高分子纳米复合材料在水基钻井液中的研究进展

传统高分子聚合物材料难以满足日益复杂的井下环境要求,而无机纳米材料又存在分散性不足的缺陷,将纳米材料接枝到聚合物链上或将聚合物嵌入纳米材料中形成高分子纳米复合材料,可发挥两种材料的协同增效作用,进而提升水基钻井液的综合性能。文章介绍了高分子纳米复合材料在改善水基钻井液流变性、优化封堵降滤失性、增强封堵防塌性方面的应用,总结了其作用效果及作用机理。高分子纳米复合材料改善钻井液流变性的机理包括聚合物增强固体纳米颗粒在钻井液中的分散性、增加流体层间内摩擦力、通过聚合物与黏土颗粒之间的氢键和静电相互作用形成空间网络结构等。优化钻井液封堵降滤失性的机理包括利用无机纳米材料对微孔进行封堵,形成致密的泥饼,利用聚合物的强吸附性和两亲性,在泥饼表面形成疏水膜等。增强钻井液封堵防塌作用的机理包括纳米颗粒桥接和堵塞页岩纳米孔隙,形成致密屏障,阻止水分子侵入页岩;聚合物链上的多功能基团在黏土表面形成竞争吸附,降低黏土对水分子的吸附;成熟聚胺类聚合物的氨基嵌入和阳离子压缩双电层的综合作用,强化页岩水化抑制性能。提出了高分子纳米复合材料面临的挑战,如大规模生产过程中无机纳米颗粒在聚合物基质中可能出现的分散不均匀问题。最后,从降磨减阻、储层保护和可持续性3个方面对高分子纳米复合材料的研究方向进行了展望。

陵水区块超深水高性能恒流变油基钻井液技术

超深水钻井不仅面临低温、井壁不稳定、地层安全作业压力窗口窄以及井眼清洁困难等问题,还对钻井液的性能提出了更高的要求。通过对乳化剂的分子结构进行设计,研制出一种同时具备乳化和流型调控作用的新型乳化剂KMUL,并以此为主要处理剂,构建了一套适用于南海西部陵水区块超深水工况的高性能恒流变油基钻井液,并对钻井液性能进行了评价。结果表明:该钻井液具有良好的恒流变特性,在温度为2~150℃、压力为0~56 MPa范围内的流变性能较为稳定;钻井液的抗污染能力较强,当岩屑和海水的加量为15%时,钻井液的综合性能比较稳定;钻井液的储层保护效果较好,岩心渗透率恢复值能达到92%以上;钻井液的生物毒性较低,具备良好的环境保护性能。LS-C超深水井的现场应用结果表明,不同井深的现场钻井液流变性能和破乳电压均比较稳定,钻井液当量循环密度始终维持在低位,施工过程顺利,井筒直径规整,未出现井下复杂情况。研究结果表明,该高性能恒流变油基钻井液满足陵水区块超深水钻井施工的需求。

深水恒流变无固相储层钻井液的制备与性能评价

在深水油气田钻井过程中,由于海底泥线附近的温度较低,易导致钻井液出现增稠、糊塞和跑浆等问题。针对该问题,以丙烯酰胺、N-乙烯基己内酰胺、二乙烯苯、烯丙基磺酸钠等为原料制备温敏增稠共聚物(ASSN),再与香豆胶复配制得具有低温恒流变特性的流型调节剂。将流型调节剂与其他处理剂混合制得深水恒流变无固相储层钻井液。评价了ASSN、流型调节剂和钻井液的性能。结果表明,ASSN溶液的临界缔合温度为27℃。以0.5%ASSN和0.3%香豆胶作为流型调节剂,其水溶液的黏度在4~60℃较为稳定。流型调节剂对钻井液在低温下的流变性起到了良好的调控作用。加重剂对钻井液低温调控能力的影响较小。流型调节剂与钻井液其他处理剂的配伍性良好。钻井液具有良好的抗侵污性能、抑制性能、润滑性能和储层保护性能,满足现场钻井需求。

