废弃聚磺钻井液固液分离技术

废弃聚磺钻井液由于形成的聚合物-黏土颗粒网状结构力强,直接用絮凝的方法不能进行有效地固液分离处理。优选出了破坏聚合物形成交联结构的破胶氧化剂GLK-1和能使黏土颗粒趋于稳定的黏土颗粒稳定剂GXPJ-3,它们的适宜加量均为1%,GLK-1的最佳破胶时间为4.5h。通过加入破胶氧化剂和黏土颗粒稳定剂,再进行絮凝、离心固液分离处理,最终的固液分离效率约为85%。

低渗凝析气藏防液锁成膜两性离子聚磺钻井液

为了有效降低钻、完井过程中钻井液对储层造成的液锁损害,根据吐哈低渗凝析气藏储层特征,对液锁损害产生的机理和影响因素进行系统分析。应用界面张力仪法,评价了8种常用表面活性剂的表面张力,优选出降低表面张力能力较强的OP-10和ABSN;应用可视砂床压滤仪,研究了2种常用成膜剂对钻井液性能的影响和降滤失效果;应用防液锁、理想充填及成膜技术研制了适用于研究区块的防液锁成膜两性离子聚磺钻井液体系,体系中3种超细碳酸钙的复配比例为10%,40%,50%,总加量为4%。评价结果显示,该钻井液体系的API滤失量小于5 mL,高温高压滤失量小于10 mL,泥饼摩擦系数小于0.141,渗透率恢复率大于81%。

一种适用于聚磺钻井液废液的高效脱色剂

用丙烯酰胺(AM)和甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DMC)作单体合成了适用于聚磺钻井液废液的脱色剂PAD。利用配制的聚磺钻井液废液,对脱色剂PAD的脱色性能进行了评价,并通过红外扫描和聚磺钻井液废液色度来源的分析,对脱色剂的脱色机理进行了研究。评价结果表明,当脱色剂的加量为0.35 g/L、废水p H值为4、搅拌速度为30 r/min、搅拌时间为2 min时,具有最佳的脱色效果,出水色度控制在10倍以内,且能将COD去除率保持在93.8%。通过与其它脱色剂进行实验对比发现,PAD不但脱色率高,且剩余絮体体积不到其它脱色剂的1/2,同时具有很高的COD去除率,是一种针对聚磺钻井液废液的高效脱色剂。

聚磺钻井液在伊拉克艾哈代布油田水平井中的应用

伊拉克AHDEB油田井深1 100～2 500 m存在大段硬质石膏及水敏性泥岩地层,为了解决石膏层、盐层侵入钻井液造成污染与泥岩分散造浆与缩径问题,AHDEB油田先后使用两性离子聚合物钻井液和聚磺钻井液。通过现场应用表明,聚磺钻井液更有利于防止钙侵和石膏侵、抑制泥岩水化膨胀并确保井壁稳定,防塌性能优良,水平井钻井周期较以前缩短,由第一口井的102 d降低至31.7 d,下降幅度达到68.9%;并且流变性能稳定,体系之间转换顺利。钻井液材料用量降低,取得了明显的经济效益,值得进一步推广应用。

KCl聚磺钻井液在TP338H井三开的应用

在TP338H井的几口邻井施工时,三开井段均采用常规聚磺钻井液体系,在钻井过程中,PDC钻头泥包、井壁失稳垮塌、下钻大段划眼等复杂情况时有发生,严重影响了钻井施工进度。通过查询和调研相关钻井液资料,决定在TP338H井三开使用KCl聚磺钻井液体系,以聚磺钻井液为基础,通过加入KCl来增强其抑制性和防塌性能。室内性能评价表明,KCl聚磺钻井液的抑制防塌性、高温稳定性、抗污染性、润滑性及流变性能均优于常规聚磺钻井液体系。该井三开井段施工顺利,未出现钻头泥包、严重垮塌等复杂情况,KCl聚磺钻井液体系在该井取得了良好的应用效果,对以后该区块的钻井液施工具有很好的参考意义。

