抗220℃高温钻井液体系的室内研究

以抗高温钻井液体系高温流变稳定性和滤失量控制为重点,进一步确定体系配方并对抗高温钻井液体系配方进行优化.最终研制出一种能抗220℃高温,性能优良的有机硅钻井液抗高温体系;并对该体系性能进行了评价.该有机硅抗高温钻井液具有好的页岩抑制性、润滑性和井眼稳定性;滤失量小,滤饼薄且致密,可有效防止钻头泥包;携砂能力强,流变性容易控制;在高矿化度下,钻井液性能稳定,能抗6%NaCl和0.5%CaC12的污染,而且体系所用材料无毒、无荧光,适用于深井钻探.     

低渗凝析气藏防液锁成膜两性离子聚磺钻井液

为了有效降低钻、完井过程中钻井液对储层造成的液锁损害,根据吐哈低渗凝析气藏储层特征,对液锁损害产生的机理和影响因素进行系统分析.应用界面张力仪法,评价了8种常用表面活性剂的表面张力,优选出降低表面张力能力较强的OP-10和ABSN;应用可视砂床压滤仪,研究了2种常用成膜剂对钻井液性能的影响和降滤失效果;应用防液锁、理想充填及成膜技术研制了适用于研究区块的防液锁成膜两性离子聚磺钻井液体系,体系中3种超细碳酸钙的复配比例为10%,40%,50%,总加量为4%.评价结果显示,该钻井液体系的API滤失量小于5 mL,高温高压滤失量小于10 mL,泥饼摩擦系数小于0.141,渗透率恢复率大于81%.     

南堡2、3号构造带保护储层的钻井液体系

现有钻井液对南堡2、3号构造第三系储层损害主要为液相损害并且其封堵效果不佳,为了降低损害程度提高封堵效果,对研究区块的储层岩性、物性、敏感性和潜在损害因素等进行分析。利用FDY—Ⅱ型储层综合损害实验评价系统和钻井液高温高压封堵评价等方法进行钻井液优化设计。结果表明,优选后的钻井液体系表面张力由30. 61 m N·m-1降至27. 51 m N·m-1,防水锁能力提高;高温高压滤失量由22. 7 m L降至14. 2 m L,滤失量低且封堵效果明显;岩心渗透率恢复值由70%以下提高到85%以上。研究成果为南堡2、3号构造带致密油气藏勘探开发提供保护储层的钻井液体系备选方案。     

深井抗高温高密度盐水钻井液实验研究

常用的高密度盐水钻井液在使用过程中存在钻井液增稠、流变性难以控制等现象,为了保证正常钻井,减少储层伤害,确定合适的钻井液体系是很有必要的.根据常用的钻井液配方,通过大量室内试验对影响高密度盐水钻井液流变性的因素进行了分析,并确定了该钻井液体系的最佳配方.分析结果表明影响高密度盐水钻井液流变性的主要因素是烧碱含量和膨润土含量,其次是密度与加重材料的种类,加重材料的复配是控制高密度盐水钻井液流变性、滤失性的有效方法之一.优选配方的钻井液配方性能能够满足迪那区块高温条件下对钻井液的要求.     

低固相盐水钻井液体系配方优选

以往钻井过程中遇盐岩井段采用传统的分散钻井液体系，会有大量无机盐溶解在钻井液中，导致钻井液的粘度、滤失量增高、井径扩大，给继续钻进带来困难，会严重影响固井[1]。该文针对目前大庆油田区域特点，根据现场地层特征，通过试验研究形成一套施工方便的低固相盐水钻井液体系。通过实验优选出配方为：3%坂土+0.10%NaOH+0.1%Na2CO3+0.2%增粘剂ZN-1+2%降滤失剂KFT+1%降滤失剂SMC+0.5%沥青粉+0.5%铵盐+15%工业盐。     