水基钻井液用流型调节剂研究进展

全球油气勘探开发由浅层向深层、常规向非常规、中高渗整装向低渗透低品位、滩浅海向深海逐步拓展,钻井工作量持续增大,亟需钻井液技术提供保障。性能优良的钻井液是实现安全、高效、经济、绿色钻井的关键,钻井液流变性是评价钻井液体系性能的核心参数。流型调节剂作为构建钻井液体系不可或缺的关键处理剂,能够起到增黏提切、提高动塑比及优化剪切稀释性等作用,可有效调控钻井液流变性。为推进新型钻井液流型调节剂研发,对国内外水基钻井液用流型调节剂进行了调研及分类,综述了各类流型调节剂的研究现状、应用情况及存在问题,并分析了水基钻井液流型调节剂发展方向,以期推动水基钻井液技术进步。

适用于高性能水基钻井液的纳米纤维素和生物聚合物研究

传统的高性能水基钻井液通常利用生物聚合物来达到提黏、悬浮固体以及控制井眼中的流体损失。为在日益苛刻的环境下扩大水基钻井液的应用范围,需采用有助于提高钻井效率、渗透率及提升水基钻井液体系在高温高压条件下的性能的新材料。其中纳米纤维素具备突出的机械、结构和热性能,在较低质量分数下增黏效果明显。以工业级牛皮纸浆为原料,以黄原胶、瓜尔胶等生物聚合物为增黏剂,在水性分散液中制备纳米纤维素CNF。通过观察流变性、分散稳定性及CNF与生物聚合物之间的协同作用可知,体系的黏度变化取决于与纳米纤维素共混的生物聚合物的类型,但与成分的质量平衡无关。在一些共混体系中,较低的生物聚合物质量分数便可增加共混体系的黏度,而其他共混体黏度却随质量分数增加而降低。基于此可将CNF与已经广泛用于水基钻井液的生物聚合物混合来达到提高体系性能目的,从而体系中可使用更少材料便可达到所需性能需求。

微球聚合物强化水基钻井液流变稳定性及其分子模拟研究

聚合物分子空间构型从一维线型向三维体型转变,是改变传统油田化学处理剂分子设计的新思路,有利于新型多功能水基钻井液聚合物处理剂开发。为阐明体型高分子形态特征及其作为钻井液处理剂的有效功能,采用实验合成、结构表征、性能评价与分子模拟相结合的方法,系统开展了微球聚合物PAA-AM-AMPS强化水基钻井液稳定性研究。首先,合成了具有体型结构的微球聚合物PAA-AM-AMPS,评价了微球聚合物微观结构及其在恒流变和超高温水基钻井液体系的核心作用;然后,基于体型高分子基团空间分布的“补偿效应”模型,从分子水平揭示了体型构象对高分子-膨润土片层吸附的强化作用。研究结果显示:合成体型聚合物PAA-AM-AMPS是一种具有核-壳结构的微球粒子,平均粒径为198.3 nm;微球聚合物热解分为5个阶段,空间构型展示了良好热稳定性;微球聚合物分子具有内紧外疏的空间构型,活性基团—COOH、—CO(NH2)、—SO3H在球壳上的分布确定了体型结构活性位点,其中羧基C=O是主导活性基团;比较了链型和球型聚集态结构,后者具有更小的回转半径Rg和更大的径向分布函数g(r),显示了球型构象不仅提高结构的温度稳定性,也有利于维持壳层有效活性基团数量,确保与黏土片层的吸附缔合作用,最终提高水基钻井液宏观性能的稳定。

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。

抗高温水基钻井液作用机理及性能研究

为了了解抗高温水基钻井液的作用机理以及性能,从高温对水基钻井液的影响以及水基钻井液的高温作用机理出发,开展抗高温水基钻井液作用机理分析,从流变性和高温高压流变性出发,对抗高温水基钻井液的性能进行研究。研究表明:高温是影响钻井液性能的重要因素,随着老化温度的逐渐提升,钻井液的动切力将会呈现先降低后升高的趋势;在高温高压条件下,抗高温水基钻井液仍然具有很好的流变性,其性能受高温高压环境的影响相对较小。

