聚胺复合盐润滑防塌钻井液在樊斜166大位移井的应用

樊斜166井位于济阳拗陷东营凹陷博兴洼陷高青断层下降盘樊斜166块,为中国石化胜利石油工程有限公司油气勘探管理中心重点评价井。区块地层岩性复杂,该井设计井深5664.07 m,井底井斜近60°,水平位移近3000 m,井底温度近190℃,钻井施工中钻井液维护井壁稳定、井眼净化及润滑防卡技术难度大。为此,针对该区块地层岩性特点及施工技术难点,制订了樊斜166井钻井液技术对策,并通过钻井液处理剂优选,构建了聚胺复合盐润滑防塌钻井液体系,进行了评价实验与现场应用,均获良好结果。评价实验结果表明,该钻井液体系不仅抑制性能好、封堵能力强,而且具有良好的润滑性和抗温性,在190℃仍保持良好的流变性。现场应用结果表明:①在相应的钻井液现场维护处理工艺辅助下,聚胺复合盐润滑防塌钻井液实现了优快钻井;全井钻井时效高,实钻周期仅54.5 d,比设计钻井周期提前了39.4%;平均机械钻速12.89 m/h,创区块同类型井机械钻速新纪录。②聚胺复合盐润滑防塌钻井液体系解决了该区块大位移井钻井过程中易出现的井壁失稳、井眼净化及润滑防卡的难题;钻进过程中井壁稳定,三开井段井径平均扩大率仅为3.16%;井眼净化良好,钻井液高温下悬浮携带能力强;润滑防卡性好,定向过程中摩阻和扭矩低,起下钻畅通无阻,完井作业顺利。该钻井液体系的成功应用,为区块的后续钻探开发提供了技术支撑,对其他区块相似大位移井的钻井液构建亦有参考意义。

聚胺对泥岩水化抑制性实验研究及现场应用

钻井作业期间,使用水基钻井液时,抑制泥岩水化是最关键问题。文章通过泥岩膨胀实验、常规单(三)轴压缩实验、以及显微镜观察泥岩微裂缝演化等实验手段,对比评价了聚胺抑制剂与氯化钾抑制剂对泥岩的抑制效果。结果表明,泥岩富含伊/蒙混层,遇水1 min内即产生微裂缝并不断延伸、扩展形成宏观裂缝,聚胺对泥岩微观结构损伤的抑制效果优于氯化钾。岩石力学实验表明,氯化钾浸泡使得泥岩强度降低幅度分别为35%~50%,而聚胺浸泡相同时间,降低幅度分别为20%~30%。膨胀率与强度呈现良好的负相关关系,3%聚胺对原状泥岩力学性质的抑制效果优于8%氯化钾。以聚胺为核心抑制剂的环保型BIODRILL A水基钻井液在渤海油田勘探开发区域已成功进行了52井次现场应用,可有效解决井筒膨胀和岩石强度弱化带来的井壁失稳问题。

新型聚胺破乳剂的合成与应用

渤海某油田应用非离子聚醚清水剂后,下游终端处理厂原油脱水难度增大,外输原油含水率频繁超标。通过探究非离子聚醚清水剂对原油脱水效果的影响,分析了终端处理厂原油脱水困难的原因。结果表明,常规聚醚类破乳剂无法处理此类原油;以二甲胺、十二烷基二甲基叔胺、环氧氯丙烷为原料合成聚胺,以多乙烯多胺为交联剂合成聚胺破乳剂,加注该破乳剂80 mg/L后,可将外输原油含水率降至0.5%以内,原油静置脱水时间从大于120 h降至48 h以内,有效解决了终端处理厂外输原油含水超标的问题。

