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。     

KL植物胶钻井液特性及其减振机理

结合某地区的地质特征,对KL(苦苈)植物胶及其添加剂(NaOH与水解聚丙烯酰胺)进行室内试验,配制KL植物胶钻井液,并对KL植物胶钻井液的具备的流变性,粘弹性的变化规律进行探讨,最后对其减振机理进行论述。研究结果表明NaOH与水解聚丙烯酰胺(PHP)对KL植物胶流变特性有较大影响,主要表现在对其动切力及表观粘度的提升都有很好的促进作用;同时实验现象表明KL植物胶钻井液是粘弹性流体,添加剂NaOH与PHP可提高KL植物胶的粘弹性;KL植物胶钻井液的减振与其拥有良好的流变性与粘弹性关系密切,主要表现为粘弹减振,成膜效应与流变循环特性。     

苦苈KL植物胶特性及其减振机理

结合某地区的地质特征,对KL(苦苈)植物胶及其添加剂(NaOH与水解聚丙烯酰胺)进行室内试验,配制KL植物胶钻井液,并对KL植物胶钻井液的具备的流变性,黏弹性的变化规律进行探讨,最后对其减振机理进行论述。研究结果表明NaOH与水解聚丙烯酰胺(PHP)对KL植物胶流变特性有较大影响,主要表现在对其动切力及表观黏度的提升都有很好的促进作用;同时实验现象表明KL植物胶钻井液是黏弹性流体,添加剂NaOH与PHP可提高KL植物胶的黏弹性;KL植物胶钻井液的减振与其拥有良好的流变性与黏弹性关系密切,主要表现为黏弹减振,成膜效应与流变循环特性。     

煤层气钻探无固相聚合物钻井液的研制与性能评价

针对煤层气钻探过程中易出现的孔壁垮塌问题,采用理论分析与试验研究相结合的方法开展了无固相聚合物钻井液的研制与性能评价研究。首先筛选了高分子聚合物类、植物胶类、生物聚合物类三类无固相聚合物钻井液体系,确定了主要处理剂的加量,确定了三类无固相聚合物钻井液的优化配方,并采用幂律模式对钻井液流变性能进行了评价。在此基础上,制作标准岩样,通过线性膨胀试验对钻井液的防塌性能进行评价。最后,评价了处理剂的添加方法对钻井液性能的影响。结果表明,研制的无固相聚合物钻井液优化配方流变性能好,防塌性能强,配方简单,配制方便,适于煤层气钻探。     

温度和粉胶比对沥青胶浆低温性能的影响研究

沥青胶浆的低温流变性能直接影响到沥青路面的低温抗裂性能,本文采用SHRP仪器弯梁流变仪（BBR）和直接拉伸仪（DTT）对沥青胶浆的低温性能进行分析,试验研究了温度和粉胶比对沥青胶浆低温性能的影响。结果表明：温度和粉胶比与沥青胶浆的低温流变特性有较明显的相关关系,对沥青混合料低温性能有重要影响。     

纤维沥青胶浆流变特性对混合料路用性能的影响

纤维沥青混凝土在公路建设中得到越来越广泛的应用,为分析纤维沥青混合料的高低温性能,本文对纤维沥青胶浆的流变特性进行了研究,并通过室内试验,分析了纤维沥青胶浆流变特性对沥青混合料高温和低温性能的影响。建立了纤维沥青胶浆流变特性与混合料路用性能之间的联系,为研究纤维混合料的各项性能提供了新的思路。     

一种新的流变模式及其应用性评价

在评价现有流变模式的适应性和优缺点的基础上,提出一种新的4参数流变模式,利用回归分析的数学方法对各流变模式的流变参数进行数据处理,并对各流变模式的参数确立和评价进行研究,应用不同类型的钻井液测量数据对各流变模式进行回归计算与分析.结果表明:在试验用的6种钻井液中,4参数流变模式能较好地反映各剪切速率下的钻井液流变性,最为精确,拟合效果最好,适用于各种钻井流体;拟合效果由好到差依次为4参数、赫-巴、卡森.幂律、宾汉模式.     

