El efecto de las altas temperaturas en el rendimiento de los fluidos de perforación a base de agua

2.3.1 Las altas temperaturas deterioran las propiedades del fluido de perforación

A medida que aumenta la temperatura, varias propiedades del fluido de perforación cambian. En términos generales, el aumento de temperatura empeorará el rendimiento del fluido de perforación para la formación de paredes, es decir, la torta de lodo se volverá más espesa, la permeabilidad aumentará y aumentará la pérdida de filtración. Sin embargo, esta tendencia cambiante no está directa y necesariamente relacionada con el tamaño de la pérdida de fluido API. Es decir, la pérdida de fluido de perforación con una pequeña pérdida de fluido API en condiciones de alta temperatura y alta presión no significa necesariamente una pequeña pérdida de fluido. . Esto demuestra que existen diferentes mecanismos de acción a altas temperaturas.

El impacto de las altas temperaturas en la reología del fluido de perforación es relativamente complejo y su impacto puede estudiarse en detalle a partir de la curva de relación entre viscosidad y temperatura. Las curvas comunes de viscosidad-temperatura tienen las siguientes formas típicas (Figura 2.2).

La curva ① representa el fluido de perforación disperso con fuerte resistencia a la temperatura y bajo contenido de arcilla. En la composición reológica de este tipo de fluido de perforación, la viscosidad no estructural representa una proporción mayor que la viscosidad estructural, como en un sistema en el que un agente de tratamiento de polímero aumenta la viscosidad plástica del fluido de perforación. Los fluidos de perforación con fuerte coalescencia y alto contenido de arcilla generalmente muestran la curva ③. Este tipo de fluido de perforación tiene una estructura muy fuerte (incluida la "estructura de la casa de tarjetas" y la estructura de rejilla espacial de las partículas de arcilla polimérica excede con creces la). contribución de la viscosidad plástica a la viscosidad.

Figura 2.2 Varias curvas comunes de viscosidad-temperatura de los fluidos de perforación a base de agua

Todos los tipos de fluidos de perforación a base de agua generalmente exhiben curvas en un amplio rango de temperatura (temperatura normal a temperatura alta). ) El patrón de cambio de ② es simplemente que diferentes sistemas de fluidos de perforación muestran diferentes valores mínimos de viscosidad plástica (eta efectiva) y temperatura (tB).

Si tB es mayor que la temperatura de funcionamiento del fluido de perforación, se convierte en el tipo de curva ①. Si tB es menor que la temperatura ambiente, la curva viscosidad-temperatura del sistema aparece como curva ③. Se puede decir que la curva ③ es una regla general para todo tipo de fluidos de perforación a base de agua, mientras que las curvas ① y ② son dos casos especiales. Las investigaciones muestran que esta propiedad dependiente de la temperatura puede ser reversible. Por lo tanto, puede reflejar mejor los cambios reales en el rendimiento del fluido de perforación durante el proceso de circulación desde boca de pozo → fondo de pozo → boca de pozo durante su uso. Es una cuestión clave si el sistema de fluido de perforación puede cumplir con los requisitos geológicos y de ingeniería de las secciones de pozos profundos. Obviamente, esta característica de cambio de alta temperatura puede causar grandes diferencias en el rendimiento de los fluidos de perforación a altas temperaturas en el fondo del pozo y a bajas temperaturas en la boca del pozo. Por lo tanto, el rendimiento de los fluidos de perforación en boca de pozo no debe medirse con instrumentos convencionales. Se utiliza para medir el rendimiento real de los fluidos de perforación de fondo de pozo a altas temperaturas. Sólo se puede medir con instrumentos que simulan condiciones reales de alta temperatura y alta presión en el fondo del pozo, y se utiliza como base para diseñar y mantener los parámetros de rendimiento del fluido de perforación de pozos profundos y juzgar las condiciones del fondo del pozo para determinar medidas de ingeniería.