低支化度聚胺抑制剂研究与应用

强化水基钻井液体系的抑制水化功效是采用水基钻井液进行页岩气钻井时的核心关键,对特殊结构抑制剂的研究已成为焦点。利用亲核加成与缩聚相结合的方法,制备出低支化度聚胺页岩抑制剂,采用傅里叶变换红外光谱仪、核磁共振氢谱仪、扫描电子显微镜、Zeta电位仪、X射线衍射仪对LBPA抑制剂进行了结构表征和机理分析。低支化度聚胺页岩抑制剂最优制备条件为乙二胺与丙烯酸甲酯摩尔比为1∶1,在100℃、120℃和140℃各反应2 h。采用傅里叶变换红外光谱和核磁共振氢谱分析LBPA分子末端含有大量的仲胺和伯胺等抑制性官能团。低支化度聚胺页岩抑制剂在水溶液中可形成树枝网状或准球形结构,有效降低了页岩的表面水化和渗透水化。3%低支化度聚胺页岩抑制剂加入XS06井现场钻井液体系后,体系流变性、滤失性良好,一次回收率大于97.96%,二次回收率大于84.78%。

新型聚胺水基钻井液研究及应用

研制出一种聚胺抑制剂XJA-1,以XJA-1、优选出的包被抑制剂SDE(相对低分子量阳离子聚丙烯酰胺)和封堵防塌剂(铝基聚合物HA-1)为主剂构建了聚胺水基钻井液。室内实验对3种主剂和钻井液的性能进行了评价,结果表明,XJA-1抑制泥页岩水化膨胀和分散的能力与国外同类产品Ultrahib接近,且在高温下的作用效果良好;SDE和HA-1能从不同方面抑制泥页岩的水化分散,综合增强钻井液的井壁稳定效果;该钻井液的抑制性和润滑性与油基钻井液接近,并具有较好的流变和滤失性能。该钻井液在TH10410CH2井成功进行了应用,有效解决了泥页岩水化导致的井壁失稳问题,提高了钻井效率,为复杂泥页岩钻井提供了新的技术对策。

聚胺钙盐润滑防塌钻井液在胜利单18区块的应用

单18区块位于济阳坳陷东营凹陷滨县陡坡构造带。为提高该区块勘探开发效率及效益,保证钻井过程中井壁稳定,针对该区块地层岩性特点及施工中钻井液技术难点,确定了强抑制、强封堵、活度平衡三元协同稳定井壁钻井液技术思路,据此优选胺基聚醇、多级配封堵剂及氯化钙等钻井液处理剂,研发了聚胺钙盐润滑防塌钻井液体系。评价实验表明,该体系流变性及润滑性好,抑制性及封堵性强,能够满足定向钻井的要求。聚胺钙盐润滑防塌钻井液体系在单18区块8口井进行了现场应用,应用结果表明:(1)辅助现场钻井液施工工艺,满足了工程上安全顺利钻井的需求,体系应用井钻进过程中井壁稳定,解决了沙河街组油泥岩水化失稳和砂岩地层孔缝失稳而导致的井壁坍塌问题;(2)体系应用井的井眼净化效果好,定向过程中摩阻和扭矩低,解决了该区块定向过程中存在的润滑防卡难题;(3)体系应用井和前期已完钻井相比,平均完井周期缩短27.08%,平均机械钻速提高23.23%,平均井径扩大率降低了34.82%,更好地达成了优质高效钻井的目标。

基于活性泥岩的聚合物-聚胺钻井液室内研究

KL 9-1油田明化镇组发育大套泥岩,黏土矿物以高混层比的伊蒙混层为主,造浆性强,常规聚合物-氯化钾钻井液因抑制性不足而出现起下钻遇阻、井径缩径等现象。为提高钻井液抑制性,通过流变性试验、离心法膨胀试验、滚动回收率试验及高温高压膨胀试验优选出聚胺抑制剂SAC和大分子包被剂PAM,进而优化出一套聚合物-聚胺钻井液体系,其配方为:3%海水土浆+0.1%Na_2CO_3+0.3%PAM+0.5%降失水剂PANS+0.5%CMS+2%SMP-1+0.5%聚胺抑制剂SAC+0.5%石墨粉。性能测试结果表明,该钻井液泥岩滚动回收率高达93.3%,高温高压膨胀率仅为5.72%,抑制性能良好;高温高压滤失量为11.7mL,失水造壁性较好;流变性良好;污染后岩心渗透率恢复值大于80%,储层保护效果较好;其抑制性较前期使用的常规聚合物-氯化钾钻井液有显著提高,可以满足大套活性泥岩钻井作业需要。