深井水基钻井液高温高压流变特性的研究

为随时了解深部井段的钻井液性能,对塔里木油田的一些常用水基钻井液体系的高温高压流变性进行了试验研究,并测定了该油田常用水基钻井液在不同温度和压力下的流变性。对大量的试验数据进行了回归处理,得出了计算水基钻井液在井下温度、压力条件时表观粘度和塑性粘度的数学模型。这有利于现场监测钻井液在井下的流变情况,并及时采取相应的处理措施。

深水钻井液国内外发展现状

分析了墨西哥湾、巴西、西非等深水区块地层特性,介绍了深水盐层特性以及钻井过程中面临的技术挑战,并针对深水盐岩及活性泥岩等复杂地层对钻井液设计提出了要求,结合国内外不同公司研制开发的深水高性能水基钻井液以及深水恒流变合成基钻井液体系,归纳总结了深水钻井液国内外发展现状。

龙马溪页岩井壁失稳机理及高性能水基钻井液技术

目前长水平井段井壁失稳问题仍是制约国内外页岩气资源钻探开发的重大工程技术难题。为解决龙马溪组页岩长水平井段的井壁失稳问题,采用X射线衍射分析、氦气孔隙体积测试、高压压汞测试、高分辨率场发射扫描电镜、CT扫描、岩石连续刻划强度等实验,分析了龙马溪组页岩微观组构特征及理化特性,探讨了微观组构特征、理化特性对龙马溪组页岩井壁稳定的影响。研究表明:龙马溪页岩富含脆性矿物,黏土矿物以伊蒙混层为主,微纳米孔隙发育,微裂隙呈缝状、近平行分布,敏感性矿物的存在及其层理、微裂缝发育是导致页岩井壁失稳的主要内在因素。为此,针对性地提出了多元协同稳定井壁水基钻井液防塌技术对策,即"强化封堵-适度抑制-合理密度-高效润滑"。应用该技术对策构建了高性能水基钻井液优化配方,评价表明,该体系有较好的封堵性和抑制裂缝扩展的能力。该体系在黄金坝区块2口井三开进行了现场试验。现场试验结果表明,该体系较好地解决了页岩长水平井段的井壁失稳和水平段摩阻较大的问题,为中国采用水基钻井液技术高效钻探开发页岩气资源提供了新的思路及经验。

抗高温水基钻井液技术研究与应用现状及发展趋势(Ⅰ)

综述了高温对水基钻井液的要求及抗高温水基钻井液的特点,超深井钻井技术对抗高温水基钻井液的新要求,国内外抗高温水基钻井液处理剂及处理剂作用机理发展概况,国内外抗高温水基钻井液体系发展概况,国内外抗高温水基钻井液评价方法及评价实验装置发展概况,国内抗高温钻井液体系的现场应用概况、抗高温钻井液流变性研究、高密度钻井液流变性,抗高温钻井液技术面临的问题及抗高温钻井液体系发展方向等。

高密度水基钻井液高温高压流变性研究

高密度水基钻井液属于较稠的胶体-悬浮体分散体系,固相含量大,固相颗粒分散程度高,自由水量少,在深井高温高压条件下流变性容易失控。以室内研制的抗高温高密度淡水基和盐水基钻井液为基础,采用Fann50SL高温高压流变仪对钻井液在不同温度下的流变性进行了测试。结果表明,温度是影响高密度水基钻井液流变性的主要因素。随着温度升高,淡水基钻井液的表观黏度和塑性黏度都出现降低趋势;而盐水基钻井液的塑性黏度在150℃达到最低值,然后升高,表观黏度呈降低趋势。利用测试数据,运用宾汉、幂律、卡森和赫-巴4种流变模式进行线性拟合发现,无论是淡水基还是盐水基钻井液,赫-巴模式最佳,幂律模式最差。建立了预测淡水基钻井液表观黏度与温度、压力关系的数学模型,实测数据验证表明,该模型可以应用于生产实际。

抗高温水基钻井液技术研究与应用现状及发展趋势(Ⅱ)

