新型抗高温高密度纳米基钻井液研究与评价

针对高密度钻井液体系抗高温和低黏的需求以及纳米材料优异的物理化学特性,在高密度钻井液中引入了一种纳米材料HTSi-01。纳米材料HTSi-01是一种白色蓬松粉体改性纳米二氧化硅,其平均粒径在20 nm左右,比表面积大于600 m2/g,能在黏土颗粒和处理剂分子不饱和残键上形成牢固的物理化学吸附,从而显著改善钻井液润滑性,降低体系的黏度和切力,并能增强泥饼的致密性,降低体系的滤失量。通过一系列处理剂及其浓度优选和处理剂配伍性实验研究,得到了抗180℃高温、密度达2.36 g/cm3的新型纳米基钻井液体系。该钻井液体系具有优异的流变性及滤失造壁性能,抑制性良好,抗盐在29%以上,抗氯化钙达0.5%,48 h沉降稳定性良好,能悬浮和携带岩屑,并降低钻井液当量循环密度,满足高温高压深井钻进的需要。

耐温抗盐降滤失剂P(AA-AMPS-AM)/nano-SiO_2的合成及性能

采用自由基水溶液聚合法,以纳米二氧化硅(nano-SiO2)、丙烯酸(AA)、丙烯酰胺(AM)和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)等单体为主要原料,合成了四元共聚物降滤失剂P(AA-AMPS-AM)/nano-SiO2;采用FTIR法表征了该降滤失剂的组成,并评价了它的降滤失性效果、抗盐、抗钙和抑制性等性能,同时考察了该降滤失剂与其他处理剂的配伍性。实验结果表明,该降滤失剂具有良好的耐温抗盐降滤失性能,同时具有良好的抑制性能;与常用处理剂配伍性好,可在水基钻井液体系中显著降低其高温高压滤失量,所形成的饱和盐水钻井液体系在密度2.37 g/cm3下的高温高压滤失量仅为20.0 mL,满足高温下控制钻井液性能的需求。

破碎性地层坍塌压力计算模型

破碎性地层裂缝、微裂缝及层理十分发育,地层各向异性明显,地层坍塌压力高,安全钻井液密度窗口窄,在低井筒液柱压力下井壁易垮塌,在高井筒液柱压力下又容易发生井漏。不同于均质各向同性地层,这类地层的井壁围岩力学稳定性主要取决于这些单元体结构面的强度(抗滑能力)。当单元体所受应力超过了其结构面抗滑能力时,井壁围岩即出现滑动失稳。由均质各向同性地层井壁力学稳定性分析理论出发,引入地层岩石破碎程度指数Bd来定量的描述地层岩石破碎程度对井壁围岩等效应力状态的影响,并根据Mohr-Coulomb准则建立了破碎性地层坍塌压力计算式,Bd值越大,井壁坍塌压力越大,井壁越易失稳,实例计算表明所建立的模型计算结果与工程实际吻合较好。

钻井液滤失造壁性能评价方法研究现状

介绍了现有钻井液泥饼渗流特性、孔喉大小、厚度及压缩性等质量参数的评价、仪器及其评价方法,并分析了扫描电镜、能谱仪等仪器设备在泥饼微观结构及组分分布特征表征方面的研究与应用现状。现有研究思路侧重于对样品表面形貌的观测,在优化钻井液滤失造壁性能时仍然缺乏对泥饼内部微观结构的基础性认识,未来应继续深入开展对钻井液泥饼微观结构空间分布特征方面的研究分析,进一步弄清钻井液降滤失作用机理及降低钻井液滤失量的途径,发展并完善钻井液滤失造壁性调控机理基础理论,为新型高效处理剂的研制以及钻井液技术水平的提升提供指导和技术支撑。

钻井液流变参数允许调控范围研究与应用

从液-固两相流体动力学基本理论出发,结合钻井液携岩原理及钻井工程需要,探讨了特定工况下钻井液允许流变参数范围的计算方法。建立了钻井液流变参数允许调控范围计算模型。开发了钻井液合理流变参数计算系统软件。计算结果表明,钻井液密度、排量、塑性黏度及泥浆泵缸套缸径中任一项增大,都将使钻井液允许的流变参数调控范围变窄,钻井液排量的影响尤其明显。泥浆泵排量是控制流变参数允许调控范围上限的主要因素,而其下限则主要受钻井液密度影响。

