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Numerical Analysis of Wellbore Instability in Gas Hydrate Formation During Deep-Water Drilling 被引量:9
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作者 ZHANG Huaiwen CHENG Yuanfang +2 位作者 LI Qingchao YAN Chuanliang HAN Xiuting 《Journal of Ocean University of China》 SCIE CAS CSCD 2018年第1期8-16,共9页
Gas hydrate formation may be encountered during deep-water drilling because of the large amount and wide distribution of gas hydrates under the shallow seabed of the South China Sea. Hydrates are extremely sensitive t... Gas hydrate formation may be encountered during deep-water drilling because of the large amount and wide distribution of gas hydrates under the shallow seabed of the South China Sea. Hydrates are extremely sensitive to temperature and pressure changes, and drilling through gas hydrate formation may cause dissociation of hydrates, accompanied by changes in wellbore temperatures, pore pressures, and stress states, thereby leading to wellbore plastic yield and wellbore instability. Considering the coupling effect of seepage of drilling fluid into gas hydrate formation, heat conduction between drilling fluid and formation, hydrate dissociation, and transformation of the formation framework, this study established a multi-field coupling mathematical model of the wellbore in the hydrate formation. Furthermore, the influences of drilling fluid temperatures, densities, and soaking time on the instability of hydrate formation were calculated and analyzed. Results show that the greater the temperature difference between the drilling fluid and hydrate formation is, the faster the hydrate dissociates, the wider the plastic dissociation range is, and the greater the failure width becomes. When the temperature difference is greater than 7℃, the maximum rate of plastic deformation around the wellbore is more than 10%, which is along the direction of the minimum horizontal in-situ stress and associated with instability and damage on the surrounding rock. The hydrate dissociation is insensitive to the variation of drilling fluid density, thereby implying that the change of the density