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。

高温高密度油基钻井液流变调控技术研究与评价

目前油田开发目的层位越来越深,温度压力越来越高,油基钻井液在高温高密度条件下容易出现有机土失效降粘或者高温增稠等问题。室内通过分析研究油基钻井液流变性的影响因素,着重研究流型调节剂和高密度条件下固相含量增高对于油基钻井液流变性的影响。通过优选流型调节剂和稀释剂,形成了一套高温高密度油基钻井液流变调控技术,在密度1.8g/cm~3~2.4g/cm~3,温度180℃~220℃范围内,钻井液均具有良好的流变性,同时沉降稳定性也满足油田施工技术要求,为油田深部地层开发提供了技术保障,具有广阔的应用前景。

高密度低油水比油基钻井液体系研究

油基钻井液具有抑制性强、润滑性好、性能稳定等优点,随着复杂井钻井深度增加,需要建立高密度低油水比油基钻井液体系。室内研究了不同的油基钻井液关键处理剂,并构建了高密度油基钻井液体系,对油基钻井液性能进行评价。实验结果表明,研究的主乳化剂MR1、辅乳化剂FR1、碱度调节剂JNS、有机土MNL、降滤失剂HFW在高密度低油水比油基钻井液中有较好的应用效果,能有效调节油基钻井液体系的稳定性、失水量、流变性等性能。高密度油基钻井液体系抗温性能好,抑制性强,稳定性好,具有优异的性能。

四川盆地抗CO_(2)污染高密度水基钻井液

随着勘探领域的日益扩大,四川盆地下川东地区、蓬莱、高石梯、磨溪等酸性气田高密度水基钻井液受CO_(2)污染问题日趋凸显,造成钻井液流变性能失控,增大了钻井过程中卡钻、井漏等钻井井下故障及复杂情况的风险。通过CO_(2)污染钻井液机理分析、抗污染处理剂优选及体系优化,形成了一套抗CO_(2)污染的高密度钻井液体系。研究结果证实:(1) CO_(2)污染水基钻井液轻度污染时黏土颗粒从粗分散转变为细分散,水化分散能力增强,而严重污染时CO_(3)^(2-)、HCO_(3)^(-)压缩双电层,钻井液胶体稳定性变差,体系性能急剧恶化;(2)基于抗污染处理剂优选,集成抗盐土、复合抑制、拓宽固相容量限研发的抗CO_(2)污染高密度水基钻井液体系在高浓度CO_(2)、CO_(3)^(2-)、HCO_(3)^(-)污染下,性能稳定、抗污染能力强。在四川盆地高XX井现场试验中,在遭遇井底CO_(2)污染时性能全程保持稳定,与同区块邻井相比平均机械钻速提高5.6%~23.8%,钻井液处理方量降低64%以上。

加重剂对高密度白油基钻井液性能的影响

随着环保形势的日趋严峻,低毒性白油基钻井液在非常规油气藏钻井中逐渐得到广泛应用,而不同加重剂对白油基钻井液性能影响的系统研究较少。为此,本文在分析普通重晶石、微锰矿粉和毫微粉体3种加重剂粒径和形态的基础上,对比了3种加重剂单独加重以及微锰矿粉和普通重晶石复配加重形成的超高密度白油基钻井液的性能。结果表明:加重剂微观形态和粒径是钻井液性能差异的关键因素。当钻井液密度大于2.1g/cm^(3)时,微粉加重剂配制的高密度白油基钻井液流变性、润滑性和沉降稳定性优于普通重晶石,但中压失水量略高。按质量比1∶1将微锰矿粉与普通重晶石复配加重后,滤失量由6.0mL下降至3.6mL,弥补了微锰矿粉单一加重高密度白油基钻井液失水大的缺陷。重晶石和微粉加重剂复配加重是未来高密度油基钻井液、超高密度钻井液的发展方向。

高密度饱和盐水钻井液在DN2-29H井的应用

库车山前深部巨厚盐膏层地质特征复杂,地层压力变化大,预测难度高。盐膏层钻井过程中,钻井液性能恶化,喷、漏、卡等复杂事故频发,严重影响安全快速钻井。针对以上难点,DN2-29H井以高密度饱和盐水钻井液体系为基础,引入新型材料稀释稳定剂,并优化了钻井液维护措施。实践证明,引入新型稀释稳定剂后,体系在盐膏层钻进过程中性能稳定,复杂工况明显降低,工期缩短,起下钻顺畅,电测、下套管均一次成功。本井经验对钻遇巨厚盐膏层具有重要的参考意义。

