国内外深水钻井液技术进展

深水井钻井作业过程中钻井液面临低温糊筛跑浆、大尺寸井眼携岩、天然气水合物、泥页岩地层的水化分散、窄密度窗口的防漏堵漏等难题,因此提出了相应的解决措施和技术手段。同时,归纳了国内外近年来深水水基钻井液技术和合成基钻井液新技术的发展及体系在现场的应用情况。介绍了国外深水恒流变体系的新进展,该体系主要由乳化润湿剂,少量有机土配合聚合物增黏剂,以及流型调节剂组成。英国BP公司对恒流变合成基钻井液体系从4个性能参数上给予了界定,包括4.4℃,49℃下塑性黏度和动切力的比值,初切(10 s)和终切(10 min)以及10 min和30 min切力的比值,为恒流变体系的设计提供一定的指导。

深水钻井液初步研究

许多国家已经开展了深海油气勘探开发研究计划,而中国的深海油气勘探尚处于起步阶段。分析了深水钻井面临的困难和深水钻井液应具备的基本性能。研制出了深水低温钻井液基本性能测试模拟实验装置,满足了深水钻井液性能测定的要求,并通过实验优选出了分别适用于深水浅层和深水深层钻进的钻井液配方。实验表明,2套钻井液配方均黏度较低、流变性合理、携岩能力强,能够分别满足深水浅层和深水深层钻进的基本要求。

深水钻井液技术现状与发展趋势

深水钻井液技术是深水油气钻探的关键技术之一。在系统调研国内外相关文献的基础上,分析了深水钻井液面临的复杂地层井壁失稳、低温流变性调控、天然气水合物的生成、井眼清洗问题与环保问题,并提出了相应的技术对策。总结了深水钻井液体系研究现状及最新进展。其中,聚胺高性能水基钻井液体系和"恒流变"油基/合成基钻井液体系应用效果最好,详细介绍了其体系配方、关键处理剂的作用机理、典型应用实例及相关性能指标。介绍了国内深水钻井液技术研究进展。最后,展望了深水钻井液技术的发展趋势。

用高压微量热仪评价深水钻井液气体水合物抑制性

评价水合物生成的传统方法一般存在需要大型设备、实验周期长、精确性差等问题,为此建立了一种评价深水钻井液气体水合物抑制性的新方法———DSC技术。在了解气体水合物生成环境、对深水钻井的危害及传统评价方法的基础上,利用高压微量热仪的特点,研究了甲烷气体在不同液体介质中生成气体水合物的规律,建立了钻井液气体水合物抑制性评价方法,给出了用DSC技术评价盐水和深水钻井液气体水合物抑制性实例。研究表明,用高压微量热仪测试钻井液水合物抑制性的方法快捷、方便、准确,测试结果与传统方法吻合,深水水基钻井液体系具有较好的水合物抑制性能。

琼东南深水钻井液体系研究

分析了琼东南深水区域的地质和复杂情况,确定该区域潜在着海底页岩稳定性差、安全密度窗口窄、钻井液低温增黏、浅层气和天然气水合物等情况。在研究深水钻井液低温流变性能和深水钻井液中水合物生成的影响因素的基础上,通过室内实验构建了一套适合琼东南深水钻井的水基强抑制环保型钻井液。室内评价结果表明,该体系的低温流变性能好;抑制能力比油基钻井液略差,但远高于其他水基钻井液;能抑制天然气水合物的生成,保证在1 500～2 000 m水深条件下静置5 d无水合物生成;抗污染能力强,满足琼东南深水钻井的需要。

海洋深水钻井液体系研究进展

随着石油工业的发展,海洋油气资源已成为石油开发重点领域。深水钻井技术作为目前深水油气勘探开发的关键技术之一,关系着钻井作业的成败。分析了海洋深水钻井技术难题:井壁稳定性、低温下的钻井液流变性调节、天然气水合物生成和地层分解、井眼清洁等,综述了海洋深水钻井液体系研究进展,包括水基钻井液体系、油基钻井液体系、合成基钻井液体系。

强抑制强封堵深水钻井液的制备与性能评价

针对深水钻井中钻井液黏土水化抑制性和封堵性能不足、低温流变性差等问题,以烯丙基磺酸钠(AS)、三羟乙基烯丙基溴化铵(THAAB)和甲基丙烯酸甲酯(MMA)为原料制得多羟基低聚物黏土水化抑制剂PDWC。在常规水基钻井液中加入10%KCl和0.7%PDWC,得到密度为1.1 g/cm^3的强抑制强封堵深水钻井液体系。通过红外光谱仪、热重分析仪和凝胶色谱法表征了PDWC的结构,研究了强抑制强封堵深水钻井液的封堵性、润滑性和抗温抗盐性。结果表明,PDWC的相对分子质量为2.2×10~4,抗温可达280℃,强抑制强封堵深水钻井液体系具有良好的抑制和封堵性能。红土滚动回收率高达93.5%,人造岩心在滤液中的常温常压线性膨胀高度仅为1.7 mm。在0.69 MPa的条件下,钻井液在模拟砂床中侵入30 min后的深度为4 cm。钻井液的抗温和抗盐能力较好,其低温流变性和润滑性能良好,满足深水钻井工程需要。