of drilling fluids has a minimal effect on the hydrate dissociation. Drilling fluids that are absorbed into the hydrate formation result in fast dissociation at the initial stage. As time elapses, the hydrate dissociation slows down, but the risk of wellbore instability is aggravated due to the prolonged submersion in drilling fluids. For the sake of the stability of the wellbore in deep-water drilling through hydrate formation, the drilling fluid with low temperatures should be given priority. The drilling process should be kept under balanced pressures, and the drilling time should be shortened. 展开更多
关键词 gas HYDRATE wellbore INSTABILITY drilling fluid phase EQUILIBRIUM temperature plastic strain numerical simulation
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增效型无土相仿生油基钻井液技术的研究与应用 被引量:3
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作者 蒋官澄 黄胜铭 +3 位作者 侯博 孟凡金 屈艳平 王浩 《钻采工艺》 CAS 北大核心 2024年第2期93-103,共11页
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... 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。 展开更多
关键词 深井超深井 油基钻井液 无土相 仿生 增效
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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
3
作者 苏锐 黄维安 +3 位作者 江琳 王婧雯 李轩 杨雄 《现代化工》 CAS CSCD 北大核心 2024年第11期116-122,共7页
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... 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。 展开更多
关键词 废弃油基钻井液 亚微米固相 污染特性 絮凝法 无害化处理
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钻井液连续波传输相位偏移规律建模与分析
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作者 周博涛 苏义脑 王家进 《中国石油大学学报(自然科学版)》 EI CAS CSCD 北大核心 2024年第5期77-82,共6页
钻井液连续波传输时因相位偏移导致的波形畸变是阻碍其现场应用的关键问题之一,探明相位偏移规律对于开发钻井液连续波信息传输技术具有重要意义。假设同一钻柱截面钻井液压力相等且钻井液流速存在径向分布,基于二维轴对称瞬态流动理论... 钻井液连续波传输时因相位偏移导致的波形畸变是阻碍其现场应用的关键问题之一,探明相位偏移规律对于开发钻井液连续波信息传输技术具有重要意义。假设同一钻柱截面钻井液压力相等且钻井液流速存在径向分布,基于二维轴对称瞬态流动理论,采用小信号分析方法,建立钻井液连续波相移模型并给出适用条件,最后采用地面试验进行验证。利用该模型分析频率、传输距离、钻井液密度及黏度、钻柱内径对相位偏移量的影响。结果表明:相位偏移量随频率、钻井液密度及传输距离增加而增大且变化趋势近似呈线性,随钻柱内径的增加而逐渐减小;钻井液黏度对相位偏移量几乎无影响;钻井液信道可看作线性相位信道。 展开更多
关键词 相位偏移 钻井液连续波 钻井参数 信号参数
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水基钻井液储层保护技术研究进展 被引量:2
5
作者 方圆 周书胜 鄢佳蓉 《化工管理》 2024年第2期69-71,共3页
