抗高温钻井液体系国内外研究进展与发展建议

深部钻探是获取深部油气资源以及精准探测地球深部的必要手段,随着深井、特深井井深的不断增加,面临的高温环境对钻井液体系提出了更严格的要求。近年来,经过研究人员持续不断的研究,抗高温钻井液体系取得了新的进展。本文分析总结了国内外各种抗高温钻井液体系的研究与应用情况,并指出了不同体系的优势和应用场景,主要包括抗高温聚磺钻井液、高密度钻井液、低密度钻井液等抗高温水基钻井液体系,抗高温纯油基钻井液、水包油、油包水钻井液以及可逆油基钻井液体系,海上深水无固相、甲酸盐钻井液、泡沫钻井液以及弱凝胶钻井液等抗高温无固相钻井液体系;有机硅钻井液体系和生物质钻井液体系。未来的发展方向包括环境友好型、提高抗高温性能、降低成本和增强多功能性。这将需要不断的技术创新和合作,推动钻井行业向更可持续和高效的方向发展,促进抗高温钻井液体系的开发与应用。

高温钻井液高效冷却系统设计与模拟研究

随着油气钻井越来越深,地热钻井越来越多,钻井液面临的高温问题越来越突出,在钻井过程中,对钻井液进行及时冷却并使之达到适宜的温度对于钻井安全是非常必要的。本文总结了目前常用的高温钻井液的冷却方式和特点,综合空气冷却节能的特点和采用载冷剂强制冷却高效的优势,提出了一种高温钻井液高效冷却系统,对冷却系统中空气冷却器、管壳式换热器进行设计、校核、模拟,验证了设计的可靠性,表明使用该冷却方案,能够将80℃、1800 L/min的高温钻井液冷却至40℃以下,同时还讨论了该冷却系统在不同钻井液温度、不同钻井液流量以及不同气温条件下的冷却效果。

长深5井抗高温钻井液技术

长深5井所在松辽盆地的地温梯度较高,据已完钻的长深1井的地温梯度推算,长深5井完钻井底温度可能超过200℃,普通钻井液难以满足如此高温条件下的钻进及长时间空井的要求,因此该井需要采用抗高温钻井液。首先在室内评价了所选抗高温钻井液的性能,结果表明,该钻井液具有长时间抗温稳定性,悬浮岩屑、携带岩屑能力强,能抑制泥页岩水化膨胀,具有较强的封堵能力,滤失量低,对储层伤害小,能满足长深5井三开钻进的需要;接着进行了室内转化试验,结果表明,采用向井浆中逐步加入新配制抗高温钻井液转化成抗高温钻井液的方法可行。现场采用该方法将井浆转化成抗高温钻井液,通过采取维护措施顺利钻至完钻井深5 321 m,并且也顺利完成测井。抗高温钻井液在该井的成功应用,为松辽盆地深井钻井液的优选积累了经验。

松科二井取心钻进高温钻井液技术

松科二井完钻井深为7108.88 m;完钻时停止钻井液循环后38 h,实测井底温度241℃。针对地层和温度情况,研究出了3种高温水基钻井液:抗温180℃的氯化钾聚磺钻井液;抗温230℃的高温聚合物钻井液;抗温250℃超高温的甲酸盐聚合物钻井液。其中,250℃钻井液以新型高温稳定剂为核心处理剂,凹凸棒土与钠膨润土黏土相,形成了新型甲酸盐聚合物体系。数据表明这几种钻井液具有良好的高温稳定性和较低的高温高压滤失量。工程现场的钻井液实验室结合取心作业特点,实时测试评价现场井浆的常规性能,同时监测井浆的抗温能力和高温流变性,根据实验数据和现场工况针对性的对井浆进行维护、调整,确保高温井段取心作业期间钻井液具有良好的性能。且在长时间裸眼、多次起下钻的工况下井壁稳定,测井、固井作业均得以顺利进行。各体系钻井液在转换时实现了安全平稳的过渡,极大的节约了成本。

耐高温钻井液降黏剂St/AMPS/AA的研制

以苯乙烯与2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸和丙烯酸为原料,DMF(N,N-二甲基甲酰胺)为溶剂,引发剂BPO(过氧化苯甲酰)用量为1.0%,溶液共聚温度为85℃,反应时间为4 h,合成了St/AMPS/AA共聚物钻井液降黏剂。室内实验表明,加入0.5%该共聚物后,淡水钻井液在常温下的表观黏度由28.8 mPa.s降至23.4mPa.s,降黏率为58.3%;在260℃老化16 h后表观黏度由37.1 mPa.s降至6.8 mPa.s,降黏率为76.8%,该剂用作抗高温降黏剂在淡水钻井液中具有良好的耐温性和降黏效果。

