高温高密度油基钻井液处理剂性能研究

介绍了一套适用于南海莺琼盆地的高温高密度油基钻井液体系,对其中各种处理剂对体系性能的影响进行了研究。结果表明,所研究的高温高密度油基钻井液体系及其处理剂不仅具有较好的高温稳定性,而且在高达2.3g/cm^3的密度下体系的流变性稳定,满足钻井工程的需要。

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。

处理剂对抗高温高密度油基钻井液沉降稳定性的影响

为了解决抗高温高密度油基钻井液存在的静态沉降稳定性与动态沉降稳定性难以控制的技术难题,采用改进的VST沉降测试法对抗高温高密度油基钻井液的动态沉降稳定性进行了测量,分析了有机土、提切剂、润湿剂以及提切剂与有机土配比对钻井液沉降稳定性及流变性的影响.结果表明,有机土加量越大,钻井液静态与动态沉降稳定性越好,密度差越小,但钻井液黏度越高;提切剂与有机土达到合理配比时,可以提高钻井液沉降稳定性;抗200℃、密度为2.0 g/cm3全油基钻井液优化配方为：有机土加量为3.5％～4.5％,提切剂加量为0.25％～0.3％,提切剂与有机土加量最佳配比为1∶（17～18）,润湿剂加量为2.5％.

抗高温高密度油基钻井液在DS1井的应用

DS1井是四川盆地蜀南地区DS潜伏构造上的六开预探井,井底温度高达197℃,存在油基钻井液高温高密度条件下流变性和稳定性难控制、高温低密度条件下携岩困难以及井壁失稳风险大等技术难题。通过研发纳米抗高温悬浮剂,结合乳化剂、提切剂、降滤失剂等处理剂,构建了一套抗高温高密度油基钻井液体系。实验表明,纳米抗高温悬浮剂因其“乳化效应”和“小尺寸效应”可在油基钻井液中形成三维网络结构,能显著提高油基钻井液在高温下的稳定性。该油基钻井液体系在200℃下静置7 d无明显沉淀,高温下沉降稳定性和携岩能力得到显著提升。该体系在DS1井成功应用,表现出优异的高温沉降稳定性和良好的小井眼携岩能力,在高温深井中推广应用前景广阔。

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。

油基钻井液用耐高温碳酸钙-聚氨酯核壳型微球井壁强化剂

为了提高油基钻井液的封堵性能,以氯化钙、碳酸钠、谷氨酸、2,4-甲苯二异氰酸酯、二月桂酸二丁基锡等为原料,通过水热法制备了刚柔并济的核壳型碳酸钙-聚氨酯井壁强化剂。通过测定流变参数、破乳电压、滤失量和侵入深度等,考察井壁强化剂加量对基浆流变性、稳定性和封堵性的影响。将井壁强化剂与钛酸钾纤维、海泡石、硅藻土和氧化沥青等材料复配,研究了复配井壁强化剂对油基钻井液润湿性、流变性、稳定性、封堵性和耐温性等的影响。结果表明,井壁强化剂以耐高温且具备一定形变能力的聚氨酯为壳、碳酸钙球为核,微球粒径约2μm;对基浆流变性和稳定性的影响较小,可显著提高基浆的封堵性能;加量为2.5%~3.0%时可实现良好的封堵效果,破乳电压为525~542 V、侵入深度为0.6 cm。最优配方的复配井壁强化剂可显著提高油基钻井液的润湿性;对基浆流变性的影响较小,有利于基浆稳定性的提升,破乳电压提高至637 V。复配井壁强化剂各组分发挥协同效应,可以针对不同孔隙的裂缝进行有效封堵,表现出较好的降滤失性能。在常温下的滤失量和侵入深度分别为1.0 mL和0.2 cm。在经过180℃高温老化8 h后,复配井壁强化剂依旧保持较好的降滤失性能,滤失量和侵入深度分别为3.3 mL和0.3 cm,抗高温性能较好。核壳型井壁强化剂的聚氨酯软壳利于微球进入诱导裂缝的最前端,碳酸钙硬核能促进应力的分散,防止裂缝的进一步延伸,实现对井壁裂缝的有效封堵,同时能与钻井液保持良好的配伍性,封堵性能优异。

高密度油基钻井液抗盐水侵污染能力影响因素研究

随着当今社会对于石油的需求的持续增加,易开采的石油资源越来越少,油气勘探已向深井、超深井等复杂地层方向发展,钻井液作为钻井系统工程中的重要组成部分,在深井中面对复杂地层时,提高钻井液的性能尤为重要。以塔里木盆地库车坳陷选用的油基钻井液为研究对象,研讨了不同油基处理剂对油基钻井液抗盐水污染的影响,从而为解决钻探过程中高密度油基钻井液抗盐水侵污染问题提供现实指导意义。

