长深5井抗高温钻井液技术_赵秀全
合集下载
相关主题
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
1 室内试验
长深 5 井采用的抗高温钻井液的配方为 :41 0 % 膨润土 + 11 0 %高温保护剂 + 31 0 %降滤失剂 Ⅰ型 + 41 0 %降滤失剂 Ⅱ型 + 31 0 %防塌剂 + 01 2 %增粘 剂 + 21 0 %储层保护剂 。
11 1 抗温性能评价
在不加入储层保护剂的情况下加入不同量的重 晶石配制不同密度的抗高温钻井液 ,高速搅拌 10 min 后测其流变性能和 A PI 滤失量 。然后装入老 化罐中 ,在不同的温度下热滚 16 h ,冷却至室温 ,移
收稿日期 :2007 - 04 - 26 ;改回日期 :2007 - 10 - 10 作者简介 :赵秀全 (1973 —) ,男 ,1996 年毕业于石油大学 (华 东) 石油工程专业 ,钻井队平台经理 ,工程师 。 联系电话 : (0438) 6291142
·70 ·
石 油 钻 探 技 术 2007 年 11 月
第 35 2007
卷第 6 期 年 11 月
P
E
石 油 钻 探 技 术 TROL EUM DRILL IN G TEC HN IQU
ES
VNolo.v3.5,2,N0o07. 6
固井与泥浆
长深 5 井抗高温钻井液技术
从图 1 可以看出 ,随着热滚时间的增加 ,表观粘 度 、塑性粘度 、动切力 、静切力都缓慢下降 ,变化幅度 较小 ,钻井液没有出现稠化 、胶凝等现象 ,说明该钻 井液具有长时间抗温稳定性 。
11 3 抑制性能评价
称取 101 00 g 处理过的膨润土制成样品片 ,用 20 mL 密度为 11 15 和 11 35 kg/ L 抗高温钻井液浸
入搅拌罐中高速搅拌 5 min ,测其流变性能 、A PI 滤 失量和高温高压滤失量 。试验结果见表 1～2 。
从表 1～2 可看出 :1) 抗高温钻井液老化后具有 较好的流变性 ,无稠化和胶凝现象 ,表观粘度和塑性 粘度随着老化温度的升高略有增加 ;2) 随温度升高 动切力增大 ,动塑比增大 ,携岩能力增强 ;3) 触变性 好 ,悬浮岩屑能力强 。
281 5
21 71 5 11 5/ 81 5 31 2
Βιβλιοθήκη Baidu
51 0
9
注 :条件 1 、2 、3 、4 分别为常温 、150 ℃下热滚 16 h 、180 ℃下热滚 16 h、 200 ℃下热滚 16 h 。
由渗透率恢复评价试验结果和加入储层保护剂
后钻井液的性能可看出 ,抗高温钻井液加入储层保 护剂后具有很好的封堵能力 ,能有效降低钻井液的
81 0 61 0 71 5 121 5 161 0
动塑比
01 33 01 37 01 42 01 69 01 73
静切 力/ Pa
21 0/ 31 5 11 0/ 31 0 11 5/ 91 0 31 5/ 171 0 61 5/ 311 0
A PI 滤失/ mL
21 5 21 2 21 4 41 8 51 4
A PI 滤失/ mL
21 2 21 0 21 3 41 8 51 2
高温高压 滤失/ mL
111 0 81 0 141 0 151 5 221 0
pH 值
9 9 9 9 9
良好的储层保护性能 ,能大大降低钻井液对储层的
损害 。加 入 储 层 保 护 剂 后 污 染 了 空 气 渗 透 率 为
1691 06 ×10 - 3 、4831 75 ×10 - 3 、8601 16 ×10 - 3 、和 2 0701 00 ×10 - 3μm2 的岩心 ,它们的渗透率恢复率 分 别 为 991 13 %、941 87 %、991 39 %、311 58 %、 541 08 %和 921 00 % ,空气渗透率为 1 1031 51 ×10 - 3 和1 5051 19 ×10 - 3μm2 岩心的渗透率恢复率虽然只 有 311 58 %和 541 08 % ,但从污染端切去 1 cm 后渗 透率恢复率分别为 951 72 %、981 86 %。