抗高温高密度水基钻井液体系的室内实验研究

为了满足当前深井、超深井逐步向深层次开发的需要,在分析评价各种抗高温水基钻井液处理剂的基础上,优化研制出一种以OCL-JB为主要降滤失剂的抗210℃高温的高密度水基钻井液体系,并对体系的性能进行评价.实验结果表明,新型抗高温、抗盐降滤失剂OCL-JB抗温性好,能与多种处理剂配伍;OCL-JB主要是通过吸附作用,增大粘土颗粒的zeta电位和水化膜来提高泥浆中粘土微粒的聚结稳定性,控制钻井液高温高压滤失量.所研制的抗高温高密度(2.3 g/cm3)钻井液经过210℃高温后性能稳定,具有良好的高温高压流变性能和滤失造壁性能,抑制能力和抗污染能力强,润滑性好.     

页岩气水平井防塌水基钻井液体系研究

为解决油基钻井液在页岩气水平井中应用时带来的环保问题和钻井液处理成本较高的问题,通过室内实验优选出了性能优良的封堵剂、抑制剂和润滑剂,并结合其他处理剂,研究出一套适合页岩气水平井的防塌水基钻井液体系,室内对其综合性能进行了评价.结果表明:钻井液体系经过130℃老化后,其流变性能稳定、滤失量较小,具有良好的耐温性能;钻井液体系低渗砂盘封堵实验的瞬时滤失量和静态滤失速率分别为0.6 mL和0.33 mL/min,具有良好的封堵性能;钻井液体系的抑制性能和润滑性能与现场油基钻井液体系基本相当,能够很好的起到抑制页岩水化分散和降低摩擦阻力的作用;另外,钻井液体系中加入20％NaCl、2％CaCl2和20％岩屑后,体系老化前后的流变性能和滤失量变化均不大,说明体系具有较强的抗污染能力.现场应用结果表明,使用防塌水基钻井液施工的X-101井钻井过程顺利,各项施工参数均达到设计要求,并且与前期已钻井X-3HM井相比,钻井周期、井下复杂时间以及平均井径扩大率均明显降低,水平段钻速明显提高,达到了良好的钻井效果.     

新型高密度钻井液加重剂Mn_3O_4的研究及性能评价

分别用激光粒度仪、ζ电位仪、扫描电镜以及红外扫描动态稳定测试仪分析了四氧化三锰、重晶石、铁矿粉的粒度分布、表面电性、微观形状以及动力稳定性,对这3种加重材料单独加重及复配加重形成的高密度钻井液的性能进行了评价。结果表明:四氧化三锰颗粒小、呈球形、表面活性高、沉降速率小,加重形成的高密度钻井液表现出良好的流变性、沉降稳定性和润滑性;但高温高压滤失量增大,可以通过优选架桥粒子及降滤失剂得到一定程度的控制;与传统加重剂复配,在一定程度上可以弥补传统高密度加重材料的缺陷。综合考虑高密度钻井液性能,四氧化三锰是高密度钻井液理想的加重材料。     

抗高温高密度水基钻井液体系的室内实验研究

为了满足当前深井、超深井逐步向深层次开发的需要,在分析评价各种抗高温水基钻井液处理剂的基础上,优化研制出一种以OCL-JB为主要降滤失剂的抗210℃高温的高密度水基钻井液体系,并对体系的性能进行评价。实验结果表明,新型抗高温、抗盐降滤失剂OCL-JB抗温性好,能与多种处理剂配伍;OCL-JB主要是通过吸附作用,增大粘土颗粒的zeta电位和水化膜来提高泥浆中粘土微粒的聚结稳定性,控制钻井液高温高压滤失量。所研制的抗高温高密度(2.3 g/cm3)钻井液经过210℃高温后性能稳定,具有良好的高温高压流变性能和滤失造壁性能,抑制能力和抗污染能力强,润滑性好。     

金山气田强抑制防塌钻井液研究与应用

金山气田泉头组、登娄库组和营城组地层富含水敏性泥页岩,在钻井过程中经常发生垮塌、卡钻、井漏、扩径和泥包钻头等复杂情况。针对该区块的地质特性和钻井要求,在处理剂的优选实验和邻井成熟体系配方的基础上,研制了一种以聚胺FB40为抑制剂、KFT和JS-9为防塌剂的强抑制防塌钻井液,并进行了性能评价。室内实验结果表明,该钻井液体系具有流变性能良好、抑制性强、滤失量低、防塌效果显著和滤饼质量优良的特点。在梨6-6HF井的现场应用中,钻井液性能稳定,无垮塌现象,起下钻、电测和下套管作业无遇阻,很好地满足了现场钻井施工的需要。     

