高密度钻井液酸性气体污染研究进展

酸性气体对高密度钻井液性能影响极大,钻井液流变性能难以控制,滤失性能恶化,因此对高密度钻井液酸性气体污染处理方式的研究迫在眉睫。文章综述了酸性气体对高密度钻井液的污染机理、高密度钻井液酸性气体污染检测方式与体系微观性能表征方法以及酸性气体污染高密度钻井液性能优化处理方式的研究进展;分析了目前酸性气体防治措施存在的问题以及未来发展方向,以期为酸性气体侵入高密度钻井液后的性能控制研究发展提供参考。

川西高密度钻井液技术难点分析及对策

川西地区作为中石化西南地区油气勘探开发重要地区,重点开发高庙子、中江区块,钻遇地层复杂,主要目的层为上、下沙溪庙组,地层压力系数高,自二开起,钻井液密度超过2.10g/cm^(3),高密度钻井液在施工过程中流变性控制难度大,地层井壁失稳严重,地层安全密度窗口窄,水平段摩阻大,电测、下套管困难。针对川西地区高密度钻井液施工过程中的技术难点,通过分析沙溪庙组地层井壁失稳原因,优化控制高密度钻井液流变性,降低长裸眼段摩阻,形成高密度钻井液现场技术对策。

耐240℃超高温高密度钻井液探索性实验研究

随着深部油气、高温干热岩勘探与深地探测战略实施,钻井液长期处于高温高压恶劣环境,超高温高压下水基钻井液性能稳定性是超高温井钻探的一项关键技术。分析了超高温科学钻探工程钻井液面临的技术难题,提出了耐240℃超高温高密度水基钻井液配方的设计思路。采用单因素法,优选了耐240℃超高温高密度水基钻井液用关键处理剂。利用不同高温处理剂的协同增效作用,初步研发了一套抗温240℃、密度2.0 g/cm^(3)的超高温高密度水基钻井液配方。研究结果表明,经240℃老化16 h后,最优配方的钻井液具有良好的流变性和降滤失性能,其表观粘度变化率<30%,180℃高温高压滤失量≤24 mL。

元坝地区高密度超高密度钻井液技术

元坝地区地质构造复杂,地层压力状况复杂多变,气藏储层存在较强的非均质性,局部存在有裂缝性高压气层,海相地层的嘉陵江组还可能钻遇高压盐水层。钻井施工过程中使用的钻井液密度多在2.20 g/cm3以上,最高达2.42 g/cm3,钻井液的流变性控制及抗污染能力的强弱成为保证井下施工安全的关键因素。根据室内研究及现场应用情况,形成了1套元坝地区使用的高密度超高密度钻井液技术,能够控制密度在2.40 g/cm3左右的钻井液的流变性,控制了酸根及盐膏污染,具有一定的抗温、抗污染能力。

高密度钻井液用润滑剂SMJH-1的研制及性能评价

针对高密度钻井液对润滑性能的要求,采用多元醇、含双键的长链脂肪酸、矿物原料等为原料合成一种高密度钻井液用润滑剂SMJH-1,其为一种接入具有极压抗摩能力化学元素的大分子酯。性能评价结果表明,润滑剂SMJH-1加量为1%、2%和3%时,润滑系数降低率为24.2%、33.6%、38.3%,具有良好的润滑性,抗温达180℃,抗盐达30%,对密度为1.4~2.0g/cm^3的高密度钻井液在150℃、16 h老化前后流变性能影响较小,并有助于高温高压滤失量的控制。SMJH-1通过物理化学吸附作用和侧向黏附力在钢质表面形成固态膜,增强表面的疏水性,控制流动界面内的固有涡流,减少摩阻压力。该润滑剂在元陆601H和元陆31井进行了试验应用,取得较好的润滑效果。

