增效型无土相仿生油基钻井液技术的研究与应用

针对深井超深井钻井过程中钻遇高温高压、井壁失稳及井下复杂情况的难题,基于仿生学、超分子化学以及岩石表面润湿性理论,通过优选仿生增效剂、仿生提切剂及仿生降滤失剂,配套相关处理剂,最终形成了一套适用于深井、超深井地层钻探的增效型无土相仿生油基钻井液体系。研究发现,建立的增效型无土相仿生油基钻井液体系可抗220℃高温,配制密度为2.4 g/cm^(3),破乳电压大于400 V,高温高压滤失量为3.2 mL,人造岩心在该体系中220℃下老化后的抗压强度达到7.1 MPa,平均渗透率恢复值为93.9%。现场应用情况表明,体系流变性能稳定,平均机械钻速比邻井提高16%,平均井径扩大率仅为1.25%,可有效解决深井超深井钻井过程中出现的井壁失稳难题,为我国深井超深井的钻探提供了技术保障。

抗高温油基钻井液的室内研究与应用

针对YJ3-X超深大斜度井三开井段存在的裂缝发育、井漏风险高、斜井段位移长、携砂困难、摩阻扭矩大、完井下套管作业时间长等钻完井难题,室内通过乳化剂的优选对现有抗高温油基钻井液体系配方进行了优化,并根据临井出现的复杂情况模拟该井可能出现的风险,评价了优化后钻井液体系的抗岩屑污染和盐水污染性能。试验结果表明,优化后的抗高温油基钻井液具有良好的流变性,抗温达180℃,破乳电压高达1366 V,高温高压滤失量低至2 mL,抗岩屑污染达20%,抗CaCl2盐水污染达30%,静置120 h后沉降因子为0.52,可满足井下各类复杂环境的作业需求。现场应用效果表明,优化后的抗高温油基钻井液流变性稳定,具有较低的黏度和较强的触变性,井眼清洁良好,起下钻和下套管摩阻低,井壁稳定,较好地满足了YJ区块大斜度深井作业需求。

有机层状硅酸盐改善油基钻井液沉降稳定性室内评价

基于油基钻井液有机土有机改性剂阳离子受高温易分解脱附,引起钻井液性能变差、加重材料沉降等问题,利用六水合氯化镁和十六烷基三甲氧基硅烷等为原料,合成了一种适用于柴油基钻井液体系的有机土(有机层状硅酸盐),用于改善油基钻井液的沉降稳定性;通过傅里叶红外光谱、X-射线衍射以及室内钻井液沉降实验进行结构表征和沉降稳定性评价。结果表明:该有机硅酸盐材料具备2∶1层状硅酸盐结构和以Si—C共价键连接的不对称链状有机官能团结构,且300℃无明显热分解;相比于大庆油田常用油基钻井液,该有机层状硅酸盐提高了油基钻井液的动切力、动塑比和储能模量,明显改善了1.4~2.0 g·cm^(-3)密度范围、150℃以下老化温度油基钻井液的悬浮性能和沉降稳定性能。

油基钻井液乳化剂的制备与性能评价

钻井液乳化剂是油井钻探中的重要化学品之一,其性能评价对于钻井工程的成功进行具有重要意义。优秀的乳化剂能确保钻井液的稳定性和流变性能。在选择乳化剂时,应充分考虑其理化性能和体系综合性能,以确保钻井工程的成功进行。本研究以植物油酸、二乙烯三胺、马来酸酐为主要原料,制备了6种乳化剂产品,并对其进行理化性能评价和体系综合性能评价。实验结果显示,乳化剂PF-MOEMUL1、PF-MOCOAT1、PF-MOEMUL2、PF-MOCOAT2满足所有指标要求,在理化性能评价和体系综合性能评价的关键指标上有良好的性能,为钻井工程提供可靠的保证。而乳化剂PF-MOEMUL3、PF-MOCOAT3在倾点和塑性黏度方面未能达到指标要求。可能导致乳液不稳定、流变性能不佳等问题,从而影响钻井工程的顺利进行。通过对钻井液乳化剂的性能评价,对乳化剂的选择和应用提供了有效的参考指导。