聚胺水基钻井液特性实验评价

室内合成的聚胺强水化抑制剂SD-A可有效抑制黏土水化分散,与国外同类产品Ultrahib性能相当。聚胺水基钻井液配方为:4%膨润土浆+3%SD-A+0.5%SD-E+1%PAC-LV+0.3%XC+3%SD-506。与聚合醇、阳离子、KCl/聚合物钻井液相比,二级膨润土在聚胺水基钻井液中的膨胀率最小,岩屑回收率最高,表明聚胺水基钻井液抑制页岩水化分散能力强。聚胺水基钻井液120℃热滚16 h前后的流变性能稳定,热滚后动塑比为1.07,高于油基钻井液。在400 mL聚胺水基钻井液中分别加入144 g NaCl、8 g CaCl2和80 g劣土后,体系流变性发生不同程度的改变,而滤失量变化较小,其中CaCl2对体系流变性影响最大。结果表明聚胺水基钻井液的抗污染能力较强。屈曲硬度实验、耐崩散实验和黏结实验等新型实验方法表明,聚胺水基钻井液的抑制性接近甚至超过油基钻井液,清洁润滑性优良,其EC值为12 g/L,符合环保要求。另外,简要分析了聚胺水基钻井液的抑制机理。

新型聚胺页岩抑制剂性能评价

针对钻井工程中泥页岩井壁易失稳的问题,近年来开发并应用的聚胺强抑制水基钻井液,被认为是最接近油基钻井液性能的新型水基钻井液。其中,聚胺页岩水化抑制剂作为该钻井液的关键处理剂,具有独特的分子结构和优异的抑制性能。通过抑制膨润土造浆试验、三次页岩滚动分散试验、X射线衍射分析黏土层间距和Zeta电位测试等试验,对比评价了聚胺与传统阳离子钻井液抑制剂小阳离子的抑制性。同时,考察了聚胺、小阳离子与膨润土及常用钻井液处理剂的配伍性。结果表明,与小阳离子相比,聚胺更能有效抑制黏土水化膨胀和抑制泥页岩水化分散,并具有长期稳定作用。聚胺与膨润土及各种钻井液处理剂配伍性良好,克服了阳离子钻井液配伍性差的问题。

国外聚胺类钻井液用页岩抑制剂开发

从化学结构出发,详细介绍了国外近几年钻井液用聚胺类页岩抑制剂的开发进展。概述了聚胺页岩抑制剂的开发历程、分类、页岩抑制机理、评价方法以及聚胺钻井液应用现状。最后,结合现有的聚胺类页岩抑制剂,展望了未来聚胺类页岩抑制剂的研发趋势。

HEM深水聚胺钻井液体系研究与应用

为了解决深水钻井中低温下钻井液增稠、当量循环密度变化较大、作业安全密度窗口窄、低温高压下易形成天然气水合物等问题,采用聚胺PF-UHIB、包被剂PF-UCAP、防泥包润滑剂PF-HLUB、降滤失剂PF-FLO、流型调节剂XCH及水合物抑制剂NaCl等构建了一套适合深水钻进的HEM体系.其中的PF-UCAP是自制的低分子量包被剂,其平均分子量小于100万,平均粒径在50 μm左右,且粒径非常均匀,对钻屑具有很好的包被效果,钻屑滚动回收率在85％以上.综合性能评价结果表明,HEM深水聚胺钻井液体系在4～50 ℃下流变性能稳定,具有较强的抑制性能和水合物抑制能力,防泥包效果好,携砂能力、抗盐、抗钙及抗钻屑污染能力强,抗温达160℃,能满足井深2 000 m左右的深水钻进.该钻井液在南海流花油田LH-A井等5口深水井中进行了成功应用.