荧光显微镜在钻井液滤饼结构空间分布特征分析中的应用

滤饼的物理化学结构是影响其质量好坏的内在因素,现有研究仍主要侧重于对滤饼表面微观形貌的表征和元素组成分析方面,很少见到对滤饼物理化学结构空间分布特征方面的研究分析。提出了一种应用荧光显微镜并结合Adobe Photoshop CS6图像处理软件分析钻井液滤饼物理化学结构空间分布特征的新方法,该方法通过统计白色(即原蓝色荧光)区域的像素值并计算其占比,即可直观地反映出不同层位处被测处理剂的含量变化情况。以自制的聚合物基无机纳米复合材料LX-2为对象的研究结果表明,滤饼中被测聚合物荧光面积呈现出"表层>中间层>底层"的空间分布特征,常规烘干法测得的滤饼吸附水含量以及灼烧法测得的聚合物处理剂含量与之呈现了相似的空间分布特征。结果认为,在钻井液中适当加入能够在高温高压及高矿化度条件下依旧具有较强水化、成胶能力,且能够有效提高其滤饼吸附水能力的可变形类处理剂是增强钻井液滤失造壁性能的重要途径之一。该新方法将有助于进一步认识钻井液滤饼物理化学结构空间分布特征及其对钻井液滤失造壁性能的影响。

新型合成基钻井液降滤失剂合成及性能评价

为解决合成基钻井液高温高压滤失量大的问题,以有机硅、腐植酸和二椰油基仲胺等为主要原料,运用活化酯法对腐植酸进行改性,通过合成条件优化,研制一种亲有机质的有机硅腐植酸酰胺降滤失剂FRA-1;利用红外光谱(FT-IR)和热重—差热(TG-DSC)进行化学结构和热稳定性分析,评价在不同油水比合成基钻井液中的性能.结果表明:FRA-1在合成基钻井液体系中有良好的分散性和耐温性,优于常用的油基钻井液降滤失剂,并且对钻井液流变性影响较小,可以替代沥青类和褐煤类产品作为合成基钻井液降滤失剂.

高温高密度盐水基钻井液性能

为解决盐水基钻井液高温高密度条件下性能维护困难的问题,通过系列流变性实验并结合粒度分布和Zeta电位分析等,研究老化温度、密度及黏土含量对钻井液性能的影响.结果表明:老化温度和黏土含量对高密度盐水基钻井液黏土聚结有重要影响,黏土聚结程度随黏土含量增大而增大,聚结的临界温度随膨润土质量分数增大而降低;同时,高密度钻井液的亚微米颗粒体积分数较低密度钻井液的高,高温作用将增加钻井液的亚微米颗粒体积分数;高温和高密度将使钻井液Zeta电位降低,使体系胶体稳定性变差.尽量降低高温高密度钻井液中黏土含量,并配合使用耐温抗盐高效护胶剂是维护其性能稳定性的重要途径.

耐温抗高钙盐降滤失剂的合成及其性能评价

以丙烯酸(AA)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、丙烯酰胺(AM)和二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)为单体,引入纳米二氧化硅(nano-SiO2)合成了钻井液降滤失剂P(AM-AMPS-AA-DMDAAC)/nano-SiO2(简称LX-2);利用FTIR和TG等方法分析了LX-2的结构及热稳定性,并考察了LX-2的降滤失性能和耐温、抗盐、抗钙性能。实验结果表明,LX-2具有良好的降滤失能力,单独以LX-2为降滤失剂时,钻井液中LX-2的含量为0.75%(w)较适宜。LX-2的耐温性能良好,其高温抗盐和高温抗钙性能明显优于其他降滤失剂。LX-2与其他处理剂的复配性能良好,复配降滤失剂可有效提高钻井液的降滤失性能、抗盐性能和耐温性能。