2.3.2 La alta temperatura reduce la estabilidad térmica del fluido de perforación

La alta temperatura provoca cambios en los componentes del fluido de perforación y entre los componentes que no son fáciles de ocurrir a bajas temperaturas Las reacciones violentas y los efectos discretos se han intensificado y, al mismo tiempo, se ha agravado la inevitable contaminación de la formación (sal, calcio, recortes de perforación, gas ácido, etc.) causada por la perforación a cielo abierto a largo plazo. Los resultados de todos estos efectos inevitablemente cambiarán, dañarán o incluso destruirán seriamente las propiedades originales del fluido de perforación, y este efecto es un cambio irreversible y permanente. Indica la capacidad de estabilidad del sistema de fluido de perforación después de haber sido sometido a altas temperaturas (o la capacidad del fluido de perforación para resistir daños por alta temperatura), lo que se denomina especialmente estabilidad térmica del sistema de fluido de perforación. Generalmente, los cambios en el rendimiento (medidos en las mismas condiciones) del fluido de perforación antes y después de la alta temperatura se utilizan para reflejar realmente los cambios en el rendimiento del fluido de perforación en boca de pozo durante su uso (a veces incluso los cambios en las temperaturas de entrada y salida). propiedades).

2.3.2.1 Efecto de la alta temperatura sobre la estabilidad reológica y térmica del fluido de perforación

(1) Espesamiento a alta temperatura

La viscosidad aparente del fluido de perforación después Alta temperatura. El fenómeno del aumento de la viscosidad plástica, la fuerza de corte dinámica y la fuerza de corte estática es un cambio irreversible. Si el fluido de perforación pierde fluidez después de exponerse a altas temperaturas, se denomina gelificación del fluido de perforación a alta temperatura. Obviamente, puede considerarse como un fenómeno grave de espesamiento a alta temperatura. El espesamiento a alta temperatura es el fenómeno más común en los fluidos de perforación de pozos profundos. Durante el uso, la viscosidad del fluido de perforación y la fuerza de corte continúan aumentando, especialmente durante las operaciones de disparo; el fluido de perforación aumenta aún más después de un envejecimiento prolongado a alta temperatura. Por lo tanto, el rendimiento del fluido de perforación es inestable y el procesamiento es frecuente.

A menudo causa problemas con el uso de fluidos de perforación de pozos profundos (especialmente fluidos de perforación pesados), y para los fluidos de perforación que se espesan seriamente a altas temperaturas, el uso de diluyentes generalmente no es efectivo e incluso puede empeorar el problema. una característica destacada.

Los fluidos de perforación con alto contenido de arcilla y fuerte dispersión suelen presentar este fenómeno.

(2) Espesamiento a alta temperatura

Después de que el fluido de perforación se expone a alta temperatura, las fuerzas de corte dinámicas y estáticas disminuyen, lo que se denomina espesamiento a alta temperatura. La principal manifestación es una disminución de las fuerzas de corte estáticas y dinámicas. Este tipo de fenómeno se observa a menudo en fluidos de perforación de salmuera con suelo pobre, bajo contenido de suelo y alta salinidad. No se debe a cambios en los componentes del fluido de perforación, sino que es puramente un cambio causado por la alta temperatura. En el uso real, se manifiesta como una disminución gradual y lenta en la viscosidad y el corte del fluido de perforación en la boca del pozo. Esta disminución es difícil de aumentar con espesantes convencionales. Dado que un espesamiento severo a alta temperatura puede provocar una fuerte precipitación de barita en el fluido de perforación, también se debe prestar total atención durante el uso. Generalmente, se puede solucionar utilizando tensioactivos o aumentando adecuadamente el contenido de arcilla en el fluido de perforación.

(3) Solidificación a alta temperatura

El fenómeno de que el fluido de perforación toma forma y tiene cierta resistencia después de ser expuesto a altas temperaturas se llama solidificación a alta temperatura. Los fluidos de perforación que se solidifican a altas temperaturas no sólo pierden completamente su fluidez sino que también experimentan un fuerte aumento en la pérdida de agua. Esta situación ocurre principalmente en fluidos de perforación con alto contenido de arcilla, alta concentración de Ca2 y alto pH.