塔里木山前构造带高密度钻井液堵漏技术

塔里木盆地库车坳陷山前构造带高密度钻井液漏失非常严重,其性质都属于人为压裂诱导裂缝性漏失,不存在砂、泥岩渗透性漏失;过去采用桥接堵漏技术堵漏成功率低的主要原因是配方中缺少大的架桥颗粒,堵漏材料浓度不够所致。该地区发生井漏特点:漏失最浅在井深2150 m处的上第三系,最深在白垩系的井深6862．m 处;满失地层岩性主要为膏岩层上部的泥岩、膏泥岩、泥膏岩和盐膏层下部的粉砂岩及细砂岩;75％的漏失发生在钻进过程中,开始漏速为2 m3/h左右,继而增大到10 m3左右,漏失量多数在20 m3以上;由于压破泥岩类地层而造成的裂缝漏失,漏速一般在20 m3以上直到有进无出,总漏量多为50 m3甚至上百立方米。由实验研究得知,高密度钻井液在低渗透性砂岩和泥岩地层不会发生渗漏,若发生漏失,都是压成小缝漏失,在砂岩、砂泥岩地层发生较小漏失时,采用小颗粒堵漏剂或降滤失剂随钻堵漏的办法是堵不住的。通过室内实验,结合库车坳陷山前构造带高密度钻井液现场堵漏成功与失败的经验教训,研究出了一套适合不同地层不同漏速的高密度桥接堵漏配方。在却勒101、群6井堵漏和提高地层承压能力挤堵,施工5次,一次成功率为100％。MTC浆使用温度分别为95℃和110℃,稠化时间为240-300 min,养护48 h后抗压达5-10 MPa。

固相含量和密度对高密度钻井液流变性影响的实验研究

高密度钻井液体系的研究和应用中,流变性是重要的衡量标准,而固相含量和密度又是影响高密度钻井液流变性最重要的因素。通过机理分析,并根据大量室内试验研究了在高温条件下,高密度钻井液固相含量和密度的变化对其流变性能的影响规律和程度。通过对钻井液表观黏度、塑性黏度、动切力和静切力等流变参数的变化进行测定和计算,对不同固相含量(2%～6%)的高密度钻井液流变参数曲线变化进行对比得出:含土量增大,钻井液的黏度增大;高密度钻井液的流变性受固相含量大小和温度的影响明显、受压力和添加剂的影响较小。该试验研究结果将对钻井现场高密度钻井液的应用具有重要的借鉴作用。

胜科1井四开超高温高密度钻井液技术

胜科1井井深超过7 000 m,井底温度为235℃,压力超过100 MPa。该井地层情况复杂,存在盐岩、泥页岩及盐膏泥混层,钻井液性能难以调控。该井四开(4 155～7 026 m)钻进使用了聚磺封堵防塌钻井液、高密度聚磺非渗透钻井液和超高温钻井液。应用结果表明,这3种钻井液的高温稳定性、润滑性和剪切稀释特性良好,在高固相情况下仍具有良好的流变性和低的高压滤失量,能经受住各种可溶性盐类及高价离子的污染,配制和维护处理方便,各种钻井液之间的转换非常顺利,没有出现任何井下复杂情况。该套钻井液技术有效地保证了胜科1井的安全、快速钻进。

深井高密度钻井液的应用及发展趋势探讨

对高密度钻井液的发展及应用情况进行了综合阐述。详细地分析了深井高密度钻井液的技术及性能要求。结合现场施工情况和文献调研结果,对引起井下复杂情况发生的原因以及保护油气层技术作了探讨。提出了现有高密度钻井液存在的问题及其以后的发展方向。

克拉4井超高密度钻井液现场应用技术

克拉4井在膏盐岩井段钻遇了邻井未遇的超高压盐水层，压力系数达到2．47，先后采用了密度为2．50g／cm^3和2．82g／cm^3的压井液压井。该井在压井过程中，钻井液被高钙地层盐水严重污染，钻井液中Cl^-含量由144000mg／L升至182000mg／L，Ca^2＋由470mg／L升至6000mg／L，流动性变差，黏度和切力难以控制；同时使用了密度为2．4g／cm^3的储备钻井液，由于储备浆是回收的钻水泥塞、被溢流物污染的钻井液，钻井液成分复杂，改造难度加大。为了顺利钻穿此地层，采用了密度为2．53～2．56g／cm^3的钻井液。通过分析钻井液组成、影响因素及性能，优选出了加重材料，确定最优钻井液调整方案，及时清除了有害固相及离子，在较短时间内保证了钻井液具有良好的流变性能。现场应用表明，高密度钻井液性能稳定，抗污染能力强，顺利地钻穿了超高压盐水层。