超支化絮凝剂对废弃油基钻井液的絮凝效果评价

油基钻井液受地层土等劣质固相的不断侵入,流变性能严重恶化,采用溶剂萃取、热蒸馏等技术难以有效处理,会造成资源浪费。为实现对废弃油基钻井液的再生利用,本文选取超支化聚合物作为絮凝主剂,进行季铵化和疏水改性,制得具备良好选择性的油溶性絮凝剂;通过红外光谱、热重分析等方法测定了絮凝剂分子的结构与热稳定性,探究了絮凝剂加量对钻井液密度、固相含量和流变性能的影响,通过zeta电位和矿物组分分析,进行了絮凝剂的絮凝机理分析。结果表明:絮凝剂加量1.0‰时,可有效絮凝、沉淀钻井液体系中的劣质固相,对两种油基钻井液废液处理后固相清除率可达到80.6%和63.8%,处理后钻井液密度分别为0.733g/cm^(3)和0.745g/cm^(3),其配伍性和流变性能满足钻井要求,可实现钻井液的再生循环利用。

废弃油基钻井液的环境影响特性及其亚微米固相性质研究

采用化学絮凝方法有效清除废液中亚微米固相钻井液,利用气相色谱-质谱联用仪、X射线衍射仪、X射线荧光光谱仪、傅里叶变换红外光谱仪等分析了固控设备处理后的废弃油基钻井液的组分、污染特性、毒性以及废液中亚微米固相的性质。结果表明,废弃油基钻井液的固相、油类含量明显超标,主要有机物为长链烷烃,占总质量的91%,无机物主要有石英石、赤铁矿、硬石膏及斜长石;废液中的镉元素、COD和BOD_(5)的含量超标,不易被生物降解,属于危险废弃物,可根据废液特征选择合适的无害化处理方式;废弃油基钻井液中固相的粒径分布在0.1~100μm,平均为4.5μm。

一种适用于油基钻井液堵漏水泥浆体系研发

水泥浆堵漏是解决恶性漏失的有效措施之一,但是水泥浆在油基钻井液中难以凝结固化,致使其使用受限。从油基钻井液污染水泥浆机理出发,开发油水置换剂,并对胶凝体系和配套降失水剂和缓凝剂进行研选,开发油基钻井液堵漏水泥浆体系,并对水泥浆体系性能进行评价。研究表明:通过微乳液共聚法(即油相和水相同时引发聚合)制备了油水置换剂,在油井水泥中加入油水置换剂后,钻井液与水泥浆的相容性良好,水泥浆与油基钻井液体积比为50∶50的混浆体系在50℃条件下养护时间24 h,强度可达2 MPa左右,且油水置换剂具有很好的广谱性能,现场不同区域取的不同类型的油基钻井液,均发展强度;研选了配套降失水剂BXF-200LL和缓凝剂GH-9,开发出了适用于油基钻井液堵漏的水泥浆体系,油水置换剂对水泥浆稠化没有不良影响,且抗温达120℃。

油基钻井液用耐高温碳酸钙-聚氨酯核壳型微球井壁强化剂

为了提高油基钻井液的封堵性能,以氯化钙、碳酸钠、谷氨酸、2,4-甲苯二异氰酸酯、二月桂酸二丁基锡等为原料,通过水热法制备了刚柔并济的核壳型碳酸钙-聚氨酯井壁强化剂。通过测定流变参数、破乳电压、滤失量和侵入深度等,考察井壁强化剂加量对基浆流变性、稳定性和封堵性的影响。将井壁强化剂与钛酸钾纤维、海泡石、硅藻土和氧化沥青等材料复配,研究了复配井壁强化剂对油基钻井液润湿性、流变性、稳定性、封堵性和耐温性等的影响。结果表明,井壁强化剂以耐高温且具备一定形变能力的聚氨酯为壳、碳酸钙球为核,微球粒径约2μm;对基浆流变性和稳定性的影响较小,可显著提高基浆的封堵性能;加量为2.5%~3.0%时可实现良好的封堵效果,破乳电压为525~542 V、侵入深度为0.6 cm。最优配方的复配井壁强化剂可显著提高油基钻井液的润湿性;对基浆流变性的影响较小,有利于基浆稳定性的提升,破乳电压提高至637 V。复配井壁强化剂各组分发挥协同效应,可以针对不同孔隙的裂缝进行有效封堵,表现出较好的降滤失性能。在常温下的滤失量和侵入深度分别为1.0 mL和0.2 cm。在经过180℃高温老化8 h后,复配井壁强化剂依旧保持较好的降滤失性能,滤失量和侵入深度分别为3.3 mL和0.3 cm,抗高温性能较好。核壳型井壁强化剂的聚氨酯软壳利于微球进入诱导裂缝的最前端,碳酸钙硬核能促进应力的分散,防止裂缝的进一步延伸,实现对井壁裂缝的有效封堵,同时能与钻井液保持良好的配伍性,封堵性能优异。