抗高温高密度无土相柴油基钻井液室内研究

针对常规高密度油基钻井液不利于提高机械钻速且流变性难以控制的缺点，通过分子结构设计，合成了抗高温乳化剂HT-MUL和提切剂ZNTQI，并配制了抗高温高密度无土相柴油基钻井液。通过电稳定性试验和高温老化试验，评价了乳化剂、提切剂的单剂效果，并对研发的无土相油基钻井液进行了抗温性、稳定性、抗污染能力和抑制性试验。试验结果发现：HT-MUL乳化剂具有较高的破乳电压，抗温达220℃；提切剂加量为0．5％时提切效果显著；在150~220℃条件下，2．50kg／L无土相油基钻井液破乳电压在2000V左右，可抗质量分数25％蒸馏水的污染和质量分数15％CaCl2溶液的污染。研究结果表明，抗高温高密度无土相柴油基钻井液的密度可达2．50kg／L，抗温达220℃，具有良好的稳定性、悬浮性和抗污染能力，能够满足提高钻速和保护油气层的要求。

抗高温高密度油基钻井液在塔里木油田大北12X井的应用

大北12X井是2018年塔里木油田的一口高温高压评价井,位于库车坳陷克拉苏构造带大北段大北12号构造东高点,该区块库姆格列木群膏盐岩段(4267~5287 m)普遍为高压~超高压,局部存在高压盐水层、漏层。钻井过程中,易出现井壁失稳、漏失、盐水侵等复杂技术难题。针对该区域的地质特点和作业要求,分析了高温高压作业条件下油基钻井液体系的技术难点,优选出抗高温高密度油基钻井液体系配方,并且通过室内实验,模拟高温高压井段作业可能出现的风险,进行了系统的工况模拟评价。实验结果表明,抗高温高密度油基钻井液体系性能稳定,破乳电压为1562 V、高温高压滤失量为1 mL,体系抗30%体积分数的近饱和NaCl盐水污染,污染后体系表观黏度变化小于10%,滤失量小于2 mL,破乳电压为1002 V。体系抗温稳定能力强,室内实验170℃老化10 d后体系流变性能稳定,沉降因子为0.522。现场应用表明,抗高温高密度油基钻井液体系能够解决塔里木油田库车坳陷克拉苏构造带高温高压超高压盐膏层作业难题。四开井段,钻井液密度为2.43 g/cm3,油基钻井液保持了良好的钻井液流态,较低的黏度、切力及ECD等优良参数,未造成黏度、切力过高引起井漏等复杂情况。该井钻遇盐膏层厚度达2135 m,油基钻井液抗石膏污染能力强,流变性能稳定。

超高温高密度油基钻井液研究与性能评价

深层超深层油气钻探中面临着超高温高压、高压盐水、巨厚盐膏层和泥页岩层等复杂地质条件,导致油基钻井液的乳化稳定性、流变、滤失损耗等性能极难调控。合成了不饱和酸酐接枝妥尔油脂肪烃基的咪唑啉酰胺类主乳化剂和辅乳化剂,选用抗高温增黏剂、流型调节剂、润湿剂和降滤失剂,采用API重晶石和超细硫酸钡复合加重,构建了超高温高密度油基钻井液配方。性能评价结果表明,该超高温高密度油基钻井液抗温达220℃,复合加重后流变性显著改善,密度最高可达2.8 g/cm3,可抗40%淡水、40%复合盐水、5%~10%泥页岩岩屑和5%~10%石膏污染;在65℃/常压~220℃/172.5 MPa下具有良好的流变稳定性和悬浮稳定性。该超高温高密度油基钻井液为深层超深层油气资源的安全高效钻探提供了技术支撑。

库车山前超深井抗高温高密度油基钻井液技术

库车山前超深储层面临高温、高压、高矿化度的巨厚复合盐膏层、高压盐水层等井下苛刻条件,钻井液技术瓶颈问题亟待解决。通过技术攻关,形成一套国产抗高温高密度油基钻井液体系,其抗温能力达到200℃,最高密度可达2.60g/cm3,具有优异的流变性能。实例应用表明:克深24-11井采用抗高温高密度油基钻井液技术,有效解决盐膏层段恶性卡钻与目的层段井壁失稳难题,保障井下作业的安全;此外,盐膏层及目的层钻进工期显著缩短,效率大幅度提高,钻井提速效果显著。抗高温油基钻井液技术保障复杂地质条件下深井安全高效钻井,为超深层油气资源安全高效开发提供强有力的技术支撑。

抗高温高密度油基钻井液高效封堵剂研究与应用

四川盆地页岩气储量丰富,但页岩层理发育,液体侵入后使井壁极易发生层间剥落。因此,如何从钻井液角度出发有效封堵页岩层间缝隙,减小液相侵入,防止井下垮塌,是页岩气开发必须解决的难题。同时,由于部分构造的页岩气井为深井超深井,井底温度高(≥180℃)、地层压力大(2.35 g/cm3),钻井液必须具有较高密度和较强抗高温能力。文章采用甲基丙烯酸甲酯和丙烯酸丁酯通过乳液聚合研发出一种适合于油基钻井液的、具有高效封堵能力的抗高温树脂微粒。该树脂微粒一方面提高钻井液对页岩地层的封堵能力,减少液相侵入地层造成的压力传递,解决井壁失稳的技术难题,另一方面降低处理剂加量从而改善高密度油基钻井液流变性。在现场应用过程中,为页岩气井威204H5-6井水平段安全快速钻进提供了技术保障,也为进一步推动我国页岩气"工厂化"开发进程奠定了坚实基础。