新型高密度钻井液加重剂Mn_3O_4的研究及性能评价

分别用激光粒度仪、ζ电位仪、扫描电镜以及红外扫描动态稳定测试仪分析了四氧化三锰、重晶石、铁矿粉的粒度分布、表面电性、微观形状以及动力稳定性,对这3种加重材料单独加重及复配加重形成的高密度钻井液的性能进行了评价。结果表明:四氧化三锰颗粒小、呈球形、表面活性高、沉降速率小,加重形成的高密度钻井液表现出良好的流变性、沉降稳定性和润滑性;但高温高压滤失量增大,可以通过优选架桥粒子及降滤失剂得到一定程度的控制;与传统加重剂复配,在一定程度上可以弥补传统高密度加重材料的缺陷。综合考虑高密度钻井液性能,四氧化三锰是高密度钻井液理想的加重材料。

微粉重晶石高密度钻井液性能研究

国外现场应用表明,微粉重晶石加重技术能很好地解决超深井复杂井钻井现场遇到的很多难题,但目前中国关于微粉重晶石加重技术的研究应用报道较少。考察了微粉重晶石、普通重晶石、铁矿粉加重的高密度钻井液流变性、沉降稳定性、润滑性,研究了微粉重晶石高密度钻井液的储层保护技术,进一步利用3种加重材料的粒度分布、表面电性、微观形貌基本性质探讨了微粉重晶石改善高密度钻井液性能的作用机理。实验结果表明,微粉重晶石加重高密度钻井液黏度效应低,沉降稳定性与润滑性明显优于普通重晶石和铁矿粉高密度钻井液;通过优选架桥粒子与降滤失剂可以在一定程度上减轻储层伤害程度,满足各种复杂井对高密度钻井液的需要。

高密度钻井液稳定性和流变性控制技术

从胶体化学原理以及微观流体力学的角度分析了水基固相悬浮液分散稳定机理及流变性机理,并由此提出了高密度钻井液稳定性和流变性调控技术思路,指出通过采用特殊处理剂吸附在加重剂颗粒表面,增大其表面斥力是改善高密度钻井液稳定性和流变性的重要方法。优选出了一种润滑分散剂GR,评价了该处理剂对加重剂表面Zeta电位的影响,以及对钻井液悬浮性和流变性的影响。评价结果表明,该处理剂可增大加重剂表面Zeta电位,并能改善高密度水基钻井液的悬浮性和流变性。根据所提出的调控高密度钻井液的技术思路,以GR为关键处理剂,优选出了密度为2.80 g/cm3的水基钻井液,该体系具有良好的稳定性和流变性,从而验证了该调控思路的可行性。

高密度钻井液滤失量影响因素定量评价

为了进一步降低高密度钻井液的滤失量,提高其在现场的应用效果,有必要对其中的处理剂加量进行严格控制。分析了膨润土、加重材料、降滤失剂、NaCl和烧碱等处理剂的加量对高密度钻井液滤失量及黏度等流变参数的影响。室内研究结果表明:膨润土含量和加重材料种类对钻井液的滤失量无明显影响,但是加重材料的配比对钻井液的高温高压滤失量影响较大;烧碱含量对滤失量的影响程度最大;高温热滚后pH值控制在8.5～9.5时滤失量最小;降滤失剂和NaCl对钻井液滤失量的影响较小。该研究成果为高密度钻井液在现场的成功应用提供了可靠依据。

高密度钻井液在缅甸合作区块中的应用

针对中海油-缅甸合作区M区块地层孔隙压力和坍塌应力高等复杂情况,开展了高密度钻井液技术研究。分析了高密度钻井液技术难点:膨润土含量、抑制性、加重材料和沉降稳定性,优选出高密度钻井液配方,对其在不同密度下的常规性能、不同膨润土含量对钻井液流变性的影响、抑制性进行了室内实验。结果表明,所优选的高密度钻井液具有较好的流变性、沉降稳定性和抑制性。该高密度钻井液在RM19-3-1井的成功应用表明,该技术可在缅甸合作区M区块进一步推广应用。