致密碳酸盐岩储层损害特征及钻井液保护技术

致密碳酸盐岩储层孔喉细小,渗透性差,非均质性严重,微孔微裂缝较为发育,储层易发生应力敏感性损害和水锁损害。结合英买2油田致密碳酸盐岩油气藏特征,系统分析了低渗碳酸盐岩储层的损害特征。评价结果表明,该油田储层应力敏感损害率达82.9%、水锁损害率为72.53%～91.22%是该储层的主要损害类型。在该区原用聚磺钻井液基础上,通过优选高性能处理剂和可有效降低油/水界面张力的表面活性剂,应用理想充填技术,优化设计出了保护储层低损害钻井液;通过开展配伍性、动态污染等实验对该钻井液的储层保护特性进行了评价。实验结果表明,该钻井液具有良好的流变性与配伍性,天然岩心和不锈钢缝板岩心污染实验均表明,优化配方的渗透率恢复值均要高于现用配方,其储层保护效果显著。

知识产权协同保护助力钻井液全产业链高质量发展

随着油气勘探开发持续深入,复杂地层井、复杂结构井、超大位移水平井日渐增多,高性能钻井液技术市场需求日益增长。长城钻探对标国际先进,按照突出知识产权“体系化、技术化、产品化”路线,基于“保护型、对抗型和储备型”专利布局构筑知识产权三重“防护墙”的策略,通过将“技术—专利—标准”三者有机结合等系列措施,分步构建GWHP-FLEX?技术体系全产业链专利群,并延伸登记软件著作权和注册商标,对胺基抑制剂与配套胺基钻井液体系相关专利技术及其延伸专利技术进行全方位协同保护,成功突破了国外知识产权壁垒,有效支撑该技术在乍得、尼日尔、四川叙永浅层页岩气等海内外高端项目市场的成功转化创效,保障了公司钻井液全产业链业务的高质量发展。

无毒环保型高性能水基钻井液室内研究

由于油基钻井液存在使用成本高、环保处理难度大等弊端,使用水基钻井液替代油基钻井液已成为大势所趋。针对页岩地层对钻井液性能的要求,以无氯、无重金属离子、无黑色材料等环保指标为基本原则,优选了胺基聚醇和乳液大分子作为环保型高性能水基钻井液的包被抑制主剂,配合甲酸钾进一步提高体系的抑制性,并通过高效封堵剂提高体系对页岩地层纳微米孔缝的封堵能力,构建了无毒环保型高性能水基钻井液体系。性能评价结果表明,该钻井液在密度为1.22~2.18 g/cm3范围内均具有优良的流变性及滤失造壁性能,该体系静置24 h后上下密度差为0.03~0.06 g/cm3,沉降指数低于0.508,悬浮稳定性好,触变性高,钻井液样品API泥饼黏滞系数最低达到0.026 2,润滑性能好,并兼具较强的抑制性和抗岩屑污染性能,5.0%及8.0%英国评价土或古巴VDW**井岩屑污染前后的塑性黏度、动切力、静切力的变化率均控制在25%左右,能够满足不同压力系统页岩地层钻井的需要。

川南页岩气地层油基钻井液技术难题及案例分析

随着川南页岩气产区开发力度不断加大,钻井过程中长水平段起钻倒划眼、卡钻以及井漏等复杂事故已成为严重制约页岩气开发效率提升的拦路虎。对龙马溪页岩地层的地质特征、孔缝分布情况进行了总结分析,系统阐述了页岩地层微孔缝封堵、钻井液流变性控制、水平段润滑防卡、钻井液密度优化、钻井液低密度固相控制以及油基钻井液防漏堵漏等油基钻井液技术难题。最后,通过对典型案例分析,对系列页岩气地层油基钻井液技术难题进行了详细展示,并指出合理的钻井液施工密度、良好的流变性与携岩能力以及适当的工程措施等对预防井漏、保障井下安全具有重要支撑作用。