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。

加重材料对抗高温高密度合成基钻井液性能的影响

微锰具有更小的粒径、更高的密度以及可酸溶性,因此具有优异的沉降稳定性和储层保护性能,适用于抗高温高密度钻井完井液。以中海油田服务股份有限公司的密度为2.04 g/cm^(3)的MODRILL合成基钻井液体系为基础,研究了重晶石(4.3 g/cm^(3))、重晶石(4.4 g/cm^(3))和微锰(4.8 g/cm^(3))加量配比分别为10∶0∶0、0∶10∶0、5∶0∶5、6∶0∶4、7∶0∶3、8∶0∶2、5∶5∶0条件下,加重材料对合成基钻井液性能的影响。结果发现,不同加重材料对合成基钻井液的流变性能、电稳定性和高温高压滤失量都有较大的影响;微锰加量的增加会降低合成基钻井液的表观黏度和塑性黏度,增加动切力和φ6读数,会降低体系的破乳电压,但整体上可以满足作业要求,还会大幅度增加体系的高温高压滤失量;重晶石(4.3 g/cm^(3))∶微锰(4.8 g/cm^(3))的配比为5∶5时,体系综合性能最佳,缺点为成本相对较高,对于储层保护要求较低的现场,可以用超细重晶石(4.4g/cm^(3))来代替微锰(4.8 g/cm^(3)),使重晶石(4.3 g/cm^(3))∶重晶石(4.4 g/cm^(3))的配比为5∶5。现场添加不同加重材料的合成基钻井液的性能测定结果验证了上述结论。

高温高密度钻井液的润滑剂研究与应用

随着深层油气资源的勘探开发需求,井身结构的不断优化,深层大斜度大位移钻井对钻井液体系的润滑性能提出了更高的要求,高温高密度水基钻井液的润滑性研究是目前深层油气资源勘探开发的关键技术之一。高密度水基钻井液在高温环境、高固相及高矿化度条件下,润滑性能普遍较差,摩阻较大,严重影响钻井施工时效及质量。根据目前钻井施工过程中的工程需求,以植物油及植物油酸为原材料,通过酸酯化反应,生成含有不饱和双键的酯基基团的长链脂肪酸酯,通过接入含氯、硫、磷具有极压抗磨能力的化学元素,同时引入羟基、氨基等吸附基团,研制一种热稳定性好、吸附性强的高效钻井液润滑剂HLG。评价结果表明,润滑剂HLG抗温能力达到180℃,抗盐抗钙能力强,可以满足密度达到2.2 g/cm^(3)的高密度水基钻井液需求,有效提高钻井液体系润滑性能,降低摩阻,适合深层复杂地层及大斜度大位移井型的勘探开发,应用前景良好。

元坝区块超高温高密度饱和盐水钻井液体系优化与现场试验

元坝地区下部海相地层具有层系多、地层温度高、压力梯度大、地层压力体系复杂、存在大段盐膏层和高压盐水层交错等特点,给钻井液的高温稳定性、流变性、造壁性都提出了较大的挑战。针对该地区钻井液存在的高温稳定性差、流变性及失水性调控困难等问题,通过抗高温处理剂的优选,钻井液体系性能优化及评价,最终形成了一套适合于元坝区块超深探井的抗超高温高密度饱和盐水钻井液体系。该体系抗温达220℃,密度2.00~2.50 g/cm^(3),220℃沉降系数SF小于0.52,并具备一定抗污染能力,能够满足深井钻井液在高温长时间作用下的钻探需求。该套钻井液技术在YS1井四开井段进行试验,表现出了良好的流变性能、高温高压滤失性能和抗污染能力。施工钻井液密度为1.95~2.25 g/cm^(3),高温高压滤失量小于10 mL。该钻井液技术试验成功,解决了元坝区块深井钻井液体系热稳定性差、流变性及失水性调控困难等技术难题,实现了川北地区海相下组合勘探超高温超高密度饱和盐水钻井液技术的重大突破,为四川盆地超深层油气勘探开发提供了宝贵的经验。