高温高压 滤失/ mL
9 12 18 19 26
pH 值
9 9 9 9 9
表 2 密度为 11 35 kg/ L 钻井液在不同温度下的性能
温度/ ℃
25 180 200 220 230
老化 情况 老化前 老化后 老化后 老化后 老化后
表观粘 度/ mPa·s
351 0 271 5 301 0 381 0 491 0
液体 3 为清水 ;老化条件为 230 ℃下热滚 16 h 。
从表 3 可看出 ,在抗高温钻井液中膨润土的 8 h
线性膨胀率在热滚前后均小于 1 % ,而清水膨胀量
达 131 4 % ,说明抗高温钻井液有较强的抑制性能 ,
能保证井壁的稳定 。
11 4 对储层损害评价
为了有利于发现油气层和正确评价油气层 ,以 及最大限度地开发油气层 ,采用岩心流动实验仪对 抗高温钻井液进行了渗透率恢复率评价试验[223] 。 试验用岩心采用四川天然露头岩心 。未加入储层保
护剂抗高温钻井液污染岩心渗透率恢复率为 871 8 %。说明抗高温钻井液具有较强的封堵性能及
表 4 为加入储层保护剂后抗高温钻井液在不同
温度下老化后的性能 。
表 4 加入储层保护剂后钻井液老化后的性能
条件
密度/ kg ·L -
1
表观粘度/ m Pa·s
塑性粘 动切 度/ mPa·s力/ Pa
静切力/ Pa
1
11 116
11 162 111 0 91 8 01 99 01 84
2
11 134
11 144
91 6 101 9 01 85 01 95
3
11 112
11 126 1491 0 1511 0 131 40 131 40
注 :液体 1 、2 分别为密度 11 15 和 11 35 kg/ L 的抗高温钻井液 ;
关键词 : 高温钻井液 ;钻井液性能 ; 钻井液添加剂 ;防止地层损害 ;长深 5 井 ;吉林油田 中图分类号 : T E254 + 1 1 文献标识码 :B 文章编号 :1001 - 0890 (2007) 06 - 0069 - 04
长深 5 井是吉林油田部署在松辽盆地南部长 岭断陷北部洼陷带乾安北 1 号火山岩顶面构造高部 位的一口风险探井 ,设计井深 5 400 m ,从上向下依 次钻遇了大安组 、明水组 、四方台组 、嫩江组 、姚家 组 、青山口组 、泉头组 、登娄库组和营城组地层 ,目的 层为登娄库组和营城组 。该井设计井身结构及套管 程序为 : 一开 , <4441 5 mm 钻头 ×1 225 m , <3391 7 mm 套管 ×1 223 m ;二开 ,<3111 1 mm 钻头 ×4 400 m ,<2441 5 mm 套管 ×4 398 m ;三开 ,<2151 9 mm 钻 头 ×5 400 m ,<1391 7 mm 套管 ×5 397 m 。松辽盆 地的地温梯度较高 ,根据已完钻的长深 1 井的地温 梯度推算 ,长深 5 井完钻井底温度可能超过 200 ℃, 如果使用普通三磺钻井液则难以满足如此高温条件 下的钻进及长时间空井的要求 ,因此需要采用抗高 温钻井液体系 。
A PI 滤 高温高压 失/ mL 滤失/ mL
pH 值
1 11 15
281 0
23 51 0 11 5/ 51 5 21 0
9
2 11 15
221 0
19 31 0 01 5/ 11 5 21 0
71 0
9
3 11 15
251 0
19 61 0 01 5/ 41 0 11 9
51 6
9
4 11 15
1/ 4 的新浆 ,按循环周加入 ,循环均匀性能稳定后 , 调整钻井液粘切与转化前接近 。
4) 第二步转化结束后 ,补充高浓度胶液和使用 固控设备逐步降低钻井液中劣质固相含量 ,使固相 组分合理 ,同时保证钻井液性能平稳 ,确保井壁稳 定。
5) 转化后期 ,利用固控设备控制固相含量和固 相成分 ,补充抗高温处理剂 ,使抗高温处理剂含量达 到设计要求 ,钻井液性能满足施工需要 。 11 51 2 室内转化试验
