力會變大,使得流動摩阻增大。

(3)通過回歸分析的方法,計算得到了不同流速下的溫度、壓力流動摩阻系數版圖,能更準確建立摩阻與溫壓的定量關系,與實際情況吻合度高。本文的研究方法能為特深井鉆井提速、安全風險控制提供必要的理論基礎。