钻井液储层保护性能对后续油气资源产能的影响至关重要。文章综述了储层伤害的主要类型以及储层保护钻井液的关键功能,钻井液对储层的主要伤害分为固相污染、聚合物的吸附堵塞、储层黏土易发生水化膨胀,并可能因钻井液中的成分而分散或... 钻井液储层保护性能对后续油气资源产能的影响至关重要。文章综述了储层伤害的主要类型以及储层保护钻井液的关键功能,钻井液对储层的主要伤害分为固相污染、聚合物的吸附堵塞、储层黏土易发生水化膨胀,并可能因钻井液中的成分而分散或运移,以及钻井液滤液与地层水配伍性伤害。储层保护钻井液大致分为强封堵低滤失钻井液、强抑制低伤害水基钻井液、低固相/无固相聚合物钻井液体系以及在无固相聚合物钻井液体系上发展的可生物降解的无固相钻井液,在现场应用中取得了较好的储层保护效果,为现场储层保护提供了技术支持。 展开更多
关键词 水基钻井液 封堵降滤失性能 抑制性能 无固相 可降解
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水敏性复杂地层深孔绳索取心钻进工艺研究与应用 被引量:1
6
作者 李振风 《地质装备》 2024年第1期43-48,共6页
宝山矿区地质构造较复杂,存在多个断裂破碎带,地层软硬互层交替,炭质页岩厚度大,遇水膨胀,钻孔缩径严重,钻进过程中易发生粘附卡钻、坍塌及埋钻等事故,属于典型的水敏性地层。针对该类地层在钻进过程中出现的这些问题,通过优化钻孔结构... 宝山矿区地质构造较复杂,存在多个断裂破碎带,地层软硬互层交替,炭质页岩厚度大,遇水膨胀,钻孔缩径严重,钻进过程中易发生粘附卡钻、坍塌及埋钻等事故,属于典型的水敏性地层。针对该类地层在钻进过程中出现的这些问题,通过优化钻孔结构、合理钻具级配,采用金刚石绳索取心钻进工艺和低固相钻井液护壁技术,适当控制回次进尺长度和回次进尺时间等措施,保证了钻孔孔壁的稳定性及工程安全,有效地解决了水敏性地层钻进中出现的问题,加快了施工进度,取得了较好的钻进效果,使项目得以顺利完成。本次钻探施工完成了钻探进尺9500余米,达到了地质找矿目的,取得了较好的经济和社会效益。此外,希望适用于该矿区的钻进工艺方法对其他相似水敏性复杂地层的钻探施工具有一定的参考意义。 展开更多
关键词 水敏性地层 低固相冲洗液 粘附卡钻 钻进工艺 钻具组合
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涠洲11-1油田调整井水基钻井液优选与应用
7
作者 易鹏昌 张立权 +3 位作者 李强 申永强 敬毅 但春阳 《化工管理》 2024年第2期152-155,共4页
涠洲11-1油田位于南海北部湾海域,钻井过程中遇到的中新统灯楼角组和角尾组是关键的地层。角尾组上部泥质含量较高,使用常规强包被型钻井液作业时,极易出现钻屑聚集形成泥球的现象,这不仅影响了钻井效率,还可能造成起下钻过程中的遇阻... 涠洲11-1油田位于南海北部湾海域,钻井过程中遇到的中新统灯楼角组和角尾组是关键的地层。角尾组上部泥质含量较高,使用常规强包被型钻井液作业时,极易出现钻屑聚集形成泥球的现象,这不仅影响了钻井效率,还可能造成起下钻过程中的遇阻。为了解决这个问题,同时提高角尾组中下部砂岩层的储层保护效果,通过分析已钻井的相关资料,优选了海水聚合物钻井液和EZFLOW无固相钻井液。对比强包被型PDF-PLUS/KCl钻井液,海水聚合物钻井液更具分散性,可有效防止泥球形成;EZFLOW无固相钻井液剪切稀释性强,悬浮携带性能和储层保护性能更佳。在涠洲11-1油田A平台的两口调整井中的成功应用表明,所优选的钻井液有效改善了角尾组出泥球问题,同时提高了起下钻效率和储层保护效果。 展开更多
关键词 涠洲11-1油田 出泥球 起下钻遇阻 海水聚合物钻井液 EZFLOW无固相钻井液
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一种海域天然气水合物钻井用相变控温微胶囊 被引量:2
8
作者 赵欣 李孙博 +3 位作者 马永乐 耿麒 邱正松 张小龙 《天然气工业》 EI CAS CSCD 北大核心 2023年第7期72-78,共7页
海域天然气水合物(以下简称水合物)钻井过程中易发生水合物分解,进而引起井壁失稳等问题,因此水合物的分解是海域水合物地层钻井面临的重大技术挑战之一。针对目标水合物地层钻井液温度控制要求,优化了二元复合相变芯材,以纳米SiO2改性... 海域天然气水合物(以下简称水合物)钻井过程中易发生水合物分解,进而引起井壁失稳等问题,因此水合物的分解是海域水合物地层钻井面临的重大技术挑战之一。针对目标水合物地层钻井液温度控制要求,优化了二元复合相变芯材,以纳米SiO2改性的三聚氰胺—尿素—甲醛(MUF)树脂为壁材,制备出改性MUF树脂相变微胶囊,并利用扫描电子显微镜、傅里叶变换红外光谱仪、差示扫描量热仪等设备,结合升温实验及微胶囊破损率测试,对制备的相变微胶囊进行了结构表征,探讨了利用相变材料的相变蓄能作用对钻井液温度的调控效果及微胶囊壁材强度,并分析了其与深水水基钻井液的配伍性。研究结果表明:(1)以脂肪醇类二元复合物为芯材的相变微胶囊相变温度为16.8℃,相变潜热为96.3 J/g;(2)其相变蓄冷—释冷作用使悬浮液在升温至相变温度时出现明显的温度台阶,浓度为5%和8%的微胶囊可将悬浮液从15℃升温至20℃的时间分别延长52.9%和94.1%,有利于抑制地层水合物的分解;(3)该微胶囊具有较好的抗剪切强度和密封性,浓度在8%以内时对钻井液的流变性和滤失性影响较小,配伍性良好。结论认为,该相变微胶囊为水合物钻探中智能调控井下钻井液温度从而抑制水合物分解提供了新的解决途径和方法。 展开更多
