钻井液抑制性能测试（钻井液性能及其测试）

本篇文章给大家谈谈钻井液抑制性能测试，以及钻井液性能及其测试对应的知识点，希望对各位有所帮助，不要忘了收藏本站喔。 今天给各位分享钻井液抑制性能测试的知识，其中也会对钻井液性能及其测试进行解释，如果能碰巧解决你现在面临的问题，别忘了关注本站，现在开始吧！

本文目录一览：

• 1、钻井液性能测试方面？ 详细的!
• 2、钻井液主要参数和测定
• 3、配方优化实验

钻井液性能测试方面？ 详细的!

按API规定常检测的钻井液性能包括：密度、漏斗粘度、塑性粘度、动切力、静切力、API滤失量、HTHP滤失量、Ph值、碱度、含沙量、固相含量、膨润土含量、和滤液中各种离子浓度等。一、 钻井液密度
钻井液的密度是指单位体积钻井液的质量，常用g/cm3
二、 钻井液的流变性
钻井液的流变性是指钻井液流动和变形的特性。参数：塑性粘度、动切力、漏斗粘度、表观粘度和静切力等钻井液的重要的流变参数。
三、 钻井液的造壁性
在钻井过程中，当钻头钻过渗透性地层时，由于钻井液的液柱压力一般总是大于地层孔隙压力，在压差作用下，钻井液的液体便会渗入地层，这种特性常称为钻井液的滤失性。在液体发生层滤的同时，钻井液中的固相颗粒会附着并沉积在井壁上形成一层泥饼。
四、 钻井液的PH值
用钻井液的PH值表示钻井液滤液的酸碱性。
五、 钻井液的含沙量
钻井液的含沙量是指钻井液中不能通过200目筛网，及粒径大于74μm的沙粒占钻井液总体积的百分数。
六、 钻井液的固相含量
钻井液的固相含量通常用钻井液中全部固相的体积占钻井液总体积的百分数来表示。

钻井液主要参数和测定

一
功用：冷却和润滑钻头钻具钻井液抑制性能测试，携带和悬浮钻屑，泥浆录井时反应地层信息，稳定井壁，平衡地层压力，传递水动力以提高钻进速度和破岩效率等
二
钻井液类型：1.
按密度：非加重和加重钻井液
2.
按与粘土水化性能强弱：非抑制性和抑制性钻井液
3.
按固相含量：地固相和无固相钻井液
4.
按流体介质：水基，油基和气体型三类
近期出现钻井液抑制性能测试了合成基钻井液。
目前国内得到认可的各种钻井液类型为：
1.分散钻井液
2.钙处理钻井液
3.盐水钻井液
4.饱和盐水钻井液
5.聚合物钻井液
6.钾基聚合物钻井液
7.油基钻井液
8.合成基钻井液
9.气体型钻井流体
10.保护油气层的钻井液
三
主要参数：
密度
流变性
滤失造壁性
润滑性
钻井液的ph和碱度
钻井液的含沙量
钻井液的固相含量
钻井液中膨润土含量钻井液中滤液分析
前几项参数分常规和高温高压两种不同条件
同时前几项的重要性也最大，一般测得就是前几项

配方优化实验

7.5.1 试验方案设计

配方优化研究主要采用正交试验，为了尽量体现不同材料之间的配伍性，共设计了五组正交试验。

以正交试验1为例，介绍试验过程。正交试验设计成7因素三水平，具体见表7.7。

表7.7 高温正交实验——正交试验表（单位：%）

7.5.2 试验数据与分析

7.5.2.1 试验数据

按正交试验表7.7，进行钻井液配制及性能评价，试验数据见表7.8。

表7.8 高温正交实验——正交实验结果

7.5.2.2 正交实验数据的极差分析

（1）动塑比指标分析

首先分析第一列：SMP因素。把包含SMP因素的“1”水平的实验（1、2、3、10、11、12号实验）算作第一组，同样把SMP因素的“2”水平实验（4、5、6、13、14、15号实验）算作第二组，SMP因素的“3”水平实验（7、8、9、16、17、18号实验）算作第三组。则十八次实验分成三组。在这三组实验中，其他因素的（SMC、SPNH、KPAM、GCL-1、GCL-2和膨润土）的1、2、3水平分别出现了两次分析结果数据见表7.9：