钻井液在转化初期性能不出现较大幅度的波动 ,确 保井壁稳定 。
2) 第一步转化 ,替入井浆总量 1/ 4 的新浆 ,按循
环周加入 ,循环均匀性能稳定后 ,调整钻井液粘切与
第 35 卷第 6 期 赵秀全等 :长深 5 井抗高温钻井液技术
·71 ·
转化前接近 。 3) 第二步在第一步转化基础上再替入井浆总量
赵秀全 李伟平 王中义
(吉林石油集团有限责任公司 第二钻井工程公司 ,吉林 松原 138000)
摘 要 :长深 5 井所在松辽盆地的地温梯度较高 ,据已完钻的长深 1 井的地温梯度推算 ,长深 5 井完钻井底温 度可能超过 200 ℃,普通钻井液难以满足如此高温条件下的钻进及长时间空井的要求 ,因此该井需要采用抗高温 钻井液 。首先在室内评价了所选抗高温钻井液的性能 ,结果表明 ,该钻井液具有长时间抗温稳定性 ,悬浮岩屑 、携 带岩屑能力强 ,能抑制泥页岩水化膨胀 ,具有较强的封堵能力 ,滤失量低 ,对储层伤害小 ,能满足长深 5 井三开钻进 的需要 ;接着进行了室内转化试验 ,结果表明 ,采用向井浆中逐步加入新配制抗高温钻井液转化成抗高温钻井液的 方法可行 。现场采用该方法将井浆转化成抗高温钻井液 ,通过采取维护措施顺利钻至完钻井深 5 321 m ,并且也顺 利完成测井 。抗高温钻井液在该井的成功应用 ,为松辽盆地深井钻井液的优选积累了经验 。
图 1 钻井液流变性能与热滚时间的关系
泡 ,并在N P - 01页岩膨胀仪上测定浸泡过程中的线 性膨胀高度[1] ,记录膨胀高度随时间的变化值 ,测定 时间为 8h 。两种不同密度抗高温钻井液在 230 ℃ 下老化前后的线性膨胀量见表 3 。
表 3 膨润土在不同密度钻井液中的膨胀率
液体
起始厚度/ mm 8 h 膨胀量/ 10 - 3 mm 膨胀率 , % 老化前 老化后 老化前 老化后 老化前 老化后
塑性粘 度/ mPa·s
25 20 22 23 28
动切力/ Pa
101 0 71 5 81 0 151 0 211 0
动塑比
01 40 01 38 01 36 01 65 01 75
静切 力/ Pa
21 0/ 41 5 11 0/ 31 0 11 5/ 61 5 61 5/ 231 0 81 5/ 431 0
11 2 热稳定性能评价
在深井超深井钻井过程中 ,经常会由于各种原 因使钻井液长时间停止循环 ,因此需要考察钻井液 长时间老化后的流变性 ,以避免钻井液长时间在井 下高温条件下发生稠化 、胶凝等现象 。密度 11 15 kg/ L 抗高温钻井液在 220 ℃下连续热滚 112 h ,在 不同时间取出冷却后 ,测其流变性 ,结果如图 1 所 示。
滤失量 ,可以有效阻止钻井液及钻井液滤液渗入泥
页岩 ,钻井液污染岩心的渗透率恢复率高 ,具有很好 的保护储层的性能 ,对油气层的损害小 。
11 5 室内转化模拟试验
11 51 1 转化思路
根据长深 5 井现场钻井液性能和井壁稳定情 况 ,确定钻井液转化应遵循以下原则 :
1) 采取逐步转化的方法 ,分多次替入新浆 ,保证
1) 取 500 mL 长深 5 井井浆测量常规性能 ,结 果为 :密度 11 25 kg/ L ,表观粘度 41 mPa ·s ,塑性粘 度 26 mPa ·s ,动切力 15 Pa ,动塑比 01 58 ,静切力 8/ 20 Pa 。
2) 按照配方 (不加入储层保护剂) 配制新钻井液 500 mL ,并用重晶石加重至密度 11 25 kg/ L ,测其常 规性能 , 结果为 : 密度 11 25 kg/ L , 表观 粘度 721 5 mPa ·s ,塑性粘度 52 mPa ·s ,动切力 201 5 Pa ,动 塑比 01 39 ,静切力 11/ 30 Pa 。
表 1 密度 11 15 kg/ L 钻井液在不同温度下的性能
温度/ ℃
25 180 200 220 230
老化 情况 老化前 老化后 老化后 老化后 老化后
表观粘 度/ mPa·s
321 0 221 0 251 5 301 5 381 0