关键词 海域天然气水合物 水合物分解 相变微胶囊 钻井液 相变蓄能 智能控温 壁材强度
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抗温抗盐乳液聚合物降滤失剂的合成与评价 被引量:3
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作者 罗春芝 向欢 +2 位作者 章楚君 王怡迪 刘冲 《长江大学学报(自然科学版)》 2023年第6期93-102,共10页
针对水基钻井液钻遇高温高矿化度地层时滤失量大、流变性控制难等问题,开展了抗温抗盐降滤失剂的研究。以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、2-乙丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和N-乙烯基-2-吡咯烷酮(NVP)为单体,采用反相乳液聚合法制备一种... 针对水基钻井液钻遇高温高矿化度地层时滤失量大、流变性控制难等问题,开展了抗温抗盐降滤失剂的研究。以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、2-乙丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和N-乙烯基-2-吡咯烷酮(NVP)为单体,采用反相乳液聚合法制备一种抗温抗盐乳液聚合物降滤失剂。正交试验确定其最佳合成条件为n(AM)∶n(AA)∶n(AMPS)∶n(NVP)=3∶2∶0.5∶0.4,HLB=4.5,反应温度为50℃,反应时间为5 h。在该条件下合成出降滤失剂LX-28。其红外光谱分析表明4种单体均参与反应,热重分析显示其功能性基团开始降解温度为345℃。在淡水浆和复合盐水浆中评价了LX-28与同类产品的抗温抗盐降滤失性。结果显示,LX-28在淡水浆中抗温达220℃,抗盐至饱和,且滤失量降低率远高于同类产品;在复合盐水浆中抗温达200℃,滤失量降低率80.6%以上,优于同类产品。电镜扫描滤饼分析其微观形貌,揭示了LX-28的降滤失机理。 展开更多
关键词 降滤失剂 水钻井液 抗温抗盐 抗钙 反相乳液聚合
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改性聚丙烯酰胺絮凝废弃油基钻井液中有害固相的研究 被引量:4
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作者 吴嘉蕾 佟拉嘎 +2 位作者 李红英 张云雷 孙保明 《现代化工》 CAS CSCD 北大核心 2023年第2期203-208,共6页
以丙烯酰胺和甲基丙烯酰乙基三甲基氯化铵为原料,采用反相乳液聚合法制备了应用于废弃油基钻井液的新型絮凝剂。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;通过特性黏度法测量了絮凝剂分子的分子质量;通过絮凝剂... 以丙烯酰胺和甲基丙烯酰乙基三甲基氯化铵为原料,采用反相乳液聚合法制备了应用于废弃油基钻井液的新型絮凝剂。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;通过特性黏度法测量了絮凝剂分子的分子质量;通过絮凝剂乳液及絮凝前后分散相的粒径变化规律,分析了该絮凝剂对废弃油基钻井液的絮凝率与絮凝效果。结果表明,该处理剂在油相中对于有用固相絮凝效果微弱,但可以高选择性地絮凝钻屑等有害固相,在絮凝剂最佳质量分数为2.5%时,固液分层效率最高(43%),絮凝效果最好(92.13%)。将该絮凝剂应用于湛江某井的废弃油基钻井液,絮凝率达到了97.92%,经固控设备处理后的废弃油基钻井滤液性能稳定,能满足现场使用要求。絮凝剂可以循环使用,有效降低了钻井液使用成本。 展开更多
关键词 絮凝剂 有害固相 废弃油基钻井液 聚丙烯酰胺 反相乳液聚合
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合成基钻井液固相絮凝分离评价及应用 被引量:1
11
作者 张雪梅 张贵磊 +3 位作者 严海源 郭玉树 刘雪婧 马树奎 《当代化工》 CAS 2023年第3期730-734,共5页