表7.9 正交实验——动塑比实验数据正交表

从表7.9可以看出，A、E因素的处理剂量加大时，动塑比变化是先小后大；B、F因素的加量变大时，动塑比的变化是先大后小；而C、G加量增大时，动塑比是逐渐变大；因素D增大时，动塑比则是逐渐变小。

钻井液工艺对动塑比的要求：一般认为，有效携带岩屑的动塑比τ0/μp保持在0.36～0.48Pa/（mPa·s），采用英制单位，则为0.75～1lb/（100ft2·cP）比较合适，若是τ0/μp过小，会导致尖峰型层流；若比值过大，往往会因τ0值得增大引起泵压显著升高。

我们实验的得到的动塑比的范围是0.16～0.39Pa/（mPa·s）部分实验的结果比较合适，部分值偏小，因而在此实验中，我们优先选择动塑比较大的值，因而得出的各因素的优水平为：

A3、B2、C3、D1、E3、F2、G3，优水平组合为A3B2C3D1E3F2G3。

（2）HTHP失水指标分析

对于深井钻井液，HTHP滤失量是一个非常重要的衡量指标，能够反应在深井高温高压条件下，钻井液的抗高温高压能力，分析方法如同上面的动塑比分析，分析数据如下表7.10所示：

表7.10 高温正交实验——HTHP失水实验数据正交表

由表7.10可以看出A、B、D、E四个因素的加量增大时，HTHP滤失量是先变小后变大；C的加量增大时，HTHP滤失量是先增大后变小；F、G的HTHP滤失量则随着加量的增大而逐渐降低。

在钻井工程中，钻井液的滤失量应该严格控制，一般情况下钻井液的滤失量越小越好，因而选择出来的各处理剂的优水平有A2、B2、C3、D2、E2、F3、G3，优水平组合为A2B2C3D2E2F3G3。在本正交实验配方中，HTHP滤失量的范围为10.8～44mL。有很大一部分符合失水要求，但是再结合黏度分析，则还需要进一步寻找更合适的配方。

类似于上述的正交设计、试验与分析，经过5组优化，得到钻井液的最优配方为：

水+3%～5%膨润土+2%～5%SMP+2%～5%GCL-1+3%～5%SPNH+3%～5%GCL-2+3%～5%GCL-3+0.5%DDP+1%GBHJ。

7.5.2.3 高温钻井液性能评价

性能评价主要针对钻井液高温老化前后性能变化、高温高压滤失量、高温条件下钻井液的流变性能及钻井液的抑制性能展开评价。

（1）高温老化前后钻井液性能，见表7.11。

表7.11 钻井液高温老化前后流变性能及滤失性能表

（2）高温流变性评价

分别采用经过180℃、210℃和230℃高温滚动16小时后的钻井液，在Fann50s上做高温流变性试验，试验温度由低到高，而后再由高到低，试验结果见图7.3、图7.4和图7.5。

图7.3 180℃热滚后钻井液流变曲线图

图7.4 210℃热滚后钻井液流变曲线图

图7.5 230℃热滚后钻井液流变曲线图

由图7.3、图7.4和图7.5可以看出，钻井液配方随着温度的升高，黏度下降，随着温度的降低黏度可恢复到原来的70%以上。该钻井液配方具有良好的流变性且性能稳定，可以满足深井超深井钻井工艺要求。

（3）钻井液抑制性评价

试验岩心采用山东安邱土压制。试验结果见表7.12。试验结果表明，该体系经过高温老化后，仍具有良好的抑制性能。

表7.12 钻井液体系高温老化后的抑制性能

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