塑性粘 度/ mPa·s
24 16 18 18 22
动切力/ Pa
长深 5 井采用的抗高温钻井液的配方为 :41 0 % 膨润土 + 11 0 %高温保护剂 + 31 0 %降滤失剂 Ⅰ型 + 41 0 %降滤失剂 Ⅱ型 + 31 0 %防塌剂 + 01 2 %增粘 剂 + 21 0 %储层保护剂 。
11 1 抗温性能评价
在不加入储层保护剂的情况下加入不同量的重 晶石配制不同密度的抗高温钻井液 ,高速搅拌 10 min 后测其流变性能和 A PI 滤失量 。然后装入老 化罐中 ,在不同的温度下热滚 16 h ,冷却至室温 ,移
收稿日期 :2007 - 04 - 26 ;改回日期 :2007 - 10 - 10 作者简介 :赵秀全 (1973 —) ,男 ,1996 年毕业于石油大学 (华 东) 石油工程专业 ,钻井队平台经理 ,工程师 。 联系电话 : (0438) 6291142
·70 ·
石 油 钻 探 技 术 2007 年 11 月
第 35 2007
卷第 6 期 年 11 月
P
E
石 油 钻 探 技 术 TROL EUM DRILL IN G TEC HN IQU
ES
VNolo.v3.5,2,N0o07. 6
固井与泥浆
长深 5 井抗高温钻井液技术
从图 1 可以看出 ,随着热滚时间的增加 ,表观粘 度 、塑性粘度 、动切力 、静切力都缓慢下降 ,变化幅度 较小 ,钻井液没有出现稠化 、胶凝等现象 ,说明该钻 井液具有长时间抗温稳定性 。
11 3 抑制性能评价
称取 101 00 g 处理过的膨润土制成样品片 ,用 20 mL 密度为 11 15 和 11 35 kg/ L 抗高温钻井液浸
入搅拌罐中高速搅拌 5 min ,测其流变性能 、A PI 滤 失量和高温高压滤失量 。试验结果见表 1～2 。
从表 1～2 可看出 :1) 抗高温钻井液老化后具有 较好的流变性 ,无稠化和胶凝现象 ,表观粘度和塑性 粘度随着老化温度的升高略有增加 ;2) 随温度升高 动切力增大 ,动塑比增大 ,携岩能力增强 ;3) 触变性 好 ,悬浮岩屑能力强 。
281 5
21 71 5 11 5/ 81 5 31 2
Βιβλιοθήκη Baidu
51 0
9
注 :条件 1 、2 、3 、4 分别为常温 、150 ℃下热滚 16 h 、180 ℃下热滚 16 h、 200 ℃下热滚 16 h 。
由渗透率恢复评价试验结果和加入储层保护剂
后钻井液的性能可看出 ,抗高温钻井液加入储层保 护剂后具有很好的封堵能力 ,能有效降低钻井液的
81 0 61 0 71 5 121 5 161 0
动塑比
01 33 01 37 01 42 01 69 01 73
静切 力/ Pa
21 0/ 31 5 11 0/ 31 0 11 5/ 91 0 31 5/ 171 0 61 5/ 311 0
A PI 滤失/ mL
21 5 21 2 21 4 41 8 51 4
A PI 滤失/ mL
21 2 21 0 21 3 41 8 51 2
高温高压 滤失/ mL
111 0 81 0 141 0 151 5 221 0
pH 值
9 9 9 9 9
良好的储层保护性能 ,能大大降低钻井液对储层的
损害 。加 入 储 层 保 护 剂 后 污 染 了 空 气 渗 透 率 为
1691 06 ×10 - 3 、4831 75 ×10 - 3 、8601 16 ×10 - 3 、和 2 0701 00 ×10 - 3μm2 的岩心 ,它们的渗透率恢复率 分 别 为 991 13 %、941 87 %、991 39 %、311 58 %、 541 08 %和 921 00 % ,空气渗透率为 1 1031 51 ×10 - 3 和1 5051 19 ×10 - 3μm2 岩心的渗透率恢复率虽然只 有 311 58 %和 541 08 % ,但从污染端切去 1 cm 后渗 透率恢复率分别为 951 72 %、981 86 %。
高温高压 滤失/ mL