废弃油基/合成基钻井液的热蒸馏、化学破乳和溶剂萃取等处理技术,难以实现现场应用,且会造成钻井液材料的浪费。采用油溶性化学絮凝剂,通过分析絮凝剂添加前后密度、固相含量和流变性能参数的变化情况,对渤海油田合成基钻井液体系进行... 废弃油基/合成基钻井液的热蒸馏、化学破乳和溶剂萃取等处理技术,难以实现现场应用,且会造成钻井液材料的浪费。采用油溶性化学絮凝剂,通过分析絮凝剂添加前后密度、固相含量和流变性能参数的变化情况,对渤海油田合成基钻井液体系进行室内絮凝评价和现场应用研究。结果表明:絮凝剂的添加对钻井液中微小有害固相具有絮凝作用,室内评价在2 800 r·min^(-1)、3 min的离心分离条件下,当加量为1%时,较不添加絮凝剂相比,固相去除率提升7.7%,絮凝剂的添加对钻井液的流变稳定性和乳化稳定性影响不大,此后随着絮凝剂加量的增大,固相去除率增长趋势不再显著,且热滚后初切降低明显,建议絮凝剂的加量控制在1%或以下;利用该油溶性絮凝剂在渤海油田JZ25-1B进行应用测试,药剂加量1%的情况下,离心机的固相去除率与不添加絮凝剂相比提升4%,絮凝离心后的液相可直接返回钻井液循环系统,最大程度实现钻井液的资源化利用。 展开更多
关键词 合成基钻井液 有害固相 油溶性絮凝剂 固相去除率 资源化利用
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致密碳酸盐岩气藏钻井液水相圈闭损害与防治 被引量:2
12
作者 刘长松 杜永慧 +3 位作者 张海燕 裴欣 吕国强 胡庆霞 《断块油气田》 CAS CSCD 北大核心 2023年第6期1028-1033,共6页
为了确定钻井液对致密碳酸盐岩气藏的损害程度及钻井液液相侵入深度,以采取适宜的水相圈闭损害防治措施,文中采用现场所用钻井液,开展了毛细管自吸实验、考虑侵入-返排过程的水相圈闭损害程度实验以及钻井液动态滤失量随时间的变化实验... 为了确定钻井液对致密碳酸盐岩气藏的损害程度及钻井液液相侵入深度,以采取适宜的水相圈闭损害防治措施,文中采用现场所用钻井液,开展了毛细管自吸实验、考虑侵入-返排过程的水相圈闭损害程度实验以及钻井液动态滤失量随时间的变化实验,根据动态滤失量实验数据,建立一种更符合现场的钻井液液相侵入深度计算模型,并根据钻井液对致密碳酸盐岩气藏的损害情况,开展了适用于致密碳酸盐岩气藏的水相圈闭损害防治剂筛选及效果评价实验。结果表明:钻井液滤液自吸最终含水饱和度为57.86%~73.57%,不可恢复渗透率损害率为31.57%~65.24%,钻井液液相侵入深度平均为2.528 m;钻井液中加入水相圈闭损害防治剂F后,自吸量减少了0.208 PV,渗透率损害率降低了30.3%。根据研究结果,制定了钻井液水相圈闭损害预防、解除措施。 展开更多
关键词 钻井液 致密碳酸盐岩气藏 水相圈闭 液相侵入深度 防治
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高密度水基钻井液降黏剂的研制及应用 被引量:2
13
作者 邓正强 欧猛 +3 位作者 白海龙 敬玉娟 黄平 邵平 《新疆石油天然气》 CAS 2023年第3期33-37,共5页
高密度水基钻井液流变性失控的主要原因之一是劣质固相含量的增加。劣质固相在高密度水基钻井液中分散,增强体系网架结构,导致钻井液黏度和切力上涨。基于竞争吸附降黏原理,以2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、苯乙烯、马来酸酐、N,N-二甲基丙... 高密度水基钻井液流变性失控的主要原因之一是劣质固相含量的增加。劣质固相在高密度水基钻井液中分散,增强体系网架结构,导致钻井液黏度和切力上涨。基于竞争吸附降黏原理,以2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、苯乙烯、马来酸酐、N,N-二甲基丙烯酰胺四种单体按摩尔比1∶2∶1∶1合成了低分子量聚合物降黏剂WNTHIN。降黏剂评价实验表明,WNTHIN能够有效降低密度为2.40 g/cm3的高密度钾聚磺水基钻井液的黏度和切力,塑性黏度降低率达42.85%,静切力降低率达51.35%,WNTHIN推荐加量为1.5%。在蓬莱气区某井现场应用中,WNTHIN的使用改善了高密度钾聚磺水基钻井液流变性,塑性黏度由58 mPa·s下降至30 mPa·s,动切力由29 Pa下降至14 Pa,10 min静切力由28 Pa下降至16 Pa,高密度水基钻井液性能得到有效改善,满足了深井钻井安全钻进的技术需求。 展开更多
关键词 降黏剂 高密度水基钻井液 流变性 竞争吸附 固相含量 深井超深井
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大港油田千米桥潜山水基钻井液技术
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作者 刘腾蛟 王英博 +4 位作者 肖成才 王禹 尚旺涛 王振旺 马杰 《山东化工》 CAS 2023年第17期181-184,共4页