MMH聚合物-MMH聚磺钻井液技术

通过对正电胶、聚合物、聚磺钻井液特点进行分析 ,在室内实验的基础上 ,设计研究了 MMH聚合物 - MMH聚磺钻井液体系。 2 0口井的现场应用表明 ,与同时期未用该体系的 9口井相比 ,平均钻井周期缩短 2 .92 d,平均井径扩大率从 14 .0 9%下降到 9.97% 。

用表面活性剂提高聚磺钻井液的抗高温和抗污染能力

聚磺钻井液表面处理技术是通过表面活性剂的双憎作用,使钻井液中的黏土颗粒端面惰性化,利用其憎油作用提高钻井液的抗高温能力和抗污染能力。通过对处理剂的筛选,形成了一套聚磺表面处理钻井液配方。室内评价、现场应用结果表明,该聚磺表面处理钻井液具有优良的抑制性能、抗钻屑污染性能和润滑性能;配方简单,适用范围宽,容易配制和维护,满足温度为180～210℃、密度为1.8～2.05g/cm3的钻井工艺要求。

聚磺钻井液泥饼厚度及致密性研究

以API滤失量和泥饼厚度作为评价指标,运用正交试验设计法,对聚磺钻井液配方中的处理剂进行了筛选,并对该钻井液的配方进行了优化及性能测试。研究结果表明:对泥饼厚度影响最大的是膨润土和CMC-7,对泥饼致密性影响最大的是K-PAM和SMP-2。在低于120℃的温度范围内,随温度的增加,钻井液的粘度变大,泥饼厚度增加,滤失量也变大。

处理剂对聚磺钻井液胶体稳定性影响

为实现废弃聚磺钻井液的高效处理,以配方3%膨润土+3%SMP-2(抗高温降滤失剂)+3%SMC(抗高温降滤失剂)+3%SPNH(降滤失剂)+0.3%FA-367(包被剂)+0.2%XY-27(降黏剂)+3%磺化沥青(抑制剂)的聚磺钻井液为基础,通过采用近红外扫描分散稳定性分析仪测试聚磺钻井液体系的分散稳定性、用稳定性动力学指数TSI值定量表征钻井液的胶体稳定性,研究了各类处理剂对聚磺钻井液胶体稳定性的影响。通过测定钻井液体系表观黏度与Zeta电位,分析了各类处理剂对钻井液胶体稳定性的影响机制。结果表明:各类处理剂均会影响聚磺钻井液体系的胶体稳定性;未加抑制剂的钻井液对应的TSI增加了88.5%,表观黏度降低了74%,Zeta电位绝对值降低了9.2%;未加两性离子类包被剂和降黏剂的钻井液对应的TSI减少了46.2%,表观黏度降低了51.9%,Zeta电位绝对值增加了16.1%;未加抗高温降滤失剂SMP-2和SMC的钻井液对应的TSI减少了42.3%,表观黏度增加了10.4%,Zeta电位绝对值减少了33.3%;未加降滤失剂SPNH的钻井液对应的TSI减少了19.2%,表观黏度减少了23.4%,Zeta电位绝对值减少了8%。磺化沥青类抑制剂主要通过改变表观黏度影响钻井液体系的胶体稳定性,包被剂、降黏剂、以及稀释剂主要通过改变Zeta电位影响体系的胶体稳定性,降滤失剂则通过同时改变黏度和Zeta电位影响钻井液体系的胶体稳定性。

基于多重光散射的聚磺钻井液体系稳定性研究

为了方便处理废弃聚磺钻井液,以配方3%膨润土+3%SMP-1(降滤失剂)+3%SMC(降滤失剂)+3%SMT(降黏剂)+0.3%JT888(降滤失剂)+0.2%XY-27(降黏剂)+3%磺化沥青(抑制剂)为基础,采用多重光散射技术,根据稳定指数TSI定量地研究了不同温度条件下以及不同主体处理剂添加比例条件下聚磺钻井液的体系稳定性。结果表明:在30,80,100,120,140℃时,聚磺钻井液的稳定指数TSI分别为2.6,3.6,4.1,3.1,2.8。在完整聚磺钻井液体系,稳定指数TSI为2.6;在去掉SMP-1和SMC的体系中,稳定指数变为11.7;在去掉SMT的体系中,稳定指数变为13.1;在去掉两性离子类聚合物JT888和XY-27的体系中,稳定指数变为2.4;在去掉磺化沥青的5#试样中,稳定系数变为14.9。温度对聚磺钻井液体系稳定性影响不大,主体处理剂的添加情况会大大改变聚磺钻井液的稳定性。