渝西区块龙马溪组强封堵油基钻井液技术研究

渝西区块龙马溪组在水平段钻进过程中因井壁失稳而导致的卡钻、憋顶驱、测井困难等复杂情况频发,研究发现,造成此现象的主要原因是该区块龙马溪组地层微纳米孔、缝发育和钻井液封堵性能不足。因此,在强化现场钻井液封堵性能的基础上优选了钻井液主要处理剂,构建了适用于该区块龙马溪组强封堵油基钻井液体系,室内测试结果表明,经过220 nm和450 nm微孔滤膜时未发生滤失,且综合性能均优于普通钻井液。现场应用表明,龙马溪组水平段钻进过程中未出现井壁失稳问题,与同平台采用常规封堵技术的已钻井相比,平均机械钻速提高8.81 m/h,水平段钻井周期缩短2.79 d,铂金靶体钻遇率100%,创渝西区块深层页岩气井5项钻井指标纪录,强封堵油基钻井液技术能满足该区块钻井工程需要。

陵水区块超深水高性能恒流变油基钻井液技术

超深水钻井不仅面临低温、井壁不稳定、地层安全作业压力窗口窄以及井眼清洁困难等问题,还对钻井液的性能提出了更高的要求。通过对乳化剂的分子结构进行设计,研制出一种同时具备乳化和流型调控作用的新型乳化剂KMUL,并以此为主要处理剂,构建了一套适用于南海西部陵水区块超深水工况的高性能恒流变油基钻井液,并对钻井液性能进行了评价。结果表明:该钻井液具有良好的恒流变特性,在温度为2~150℃、压力为0~56 MPa范围内的流变性能较为稳定;钻井液的抗污染能力较强,当岩屑和海水的加量为15%时,钻井液的综合性能比较稳定;钻井液的储层保护效果较好,岩心渗透率恢复值能达到92%以上;钻井液的生物毒性较低,具备良好的环境保护性能。LS-C超深水井的现场应用结果表明,不同井深的现场钻井液流变性能和破乳电压均比较稳定,钻井液当量循环密度始终维持在低位,施工过程顺利,井筒直径规整,未出现井下复杂情况。研究结果表明,该高性能恒流变油基钻井液满足陵水区块超深水钻井施工的需求。

SiO_(2)纳米流体对油基钻井液性能影响试验研究

油基钻井液因具有抗高温、抗盐钙侵、润滑性好、利于井壁稳定而在钻井中应用广泛,研究了在油基钻井液中加入不同质量分数(0.5%~2%)SiO_(2)纳米流体对其黏度、流变性能、滤失性、摩阻性等性能的影响。结果表明,在油基钻井液中加入纳米颗粒对钻井液的性能有明显影响,即使纳米流体质量分数较低,油基钻井液的物理化学参数也会明显改善,表明纳米颗粒的应用可成为改进油基钻井液性能的研究方向。

环保型棕榈油基钻井液研究

针对油基钻井液环境友好性差、处理成本高的缺点,配制了一种以棕榈油作为基油的环保型棕榈油基钻井液体系。通过气质联用仪(GC-MS)分析可知棕榈油主要成分为十八烷酸(硬脂酸),十四烷酸(肉豆蔻酸)。采用天然材料腐植酸为原料,通过接枝十八胺进行改性合成一种与棕榈油配伍性好的降滤失剂,对合成的降滤失剂进行了结构表征、热失重分析和扫描电镜分析。优选了有机土、乳化剂等关键处理剂,形成了环保型棕榈油基钻井液体系。其配方为棕榈油+20%CaCl 2+3%有机土+3%乳化剂+3%降滤失剂+1%润湿剂+1%CaO+重晶石。通过棕榈油基钻井液的基本性能、抗污染性能和环保性能评价可知:棕榈油基钻井液体系在120℃老化前后,破乳电压值均在800 V以上,高温高压滤失量为5.4 mL,黏度与切力适中;该体系有较好的抗NaCl、岩屑污染能力。体系的生物毒性EC 50值为104000 mg/L,浸出液的BOD 5/COD Cr值为24.5%,具有生物毒性低,易降解的优点,可以满足环保要求高的地区对钻井液的要求。