La práctica ha demostrado que el fluido de perforación a menudo presenta cuatro fenómenos diferentes después de ser expuesto a altas temperaturas, a saber, espesamiento, gelificación, solidificación y desespesamiento a alta temperatura. Estos fenómenos no sólo ocurren en diferentes sistemas de fluidos de perforación, sino que también pueden ocurrir bajo diferentes condiciones en el mismo sistema de fluidos de perforación. Esto ilustra completamente la complejidad del impacto de las altas temperaturas en los fluidos de perforación.

2.3.2.2 Efecto de la alta temperatura en la estabilidad térmica de las propiedades de construcción de muros del fluido de perforación

Después de que el fluido de perforación se expone a altas temperaturas, es un fenómeno común que la pérdida de agua aumenta y la torta de lodo se espesa. El grado de aumento varía según el sistema de fluido de perforación. Sin embargo, algunos sistemas de fluidos de perforación, como el sistema de fluidos de perforación de agua salada SMC-SMP, muestran el resultado opuesto, es decir, la pérdida por filtración del fluido de perforación disminuye y la calidad del revoque de lodo mejora después de altas temperaturas. El primero se manifiesta como un aumento en la pérdida de fluido o pérdida de fluido HIHP a la temperatura de la boca del pozo. Cuanto más profundo es el pozo y mayor es la temperatura, mayor es el aumento. En el último caso, el rendimiento del fluido de perforación mejora con el uso y muestra una tendencia de que cuanto más profundo es el pozo, mayor es la temperatura y cuanto mayor es el tiempo de uso, mejor es el efecto. La alta temperatura mejora el rendimiento del fluido de perforación, consulte la Tabla 2.3.

Tabla 2.3 Efecto de la alta temperatura en las propiedades de construcción de muros del fluido de perforación

2.3.3 La alta temperatura reduce el valor del pH del fluido de perforación

La práctica ha Se demostró que el fluido de perforación después de altas temperaturas Después de la perforación, el valor del pH cae y el grado de caída varía según el sistema de fluido de perforación. Cuanto mayor es la salinidad del fluido de perforación, mayor es el grado de disminución. El valor del pH de la salmuera saturada del fluido de perforación después de una temperatura alta generalmente cae a 7-8. Esta disminución del pH inevitablemente empeorará el rendimiento del fluido de perforación y afectará la estabilidad térmica del fluido de perforación. La tendencia del valor del pH del sistema de fluido de perforación a disminuir después de altas temperaturas durante el uso generalmente no se puede resolver agregando soda cáustica. Cuanto más álcali se agrega, más álcali se agrega, cuanto más cae el valor del pH, más inestable se vuelve el rendimiento del fluido de perforación. Generalmente, se pueden usar tensioactivos para suprimir la disminución del valor de pH del sistema o para usar un sistema de fluido de perforación con un pH más bajo.

2.3.4 La influencia de la alta temperatura y la alta presión en la densidad y dispersión del lodo

A medida que aumenta la profundidad del pozo, la temperatura y la presión de la formación seguirán aumentando, y la El rendimiento del fluido de perforación mejorará significativamente. Entre ellos, la densidad es uno de los parámetros importantes que cambia. La densidad del fluido de perforación en el pozo es un dato básico necesario para diversas construcciones y diseños de perforación. La densidad del fluido de perforación de pozos ultraprofundos en ambientes de alta temperatura y alta presión ya no es una constante, sino que cambia con los cambios de temperatura y presión. . Las características de alta temperatura y alta densidad de presión del fluido de perforación están directamente relacionadas con el cálculo preciso de la distribución de presión de la columna hidrostática y la pérdida de presión circulante en el pozo. Para predecir con mayor precisión la densidad real del fluido de perforación a alta temperatura y alta presión, el estudio de las características p-ρ-T del fluido de perforación a base de agua a alta temperatura y alta presión tiene una importancia práctica importante.

Con la continua profundización de la exploración y el desarrollo de campos nacionales de petróleo y gas, el número de pozos profundos y ultraprofundos continúa aumentando. La formación de pozos profundos y ultraprofundos es compleja, el fondo del pozo. la temperatura y la presión son altas y la densidad del fluido de perforación es propensa a cambiar, lo que puede provocar algunas situaciones complejas en el fondo del pozo.