扎纳若尔油田巨厚盐层的钻井泥浆工艺

论述了盐对泥浆胶体性质的影响机理,介绍了两性离子聚合物抗盐泥浆的组成,总结了两性离子聚合物泥浆体系钻穿大段盐层的施工工艺及现场应用中常见的问题,指出抗盐泥浆的基础是保证处理剂对粘土颗粒足够的护胶能力,而手段是提高抗盐处理剂在泥浆中的含量。通过扎纳若尔油田的钻井实践,证明了两性离子聚合物泥浆极强的抗盐能力和钻穿盐层泥浆工艺的合理性。     

深井盐膏及盐水地层固井隔离液体系研究

目前国内深井多钻遇盐膏和盐水地层,常用隔离液体系抗温和抗盐能力较差,温度超过100℃时,在低浓度盐作用下体系失稳沉降严重,易造成固井施工复杂,注替安全隐患极大。选用一种多糖聚合物作为高温抗盐悬浮稳定剂,辅以耐盐的降失水剂及流型调节剂,研制了一套高温抗盐隔离液体系。该体系在钠盐、钙盐和镁盐溶液中均能保持稳定的性能;使用温度可达140℃;具有较好的密度调控能力,在1.3～2.4g/cm3可调;且与常规钻井液、水泥浆具有较好的相容性。该套体系有望应用在深井超深井及盐膏地层、复合盐岩层和盐水地层固井注水泥作业中。     

硅酸盐钻井液的室内研究

为了提高大位移井钻井液携砂能力并增强钻井液的抑制性 ,对新开发的硅酸盐钻井液的流变性和抑制性进行室内研究 .抑制性研究采用滚动回收率法和高温高压膨胀法 .实验结果表明 :硅酸盐钻井液的抑制性好 ,切力较高 ,但滤失性能较难控制 ;硅酸盐加量在 1 .5 %～ 3 %较为合适 ,有机处理剂和粘土含量影响钻井液的流变性能 ,KCl加量过多会破坏钻井液性能 .开发的硅酸盐钻井液携砂性能好 ,具有较强的抑制性 ,可应用于大位移井非油层段钻进     

空心玻璃微珠在钻井液中的分散性能评价及微观机理研究

针对空心玻璃微珠(HGM)在低密度钻井液中分散性较差的问题,采用实验研究、理论分析和微观分析相结合的方法开展了低密度钻井液的研制与性能评价。首先筛选了六种不同类型的添加剂开展HGM的分散性能实验研究。从微观角度对HGM与添加剂之间的相互作用进行理论分析,并采用扫描电镜对性能优越的添加剂进行微观机理分析。最后,提取分散性能良好的添加剂,根据钻井液综合性能的需要引进其他添加剂,研制了适用于低压力系数油气层钻探的低密度钻井液配方,并对其流变性能及长期的分散性能进行了评价。结果表明,研制的低密度钻井液体系组成简单、润滑性能优越,低失水、分散性能及流变性能良好。     

纳米颗粒对高温高压钻井液性能的影响

随着油气行业对深部储层的不断勘探,对钻井液的性能要求越来越高。纳米颗粒的添加可以提高高温高压钻井液特定性能。同传统钻井液添加剂相比,纳米颗粒能够有效改善钻井液的流变性,降低滤失量,提高热稳定性、润滑性,以应对高温高压油藏条件。基于纳米颗粒优异的热性能、机械性能、化学性能以及与基液相容性,对金属纳米颗粒、碳基纳米颗粒、二氧化硅纳米颗粒在耐高温高压钻井液中的应用进行了论述。同时,讨论了纳米颗粒在高温高压条件下对钻井液性能的影响,阐述了纳米颗粒的形状、尺寸和添加浓度是影响其性能的关键因素。将纳米颗粒作为高温高压钻井液添加剂也为降低其环境影响和生产成本提出了新思路。     

