天然气水合物是一种储量大且分布广的非常规能源,被誉为21世纪的潜在能源,目前对于天然气水合物的商业化开采试验(包括二氧化碳置换开采)倍受许多国家关注。然而,在天然气水合物地层钻进、深水油气钻进以及油气管道运输过程中,钻井环空、井壁地层以及油气管道中发生的水合物的形成和分解会引起许多安全问题。在天然气水合物地层钻进过程中,钻井环空内钻井液的宏观传热传质特性对于其中天然气水合物形成与分解所涉及的传热传质过程具有至关重要的影响。而钻井液的导热系数正是其中的一个反映其热传导能力的重要热物性参数,主要受钻井液组分的种类与含量、剪切作用、温度和压力等因素的影响。同时,天然气水合物地层钻进的低温环境条件,不仅要求钻井液具有清洁孔底、携带岩屑、冷却钻头、润滑钻具以及保护孔壁的能力,还要求钻井液在低温环境下具有良好的流变性和水合物抑制性。因此,考虑天然气水合物地层钻进特点,本文选取了34种“蒸馏水+(3.50%,7.00%,10.50%,14.00%)氯化钠(NaCl)+(0.25%,0.50%,0.75%,1.00%)聚乙烯吡咯烷酮(PVPK90)+(0.25%,0.50%,0.75%,1.00%)高粘-羧甲基纤维素钠(HV-CMC)”的水合物地层无固相水基钻井液配方,对上述所有配方在不同温度(278~302K)下的导热系数与流变性、部分配方在不同剪切作用(600r/min和6000r/min)下的导热系数与流变性以及蒸馏水在甲烷压力(6.4~8.4MPa)氛围下的导热系数进行了测试分析,并对钻井液的导热系数与表观粘度之间的相互关系进行了讨论。在278~302K的温度范围内,针对上述配方中NaCl、PVPK90与HV-CMC的不同浓度,得出的主要结论如下:(1)随着温度的升高,配方1~34钻井液的导热系数(λ)逐渐增大(增大的幅度为5.701~7.277%),其随温度(T)的变化关系符合二次多项式关系(λ=aT2+bT+c,a、b、c分别为二次多项式的系数),而表观粘度逐渐减小(减小的幅度为30.341~51.220%),而且,这些钻井液的导热系数随表观粘度的增加而逐渐减小;(2)在蒸馏水、1.00%PVPK90水溶液以及0.50%HV-CMC水溶液中加入不同浓度的NaCl,会使这三种体系的导热系数下降1.018~1.987%;在蒸馏水、3.50%NaCl水溶液以及0.50%HV-CMC水溶液中加入不同浓度的PVPK90,会使这三种体系的导热系数下降0.277~0.990%;在蒸馏水、3.50%NaCl水溶液以及1.00%PVPK90水溶液中加入不同浓度的HV-CMC,对这三种体系导热系数的影响不是十分显著;(3)在蒸馏水和1.00%PVPK90水溶液中加入不同浓度的NaCl,会这两种体系的表观粘度升高14.286~46.667%,而在0.50%HV-CMC水溶液中加入不同浓度的NaCl,会使其表观粘度下降39.046~54.023%;在蒸馏水、3.50%NaCl水溶液以及0.50%HV-CMC水溶液中加入不同浓度的PVPK90,会使这三种体系的表观粘度增大54.839~368.750%;在蒸馏水、3.50%NaCl水溶液以及1.00%PVPK90水溶液中加入不同浓度的HV-CMC,会使这三种体系的表观粘度增大2311.111~8300.000%;(4)蒸馏水、0.50%HV-CMC水溶液、3.50%NaCl水溶液以及1.00%PVPK90水溶液(实验温度约为293K)在6000r/min的剪切作用下剪切1、5和10min后,静置24h,其相应的导热系数和表观粘度相对于在600r/min的剪切作用下的测试结果变化不大;在实验温度约为278.5K的条件下,蒸馏水在甲烷压力(6.4~8.4MPa)氛围下的导热系数比常压下的导热系数增大了0.070~1.449%,且受实验温度的影响比较明显,而受压力的影响很小。