Desde esta perspectiva, para pozos profundos y ultraprofundos, es de gran importancia estudiar las características de densidad de los fluidos de perforación a alta temperatura y alta presión.

2.3.4.1 Cambios de volumen de la fase sólida en fluidos de perforación en condiciones de alta temperatura y alta presión

Según las regulaciones del Instituto Americano del Petróleo (API), los fluidos de perforación pueden ser dividido según el tamaño de las partículas sólidas La fase sólida en el líquido se divide en tres categorías: arcilla (coloide API), lodo y arena (arena API). Sus fuentes son principalmente componentes inútiles en polvo de arcilla, escombros de roca, materiales pesados ​​(como piedra de oro pesada), etc. El cambio de densidad del fluido de perforación a alta temperatura y alta presión puede verse afectado por la expansión térmica y la contracción por alta presión de estas fases sólidas.

(1) Cambios de volumen de las partículas de arcilla en el fluido de perforación a alta temperatura y alta presión

Las investigaciones han demostrado que las propiedades de los componentes de arcilla en el fluido de perforación cambiarán mucho a altas temperaturas y las condiciones de alta presión cambian. Según la explicación anterior (sección 2.1.1), se mejora la hidratación y dispersión de la arcilla, se aumenta el potencial ζ y se forma una película de hidratación alrededor de las partículas más espesa que a temperatura normal, es decir, se produce dispersión a alta temperatura. . Cuando el contenido de arcilla en el fluido de perforación excede un cierto límite superior, el fluido de perforación sufrirá una gelificación a altas temperaturas: la arcilla aumentará rápidamente o incluso se condensará en grumos. En este momento, en comparación con la dispersión de partículas de arcilla a alta temperatura, se pueden ignorar sus propios cambios de volumen.

En la actualidad, no existe ninguna investigación directamente relacionada con el impacto del cambio de volumen de las partículas de arcilla en el fluido de perforación sobre la densidad del fluido de perforación. Se especula que el cambio de volumen de las partículas de arcilla en sí debería ser similar. al de la fase sólida inútil.

(2) Los cambios de volumen de las fases sólidas dañinas en el fluido de perforación a alta temperatura y alta presión

Los cortes de roca en el fluido de perforación, caolinita, ilita, etc. en polvo de arcilla no pueden formar lechada Los ingredientes ocupan una cierta proporción en el fluido de perforación. La gravedad específica es mayor en los fluidos de perforación ordinarios sin agentes densificantes. Después de que la broca muele o corta los recortes, el estado de fuerza cambia y el volumen cambia en consecuencia, luego son transportados por el fluido de perforación y flotan continuamente hasta la boca del pozo para su extracción; Durante este período, el volumen de recortes continúa cambiando, afectando la densidad del fluido de perforación en el anillo del pozo (Figura 2.3).

Figura 2.3 Análisis del estado de tensión de los recortes de fondo de pozo

Los cálculos y derivaciones teóricas existentes muestran que, en las condiciones de un pozo de 10.000 m de profundidad, utilizando una temperatura alta de 300 °C y A alta presión de 260 MPa, el fluido de perforación se calcula. La deformación dañina en fase sólida está entre 0,25 y 0,45 (Figura 2.4).

Figura 2.4 Deformación volumétrica de los recortes causada por la temperatura y la presión

Según la figura anterior, se puede observar que el ancho de la línea A está entre 27 y 49 de abajo hacia arriba. , y el ancho de la línea B está entre 30 y 46.

La deformación de corte general se estima en 40, que es 0,4. Suponiendo que el contenido de volumen sólido en el fluido de perforación de retorno es 5, el cambio de volumen del fluido de perforación causado por el cambio en el volumen del componente sólido es:

Preprograma científico de tecnología de perforación de pozos ultraprofundos -Informe de resultados especiales de investigación (volumen chino)

El cambio en la densidad del fluido de perforación es:

Informe de resultados especiales previos a la investigación del programa científico de tecnología de perforación de pozos ultraprofundos (volumen medio)

Si se perfora 10.000 metros, la densidad del fluido de perforación utilizado en pozos ultraprofundos es de 1,76 g/cm3 y el cambio en el fluido de perforación causado por el cambio en el volumen de la fase sólida es de 0,0007 g/cm3. es muy pequeño.