北部湾深层深井油基钻井液研究及现场应用

为了缩短钻井周期以及提高井壁稳定,油基钻井液的护壁防塌性能可通过加入封堵剂来优化。本文以纳米SiO_(2)、N-氨乙基-3-氨丙基三乙氧基硅烷和全氟辛基三甲氧基硅烷为原料制备一种纳米封堵剂,其粒径主要分布在10~200nm之间,其粒径较为集中,应用于钻井液中可降低泥饼渗透率,显著提高油基钻井液的封堵性能,降低滤失量,对储层渗透率影响较小。纳米封堵剂与油基钻井液具有良好的配伍性,提高油基钻井液的稳定性。本文研究的高性能油基钻井液成功应用于现场钻井,钻井过程中,纳米封堵剂的加入显著提高了起钻速度,缩短了现场钻井周期,封堵性能的提高使钻井液泥饼在裂缝和孔隙中进行有效封堵,井壁未出现掉块及剥落片。

低油水比油基钻井液体系研究

现阶段国内大量应用的油基钻井液体系油水比居高不下,且由于部分处理剂性能欠佳导致在钻井液体系中用量过大,两者叠加为降低油基钻井液体系综合成本带来极大困难。为此,提出了低油水比油基钻井液体系设计思路,并以此为指导研选了油基钻井液体系关键处理剂,通过配伍性实验构建了低油水比油基钻井液体系配方,并开展了现场应用。以保障在良好的乳化稳定性、流变性和较强的随钻封堵性基础上有效降低油水比为整体思路,研制了多活性点新型乳化剂,增加了分子内活性吸附基团的数量,在低油水比的情况下表现出良好的乳化稳定性和流变性;优选了具有良好增黏提切效果且可降低滤失量的有机土、具有良好降滤失效果的降滤失剂、具有改善流变性且提高乳化稳定性的流型调节剂,以3种处理剂为核心构建了低油水比油基钻井液体系;该体系在70/30的油水比条件下老化前后破乳电压>1000 V,在60/40的油水比条件下老化前后破乳电压>500 V,动塑比均>0.40,具有良好的乳化稳定性和流变性;低油水比油基钻井液体系在12口页岩水平井开展了现场应用,钻井液体系性能稳定、井眼净化效果良好,且乳化稳定性可控,大幅节约了基础油的用量,显著降低了油基钻井液体系的成本。

油基钻井液在龙凤山区块的应用

与水基钻井液相比,油基钻井液不仅具有更优良的井壁稳定性、抑制性、润滑性、抗温性与抗污染性,且能起到更好的储层保护性能,并且在滑动钻进期间,很大程度上解决了钻进托压、黏卡的问题,已然成为一些深井、高温井、定向水平井和复杂井不可缺少的重要手段。北201平台井是东北油气分公司首口平台井,也是龙凤山区块首次采用油基钻井液体系,克服了多项施工难点,创造了13项区块纪录,在此基础上,结合平台井的施工情况讲述了钻井施工过程中油基井液在配置、性能维护等方面的技术措施,以供参考。

油基钻井液与地层流体重力置换实验研究

碳酸盐岩地层连通性较好,多发育裂缝溶洞型地层,经常发生重力置换式溢流,溢流与漏失并存,难以处理。在一些区块中,由于油与油基钻井液发生重力置换溢流,常导致钻井液密度降低,无法平衡井底压力,造成恶性溢流事故。为了及时处理溢流事故,实现安全钻井,需要掌握油与油基钻井液发生地层重力置换的机理,从理论出发指导现场处理重力置换溢流。因此,基于自主研制的井筒-裂缝-地层重力置换实验装置,开展重力置换实验,证明了重力置换现象的存在;配置油基钻井液,开展油基钻井液与油重力置换实验,发现由于地层原油与油基钻井液发生反应,会导致油基钻井液密度与粘度明显下降,导致油基钻井液无法平衡井底压力,影响钻井进程,实验对现场处理重力置换溢流具有指导意义。

