钻井液流变参数计算新方法及流变模式优选

钻井液流变参数的准确计算和流变模式的优选是钻井液优化设计及钻井水力学计算的前提。针对常用的4种流变模式,分析了流变参数的常规算法及回归分析算法;利用0.618法非线性回归分析计算出了幂律模式和赫巴模式的流变参数,分析比较了钻井液流变模式的4种优选方法,得出拟合残差平方和方法为最有效的优选方法;开发了钻井液流变模式优选软件,可输出各流变模式的流变参数及最优流变模式,并结合实测数据进行了实例分析。     

油基钻井液流变参数影响因素探讨

测试不同油基钻井液体系不同温度下的流变参数,并对其在不同温度下的流变模式进行拟合。实验结果表明,以5号白油为基础油配制的不同油基钻井液体系在4~65℃内都属于赫巴流变模式。采用正交设计和极差分析的方法研究了钻井液各组分对钻井液赫巴模式3参数的影响程度。结果表明,相对于其他因素,油水比对赫巴模式3参数的影响幅度最大,相同测试温度下,油水比越低,体系的动切力越大,流性指数越小,稠度指数越大。油水比对体系动切力的影响幅度随温度增加而降低,对流性指数的影响幅度随温度升高而增加,而对体系稠度系数的影响随温度升高变化不大。温度越高,钻井液体系的动切力和稠度指数越小。     

钻井液流变模式的优选与评价

在现有主要流变模式的常规优选方法及参数确立的基础上,引入非线性回归,利用最小二乘原理,对现有主要流变模式进行回归与参数计算。利用残差平方和、残差方差以及确定系数三个指标来表征回归的效果,得出评价效果不能只简单依靠某一个指标来确定,需要综合不同指标从不同角度进行全面的对比分析,这样才能获得较合理的优选结果。同时经过计算、对比与分析,指出赫巴模式在较宽的适用范围内都能保持不错的回归精度,且参数的意义明确、形式简单、便于应用。     

纳米植物胶钻井液低温流变特性

钻井液的低温流变特性是冻土天然气水合物钻探研究中的关键问题之一。将纳米材料应用于植物胶无固相钻井液体系;并对其低温流变特性进行专门研究具有重要意义。以KL植物胶与瓜尔胶为研究对象,采用理论分析与试验研究相结合的方法,开展了纳米植物胶钻井液低温流变特性研究。首先,通过试验分别获得了两种纳米植物胶钻井液的优化配方。然后,试验绘制其剪切应力-剪切速率变化曲线;并应用回归分析法和最小二乘法,分别采用宾汉模式、冥律模式、卡森模式以及赫-巴模式对植物胶钻井液在不同温度条件下的试验结果进行回归拟合,对其流变模式进行探讨。分析结果表明,冥律模式是描述纳米植物胶钻井液低温流变性能的最佳模式。最后应用该模式对所研究的钻井液进行了低温流变性能表征。     

两性离子聚合物钻井液低温流变特性研究

两性离子聚合物钻井液在高原冻土钻探的成功应用对于实现钻井液的低温流变调控意义重大。以HT为主处理剂的两性离子聚合物钻井液作为研究对象,对钻井液在低温条件下的流变性能进行了测试。利用多元回归分析和最小二乘法对试验数据进行统计学分析。结果表明,宾汉模式可作为描述该两性离子聚合物钻井液低温流变特性的优选模式。基于此,计算出该钻井液配方在不同温度下的流变参数,以探究钻井液流变性能随温度降低的变化规律;并就该钻井液的低温流变特征进行了评价。进一步采用傅里叶红外光谱试验和扫描电镜试验就该两性离子聚合物对钻井液低温流变调控机理进行了探讨。     

钻井液流变参数的非线性最小二乘估计算法

钻井液流变模式的参数估计问题大多使用线性回归方法求解,然而,线性回归方法改变了测量误差的统计特征,使得所得到的流变参数估计不具有无偏性和方差最小等特点.针对3种非线性流变方程(幂律模式、赫巴模式和卡森模式)的特点,分别提出了非线性最小二乘估计的新算法.该算法不需要人工给定迭代初始值,迭代过程稳定收敛到最小点,不会陷入极小点陷阱,存储需求小,收敛速度很快,所得到的流变参数估计具有拟合残差近似无偏性和方差几乎最小的优良统计特征.大量的实际钻井液算例表明,新方法具有比线性回归方法更小的拟合方差,拟合残差统计特性优于线性回归方法.     

钻井液流变模式计算及优选

目前在计算钻井液流变参数时多采用线性最小二乘法方法进行求解,但是对于钻井液的非线性模式,线性最小二乘法改变了求解目标,使得计算结果不具有方差最小的特点。针对钻井液常用的三种非线性模式,分别提出了近似非线性最小二乘法的计算方法,该算法与非线性最小二乘法相比具有不需要设定初始计算值以及计算速度快的优点,同时与最小二乘法相比计算精度高。它可以应用到钻井液流变参数的确定、钻井液流变模式的优选等方面。     

超高温钻井液的高温流变性研究

考察了高温高压条件下超高温水基钻井液的流变性能,以实验室研制的超高温钻井液为研究对象,用Fann50SL 型高温高压流变仪对钻井液的流变性能进行了测定,并利用回归分析方法对实验数据进行处理。实验结果表明,高压条件下,超高温钻井液的表观黏度和塑性黏度随温度的升高而降低,210 ℃后黏度随温度升高稍有增大。回归分析表明,高温高压条件下,超高温钻井液流变模式遵循着卡森模式。建立了预测井下高温高压条件下超高温钻井液表观黏度的数学模型。实验数据验证表明,利用该数学模型计算出的数值与实测值吻合度较高,为超高温钻井液的现场应用提供了计算依据。     

一种新的高温高压流变性分析模型

钻井液流变性的准确分析与流变参数的准确计算一直是钻井水力分析与计算的基础,是提高井底压力计算精度的重要研究内容。基于高温高压流变实验数据,分析了旋转黏度计300 r/min和600 r/min下测量剪切应力随温度、压力的变化规律;进而建立了适用于各转速下高温高压(HTHP)剪切应力的通用预测模型,并给出了HTHP剪切速率预测模型系数的通用求解步骤。最后采用HTHP剪切应力预测模型对墨西哥湾一口实验井的合成基钻井液(屈服假塑性钻井液)进行了分析,同样具有很好的预测效果,表明该模型具有较广泛的适用性,可为高温高压井井底压力计算提供较为准确的HTHP流变参数。     

钻井液流变参数允许调控范围研究与应用

从液-固两相流体动力学基本理论出发,结合钻井液携岩原理及钻井工程需要,探讨了特定工况下钻井液允许流变参数范围的计算方法,建立了钻井液流变参数允许调控范围计算模型,开发了钻井液合理流变参数计算系统软件。计算结果表明,钻井液密度、排量、塑性粘度及泥浆泵缸套缸径中任一项增大都将使钻井液允许的流变参数调控范围变窄,钻井液排量的影响尤其明显。泥浆泵排量是控制流变参数允许调控范围上限的主要因素,而其下限则主要受钻井液密度影响。