高温高密度油基钻井液体系的研究与应用

对高温深井而言,油基钻井液是其钻探成败的关键。室内开发了一套高温高密度油基钻井液体系,抗高温能力在220℃以上,钻井液密度可以加重到2.5g·cm-3。室内评价表明,该高温高密度油基钻井液体系的流变性好且可调、电稳定性强、抗高温能力强,可满足现场高温高压井的作业要求。

高温高压下高密度全油基钻井液流变模式

在高温高压深井中,受温度和压力的影响,油基钻井液处理剂会发生降解、交联、甚至固化等,导致钻井液的流变性发生巨变,严重影响了钻井液的携岩性,甚至会导致钻井无法进行,为准确掌握油基钻井液在井底高温高压下的流变状态,建立了全油基钻井液的高温高压流变模式。使用Fann50SL型高温流变仪分析温度和压力对两种油基钻井液体系流变性能的影响,并采用回归分析方法对实验数据进行处理。实验及回归分析表明,钻井现场作业中普遍采用的宾汉模式不能完全准确表示全油基钻井液的高温高压流变特性,应根据具体地层条件和钻井液组成采用实验手段选出最优流变参数模型。

无黏土高温高密度油基钻井液

针对塔里木盆地山前构造带井深高温以及地层裂缝发育的特点,研发了油基钻井液关键处理剂,其包括主乳化剂HT-MUL、辅乳化剂HT-WET、提切剂ZNTQ-1。乳化剂通过抗高温的亲水亲油官能团,在油水界面形成具有很强黏弹性的界面膜来提高乳化能力;基于超分子原理,提切剂通过在油水界面的氢键作用提高乳状液的凝胶强度,达到替代有机土的效果。以乳化剂和提切剂为核心处理剂配制的无黏土高温高密度油基钻井液,抗温达220℃,密度达2.50 g/cm3,老化后乳化稳定性好,不出现分层现象,高温高压滤失量小于10.0 m L,具有极好的滤失性,可通过柴油配制得到。无黏土高温高密度油基钻井液克服了以往有机土油基钻井液高温易降解失效和高密度下流变性差的缺点;同时提切剂取代有机土,除了能进一步加快钻速外,还能降低储层损害程度,是目前油基钻井液技术的领先技术,具有极好的应用前景。

抗高温高密度油基钻井液体系研究及性能评价

为满足高温高压深层油气资源勘探开发的需求,通过处理剂的优选,研制了一套抗高温高密度油基钻井液体系,并在室内对其综合性能进行了评价。结果表明:该油基钻井液体系具有良好的抗高温性能,经过200℃老化后,钻井液体系的流变性能稳定,高温高压滤失量小于5 mL,破乳电压值可以达到1 000 V以上;体系具有良好的沉降稳定性能,经过高温老化后上下密度差较小,未发生明显沉降;体系具有良好的抑制性能,能使目标区块储层段岩屑的滚动回收率达到98%以上;在油基钻井液体系中加入淡水、NaCl和岩屑后,体系的流变性能、破乳电压和高温高压滤失量变化均不大,说明该钻井液体系具有良好的抗污染性能;该油基钻井液体系具有较好的储层保护效果,天然岩心使用钻井液污染后,渗透率恢复值仍能大于90%。

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。

抗高温高密度低毒油包水钻井液的乳化剂优选和研制

为了成功地钻探高温超压复杂地层和满足环境保护的需求 ,研究使用抗高温高密度低毒油包水乳化钻井液是非常必要的 ,其中乳化剂的优选和研制是决定钻井液稳定性和抗温能力的关键。利用破乳电压法和离心法评价了乳化剂的乳化效果 ,通过高温陈化评价了乳化液的高温稳定性 ,用自制高温高压电稳定仪测定了乳状液在高温高压下的稳定性。实验确定了以有机酸和有机酰胺为主乳化剂 ,十二烷基苯磺酸纳为辅乳化剂的乳化剂组成 ,并优选了其加量。结果表明所确定的乳化剂配制的乳状液及高密度乳化钻井液具有良好的稳定性和抗温能力。

适用于高温高密度油基钻井液的降滤失剂的研制及性能评价

为满足海上深井油基钻井液高温高密度条件下的作业需要,通过室内试验,采用有机胺和十二烷基三甲基氯化铵对腐植酸进行亲油改性,研制出了一种适用于高温高密度油基钻井液体系的降滤失剂FLS-2。通过测定钻井液的流变性、高温高压滤失量和破乳电压,对降滤失剂FLS-2的性能进行了评价。结果表明:当钻井液体系中FLS-2加量为3.0%时,可使油基钻井液体系抗温达到200℃,钻井液密度最高可配制到2.0 g/cm3,并且具有良好的抗钻屑和抗海水污染的能力。此外,通过与其他常用降滤失剂性能对比可知,FLS-2的综合性能优良,能够满足海上深井高温高压条件下的作业需要。