白56深井高密度钻井液技术

白 5 6井完钻井深 4 6 5 0m ,是白庙区块第一口超过 4 5 0 0m的深井。上部地层 (330 0m以上 )采用聚合物正电胶钻井液体系 ,中深井地层 (330 0～ 4 4 98m)采用聚磺钾盐钻井液体系 ,下部地层小井眼采用聚磺正电胶钻井液体系。现场使用表明 ,聚合物正电胶钻井液具有独特的流变性、抑制性和较强的防塌能力 ,聚磺钾盐钻井液具有防塌性能好 ,抗高温能力强 ,聚磺正电胶钻井液具有低粘高切特性 ,降低井眼环空压力损耗 ,满足了白 5 6井各井段钻井施工要求。

高密度钻井液加重剂回收工艺及装置设计

现有的工艺流程中,一般都没有把钻井液中的加重剂进行回收利用,而是直接排入废渣池,这就造成了大量的经济损失和资源浪费。在现有固控系统的基础上,设计了一种高密度钻井液加重剂的回收工艺,采用双离心机分离回收系统。通过改进高密度钻井液加重剂回收工艺,使现有的固控系统能够更好地处理钻井液。该工艺可回收大部分的加重剂,并将其循环利用,而且还可以清除进入循环系统中的有害固相。为达到最佳分离效果,所有新增装置能快捷地与原有系统的装置配合,通过变频器对离心机进行变频调速,使离心机在处理不同密度的钻井液时,能够适时调整到合适的转速,从而使该工艺得到更大范围的应用。

青海油田开2井高密度钻井液应用技术

青海油田开特米里克构造地质条件复杂 ,存在高压盐水层、长井段膏盐层、高低压共存层。钻井施工中 ,上油砂组大段泥岩容易坍塌 ,下油砂组井漏、井涌、井塌、地层出水问题频发 ,深部干柴沟组邻井从未钻达 ,地质资料不明。介绍了高密度聚磺钻井液防井喷、漏、塌、卡、抗高温、抗盐水以及维护井壁稳定技术在开 2井的应用情况。

秋南1井高密度钻井液应用技术

秋南1井是塔里木盆地库车凹陷东秋构造带上的一口重点超深预探井，完钻井深为7003m。该井自三开吉迪克组地层以下均采用KCl-欠饱和盐水高密度钻井液，钻井液密度最高达2．28g／cm^2；至完钻时，使用高密度钻井液施工了16个多月。应用结果表明，该钻井液具有良好的抗温性（150℃）；控制钻井液pH值为9～10，既有利于处理剂功效的发挥，又有利于保持钻井液有良好的热稳定性；在钻井液中加入表面活性剂和抗氧化剂，有利于抑制黏土水化分散、高温表面钝化，提高了钻井液的高温稳定性；高软化点沥青在高温条件下有良好的变形性，有利于改善泥饼质量，从而降低高温高压滤失量。但是，目前国内适合高密度钻井液的抗高温、抗污染处理剂种类少，选择面小；高密度钻井液的抗污染问题还没有得到很好的解决，现场只有采用置换的办法处理，造成维护处理成本增加，需要继续对抗高温、抗污染钻井液配方及应用工艺技术进行研究。

高密度钻井液技术研究与应用

针对高密度钻井液在应用过程中存在的问题,通过对膨润土限量进行研究,对加重剂和表面活性剂进行优选,开发出了一系列密度高达2.9 g/cm3的高密度钻井液,其抗温达150℃,抗盐达饱和。室内实验表明,该高密度钻井液具有良好的流动性和悬浮稳定性。其在羊塔克101、迪那22、大北1、和田1、庄2、固1、河坝1和河坝2井进行了应用。现场应用表明,该高密度钻井液性能优良,基本满足了钻井施工的需要。