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。     

粉胶比对沥青胶浆高低温性能的影响

为了研究粉胶比对沥青胶浆高低温性能的影响,以及采用水泥、消石灰替代部分矿粉后沥青胶浆的高低温性能变化,采用布氏黏度(RTV)试验研究了不同温度、粉胶比条件下沥青胶浆布氏黏度变化情况。通过动态剪切流变(DSR)试验测试复数剪切模量G~*、相位角δ、车辙因子G~*/sin (δ)等指标,分析沥青胶浆的高温流变特性;采用弯曲梁流变(BBR)试验测试不同温度、粉胶比和水泥、消石灰替换量的沥青胶浆的劲度模量S和蠕变速率m,分析不同沥青胶浆的低温流变特性,并且通过引入低温系数(λ=S/m)进一步评价沥青胶浆的低温性能,从而全面分析不同粉胶比以及不同水泥、消石灰替换量对沥青胶浆的高温性能和低温性能的影响。研究结果表明:增大粉胶比能提高沥青胶浆的高温稳定性,降低感温性,但同时也会降低其低温抗裂性,建议合理的粉胶比范围为1.0～1.3;用消石灰或水泥替代部分矿粉具有同样的效果,均可提升沥青胶浆的高温稳定性,但低温性能也会有所降低;当采用水泥替代时,建议水泥用量为矿粉质量的20%以获得较好的经济性和改善效果;采用消石灰替代时,建议消石灰用量为矿粉质量的20%,以免对沥青胶浆的低温性能产生较大不利影响,必要时应根据实际工程情况加以确定。     

无固相/低固相聚合物钻井液低温流变特性

研究低温条件对钻井液流变性的影响,对保证在冻土地区天然气水合物钻探安全顺利的开展有着重要的意义。通过对实验室研制出的无固相聚合物钻井液与低固相聚合物钻井液流变性进行对比研究,分析两种不同类型的钻井液低温流变性的变化规律。采用赫-巴模式中的参数对无固相与低固相聚合物钻井液的流变性能进行分析比较。对无固相聚合物钻井液与低固相聚合物钻井液建立了预测黏度与温度关系的数学模型。实测数据验证表明,数学模型拟合度高,可在现场根据不同类型的钻井液采用不同的模型进行分析研究。最后采用扫描电镜对两种体系钻井液的低温流变性进行了微观机理分析。     

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。     

PEM钻井液体系性能评价与应用

北黄海海域LHIV地区油藏为低孔、低渗砂岩储层,油层易受到钻井液伤害.为保护油气层,优选了适用于该油层的低伤害PEM钻井液体系,室内试验表明PEM钻井液体系具有滤失量低、流变性、热稳定性好、具有一定抗污染能力,抑制性好等特点.PEM钻井液体系成功地应用于LHIV18-3-1井钻进,未出现明显井塌、井漏事故,取得了良好的效果.     

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。     

考虑粒径分布的深水环空岩屑浓度研究及应用

深水低温对钻井液性能影响显著,其粘度和切力的改变使深水携岩与常规陆上钻井不同。由于温度降低带来钻井液性能的改变对不同粒径岩屑上返速度的影响程度不同,因此在深水携岩研究中,考虑岩屑粒径分布是必要的。本研究分析了温度变化对钻井液影响,建立了考虑岩屑粒径大小及粒径分布、机械钻速及钻井循环时间等影响因素的深水钻井分岩屑粒径的环空浓度计算新模型,从而获得了深水钻井中全井及井眼各段环空内岩屑浓度大小及其浓度随循环时间变化的分布与变化规律,并在现场深水钻井岩屑浓度的分析计算中,取得了良好的应用效果。     

莺琼盆地高温高密度水基钻井液流变性调控方法

南海莺琼盆地高温高压地层钻井安全密度窗口窄,对钻井液流变性要求苛刻,而高密度钻井液因固相含量高其流变性调控难度大,因此研究高密度钻井液流变性的影响因素和调控方法对确保该地区高温高压钻井安全至关重要。本文提出通过控制钻井液处理剂液相粘度来调节水基高温高密度钻井液流变性新方法,并通过毛细管黏度法评价了莺琼盆地两套高温高压水基钻井液体系的流变性能以及液相黏度,对高密度水基钻井液流变性影响因素进行了评价和分析。结果表明,钻井液的液相黏度和固相含量是影响高密度钻井液的关键因素,钻井液体系的液相黏度由处理剂液相黏度决定,而固相含量主要由加重材料的品质决定。进一步评价结果表明,磺化类降失水剂液相黏度最低,其次为改性天然高分子降失水剂,合成类的聚合物型降失水剂液相黏度最高;钻井液在相同组成和密度条件下,重晶石品质越高,即密度越高,粒径越小,所配制的高密度钻井液流变性越优。由研究结果可得出,选择低液相黏度处理剂、低剂量膨润土和优质重晶石是高密度水基钻井液流变性调控的主要技术手段。     

高温高压水基钻井液静态密度研究

高温高压条件下,水基钻井液的密度不再是一个常数。而过窄的安全泥浆密度窗口是钻高温高压油气井遇到的最大的问题之一。采用高温高压静密度测定装置和常规钻井液性能测定仪器,研究了自来水和低、中、高三种密度水基钻井液的静态密度随温度和压力的变化规律,并回归了其关系式,建立起了钻井液静态密度随温度和压力而变化的数学模型,并对影响高温高压下水基钻井液静态密度变化的因素进行了分析。得出了温度对水基钻井液的密度影响最大,压力对其影响较小的结论。根据实验数据提出了随着温度的升高,压力对钻井液的密度变化影响变大的观点。