高温高压下钻井液循环流动摩阻实验研究

深层油气勘探开发过程中常面临高温高压的挑战,钻井液在高温高压等复杂工况下,其性能会发生改变,研究钻井液在复杂工况下的流动摩阻变化规律,能为特深井钻井提速及井控提供理论基础。根据实际工况要求,建立了高温高压钻井液循环流动摩阻测试装置,实验研究了温度、压力、固相颗粒及含气率对钻井液流动摩阻的影响,采用多元回归方法拟合并绘制温压摩阻系数图版,能更好阐述温压与钻井液流动摩阻的定量关系。结果表明：顺北区块钻井液流动摩阻随温度增大而减小,随压力增大而增大,摩阻系数图版能更准确体现摩阻系数与温压的定量关系,固体颗粒含量对流动摩阻影响不大,钻井液流动摩阻随着含气率增加而增大。该实验装置与分析方法,对于研究复杂工况下钻井液流动摩阻变化规律具有重要意义。     

钻井液处理剂对气体水合物形成的影响研究

海洋深水钻井过程中如钻遇浅层含气砂岩,气体进入钻井液,在海底低温和高压作用下易形成气体水合物,并堵塞井筒、环空或防喷器, 严重影响钻井工程。利用自制四氢呋喃旋转试管测试平台,实验研究了海洋钻井常用的钻井液处理剂（无机盐、有机盐、高分子聚合物）对气体水合物形成的影响。结果表明：无机盐、有机盐能很好地抑制水合物的形成,而聚合物在高浓度时才会有较好的抑制效果,低浓度时则会促进水合物形成。     

低固相阳离子聚合物钻井液体系的研究

介绍了一种由聚季铵盐型有机阳离子聚合物（ＣＯＰ）、硝基腐殖酸（ＮＨｍ）、聚乙烯醇．（ＰＶＡ）、膨润土等配制的低国相阳离子聚合物钻井液体系．评价了该钻井液体系的粘度、切力、滤失性能、抑制性能以及抗盐、抗温能力，考察了该钻井液体系的抑制剂—有机阳离子聚合物与常用钻井液处理剂的配伍性能．含１０％ＮａＣｌ的低国相阳离子聚合物钻井液在１２０℃滚动１２ｈ后的性能如下：（１）密度为１．０８～１．０９ｇ／ｃｍ３；（２）ＰＨ值为６．５～７；（３）切力为１～４Ｐａ；（４）表观粘度为９～２４ｍＰａ·ｓ；（５）在常温０．７ＭＰａ下的ＡＰＩ滤失量为７．０～１３．４ｍｌ，在１２０℃、３．５ＭＰａ下的ＡＰＩ滤失量为２８～４３ｍｌ．页岩在１０％ＮａＣｌ水溶液、０．１％ＣＯＰ水溶液及该钻井液体系中的回收率分别为６５％～６８％，９１％，８７％～９１％．车铵盐型有机阳离子聚合物与阳离子型及非离子型钻井添加剂相配伍，但与复合离子型及阴离子型钻井液添加剂不配伍．该钻井液体系完善后可用作防塌钻井液     

深井高密度盐水钻井液流变性控制技术

肯基亚克盐下油田属高压油气藏,石炭系灰岩油层孔隙压力系数高达1. 90~1. 94,裂缝发育,漏喷同层,钻井液安全密度窗口窄,极易出现先漏后喷的复杂局面,钻井液流变性成为影响井下压力平衡的重要因素。高密度盐水钻井液因固相含量高、固相容量限低,流变参数总体上偏高,调整和控制较为困难。在分析各种影响因素的基础上,建立了一套以控制劣质固相、维持化学抑制性和等浓度维护为核心的高密度盐水钻井液流变性控制技术。经肯基亚克盐下油田20多口井的现场应用,取得了流变参数大幅度下降,流变性显著优化的效果。