聚胺与氯化钾抑制性的对比实验研究

近年来开发出的聚胺水基钻井液,被认为是最接近逆乳化钻井液性能的高性能水基钻井液。新型聚胺强页岩抑制剂也因其分子结构独特、抑制性能突出越来越受到人们重视。通过抑制膨润土造浆实验、屈曲硬度实验、页岩滚动分散实验、耐崩散实验、页岩膨胀实验以及X射线衍射粘土层间距分析等实验手段,对比评价了聚胺强页岩抑制剂与传统常用抑制剂氯化钾的抑制性。结果表明,与氯化钾相比,聚胺抑制性能优异,能有效抑制粘土水化分散,在加量较少时即能发挥长期抑制作用,且具有较好的抗温性能。配伍性实验表明,聚胺与膨润土及常用处理剂具有较好的配伍性。以SDA为主要水化抑制剂构建了聚胺水基钻井液,实验评价表明,该体系具有优良的抗盐、抗钙和抗劣土污染性能。此外,对聚胺的抑制机理进行了探讨分析。

新型聚胺页岩抑制剂特性及作用机理

通过抑制膨润土造浆、屈曲硬度、耐崩散等新型实验方法,评价了新型聚胺页岩抑制剂SDA的抑制特性。结果表明,SDA的抑制性优于传统抑制剂KCl,并与国外同类产品Ultrahib相当。借助FT-IR、XRD、Zeta电位测试等实验分析手段,深入探讨了聚胺的强抑制作用机理。研究表明,低分子聚胺进入黏土层间后,解离出的铵离子交换出层间水化阳离子,通过静电作用中和黏土晶层表面负电荷,降低黏土层间水化斥力;同时聚胺与黏土层间硅氧烷基形成氢键,进一步强化其在黏土表面的吸附,二者共同作用将相邻黏土片层束缚在一起,抑制黏土水化膨胀;聚胺吸附在黏土晶层表面之后,其分子结构中聚氧丙烯疏水部分覆盖在黏土表面,使黏土亲水性减弱,进一步抑制黏土水化。

聚胺与甲酸盐抑制性对比实验研究

为了满足"优质、环保、安全、快速"的现代钻井工程需要,近年来开发了聚胺高性能水基钻井液,其性能被认为最接近油基钻井液。聚胺页岩水化抑制剂作为该体系的关键处理剂,以其独特的分子结构和优异的抑制性能,逐步引起人们的重视。文中通过抑制膨润土造浆实验、页岩滚动分散实验和粒度分布测试,对比评价了聚胺和甲酸盐的抑制性;通过X射线衍射分析层间距、Zeta电位测试、表面张力测试、改性膨润土吸水实验及活度测试等,分析研究了聚胺和甲酸盐的作用机理。结果表明,与甲酸盐相比,聚胺在低浓度时即能最大限度降低黏土水化层间距,使黏土去水化;同时聚胺吸附在黏土表面后,能增强黏土的疏水性;甲酸盐主要通过降低溶液活度实现抑制作用。

新型聚胺页岩水化抑制剂的研制及应用

针对油气井钻井工程中抑制泥页岩水化的难点,基于分子结构优化设计,研制出了新型聚胺页岩抑制剂SDPA.SDPA为含有胺基和醚键等多官能团的低分子聚合物.三次岩屑回收率实验和膨润土造浆实验表明,新研制的聚胺具有优异的抑制性能,且作用时间长,优于国外同类产品.采用吸附、Zeta电位测试、XRD、接触角测量和元素分析等方法对SDPA的作用机理进行了分析.结果表明:SDPA在黏土颗粒表面为单层吸附,质子化铵离子交换出层间水化阳离子,降低黏土颗粒水化斥力;静电引力和氢键共同作用将黏土颗粒层间吸附的水分子排挤出来,压缩晶层间距;SDPA分子中疏水部分覆盖在黏土颗粒表面形成疏水屏障,防止水分子吸附;SDPA在黏土颗粒表面不易解吸,能发挥长期抑制作用.现场试验表明,聚胺水基钻井液抑制性强,性能稳定且易维护,满足现场钻井工程需要.