深水钻井液关键外加剂优选评价方法

常规深水钻井作业由于其特殊的深水低温高压环境,对钻井液的性能提出了更高的要求,在深水环境下,钻井液对气体水合物的抑制性能和低温下良好的流变性能是深水钻井液的关键性能,而赋予这些性能的外加剂——气体水合物抑制剂和流型调节剂则为深水钻井液的关键外加剂。目前水合物抑制剂的评价方法一般采用温度/压力法,即通过实验过程中温度和压力的变化来判断气体水合物的生成与分解,从而判别抑制剂性能的好坏。对流型调节剂的优选评价,一般是通过测定钻井液在作业范围的全温度段的流变性能来体现的,要求钻井液具有恒流变的特性,即钻井液的塑性黏度、动切力、六速旋转黏度计低转速下的读数(φ6,φ3)在作业范围的全温度段的变化较小。

陵水17-2气田深水钻井液性能控制指标体系研究

以陵水17-2气田为例,针对钻井安全和储层保护需要,通过系统研究,建立了相对完善的深水钻井液性能控制指标体系。该体系的建立有利于深水油气田勘探开发深水钻井液技术的设计、评价及应用,促进了技术研究与现场应用的紧密结合,为降低作业风险及成本提供了新的技术思路与理念。

深水钻井液体系中气体水合物的形成研究

近年来海洋石油勘探逐步向深水区域发展,由于水深问题带来的各种复杂情况给钻、完井带来了更为严峻的挑战。目前国内深水钻井液领域的研究尚属起步阶段,实验手段缺乏。结合相关的模拟实验对海洋所使用的钻井液体系气体水合物的生成情况进行了详细地研究,得出了抑制水合物形成的方法,即通过现场调节钻井液的密度来控制井筒中的压力;改变钻井液体系的冰点,使其自身的冰点尽可能低,这样就可以有效地避免深海钻进过程中气体水合物的生成。通过室内实验及分析,对海洋深水钻井液的发展提供一些借鉴。

南海深水钻井液的应用探讨

伴随着技术的进步,中国深水工程取得一定的成果,中国南海地区已经钻探了多口深水井,而且深度都超过千米。但是深水井的开发和钻探需要考虑到周围复杂环境因素的影响。在钻探深水井的过程中,必须要采用深水钻井液这项技术,这项核心技术在整个钻探过程中发挥着重要的作用,能够有效克服特殊环境所带来的影响和困难。文章主要针对中国南海深水钻井液的具体应用展开分析,进一步了解深水钻井设计工作以及钻井液技术的具体实施方法。

中国自主研发深水钻井液技术实现“领跑”

前不久,由中国自主研发合成基钻井液的恒流变温度范围指标超越当前国际同类型技术,分别突破最低3℃和最高180℃的极限温度。这标志着中国自主研发的深水恒流变合成基钻井液技术(以下简称“深水钻井液技术”)达到国际领先水平,为中国进一步开发更高难度深海深层油气资源提供坚实技术保障。恒流变温度是深水钻井液技术的关键指标之一,要求温度范围内的流变性能变化平稳。此前国际同类型技术的极限温度分别是最低4℃和最高163℃,本次我国在深水钻井液技术上的重大突破将大幅度提高该技术的应用范围,为中国在更加极端环境下开发深海深层油气资源提供了技术保障。

一种深水水基钻井液关键外加剂的优选评价

钻井液对气体水合物的抑制性能和低温下良好的流变性能是深水钻井液的关键性能。通过对关键外加剂的优选,室内建立了一套用于2 000 m深水钻井的水基钻井液体系,该钻井液采用反相微乳液聚合物增黏剂UFLOW及改性植物胶VIS-HX作为钻井液的流型调节剂,以热力学抑制剂NaCl和聚合醇配以动力学抑制剂聚乙烯吡咯烷酮(PVP)作为气体水合物抑制剂。该钻井液在低温下能保持良好的流变性能;同时在水深为2 000 m、水温在3℃左右的环境下,该钻井液可抑制气体水合物的生成。