KCl聚磺钻井液体系在延长气田水平井的应用

鄂尔多斯盆地气藏类型多为低孔低渗砂岩气藏,通过水平井技术扩大泄流面积,充分挖掘储层潜力,提高单井产量,达到提高气田开发效益的目的。延长气田自2011年开始水平井钻探,但是钻井过程中经常钻遇井漏、井塌等复杂事故,钻井周期长、成本高,水平井开发效益不明显。通过对水平井的地质、工程概况和钻井液技术难点进行分析,针对气田水平井井壁失稳和井漏等两大突出问题,结合地层对钻井液抑制性和封堵性的要求,对比聚磺钻井液和KCl聚磺钻井液的抑制性和封堵性,KCl聚磺钻井液体系具有强的抑制性和封堵性。现场两口井应用证实,KCl聚磺钻井液具有预防垮塌与漏失的优点,钻井周期短,无复杂事故发生,经济效益明显。

高效脱色絮凝剂ANF制备及处理聚磺钻井液废水研究

聚磺体系钻井液废水,成分复杂,处理难度大,通过分析废水特性、危害及处理现状,结合高分子絮凝剂与低分子混凝剂的特点,设计采用双氰胺醛类树脂NA、Fe C3、NH4Cl为原料制备出无机有机高分子脱色絮凝剂ANF。实验研究了ANF制备优化工艺、处理钻井废水优化条件,同时研究了ANF与现有的PAM、PFS的脱色性能对比。研究结果表明,所设计制备的无机有机高分子脱色絮凝剂制备优化工艺条件:NA∶NH4Cl=1∶0.6(n),Fe Cl330%(wt%),时间2.5h,温度80℃;处理聚磺钻井废水工艺:ANF加量0.7%,废水p H值为8.0~10.0,常温下除浊率达到98%以上,CODcr去除率达到73.4%,较PAM、PFS絮凝剂脱色效果好。

废弃聚磺钻井液破胶-絮凝-膜处理实验研究

针对废弃聚磺钻井液中污染物的特点,进行了破胶絮凝、膜处理工艺处理废弃钻井液的研究。筛选出最佳破胶剂为BZ-PJ,其最佳加量为8 g/L,助凝剂BZ-PAM的最佳加量为7 mg/L,通过破胶使废弃聚磺钻井液脱稳,由于絮凝作用,降低了废水中各项污染物指标,在用膜过滤处理废水的3 h过程中,COD的最大去除率为72.24%,石油类的最大去除率为88.28%。废弃聚磺钻井液经过破胶絮凝、废水膜深度过滤处理后,各项指标均满足GB 8978—1996一级排放标准。

受CO_(2)污染的钾聚磺钻井液体系维护工艺研究

针对钻井过程中钾聚磺钻井液体系受CO_(2)污染后性能发生突变等问题,分别探索了CaO法、有机胺吸收剂调节法以及pH调节法这三种工艺对钾聚磺钻井液体系性能的维护效果,实验发现优化加量后能够发挥维护作用,但无法满足现场要求。对比发现CaO法维护效果相对较好,因此室内通过优化Ca^(2+)配体合成了螯合钙1和螯合钙2,实验发现两者维护后均能使性能达到现场需求,但螯合钙2相较螯合钙1溶解度较好,加入体系内对体系粘切影响较小,在钻井液中加量仅为2%时便可使FL_(HTHP)从32.4 mL降至9.6 mL,极大地削弱了CaO维护时增大了体系无用固相从而带来的影响,弥补了传统方法的不足,能够更好地满足现场的钻进需求。为现场受CO_(2)污染的钻井液维护工作提出了建议。