有机硅抗高温钻井液体系的室内研究

提出了一种新型的有机硅抗高温钻井液。该钻井液以高温稳定的硅基有机物为主要组分,并引入一种以2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)为单体的四元共聚物高温抗盐降滤失剂OCL-JB,基本配方为:4%膨润土+6%OCL-JB+4%OCL-JA(降滤失剂)+2%OCL-GLT(降滤失剂)+0.5%OCL-GNT(降粘剂)+重晶石。硅基有机物增加了甲基含量,并引入了抗高温稳定剂和磺化物,从而提高了其化学稳定性和高温稳定性。该有机硅抗高温钻井液具有好的页岩抑制性、润滑性和井眼稳定性;滤失量小,滤饼薄且致密,可有效防止钻头泥包;携砂能力强,流变性容易控制;在高矿化度下,钻井液性能稳定,能抗5%评价土、4%NaCl和2%CaSO4的污染;抗温能力强,在180℃以上;而且体系所用材料无毒、无荧光,适用于深井钻探。

新型抗高温钻井液降滤失剂的合成与性能评价

抗高温降滤失剂是对深井、超深井水基钻井液抗高温问题影响最大的一类处理剂。基于此,从分析高温钻井液热稳定性对处理剂分子结构的要求入手,精选了耐温型单体,用丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、二甲基二烯丙基氯化胺和顺丁烯二酸进行共聚,合成出了两性离子型共聚物降滤失剂AADM。研究了该共聚物的最佳聚合工艺条件,对产物的抗高温降滤失性能、抑制性能和高温稳定性能进行了评价,并分析了其作用机理。结果表明,AADM加量为0.3%时即具有优良的降滤失性能和抑制性能,抗温可达200℃。

徐闻X3井抗高温钻井液体系室内研究

徐闻X3井是中国石化的一口重点探井,设计井深5 658 m,设计最大井斜角为34.67°,预计井下温度高达184℃。该地区涠洲组地层的泥岩井段易缩径和垮塌,流沙港组的硬脆性黑色泥岩易垮塌。针对井深、井下温度高、地层不稳定、大尺寸长裸眼井段井眼净化困难等多项钻井液技术难点开展了抗高温钻井液室内研究,利用正交试验方法和滚动老化试验对多种抗高温处理剂进行优选,对优选出的钻井液处理剂进行配伍试验,优化出了抗高温钻井液配方。在180℃温度下,对该抗高温钻井液的高温稳定性能及二开转三开的钻井液的配伍性能进行了评价,结果表明,该钻井液高温性能稳定,二开转三开钻井液性能稳定,且工艺简单,能够满足徐闻X3井钻井施工的要求。

超深井240℃高温钻井液室内研究

为了迎接当前大陆科学钻探(CCSD)逐步向深层次钻井的挑战,需要研发高温钻井液体系。本文通过对比多种处理剂的作用原理,评价优选出了抗高温钻井液用增黏护胶剂VIS-H,进一步确定钠基膨润土加量;筛选高温成膜封堵剂Lockseal、降滤失剂SHR和其他处理剂,建立了抗高温水机钻井液体系配方。室内对该体系综合性能进行评价,评价结果表明该体系抗温性能良好,在240℃高温老化后仍能保持较稳定的流变性能和较低的滤失量,且具有较强的抑制性、较高的滚动回收率和低摩阻。该成果对超深井科学钻探具有指导意义。

基于新型增黏剂的低密度无固相抗高温钻井液体系

在分子设计的基础上,以AMPS、N-乙烯基己内酰胺、二乙烯苯为共聚单体,研制出了新型抗高温聚合物增黏剂(SDKP)。SDKP的分子量不高,但当其浓度达到临界缔合浓度时,分子中的疏水链段以及分子微交联结构中的疏水苯基之间可产生疏水缔合作用,形成较大的动态物理交联网络,从而起到增黏作用。采用Haake RS6000流变仪进行的评价结果表明,SDKP具有优良的高温增黏特性,抗温达165℃。通过对抗氧化剂、降滤失剂、润滑剂和抑制剂的优选,研制出了一套密度为1.02 g/cm3、耐温能力达190℃的低密度无固相抗高温钻井液(WGX)体系。评价结果表明:WGX体系在170℃、5.5 MPa下的表观黏度和塑性黏度分别大于30 m Pa s和17 m Pa s,高温携岩能力较强;岩心渗透率恢复率大于90%,油层保护性能好;抗Na Cl、劣质土污染能力分别达5%和10%,具有一定的抗污染能力;膨胀率仅为7.22%,泥页岩回收率高达89.33%,防塌抑制性好;极压润滑系数仅为0.085,润滑性能好。