9 12 18 19 26
pH 值
9 9 9 9 9
表 2 密度为 11 35 kg/ L 钻井液在不同温度下的性能
温度/ ℃
25 180 200 220 230
老化 情况 老化前 老化后 老化后 老化后 老化后
表观粘 度/ mPa·s
351 0 271 5 301 0 381 0 491 0
液体 3 为清水 ;老化条件为 230 ℃下热滚 16 h 。
从表 3 可看出 ,在抗高温钻井液中膨润土的 8 h
线性膨胀率在热滚前后均小于 1 % ,而清水膨胀量
达 131 4 % ,说明抗高温钻井液有较强的抑制性能 ,
能保证井壁的稳定 。
11 4 对储层损害评价
为了有利于发现油气层和正确评价油气层 ,以 及最大限度地开发油气层 ,采用岩心流动实验仪对 抗高温钻井液进行了渗透率恢复率评价试验[223] 。 试验用岩心采用四川天然露头岩心 。未加入储层保
护剂抗高温钻井液污染岩心渗透率恢复率为 871 8 %。说明抗高温钻井液具有较强的封堵性能及
表 4 为加入储层保护剂后抗高温钻井液在不同
温度下老化后的性能 。
表 4 加入储层保护剂后钻井液老化后的性能
条件
密度/ kg ·L -
1
表观粘度/ m Pa·s
塑性粘 动切 度/ mPa·s力/ Pa
静切力/ Pa
1
11 116
11 162 111 0 91 8 01 99 01 84
2
11 134
11 144
91 6 101 9 01 85 01 95
3
11 112
11 126 1491 0 1511 0 131 40 131 40
注 :液体 1 、2 分别为密度 11 15 和 11 35 kg/ L 的抗高温钻井液 ;
关键词 : 高温钻井液 ;钻井液性能 ; 钻井液添加剂 ;防止地层损害 ;长深 5 井 ;吉林油田 中图分类号 : T E254 + 1 1 文献标识码 :B 文章编号 :1001 - 0890 (2007) 06 - 0069 - 04
长深 5 井是吉林油田部署在松辽盆地南部长 岭断陷北部洼陷带乾安北 1 号火山岩顶面构造高部 位的一口风险探井 ,设计井深 5 400 m ,从上向下依 次钻遇了大安组 、明水组 、四方台组 、嫩江组 、姚家 组 、青山口组 、泉头组 、登娄库组和营城组地层 ,目的 层为登娄库组和营城组 。该井设计井身结构及套管 程序为 : 一开 , <4441 5 mm 钻头 ×1 225 m , <3391 7 mm 套管 ×1 223 m ;二开 ,<3111 1 mm 钻头 ×4 400 m ,<2441 5 mm 套管 ×4 398 m ;三开 ,<2151 9 mm 钻 头 ×5 400 m ,<1391 7 mm 套管 ×5 397 m 。松辽盆 地的地温梯度较高 ,根据已完钻的长深 1 井的地温 梯度推算 ,长深 5 井完钻井底温度可能超过 200 ℃, 如果使用普通三磺钻井液则难以满足如此高温条件 下的钻进及长时间空井的要求 ,因此需要采用抗高 温钻井液体系 。
A PI 滤 高温高压 失/ mL 滤失/ mL
pH 值
1 11 15
281 0
23 51 0 11 5/ 51 5 21 0
9
2 11 15
221 0
19 31 0 01 5/ 11 5 21 0
71 0
9
3 11 15
251 0
19 61 0 01 5/ 41 0 11 9
51 6
9
4 11 15
1/ 4 的新浆 ,按循环周加入 ,循环均匀性能稳定后 , 调整钻井液粘切与转化前接近 。
4) 第二步转化结束后 ,补充高浓度胶液和使用 固控设备逐步降低钻井液中劣质固相含量 ,使固相 组分合理 ,同时保证钻井液性能平稳 ,确保井壁稳 定。
5) 转化后期 ,利用固控设备控制固相含量和固 相成分 ,补充抗高温处理剂 ,使抗高温处理剂含量达 到设计要求 ,钻井液性能满足施工需要 。 11 51 2 室内转化试验
钻井液在转化初期性能不出现较大幅度的波动 ,确 保井壁稳定 。