钙基聚磺钻井液在南页1井的应用

南页1井是四川盆地川东南构造带南川断鼻上的一口页岩气预探井,针对地层易坍塌以及存在微裂缝、石膏层、煤层、等较复杂的特性,优化了钻井液体系,即在聚磺钻井液体系的基础上引入钙离子,变成了钙基聚磺钻井液体系。该体系在南页1井的应用表明,体系高温稳定性强,抑制防塌能力好,有效解决了页岩气水基钻井液井壁失稳问题以及盐膏侵、酸性气体侵等问题。

钾铵基聚磺钻井液体系在大牛地气田水平井钻井中的应用

大牛地气田水平井钻井中,由于A点前井眼尺寸较大,二叠系石千峰至下石盒子组泥岩普遍存在易水化膨胀、剥落、掉块、垮塌现象,处理复杂情况导致钻井周期长。经过2口水平井的钻井实践,摸索出了适合A点前的钾铵基聚磺钻井液体系,减少了井下复杂情况,提高了钻井效率,缩短了A点前的钻井周期,从而提高了该工区钻进水平井的综合效益。

ADMa-4H井四开水平段聚磺钻井液技术

ADMa-4H井是艾哈代布油田背斜构造AD1区块的一口大位移水平井,设计井深4693.43m,实际完钻井深4697m,四开水平段长1301m,水平位移1892.4m,使用混油聚磺钻井液体系进行钻进。现场技术服务人员在室内通过科研攻关实验优化和完善了水平段钻井液配方,维持泥浆较低密度,为这区块水平段降低泥浆密度提供了依据。在现场通过精细施工,优化钻井液维护处理措施,克服大位移小井眼水平段扭矩和摩阻大幅度升高导致水平段后期定向困难、钻屑携带困难、井壁易失稳等各种困难,保证了整个小井眼水平段施工过程中钻井液性能稳定、摩阻低、润滑性强、悬浮能力高、流动阻力低,从而保证四开大位移小井眼水平段定向过程小钻具未发生自锁现象,定向施工顺利,传输测井等完井作业施工均顺利。

关于对聚磺钻井液体系的研究

对聚磺钻井液的原理、作用以及发展的趋势等进行了些许研究。

聚磺钻井液体系的研究

伴随着中国经济的不断发展,我国对石油的需求量也是与日俱增。石油资源大量开采成为了人们关心的社会问题。不断地加强对于深井探勘和开采是广大的使用工作者的目标。对于钻井液而言,其开发和研究工作是在极其恶劣的环境中完成的,他的产生和出现为石油的井下开采提供了强有力的帮助,帮助石油工人们克服了重重困难。聚磺钻井液集聚合物钻井液和磺化钻井液的优点于一体,在很大程度上弥补了二者的不足,因而其在深井中得到了广泛的运用,完成了很多在石油开采过程中的关键任务,保证了石油开采的顺利完成。因而本文以聚磺钻井液体系作为研究对象,结合冀东南堡油田的特点进行具体阐述,对其概念、作用和原理进行了粗浅的研究,旨在提高石油开采量,保证石油开采工作的顺利完成。

聚磺钻井液封堵剂对钻井液性能的影响评价

为提高延长气田聚磺钻井液封堵剂效果,本研究主要选取了PH2、LSF、QS-2三种封堵剂,通过测试钻井液的PV、YP、滤失量和HTHP滤失量进行了评价研究,结果表明KPAM、FT-1、SMP-1对PV、YP、H T H P滤失量都有一定不同的作用影响,Q S-2基本不影响流变相,可稍降滤失量;L S F对流变性影响稍大(P V增大)、但能降低滤失量;PH2对流变性无不良影响、对滤失量影响也较小;正交试验选取PH_(2)加量0.2%、LSF加量1%、QS-2加量2%,可使滤失量和HTHP滤失量达到最低。