千探1井是目前大港油田部署的最深风险探井,构造位置为千米桥潜山板深4构造高点,完钻井深6165.77 m,垂深5990 m。该井所在区块下部地层地温梯度高,完钻井底温度高达204℃,创大港油田井底最高温度纪录,三开地层易塌、易漏,四开井段高含H_... 千探1井是目前大港油田部署的最深风险探井,构造位置为千米桥潜山板深4构造高点,完钻井深6165.77 m,垂深5990 m。该井所在区块下部地层地温梯度高,完钻井底温度高达204℃,创大港油田井底最高温度纪录,三开地层易塌、易漏,四开井段高含H_(2)S,新勘探地层岩性未知,要求钻井液体系能够兼顾储层保护和井下安全的需要。千探1井三开井段优选BH-KSM体系,通过强化物理封堵,优化施工措施,解决了地层易塌、易漏等问题。四开钻遇泥页岩后,在现场小型试验结果的基础上,将体系转为抗高温无固相钻井液体系;施工中体系抗温性能良好,被H_(2)S污染后易处理,封堵性强,平均井径扩大率6.59%,井壁稳定效果好,固井质量优质,机械钻速高达5.59 m/h,创潜山井段机速最高纪录。全井施工零事故,创多项油田、区块施工纪录,为大港油田深层潜山勘探积累了宝贵经验。 展开更多
关键词 大港油田 钻井液 抗高温 防塌 无固相 抑制性
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海上X5井油基作业起泥球问题研究
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作者 邢希金 王涛 +2 位作者 周定照 崔应中 向兴国 《石油化工应用》 CAS 2023年第1期36-42,70,共8页
海上X5井在使用油基钻井液钻井时,频繁出现起泥球的现象,严重影响了作业。经分析海上其他区块起泥球的经典案例和经验,认为无论是地层、工程还是使用的钻井液类型,该井与相关案例都存在很大差异,因此给现场问题解决带来了极大挑战。为此... 海上X5井在使用油基钻井液钻井时,频繁出现起泥球的现象,严重影响了作业。经分析海上其他区块起泥球的经典案例和经验,认为无论是地层、工程还是使用的钻井液类型,该井与相关案例都存在很大差异,因此给现场问题解决带来了极大挑战。为此,室内突破常规理念,探索构建了一套针对油基情况的泥球模拟评价方法,并从岩屑、水侵、油基钻井液三个方面开展了大量实验,最终确认了造成油基作业起泥球问题的主要因素、次要因素和关联因素,并优选出一种能将油基钻井液防泥球性能极限提升20%的高效油基润湿剂材料。研究也提供了预防泥球的工程和油基钻井液措施,这些措施经现场应用后,基本解决了油基作业时的起泥球问题。 展开更多
关键词 超量 固相 油基钻井液 泥球 润湿剂 现场
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水基钻井液劣质固相控制及其现场应用
16
作者 舒小波 陈俊斌 欧翔 《石油地质与工程》 CAS 2023年第5期90-93,99,共5页
钻井液中黏土矿物水化细分散是导致钻井液低密度劣质固相含量增加的主要原因,为有效控制钻井液中低密度劣质固相含量增加,基于对低密度劣质固相产生及其控制原理研究,从黏土矿物粒径分布、晶层间距变化、红外光谱分析、对钻井液性能影... 钻井液中黏土矿物水化细分散是导致钻井液低密度劣质固相含量增加的主要原因,为有效控制钻井液中低密度劣质固相含量增加,基于对低密度劣质固相产生及其控制原理研究,从黏土矿物粒径分布、晶层间距变化、红外光谱分析、对钻井液性能影响等四个方面开展了低分子胺类处理剂CQ-ATP对黏土水化细分散的影响分析。结果表明,CQ-ATP可进入黏土矿物晶层结构,保持黏土矿物干/湿样晶层间距数值相当,强化黏土矿物晶层结构连接,从而有效控制黏土水化细分散。现场应用证实,在钻井液中添加CQ-ATP后,钻进过程中振动筛返出岩屑颗粒尺寸大于1.7 mm占比70%以上,返出岩屑颗粒成型度好、尺寸大、PDC齿痕清晰可见,相较于钻井液中未添加CQ-ATP的邻井,应用井钻井液性能稳定、可控,完钻时钻井液低密度劣质固相含量可控制在6%左右。 展开更多
关键词 黏土矿物 水化细分散 劣质固相控制 钻井液
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钻井液固相侵入深度的计算方法研究 被引量:19
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作者 范翔宇 夏宏泉 +4 位作者 陈平 赵军 唐雪萍 刘彬 罗永中 《天然气工业》 EI CAS CSCD 北大核心 2006年第3期75-77,共3页
钻井液固相侵入储层后,往往不可避免地在喉道处发生沉积和架桥现象,从而造成堵塞和地层损害。文章根据物质平衡理论,在对钻井液固相侵入微观物理模型分析的基础上,综合利用钻井参数、地层物性参数、测井参数和钻井液浸泡时间等多参数实... 钻井液固相侵入储层后,往往不可避免地在喉道处发生沉积和架桥现象,从而造成堵塞和地层损害。文章根据物质平衡理论,在对钻井液固相侵入微观物理模型分析的基础上,综合利用钻井参数、地层物性参数、测井参数和钻井液浸泡时间等多参数实现了钻井液滤液侵入深度的计算,为钻井液固相侵入深度的计算打下了基础。同时引入了钻井液颗粒进入系数,并找到了其与储层孔隙度之间的基本关系。最终建立了定量计算钻井液固相侵入深度的数学模型。对塔中地区志留系6口井的资料进行处理,所计算的钻井液固相侵入深度与实验室岩心污染实验所测到的固相侵入深度吻合程度高。研究表明,该方法能为钻井过程中油气层的保护以及更好地为射孔和增产措施的科学决策提供重要依据。 展开更多