2.3.4.2 Cambios de volumen de la fase líquida en el fluido de perforación bajo alta temperatura y alta presión

La influencia de la alta temperatura y la alta presión sobre la densidad del fluido de perforación es principalmente afectado por el volumen de los componentes de la fase líquida en el fluido de perforación en condiciones de alta temperatura y alta presión, la influencia de los cambios, y los resultados de investigaciones anteriores muestran que el impacto de la fase líquida en la densidad del fluido de perforación es mucho mayor que el Impacto de la fase sólida. Esto puede deberse a dos razones: primero, el componente de la fase líquida ocupa una parte importante en el fluido de perforación, y el efecto acumulativo de pequeños cambios en la fase líquida puede amplificarse; segundo, las fuerzas intermoleculares de la fase líquida son pequeñas; es más probable que cambie que las moléculas en fase sólida cuando se ve afectado por la temperatura.

Según la descripción en el libro "Ingeniería de Mecánica de Fluidos" escrito por Qi Deqing de la Universidad de Tongji y otros: El experimento señaló que a una presión atmosférica, cuando la temperatura es baja (10~20℃) , por cada aumento de 1 ℃, el volumen del agua cambia en 1,5 × 10-4. Cuando la temperatura es alta, el cambio es de aproximadamente T×10-4.

Se puede deducir aproximadamente que cuando la temperatura del fluido de perforación aumenta a 300 °C, el cambio de volumen del fluido es aproximadamente:

Programa científico de tecnología de perforación de pozos ultraprofundos pre- resultados especiales de investigación El informe (volumen medio)

es 0,0017 veces su volumen original.

La relación de cambio de la densidad del fluido de perforación es:

Informe de resultados especiales previos a la investigación del programa científico de tecnología de perforación de pozos ultraprofundos (volumen medio)

Suponiendo que la densidad del fluido de perforación de pozos ultraprofundos es 1,76 g/cm3, entonces el cambio en la densidad del fluido de perforación causado únicamente por el cambio de volumen de alta temperatura del medio acuoso en el fluido de perforación a base de agua es: 0,003 g/cm3. Se puede observar que el impacto de los cambios en el volumen del líquido sobre la densidad del fluido de perforación es un orden de magnitud mayor que el impacto del contenido sólido en el fluido de perforación.

2.3.4.3 Efecto de la alta temperatura y la alta presión sobre la densidad del fluido de perforación

Las características de densidad están determinadas principalmente por los cambios de volumen, y el volumen se ve afectado por la temperatura y la presión. La influencia de la temperatura se manifiesta como expansión y la influencia de la presión se manifiesta como compresibilidad. La prueba de densidad a alta temperatura y alta presión mide principalmente el cambio de volumen del fluido de perforación bajo diferentes combinaciones de temperatura y presión en relación con la temperatura normal (temperatura ambiente) y la presión normal. El cambio de volumen del fluido de prueba se mide por su cantidad. aspirado o descargado, y luego se utiliza el método de pesaje. Cuando se conocen la densidad y el volumen del fluido de prueba bajo temperatura y presión normales, la densidad del fluido de prueba bajo cada combinación de temperatura y presión se calcula según el principio de conservación de masa, es decir,

Plan científico de tecnología de perforación de pozos ultraprofundos tema previo a la investigación Informe de resultados (volumen medio)

En la fórmula: ρ (p, T) es la densidad del fluido de prueba bajo presión p y temperatura T, g /cm3; ρ0 es la densidad inicial del fluido de perforación, g/cm3; V0 es el volumen inicial de la solución de prueba, m3;

(1) Efecto de la temperatura en la densidad del fluido de perforación

Según Wang Minsheng (2007) y otros, que utilizaron un dispositivo de prueba de características de densidad del fluido de perforación a alta temperatura y alta presión para realizar -preparación del sitio de pozos ultraprofundos en el fluido de perforación Well Sembcorp 1, Wang Gui (2007) y otras investigaciones de laboratorio sobre el fluido de perforación, el efecto de la temperatura sobre la densidad cuando la presión es de 10 MPa, 30 MPa, 50 MPa se muestra en la Figura 2.5 y en la Figura 2.6.