安探4X井低固相超高温钻井液技术

安探4X井是中石油华北油田公司为了勘探杨税务潜山含油气性所部署的一口风险探井,完钻井深为6 455 m。该井四开以后地层岩性主要为灰岩、泥岩,井底最高温度在210~217℃之间,超高温对钻井液处理剂的抗温性能提出了极高的要求。室内在现场浆的基础上,通过优选的4种关键处理剂对体系进行优化,构建出抗温200℃和220℃的低固相钻井液配方。现场钻井液维护过程中,根据井下温度环境,按照阶梯序列维护补充钻井液体系,最大程度地提升钻井液的性价比,在整个钻进过程中钻井液性能稳定,体现了良好的悬浮携砂性能,保障了四开超高温井段的顺利钻进。

干热岩抗高温钻井液体系研究

为了满足干热岩的开发需要,研制了一种抗温性能达到260℃的高温水基钻井液;主要通过研制的高温护胶剂HDC保持钻井液体系中的各种胶粒的稳定,配合相应的高温降滤失剂和高温封堵剂等其它配伍性处理剂的协同增效作用,来提高钻井液的抗温性能。结果表明,该钻井液抗温性能好,稳定性高,经过260℃高温老化后,仍能保持稳定的流变性能和滤失性能,适合各种类型的高温井的钻井作业。

超深井高温钻井液技术概况及研究方向的探讨

我国未来深部大陆科学钻探深度为12000m～13000m,井底温度将达到350℃以上,钻井液将面临超高温高压环境,钻井液技术将面临严峻考验。本文重点介绍了国内外典型深井及超深井钻探和高温地热井钻探钻井液使用情况,提出了抗高温钻井液的主要技术难点是高温高压及污染条件下钻井液流变性、滤失量、润滑性控制。耐温250℃以上钻井液处理剂及体系、耐高温钻井液试验仪器和地面循环降温系统是超高温钻井液技术研究方向。

超高温钻井液降滤失剂P(AMPS-AM-AA)/SMP的研制

采用2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、丙烯酰胺(AM)和丙烯酸(AA),在磺化酚醛树脂(SMP)存在下,以过硫酸钾-亚硫酸氢钠为引发剂,合成了P(AMPS-AM-AA)/SMP复合聚合物降滤失剂,以产物降低钻井液高温高压滤失量的能力作为考察依据,通过正交试验得到了优化配方:SMP与(AMPS+AM+AA)的质量比为7∶3、甲醛用量为原料总质量的8.0%,氢氧化钠用量为原料总质量的0.6%,反应混合物质量分数45%。对采用优化配方合成的产物进行了性能评价,并借助红外光谱和热分析对产物进行了基团和热稳定性分析。试验结果表明,P(AMPS-AM-AA)/SMP复合聚合物热稳定性好,抗温达240℃,在淡水、盐水钻井液中均具有较好的降滤失作用,与SMP相比,对高密度钻井液黏度影响较小,与SMC等具有良好的配伍性,可以有效控制高密度钻井液的高温高压滤失量和流变性。

两种2-丙烯酸酰胺基-2-甲基丙磺酸类抗高温钻井液降黏剂的合成与评价

以丙烯酸(AA)、衣康酸(IA)、2-丙烯酸酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和苯乙烯(St)为单体,分别合成了AMPS/St/AA和AMPS/St/IA两种聚合物降黏剂。用淡水基浆和盐水基浆分别对降黏剂的加剂量与室温和高温老化后降黏性能进行了优化和评价。室内实验表明:在降黏剂加量0.5%的淡水基浆于260℃老化16h后,降黏剂AMPS/St/AA和AMPS/St/IA的降黏率分别达到76.81%和59.54%,降切率达到72.26%和71.53%。与SF260相比,260℃高温下两剂的降黏效果较好,表观黏度、塑性黏度和动切力方面均较好,尤其AMPS/St/AA的降切率达到73.62%,但耐盐性较差;降黏剂St/AMPS/IA受盐污的影响较大。降黏剂AMPS/St/AA和AMPS/St/IA具有较好的耐高温能力、降黏效果,优异的降切效果,一定的抗盐性能。