关键词 钻井液 固相 侵入深度 物质平衡 测井
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新型无水全油基钻井液 被引量:37
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作者 舒福昌 岳前升 +1 位作者 黄红玺 向兴金 《断块油气田》 CAS 2008年第3期103-104,共2页
针对油包水乳化钻井液应用中存在的不足,研究了以生物毒性低的白油为基液的无水全油基钻井液。试验结果表明,全油基钻井液体系无水相,电稳定性好(大于2 000 V),塑性黏度低,滤失量小(滤液全为油),具有抗钻屑、抗水污染性能强、润滑性能... 针对油包水乳化钻井液应用中存在的不足,研究了以生物毒性低的白油为基液的无水全油基钻井液。试验结果表明,全油基钻井液体系无水相,电稳定性好(大于2 000 V),塑性黏度低,滤失量小(滤液全为油),具有抗钻屑、抗水污染性能强、润滑性能好、抑制性强及储层保护效果好等特点。使用无水全油基钻井液,有利于提高机械钻速、井壁稳定性和储层保护效果,可用于易塌地层、盐膏层,特别是水相活度差异较大的地层,以及能量衰竭的低压地层和海洋深水钻井。 展开更多
关键词 全油基钻井液 乳化剂 水相 钻井液性能 储层保护
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气侵检测技术的研究 被引量:12
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作者 李相方 管丛笑 +1 位作者 隋秀香 胡湘炯 《天然气工业》 EI CAS CSCD 北大核心 1995年第4期19-22,共4页
目前利用泥浆池液面增加、泥浆出口流量大于入口流量来检测气任的方法,均是建立在气体体积膨胀基础上的,所以像在小井眼钻井及复杂地质条件下钻井中,这些方法发现气侵太晚。文章对气侵后气体在井眼中分布进行了研究,其结果表明:气... 目前利用泥浆池液面增加、泥浆出口流量大于入口流量来检测气任的方法,均是建立在气体体积膨胀基础上的,所以像在小井眼钻井及复杂地质条件下钻井中,这些方法发现气侵太晚。文章对气侵后气体在井眼中分布进行了研究,其结果表明:气体侵入井眼后在井底不是连续气柱,而是按气液两相流流型分布。通过声波在气液两相流中传播速度试验证明,武德近似公式可以用来计算声波在该两相流中的传播速度。运用室内及中原油田全尺寸并控实验井实验数据建立的气体上升速度模型,与国外使用的模型进行了对比模拟运算,提出了依据实际时间、声波在环空泥浆传播时间及有关模型,可以实时计算气侵高度和并底进气量,为适时并控提供可靠的依据。 展开更多
关键词 两相流 气侵 计算 钻井泥浆 检测 采气井 钻井
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酸性气体在钻井液两相流动中的溶解度特性 被引量:7
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作者 孔祥伟 林元华 +1 位作者 邱伊婕 董龙 《天然气工业》 EI CAS CSCD 北大核心 2014年第6期97-101,共5页
考虑CO2/碳氢气体在油基钻井液中的相变、溶解度等因素,根据质量及动量守恒方程建立了控压钻井中CO2/碳氢气体在两相流动中的溶解度方程,利用CO2/碳氢气体状态方程及差分的方法对其求解。结果表明:当温度及井底溢流量一定时,随套压增大... 考虑CO2/碳氢气体在油基钻井液中的相变、溶解度等因素,根据质量及动量守恒方程建立了控压钻井中CO2/碳氢气体在两相流动中的溶解度方程,利用CO2/碳氢气体状态方程及差分的方法对其求解。结果表明:当温度及井底溢流量一定时,随套压增大、油基比增大,CO2/碳氢气体在油/水基钻井液中的溶解度均逐渐增大,碳氢气体增大趋势较明显;CO2气体在水基钻井液中的溶解度曲线呈倒S型,到达一定环空深度后,CO2气体在油基钻井液中的溶解度与井深呈线性关系;碳氢气体与油基钻井液物理性质相近度较大,致使碳氢气体在钻井液中的溶解能力增加,从而溶解度增加;由于井口段气体体积急剧膨胀,大量气体析出,使得井口段环空压力剧减,因此溶解度的变化较明显。结论认为,在控压钻井的多相流计算中,应充分考虑酸性气体在钻井液中的溶解度影响。这样做不仅可提高多相流计算精度,而且还可为井底压力控制提供一定的指导。 展开更多
关键词 酸性气体 钻进 钻井液 气液两相 溶解度 套压 空隙率 环空 控压钻井
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