Figura 2.5 El efecto de la temperatura sobre la densidad del fluido de perforación 1

Figura 2.6 El efecto de la temperatura sobre la densidad del fluido de perforación 2

La relación de la curva en la Figura 2.5 es:

A 10MPa: R2=0,9998 ρ=-1×T2 0,0007T 1,7408

A 20MPa: R2=0,9999; 1.7363

Se puede ver en la Figura 2.5 que cuando la presión es constante, a medida que aumenta la temperatura, la densidad del fluido de perforación disminuye y la disminución es grande, la densidad es de 1,758 g/cm3 a una presión de 50 MPa y una temperatura de 60 °C. Cuando la temperatura alcanza los 150 °C, la densidad cae a 1,703 g/. cm3, con una disminución de unos 3. Al mismo tiempo, bajo la misma presión, a medida que aumenta la temperatura, la tendencia a la baja se vuelve más obvia, lo que indica que el fluido de perforación es más comprimible a altas temperaturas y la no linealidad de la curva es más grave. Como se puede ver en la Figura 2.6, bajo ciertas condiciones de presión, la densidad del fluido de perforación a base de agua tiene una relación cuadrática con la temperatura. Y la disminución de la densidad es de unos pocos por ciento.

(2) Efecto de la presión sobre la densidad del fluido de perforación

El efecto de la presión sobre la densidad del fluido de perforación se muestra en la Figura 2.7 y la Figura 2.8.

Figura 2.7 El efecto de la presión sobre la densidad del fluido de perforación 1

Figura 2.8 El efecto de la presión sobre la densidad del fluido de perforación 2

Una relación lineal entre presión y densidad se puede utilizar en la Figura 2.7. La descripción es:

A 100 ℃: ρ=0.0004p 1.7102, R2=0.9997;

A 120 ℃: ρ=0.0006p 1,6771, R2=0,9999;

A 140 ℃: ρ=0,0007p 1,6408, R2=0,9996;

A 170 ℃: ρ=0,0009p 1,5664, R2=0,9986.

Como se puede ver en la Figura 2.7, cuando la temperatura es constante (las temperaturas son 60°C, 90°C, 120°C y 150°C respectivamente), la densidad del fluido de perforación aumenta a medida que La presión aumenta. Cuando la presión aumenta hasta un cierto valor, la densidad del fluido de perforación ya no aumenta significativamente. Comparando la Curva 2 y la Figura 2.7, podemos ver que el fluido de perforación se ve muy afectado por la temperatura y menos afectado por la presión. Se puede ver en la Figura 2.8 que bajo ciertas condiciones de temperatura, la densidad del fluido de perforación a base de agua tiene una relación lineal con la presión y, a medida que aumenta la temperatura, la pendiente de la línea recta aumenta gradualmente.

(3) Derivación del modelo teórico

Actualmente, existen muchos modelos teóricos para analizar los cambios de densidad del fluido de perforación a alta temperatura y alta presión. Los modelos de cambios de presión se pueden dividir. en modelos compuestos y modelos empíricos.

Para el modelo compuesto, el fluido de perforación está compuesto de agua, aceite, fase sólida y sustancias pesadas, y el rendimiento de cada componente cambia con la temperatura y la presión de manera diferente. Después de determinar los patrones de cambio de alta temperatura y alta presión de estos componentes individuales, se puede obtener un modelo compuesto para predecir los cambios en la densidad del fluido de perforación. Este tipo de modelo es similar, representado por los modelos de Hoberock, Scolle, etc., que consideran las características de compresibilidad y expansión térmica de diferentes componentes de la fase líquida en el fluido de perforación, ignorando la compresión y expansión de la fase sólida. El uso de modelos compuestos requiere pruebas separadas de diferentes componentes del fluido de perforación (agua, petróleo, fase sólida, etc.) para dominar sus leyes, por lo que su aplicación está sujeta a ciertas limitaciones.