高密度水基钻井液降黏剂的研制及应用

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。

高温高密度钻井液的润滑剂研究与应用

随着石油产业向深井、高温油田和超深井的扩展,钻井液需要在极端高温条件下运行。传统润滑剂在高温下可能失效,因此需要开发适用于高温环境的新型润滑剂。高密度岩层如高密度泥岩、盐层等对钻井液的密度要求较高。这种情况下,钻井液需要具备更高的密度,但同时需要确保润滑剂的性能不受影响。高温高密度钻井液中的润滑剂在维护井壁完整性方面也起着重要作用。它们可以减少钻头与井壁之间的摩擦,减小井壁塌陷的风险。润滑剂的适当使用可以提高钻井效率,减少设备磨损和维修次数,从而降低钻井成本。随着环境法规的趋严,石油行业需要寻求更环保的润滑剂,减少对生态系统的负面影响。高温高密度钻井液的润滑剂需具备高温稳定性、抗压强度、低摩擦系数、高密度、耐盐度等性能。总之,高温高密度钻井液中润滑剂的研究背研究有助于提高钻井效率、降低成本、减少环境影响,并促进石油行业的可持续发展。

抗高温高密度水基钻井液室内研究

针对深井和超深井钻井工艺技术对钻井液的要求,合成了抗高温不增黏降滤失剂CGW-1、抗盐高温高压降滤失剂CGW-2等处理剂。CGW-1抗温达220℃,黏度低,能避免钻井液高温增稠现象;CGW-2具有良好的抗盐性能。以它们为主处理剂形成了密度为2.5 g/cm3的淡水钻井液及密度为2.3 g/cm3的饱和盐水钻井液。实验结果表明,该抗高温高密度钻井液经过220℃、16 h高温老化后具有良好的流变性,高温高压滤失量小于20 mL;密度为2.5 g/cm3的淡水钻井液具有良好的抗岩屑、黏土、钙污染能力、较强的抑制性和良好的沉降稳定性。

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。

准噶尔盆地南缘H101井高密度油基钻井液技术

准噶尔盆地南缘H101井三开井段安集海河组地层以泥岩为主,在钻井过程中因泥岩水化膨胀、分散造浆而造成高密度钻井液维护处理困难、井壁垮塌、卡钻等井下故障,为此设计应用了高密度油基钻井液。根据安集海河组地层的特点、油基钻井液的实践及钻井要求,确定了高密度油基钻井液配方,并对其流变性、稳定性及抗污染性能进行了评价,结果表明,流变性、稳定性及抗污染性能达到设计要求。H101井三开井段钻进安集海河组地层过程中,高密度油基钻井液的密度最高达2.46kg/L,除出现几次阻卡现象外,未发生其他井下故障。与邻井相比,三开井段平均机械钻速提高6倍以上,钻井周期缩短100d以上。这表明,使用高密度油基钻井液可以解决安集海河组地层钻井过程中存在的卡钻、井漏等井下故障,并能提高机械钻速,降低钻井成本。

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。

深井高密度水基钻井液流变性、造壁性控制原理

流变性和造壁性既是钻井液体系的两个重要工艺性能，也是其内部组成成分复杂作用的宏观表现。文章根据Ｅｉｎｓｔｅｉｎ和Ｈｉｅｍｅｎｚ公式推导出悬浮体系粘度表达式，以此说明钻井液的流变性与固相百分含量、粒子分散度、自由水含量和粒子相互作用强弱等因素的关系，提出了利用钾钙离子的协同抑制作用维护水基高密度钻井液体系流变性能的方法。同时，根据Ｄａｒｃｙ渗流理论，推导出内外滤饼相互关系模型，从而提出了通过形成良好的内滤饼来控制外滤饼质量的观点。文章最后介绍了针对新疆准噶尔油田安４井开展的室内实验研究，证明所提出的观点和方法具有较好的可行性。

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。

抗高温高密度水基钻井液流变性研究

使用Fann50SL型高温高压流变仪对抗高温、高密度水基钻井液的流变性能进行了测定。实验分析表明,该种抗高温高密度水基钻井液在高压下表观黏度、塑性黏度和剪切应力随温度升高而降低,其降低趋势逐渐递减。运用回归分析方法对实验数据进行处理,确定出钻井液在高温高压下遵循的流变模式——卡森模式,建立了预测井下高温高压条件下钻井液表观黏度的数学模型。计算表明,所建立的预测钻井液表观黏度的数学模型能够较准确地描述高密度钻井液在高压下与温度之间的关系,钻井液的表观黏度与温度呈指数函数关系。运用幂律、H-B和卡森等流变模式对钻井液高温高压下的流变数据进行拟合分析时,建议最好选用卡森模式。