聚胺深水钻井液室内研究

随着石油工业的发展,深水钻井已经引起了世界范围内的重视。但在深水钻井过程中会出现深水低温引起钻井液流变性能变差、安全密度窗口窄、井壁稳定性差等一系列的安全问题,由此给钻井液技术提出了一些新的挑战。通过在常规钻井液体系中添加KCl和近年来发展迅速的聚胺化合物,在室内研制出一套适合于深水作业的聚胺钻井液体系。通过一系列的评价得出该聚胺体系的性质受温度影响小,抗温、抗污染能力强,页岩抑制性和润滑性能良好。

深水表层钻井液密度与流变参数相关性研究

钻井液流变参数和密度的确定是钻井工程中一项十分重要的工作,它直接关系到钻井工作的成败。通过实验研究钻井液密度与流变参数的相关性,参照海上表层钻井液的配方,配制不同密度的钻井液测其性能,对实验数据作图,建立了密度与流变参数的数学模式。根据数学模式就可以通过钻井液的密度来初步确定钻井液的流变参数。

深水钻井平流变油基钻井液体系室内研究

对5种基础油、5种乳化剂、6种润湿剂、4种有机土、4种流型调节剂进行优选,并确认最佳加量,通过室内研究构建深水钻井平流变钻井液体系。对该体系的低温流变特征进行表征发现,在4℃至65℃范围内流变参数变化幅度均较小,具有明显的平流变特征。

一种高性能深水水基钻井液体系研究

基于研制的聚胺页岩抑制剂PF-UHIB和低分子量包被抑制剂PF-UCAP,室内研制出了一种适用于深水作业的强抑制、无土相、高性能深水水基钻井液体系,并对其性能进行了综合性能评价。试验结果表明,该钻井液体系低温流变性优异,抗泥页岩水化分散能力强,钻屑回收率高达96.6%,储层保护效果好,渗透率恢复大于85%。

海洋深水钻井液技术研究

我国的海洋钻井液研究起步比较晚,基本上沿用了陆地钻井的一套模式,海洋钻井要求钻井液满足常规性能的同时,还要求钻井液毒性小,生物降解性好、无生物积累以及排放后对环境无害等多方面要求。海洋深水钻井液的要求更高,除满足普通海洋钻井液要求外,还应具有良好的低温流变性、有效抑制水合物生成、满足大尺寸井眼携岩和维持海底浅层泥页岩井壁稳定等良好性能。本文在参阅大量海洋深水钻探方面的技术文献资料的基础上,重点就深水钻井所面对的主要问题以及国外深水钻井的钻井液技术发展状况进行综述,指出了钻井液技术存在的问题和发展趋势,对海洋深水钻井液进行了了归纳和总结。在此基础上,对钻井液防塌剂和降滤失剂进行了优选,研制了性能良好的多元醇/NaCl钻井液。

适用于深水水基钻井液的温敏聚合物流型调节剂

针对深水水基钻井液低温流变调控的要求,利用温敏聚合物在对温度响应的过程中有显著的流体力学体积和分子构象变化的性质,以N-异丙基丙烯酰胺(NIPAM)和丙烯酰胺(AM)为单体,合成了一种流型调节剂PNAAM。通过傅里叶红外光谱(FT-IR)表征了产物的官能团。热重分析显示产物初始热分解温度在300℃。浊度分析显示,单体配比和盐浓度均是通过影响分子链中亲水基团与水分子氢键的强度来影响产物的LCST(低临界溶解温度)。PNAAM在钻井液中4、25和65℃流变参数比值为AV_(4℃)∶AV_(25℃)∶AV_(65℃)=1.75∶1.22∶1、PV_(4℃)∶PV_(25℃)∶PV_(65℃)=1.8∶1.4∶1、YP_(4℃)∶YP_(25℃)∶YP_(65℃)=1.8∶1∶1.09。机理分析认为,温度小于LCST时,分子链中亲水基酰胺基团做主导,PNAAM分子溶于水,无可测量的流体力学半径;温度大于LCST时,分子链中疏水基做主导,PNAAM分子链之间疏水缔合作用增强,形成三维网状结构,黏度增大,聚合物粒度增大,泥饼膨润土颗粒更加致密有序。

深水钻井液关键技术研究

近年来我国社会、经济发展迅猛,科学技术随之进步,作为我国深水油气钻探工程关键技术之一,深水钻井液相关技术占据着不可忽视的重要地位。深水钻井液应用过程中仍然存在问题,本文首先分析深水钻井液相关技术研究现状,随后就其现有技术基础上出现的问题及对策进行研究,最后探讨其未来发展方向,以期为深水钻井液相关技术更好发展做出贡献。