Los modelos empíricos tienen diferentes formas de expresión y la precisión de su uso es aceptable. Este modelo solo requiere un conjunto limitado de pruebas en el fluido de perforación utilizado para determinar las constantes en el modelo, y luego la presión de la columna hidrostática y la densidad estática equivalente del fluido de perforación se pueden calcular con base en el modelo. Debido a las limitaciones del equipo experimental, todavía existe una cierta distancia entre la presión y temperatura de prueba y la temperatura y presión reales, y la composición de la fase líquida es compleja, por lo que solo se puede utilizar el modelo empírico. Ajuste los datos experimentales en la figura para obtener la ecuación

Informe de logros especiales previos a la investigación del programa científico de tecnología de perforación de pozos ultraprofundos (volumen dos)

En la fórmula, x1 representa el temperatura, ℃; x2 representa presión, MPa.

Se puede ver en la ecuación (2.6) que si la presión en el fondo del pozo es de 100 MPa y la temperatura es de 220 °C, la densidad se convierte en 1,62 g/cm3, lo que representa una disminución de 7,5 puntos porcentuales en comparación con 1,75 g/cm3 a temperatura normal. Según el modelo anterior, suponiendo un gradiente de temperatura bajo de 2,5°C/100 m y una temperatura superficial de 25°C, cuando la profundidad del pozo excede los 10.000 metros, los efectos de la temperatura y la presión sobre la densidad del fluido de perforación deben estar dentro de unos pocos puntos porcentuales.

Según la investigación de Wang Gui et al., se realizaron cinco modelos de regresión sobre los datos experimentales:

Forma lineal: ρ=ρ0 (a pb cT);

Forma polinómica: ρ=ρ0 (aT2 bT cp dpT e);

Forma de función logarítmica: ρ=ρ0ln (aT2 bT cp dpT e);

Forma de función exponencial : ρ=ρ0exp (aT2 bT cp dpT e);

Modelo empírico: ρ=ρ0exp (aT2 bT cp d);

Calcular el coeficiente de regresión, el coeficiente de correlación y la suma de regresión de cuadrados de cada modelo de regresión, suma residual de cuadrados y valor F. Al realizar la prueba F en el modelo de regresión, se selecciona el modelo óptimo.

Finalmente, la relación entre la densidad del fluido de perforación y la temperatura y presión en los ejemplos citados en este artículo es:

Informe de logros especiales previos a la investigación del programa de tecnología de perforación científica de pozos ultraprofundos (segunda parte)

Tabla 2.4 Comparación de errores del modelo

Como se puede ver en la Tabla 2.4, el modelo de densidad del fluido de perforación a base de agua calculado utilizando el modelo exponencial de Wang Gui et al.

2.3.5 Las altas temperaturas aumentan el consumo de agente de tratamiento

La experiencia muestra que el fluido de perforación a alta temperatura consume mucho más agente de tratamiento que el fluido de perforación convencional en pozos poco profundos. La Tabla 2.5 muestra las estadísticas de EE. UU. datos.

Tabla 2.5 Cambios en el consumo de agente de tratamiento a diferentes temperaturas

Aunque los datos registrados en este documento pueden no ser aplicables a todos los tipos de fluidos de perforación, a medida que aumenta la profundidad del pozo y la temperatura aumenta, fluidos de perforación La tendencia general de aumento significativo en el consumo de agentes de tratamiento líquidos es la misma. Hay dos razones para esto: una es mantener el rendimiento del fluido de perforación requerido a alta temperatura y alta presión, lo que consume más agentes de tratamiento que a bajas temperaturas; la otra es un complemento necesario para compensar las pérdidas causadas por el efecto destructivo de; temperatura alta. Por tanto, cuanto mayor es la temperatura y mayor el tiempo de uso, mayor es el consumo de agentes de tratamiento, lo que también aumenta la dificultad técnica de los fluidos de perforación de pozos profundos.