干热岩耐高温钻井液的研究进展与发展趋势

在如今传统能源储量日益减少的趋势下,干热岩这类新型地热资源的开发显得尤为重要,而干热岩钻井由于其井下的超高温环境,对传统钻井液系统提出了非常严格的要求。传统钻井液在高温作用下滤失量大大增加,钻井液开始增稠,普通的辅助添加剂往往不能发挥出功效。常用的以“三磺材料”为核心的钻井液虽然具有令人满意的耐温效果,但因其含有大量有毒物质,污染程度十分严重,需要开发新的环保型耐高温钻井液体系。国外干热岩项目早于国内30余年,拥有很多重要的耐高温钻井液经验与技术;作为刚起步的国内干热岩研究,也有着青海“共和盆地恰不恰干热岩”这样十分重要的项目工程。本文首先介绍了当前干热岩钻井概况以及对钻井液的性能要求,并结合国内外学者对耐高温钻井液与环保钻井液的研究进展,了解其配方组分与设计思路,结合干热岩特点探讨干热岩耐高温钻井液发展趋势,旨在为干热岩钻井液技术研究提供支持。

超高温钻井液在杨税务潜山深井中的应用

华北油田杨税务区块奥陶系储层埋深普遍较深,一般在6000m以上,地层岩性主要为灰岩、泥岩,井底最高温度预计在210~230℃。继低固相超高温钻井液技术在安探4X井成功应用后,由于该技术所用材料多为国外进口,室内再次研选抗高温处理剂、高温保护剂等关键处理剂,以国产材料替代进口材料,构建了抗230℃的低固相钻井液配方,同时高温滚动实验和高温流变性测试表明:体系具有良好的抗超高温性能,高温条件下的流变性能仍能有效满足携岩要求。目前该套钻井液体系在杨税务区块已经成功开展了7口井现场应用,保障了钻井施工的顺利进行,形成一套满足华北油田冀中区块深潜山地层的超高温钻井液技术。

抗盐、抗高温钻井液在HV027-8井的应用

泌阳凹陷安棚碱矿钻探过程中常钻遇芒硝、碱岩和石膏地层,常规钻井液体系无法满足安全钻井要求,为此研制了抗盐、抗高温钻井液体系。评价实验表明:在150℃老化48 h后,与聚磺钻井液体系相比,该钻井液体系的热滚前后的流变性、降滤失效果和沉降稳定性均较好,泥饼的黏滞系数小于0.1,并且该钻井液体系对于碱心的溶蚀率远低于清水和聚磺体系对于碱心的溶蚀率。在钻探HV027-8井过程中,该钻井液体系性能稳定,起下钻、取心顺利,成功完成了钻井设计指标。

松科2井抗超高温钻井液技术

松科2井是1口部署在松辽盆地的高温科学钻探深井,目的为钻穿白垩纪地层,获取基底陆相沉积记录,预测井底温度超过220℃;四、五开钻沙河子组的泥岩、砂岩混层,火石岭组破碎的凝灰岩、泥岩、煤线的混层,容易发生坍塌现象,防塌措施尤其重要。四、五开属于连续提钻取心钻进,多次起下钻及长时间的裸眼对井壁稳定提出较大挑战;不同钻进工艺具有不同的特点,对钻井液也提出挑战。针对以上难点,研制出了抗高温聚合物钻井液:1.0%钠膨润土+2%凹凸棒土+0.2%KOH+(0.5%~1%)高分子量降滤失剂+1%中分子量降滤失剂+2.5%成膜剂+(2%~4%)SMC+2%FT+3%KCl+2%NaCOOH+3%白油。四开初期对三开的井浆进行评价,结合大量的室内小型转换实验,以原井浆为基础逐步进行转换,以满足钻进要求;五开因处理事故对井浆性能调整较大,事故结束后简化钻井液处理剂种类,逐渐将性能调至稳定状态。在松科2井现场应用时,根据实际情况及时调整,该阶段钻井液高温下流变性好、高温稳定性强,室内评价其抗温能力达到240℃,热滚72 h后性能良好,为顺利完成该阶段钻探工作提供了技术支撑,对提高钻探质量、降低勘探成本起到指导作用。

耐240℃高温钻井液在青海共和盆地高温干热岩钻探施工中的应用

在青海共和盆地高温干热岩钻探GR1井施工过程中,钻遇含蚀变花岗岩的严重破碎地层,井壁坍塌掉块严重,导致井内多次发生卡钻事故。同时在温度最高达到236℃的高温地层中钻进,钻井液出现黏度升高、流动性变差、滤失量增大、造壁性变差、起泡严重等问题。通过将原钻井液转化为耐高温钻井液,该钻井液耐温可达到240℃以上,转化后的钻井液抗温能力增强,流变性能变好,护壁效果提高,泡沫显著减少,从而保证了深部高温井段钻探施工顺利进行。