综述了高温对水基钻井液的要求及抗高温水基钻井液的特点,超深井钻井技术对抗高温水基钻井液的新要求,国内外抗高温水基钻井液处理剂及其作用机理发展概况,抗高温水基钻井液体系发展概况,国内外抗高温水基钻井液评价方法及评价实验装置发展概况,抗高温钻井液流变性研究、高密度水基钻井液流变性,抗高温钻井液技术面临的问题及抗高温钻井液体系发展方向等。

适于深水钻井的恒流变合成基钻井液

深水钻井条件下,温度变化大,对钻井液在低温环境下的流变性提出较高要求。室内合成一种缔合聚合物处理剂,该处理剂可以作为一种流型调节剂,调节钻井液低温流变性,使其在低温条件下有稳定的动切力、凝胶强度和φ_6读数。通过乳化剂和有机土加量的优选、不同油水比以及不同密度下低温流变性的对比研究,形成一种恒流变合成基钻井液。研究结果表明,与传统的合成基钻井液相比,恒流变合成基钻井液在较大的温度变化范围内具有稳定的流变性,低温下钻井液不会出现胶凝现象,保证了深水钻井的安全。

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。

不同粒径的加重剂对水基钻井液黏度效应的影响

研究了不同级配活化重晶石对高密度水基钻井液黏度效应的影响。得出,粒径范围为0.050～0.065 mm重晶石对钻井液表观黏度效应和塑性黏度效应的影响最大,因此应尽量控制这个级配范围内的重晶石颗粒含量;重晶石粒径范围为0.040～0.065mm时其对钻井液表观黏度效应的影响最小,粒径范围为0.040～0.061mm时其对钻井液塑性黏度效应的影响最小,应该相应增加其在重晶石颗植体系中的含量,尽量减小重晶石加入钻井液后产生的黏度效应。

胜科1井高温水基钻井液流变性调控技术

胜科1井井底温度235℃,并且存在盐岩、泥页岩及盐膏泥混层,钻井液流变性调控困难。分析了固相含量、地层组构和高温等因素对高温水基钻井液流变性的影响及其作用机理,总结得出了高温水基钻井液流变性调控技术手段:1)适当增大聚丙烯酰胺的加量;2)应用抗温抗盐降滤失剂;3)应用高温流型调节剂;4)尽量降低固相含量;5)定期清理循环罐底部的沉积砂和稠浆等。胜科1井现场应用结果表明,提出的高温水基钻井液流变性调控技术措施,较好地解决了高温、高固相和盐膏泥混层对钻井液流变性的影响问题,从钻井液方面保证了胜科1井的安全、快速钻进。

深水FLAT-PRO合成基钻井液体系研究及应用

为了解决深水钻井过程中安全密度窗口窄的技术难题,以低黏度气制油作为基液,对合成基钻井液乳化剂、润湿剂及流型调节剂等关键处理剂进行了研制和优化,构建了深水FLAT-PRO合成基钻井液体系。室内性能评价结果表明,新构建的FLAT-PRO合成基钻井液体系具有流变性好、动切力与Φ6受温度及压力影响小、抗污染能力强、沉降稳定性好等特点。目前新构建的深水FLAT-PRO合成基钻井液体系已在我国南海西部超深水井中取得成功应用,具有较好的推广应用价值。

水基恒流变钻井液流型调节剂的制备与性能评价

流型调节剂是实现水基钻井液恒流变特性的关键处理剂。以丙烯酸(AA)、丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)单体为主要原料,采用反相微乳液方法合成了一种流型调节剂,表征了产物的结构、分子形貌、热稳定性等,比较了流型调节剂与传统处理剂对水基钻井液流变性能的影响,结合流型调节剂的分子聚集态结构分析了恒流变机理。结果表明,流型调节剂黏均分子量约7.5×106,平均粒径为258.7 nm,抗温可达260℃。在水基钻井液中,流型调节剂具有良好的流变控制能力,可显著降低温度变化(4数65℃)对关键流变参数的影响。流型调节剂分子的核-壳结构提高了分子刚性和稳定性,其亲水基团在壳层的层级分布可补偿基团损耗,从而维持有效基团数量,确保与黏土片层的缔合作用,维持水基钻井液的稳定性。