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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。  相似文献   
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黏土作为钻井液重要的基础材料,黏土-水分散体系热滚老化后的分散行为直接影响到钻井液流变性、失水造壁性和沉降稳定性等性能,尤其对于高温高密度钻井液。通过激光粒度仪对黏土-水分散体系热滚老化后的粒径中值进行了研究,考察了黏土种类、无机盐和氢氧化钠等因素对黏土-水分散体系的影响。结果表明,随老化温度升高,高岭石、海泡石和凹凸棒石的黏土-水悬浮体系粒径中值稳定,表现出对温度因素不敏感,但高岭石和凹凸棒石粒径要明显小于海泡石。膨润土-水悬浮体系随老化温度升高,温度低于90℃时,黏土水化分散占主导作用,分散度增加;温度在90℃-180℃时,水化分散和去水化聚结两种因素并存,分散度相对稳定;温度在180℃-200℃时,去水化聚结占主导作用,分散度降低;氢氧化钠加入并未影响膨润土-水分散体系的分散规律,只是加剧了膨润土的分散程度,温度超过150℃时这种差异性消失。膨润土-无机盐水悬浮体系随老化温度升高,水化分散占主导作用,分散度增加,并在120℃趋于稳定。膨润土高温水化分散和去水化聚结作用均对钻井液尤其是高密度钻井液性能造成不利影响,降低膨润土加量或者使用分散度对温度不敏感的黏土如高岭土等以及加入适量无机盐可以降低这种不利影响。  相似文献   
3.
江汉油田页岩气钻井作业中使用柴油基钻井液,为减少废弃钻井液对环境的污染,通过室内实验研制了柴油回收剂配方:1%破乳剂OPP+800 mg/L混凝剂PAC+10 mg/L絮凝剂PAM.并优化了柴油回收工艺参数:最佳的破乳温度为55~60℃,破乳时间为60 min,离心转速为3 000 r/min,离心时间为5 min,废弃油基钻井液柴油回收率可达90%以上.回收柴油的品质达到了GB252-2000规定的-10号轻柴油技术要求和GB/T19147-2003规定的-10号车用柴油技术要求.根据现场油基钻井液的配方,再以回收柴油为基液配制油基钻井液,其性能与现场使用的油基钻井液性能相当.  相似文献   
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