低成本低油水比低土相油基钻井液技术研制与应用

油基钻井液的应用范围较广,为降低油基钻井液成本,通过优选低成本油类基础液,开展研发新型单剂高效乳化剂,降低油水比,降低有机土加量等研究,建立了新型低成本低油水比低土相油基钻井液配方,同时对其性能进行了室内评价。实验结果表明:该钻井液油水比在65∶35~85∶15范围可调,有机土加量小于等于2.0%,密度为1.4~2.2 g/cm^(3),抗温达200℃,破乳电压大于800 V,高温高压失水量小于3 mL,油基钻井液单方成本较3号白油配制的油基钻井液降低15%以上,适用于-25℃条件,可满足辽河油区冬季施工需求。在辽河油区页岩油、致密油地层进行了应用,现场应用结果表明,低成本低油水比低土相油基钻井液性能稳定,封堵防塌性能良好,乳化稳定性良好,耐低温效果好,单方成本明显降低。研究成果有利于油基钻井液应用规模的扩大,可满足非常规油气资源低成本、安全、高效开发的技术需求。

有机海泡石在油基钻井液中的应用效果与展望

针对目前常规油基钻井液及其配套处理剂在高温环境下容易失效的问题。对一种具有耐高温机械稳定性的纤维状黏土矿物——“海泡石”进行了分析研究,并讨论了其晶体构造、理化性质和有机改性的方法。结果发现,有机改性后的海泡石可以在油基钻井液中形成具有较强结构力的“乱草堆状”空间网架结构,使钻井液出现明显的触变性,且该流变特性仅取决于纤维结构的机械参数,而不取决于颗粒的静电引力,抗温可达240℃以上;分散在钻井液中的海泡石纤维随钻井液一同向地层渗透的过程中,还可以在井壁处形成一层薄而致密的纤维层,阻挡钻井液向地层的滤失;除此之外,海泡石因其自身所含结构水较多的原因,在饱和盐水和淡水中的配浆效果几乎一样,具有较强的抗盐水污染能力。海泡石的有机改性工艺研究及其在油基钻井液中的应用正逐步成为未来抗超高温钻井液研究的一个重要方向。

红星区块多粒径致密封堵油基钻井液技术

红星区块是江汉油田部署在建南构造上主力产气区,中石化页岩气勘探开发的重点区块。该区块飞仙关组、长兴组经多年开采,地层骨架应力低;吴家坪组微纳米裂缝发育。油基钻井液在钻进过程中,井漏、井塌矛盾突出,处理难度大,为此研究形成一套“强封堵、低活度、低黏度高切力”多粒径致密封堵油基钻井液体系,该体系采用4%微纳米复合刚性颗粒、0.5%石墨烯片状材料、1.5%球状凝胶MPA、1%超细矿物纤维等多粒径微纳米材料,协同封堵致密封堵地层微纳米级裂缝,且在井壁上形成致密泥饼,控制钻井液高温高压滤失量低于3 mL;采用高浓度CaCl2水溶液(≥36%)为水相,活度低于该区块页岩岩心活度,提高钻井液的抑制性;采用提切型乳化剂提高钻井液切力,实现高效携带岩屑、掉块,净化井眼的目的。现场应用表明,多粒径致密封堵油基钻井液体系能有效地减缓井漏、井塌复杂,复杂时间降低了90.34%,应用效果显著。

复兴地区页岩气井油基钻井液井壁稳定和防漏堵漏技术

针对复兴地区凉高山组地层漏失严重,自流井组东岳庙段溢漏同存,地层垮塌掉块,频繁憋泵蹩顶驱的问题。采用XRD衍射法对兴页L2HF井、兴页1002HF井凉高山组和自流井组东岳庙段地层的岩石进行矿物组成分析,使用微观SEM扫描电镜对该地层岩石进行了微观形貌分析,再结合现场情况总结了复兴地区井壁失稳和地层漏失机理。通过提高钻井液的乳化稳定性、降摩减阻和多重封堵性能,形成复兴地区页岩气井油基钻井液井壁稳定技术,该钻井液体系满足封堵性PPA小于2 mL,填砂管侵入深度小于2 cm;基于压裂砂堵效应,通过优选和研制了复合堵漏剂、诱导剂、悬浮剂,形成复兴地区程序法“控滤失”模拟砂堵防漏堵漏技术,堵漏浆体系可承压能力高达7 MPa,更适合应用于多裂缝地层。油基钻井液井壁稳定和防漏堵漏技术在兴页某-1井进行现场应用,相对于使用高密度柴油基钻井液体系的兴页某-2井,优化后钻井液体系的黏度和切力更低,润滑减阻性能更强,漏失和地层失稳等复杂情况明显减少。