油基钻井液用有机土胶体率的影响因素分析

针对不同生产工艺、不同类型的有机土在不同基础油中的胶体率差异较大的问题,分别对两个不同厂家的有机土(1^(#)和2^(#)有机土)进行胶体率实验。考察了不同类型的基础油、不同的极性溶剂(激活剂)和浓度、不同的搅拌速率、不同的搅拌时间对有机土胶体率的影响。结果显示:1^(#)有机土在0;柴油中的胶体率100%,而在5^(#)白油中的胶体率为20%,加入不同的极性溶剂胶体率达到100%;2^(#)有机土在0^(#)柴油、3^(#)白油、5^(#)白油中的胶体率均不足10%,加入极性溶剂后胶体率有不同程度的提高。此外,搅拌速率从3000 r/min增加至13 000 r/min,有机土胶体率从18%增加至29%;搅拌时间由5 min延长至40 min,有机土胶体率从22%增加至40%。通过实验数据分析,揭示了激活剂对有机土胶体率的作用机理,并对有机土胶体率性能指标的评价提出了建议,应明确测试条件,比如搅拌时间、搅拌速率、测试温度等,这些因素对有机土胶体率有一定的影响。

胺型乳状液的二氧化碳、氧化钙响应行为及应用潜力

采用绿色、低廉的CO_(2)/CaO刺激诱导胺型乳状液,在揭示该乳液体系响应行为规律的基础上,构建CO_(2)/CaO响应性油基钻井液并评价其性能。研究表明,在CO_(2)诱导下胺型乳状液易从油包水逆转为水包油,同时其黏度经历了降低、回升、降低的规律性迁移,上述CO_(2)响应行为可由CaO诱导回转。基于胺型乳状液构建的油基钻井液,在油水比50∶50至70∶30,密度1.4~2.0 g/cm^(3)及温度160℃条件下均具有良好的流变和滤失性能,且可被CO_(2)鼓泡清洗,可由CO_(2)诱导大幅降黏并有效清除低密度无用固相,所余液相可由CaO诱导回用。机理分析表明,CO_(2)/CaO诱导胺型乳化剂与其胺盐之间可逆转换,使乳化剂亲油亲水平衡性可逆调节、乳状液粒径可逆增减,是胺型乳状液类型、流变性可控可逆的根本原因。图14表2参33。

油基钻井液用有机土质量评价实验

随着四川盆地南部页岩气勘探开发的深度和难度不断增加,油基钻井液现场技术服务也暴露出诸多问题,如处理剂与体系类型繁多、性能指标不规范、处理剂和体系标准不统一等,加之作为油基钻井液主要材料的有机土,虽然有石油天然气行业标准《油基钻井液有机土技术规范:Q/SY 1817—2015》,但该标准已不能满足实际生产的需要,施工现场有机土质量参差不齐。这在一定程度上制约了油基钻井液技术的长远发展和有形化建设。为了进一步扩大油基钻井液用有机土标准的适用性、提升其规范性、给后续标准的制定提供参考,从油田施工现场收集了26种油基钻井液用有机土样品,按照理化性能和钻井液性能分别进行了评价实验。其中,理化性能着重讨论了烘失量、筛余、灼烧残渣、堆积密度、胶体率等项目的检测方法和指标制定;钻井液性能分别讨论了有机土在0号柴油和5号白油钻井液中120℃热滚前后的ϕ3读值、动切力、动塑比和中压滤失量。基于对实验数据的分析,提出了油基钻井液用有机土质量控制技术指标建议:①修订胶体率检测方法;②增加灼烧残渣、堆积密度两项检测项目;③提高筛余量的标准筛目数;④修订钻井液性能评价项目。

离子液体及其在钻井液领域中的应用

离子液体作为一类全新的绿色介质和软功能材料,近年来在钻井液领域引起了广泛关注。概述了离子液体的基本概念、独特物性和多领域工业应用,详细综述了离子液体在上游石油工业,特别是钻井液领域的应用研究现状和进展。对离子液体作为钻井液用页岩抑制剂进行了可行性分析,并提出了其它潜在应用。离子液体可通过阳离子交换和静电吸附与黏土颗粒相互作用,呈现出良好抑制性能,同时离子液体也可改善高温环境下钻井液体系的流变携岩能力。