HEM聚胺深水钻井液南中国海应用实践

深水钻井在安全和环保方面对钻井液技术提出了更高的要求,如极强的抑制性,优质的润滑性,不易形成气体水合物,维护简单、操作方便、提高钻速等。为预防黏土膨胀,利用聚胺抑制剂、低分子包被剂、防泥包润滑剂及流型调节剂等材料,构建了一套强抑制的深水用HEM聚胺钻井液体系,并采用水合物软件模拟计算了抑制水合物生成的配方。HEM聚胺钻井液在南中国海成功应用15口井,对深水钻井过程中预防气体水合物的形成奠定了基础。

深水聚胺高性能钻井液试验研究

聚胺高性能钻井液是性能最接近油基钻井液的水基钻井液,在深水钻井领域具有广阔的应用前景。为降低钻井液成本,在研制聚胺强抑制剂的基础上,考虑水合物抑制及低温流变性等因素,通过优选处理剂,构建了适用于深水钻井的聚胺高性能钻井液体系,并对其进行了综合性能评价。结果表明,该钻井液可抗150℃高温,且低温流变性优良,2℃和25℃的表观黏度比和动切力比分别为1.36和1.14;其抑制页岩水化分散效果与油基钻井液相当,体现了其强抑制特性;在模拟1 500m水深的海底低温高压(1.7℃,17.41MPa)条件下,具备120h抑制水合物生成的能力;抗钙、抗劣土污染能力较强;无生物毒性,能满足深水钻井环保要求。其主要性能指标基本达到了用于深水钻井的同类钻井液水平,可满足深水钻井要求。

聚胺抑制剂和蒙脱土的作用机理

采用X射线衍射（XRD）、扫描电镜（SEM）、红外光谱（IR）考察了由开环聚合反应制备的聚胺处理前后蒙脱土的层间距、官能团及表面形态的变化,初步确定了聚胺抑制剂和蒙脱土的作用机理。结果表明,聚胺运动黏度为305~1940mm2/s、阳离子度为2.235~4.426mmol/g时,可实现对蒙脱土的有效束缚,可将其层间距由1.572nm缩至1.361~1.413nm范围内;在上述聚胺物性参数范围内,蒙脱土层间距与聚胺的运动黏度关系不大,与聚胺的阳离子度关系极为密切,阳离子度越大,层间距越大。聚胺能够运移至地层发生作用,通过静电引力、氢键作用、锚固作用以及疏水作用等实现对黏土的有效束缚,从而起到良好的井壁稳定效果。

一种新型高性能聚胺聚合物钻井液的研制

聚胺钻井液是一类在钻井液中加入聚胺抑制剂而得到的具有代替油基钻井液潜力的新型高性能水基钻井液,最近几年在国外现场得到了较好的应用,在解决高造浆、高水敏地层的钻井作业中显示了特别的抑制效果。聚胺还具有生物毒性小,环境相容性好的特点。在钻井液中加入聚胺可以有效降低钻井液的滤失,改善钻井液的流变性能。通过对聚胺理化性能的比较分析,在传统的聚合物钻井液中加入UHIB聚胺进行抑制性改进,建立了聚胺聚合物钻井液体系,并对该体系进行了常规性能评价。结果表明,经过聚胺优化改进后的聚合物钻井液体系具有更加优良的抑制性能和更好的流变性能、滤失性能和抗污染性能,适宜于在高水敏、高造浆及高压和易污染地层使用。

聚胺高性能水基钻井液特性评价及应用

根据泥页岩水化特点和多元协同抑制思路,构建了聚胺高性能水基钻井液。介绍了该体系的关键处理剂聚胺页岩抑制剂、包被抑制剂、铝盐封堵防塌剂和清洁润滑剂。通过屈曲硬度实验和粘结实验对比评价了聚胺高性能水基钻井液与几种典型防塌钻井液的性能。结果表明,聚胺页岩抑制剂能在低浓度下最大限度降低黏土水化层间距,有效抑制黏土水化膨胀。聚胺页岩抑制剂与铝盐封堵防塌剂复配后能显著阻缓孔隙压力传递。聚胺高性能水基钻井液抑制性和清洁润滑性突出,与油基钻井液接近。聚胺高性能水基钻井液在胜利油田田305区块进行了成功应用,解决了该区块泥页岩井壁失稳问题。