2) 第一步转化 ,替入井浆总量 1/ 4 的新浆 ,按循
环周加入 ,循环均匀性能稳定后 ,调整钻井液粘切与
第 35 卷第 6 期 赵秀全等 :长深 5 井抗高温钻井液技术
·71 ·
转化前接近 。 3) 第二步在第一步转化基础上再替入井浆总量
赵秀全 李伟平 王中义
(吉林石油集团有限责任公司 第二钻井工程公司 ,吉林 松原 138000)
摘 要 :长深 5 井所在松辽盆地的地温梯度较高 ,据已完钻的长深 1 井的地温梯度推算 ,长深 5 井完钻井底温 度可能超过 200 ℃,普通钻井液难以满足如此高温条件下的钻进及长时间空井的要求 ,因此该井需要采用抗高温 钻井液 。首先在室内评价了所选抗高温钻井液的性能 ,结果表明 ,该钻井液具有长时间抗温稳定性 ,悬浮岩屑 、携 带岩屑能力强 ,能抑制泥页岩水化膨胀 ,具有较强的封堵能力 ,滤失量低 ,对储层伤害小 ,能满足长深 5 井三开钻进 的需要 ;接着进行了室内转化试验 ,结果表明 ,采用向井浆中逐步加入新配制抗高温钻井液转化成抗高温钻井液的 方法可行 。现场采用该方法将井浆转化成抗高温钻井液 ,通过采取维护措施顺利钻至完钻井深 5 321 m ,并且也顺 利完成测井 。抗高温钻井液在该井的成功应用 ,为松辽盆地深井钻井液的优选积累了经验 。
图 1 钻井液流变性能与热滚时间的关系
泡 ,并在N P - 01页岩膨胀仪上测定浸泡过程中的线 性膨胀高度[1] ,记录膨胀高度随时间的变化值 ,测定 时间为 8h 。两种不同密度抗高温钻井液在 230 ℃ 下老化前后的线性膨胀量见表 3 。
表 3 膨润土在不同密度钻井液中的膨胀率
液体
起始厚度/ mm 8 h 膨胀量/ 10 - 3 mm 膨胀率 , % 老化前 老化后 老化前 老化后 老化前 老化后
塑性粘 度/ mPa·s
25 20 22 23 28
动切力/ Pa
101 0 71 5 81 0 151 0 211 0
动塑比
01 40 01 38 01 36 01 65 01 75
静切 力/ Pa
21 0/ 41 5 11 0/ 31 0 11 5/ 61 5 61 5/ 231 0 81 5/ 431 0
11 2 热稳定性能评价
在深井超深井钻井过程中 ,经常会由于各种原 因使钻井液长时间停止循环 ,因此需要考察钻井液 长时间老化后的流变性 ,以避免钻井液长时间在井 下高温条件下发生稠化 、胶凝等现象 。密度 11 15 kg/ L 抗高温钻井液在 220 ℃下连续热滚 112 h ,在 不同时间取出冷却后 ,测其流变性 ,结果如图 1 所 示。
滤失量 ,可以有效阻止钻井液及钻井液滤液渗入泥
页岩 ,钻井液污染岩心的渗透率恢复率高 ,具有很好 的保护储层的性能 ,对油气层的损害小 。
11 5 室内转化模拟试验
11 51 1 转化思路
根据长深 5 井现场钻井液性能和井壁稳定情 况 ,确定钻井液转化应遵循以下原则 :
1) 采取逐步转化的方法 ,分多次替入新浆 ,保证
1) 取 500 mL 长深 5 井井浆测量常规性能 ,结 果为 :密度 11 25 kg/ L ,表观粘度 41 mPa ·s ,塑性粘 度 26 mPa ·s ,动切力 15 Pa ,动塑比 01 58 ,静切力 8/ 20 Pa 。
2) 按照配方 (不加入储层保护剂) 配制新钻井液 500 mL ,并用重晶石加重至密度 11 25 kg/ L ,测其常 规性能 , 结果为 : 密度 11 25 kg/ L , 表观 粘度 721 5 mPa ·s ,塑性粘度 52 mPa ·s ,动切力 201 5 Pa ,动 塑比 01 39 ,静切力 11/ 30 Pa 。
表 1 密度 11 15 kg/ L 钻井液在不同温度下的性能
温度/ ℃
25 180 200 220 230
老化 情况 老化前 老化后 老化后 老化后 老化后
表观粘 度/ mPa·s
321 0 221 0 251 5 301 5 381 0
塑性粘 度/ mPa·s
24 16 18 18 22
动切力/ Pa