增效型无土相仿生油基钻井液技术的研究与应用

针对深井超深井钻井过程中钻遇高温高压、井壁失稳及井下复杂情况的难题,基于仿生学、超分子化学以及岩石表面润湿性理论,通过优选仿生增效剂、仿生提切剂及仿生降滤失剂,配套相关处理剂,最终形成了一套适用于深井、超深井地层钻探的增效型无土相仿生油基钻井液体系。研究发现,建立的增效型无土相仿生油基钻井液体系可抗220℃高温,配制密度为2.4 g/cm^(3),破乳电压大于400 V,高温高压滤失量为3.2 mL,人造岩心在该体系中220℃下老化后的抗压强度达到7.1 MPa,平均渗透率恢复值为93.9%。现场应用情况表明,体系流变性能稳定,平均机械钻速比邻井提高16%,平均井径扩大率仅为1.25%,可有效解决深井超深井钻井过程中出现的井壁失稳难题,为我国深井超深井的钻探提供了技术保障。

面向溢流与井漏监测的钻井液池体积趋势校正方法

钻井液池体积是溢流和井漏监测的常用参数。在钻井正常施工时,随着井筒容积的变化以及井筒内钻井液与地层流体的交换,钻井液池体积会产生与溢流和井漏发生时相似的“类风险趋势”,导致现有的溢流与井漏监测方法易产生误报,降低了溢流与井漏监测方法在现场应用时的有效性。针对此问题,文章首先分析了导致池体积产生“类风险趋势”的原因,建立了钻进与起下钻工况下池体积的正常变化模型,利用建立的模型校正池体积的“类风险趋势”,降低溢流与井漏监测的误报率;然后,建立了基于规则推理的溢流与井漏监测模型,用于测试池体积的“类风险趋势”对溢流与井漏监测的影响。利用现场实测的4500组钻井数据,采用基于规则推理的溢流与井漏监测方法开展了风险监测实验,结果表明,在进行池体积趋势校正后,溢流与井漏风险监测的误报率由10.03%降低至3.06%。

页岩油储层环保型高性能水基钻井液体系研究及应用

为了满足页岩油储层钻井对钻井液环保性能的要求,以环保型页岩抑制剂HBY-S和环保型复合润滑剂HBR-L为主要处理剂,并结合其他环保型处理剂,研制出了一种适合页岩油储层钻井的环保型高性能水基钻井液体系。室内对钻井液体系的耐温性能、抗污染性能和环保性能进行了评价,结果表明:体系具有良好的耐温性能,经过160℃老化后钻井液体系的高温高压滤失量为9.6mL,岩屑滚动回收率可以达到90.6%,润滑系数为0.089;体系具有较强的抗污染能力,钻井液中加入10%NaCl、1.0%CaCl_(2)或者15%岩屑粉时流变性能和滤失性能均比较稳定;体系的环保性能优良,钻井液的EC_(50)值为85000(无毒),BOD_(5)/COD值为26.5%(易降解),重金属含量均低于行业标准值。环保型高性能水基钻井液在某页岩油区块水平井钻井过程中进行了成功应用,其中DG-1井钻井期间未出现井下复杂事故,现场钻井液性能稳定,环保性能达标,实现了安全高效钻井的目标,在页岩油水平井钻井中具有良好的推广应用前景。

AMPS/DMAEMA/AM三元共聚物钻井液降滤失剂的研制

以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸和甲基丙烯酸二甲氨基乙酯为单体,过硫酸铵为引发剂,采用水溶液聚合法制备了PAAD降滤失剂,通过单因素实验对其制备工艺进行了优化,并对降滤失剂的耐温耐盐性能进行了探究。结果表明,在丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸和甲基丙烯酸二甲氨基乙酯质量比为4∶2∶0.02、反应温度为60℃、反应时间4 h、过硫酸铵用量为混合单体质量的0.15%的最佳条件下,所制备的降滤失剂的降滤失效果最佳,抗温达210℃。

准噶尔盆地中部永进油田超深井井壁稳定钻井液技术

永进油田位于准噶尔盆地中部Ⅲ区块,储层为侏罗系西山窑组,油气埋藏深,地质构造复杂。前期勘探中采用四开制井身结构,随后调整为三开制,二开及以下地层钻进过程中复杂情况频发,井壁稳定性差,钻完井时效低,且前期已完钻井储层污染严重,制约了永进油田勘探与开发进程。为此,基于对该区超深井钻井液技术难点的分析,制定了相应的稳定井壁技术对策,据此针对二开长裸眼井段,研选聚胺强抑制钻井液体系;针对三开复杂地层,研选合成基强封堵钻井液体系。两种钻井液体系经过评价实验与现场应用,均获良好结果。评价实验结果表明,两种钻井液体系均具备较强的抑制性能、封堵性能,针对三开复杂地层的合成基强封堵钻井液体系兼具储层保护性能。两种钻井液体系在永进油田9口井的现场试验应用结果表明:(1)两种钻井液体系辅以现场施工工艺,所形成的超深井井壁稳定钻井液技术切实可行,能够保证应用井在二开长裸眼井段及三开复杂地层钻进过程中井壁稳定,起下钻通畅,中完及完井作业顺利;(2)对比前期完钻的8口井,应用超深井井壁稳定钻井液技术顺利完钻的9口井,井身质量明显提高,钻井、完井时效显著提升(平均钻井周期缩短69.61%,平均完井周期缩短65.29%,平均机械钻速提高80.88%),取得了良好的优快钻井效果;(3)钻井液对储层的污染性小,取得了良好的储层保护效果,应用井完井试油获得稳定高产工业油气流,首次实现了对永进油田油气储量的有效动用。结论认为,井壁稳定钻井液技术在永进油田超深井钻井中的成功应用,为该区块的后续勘探开发提供了有力保障,对其他区块超深井或存在井壁失稳问题井的钻井液技术研究亦有参考意义。

页岩气调查井复杂地层有机硅聚合物钻井液体系的研制与应用

页岩气调查井通常地质条件复杂,钻探难度大。在对页岩气调查川沐地2井井壁稳定性分析的基础上,优选了有机硅聚合物钻井液体系,并通过正交试验,明确了有机硅改性聚合物、多级配超细碳酸钙、乳化石蜡和硅氟聚合物等主要处理剂的最优加量,形成了基本配方,在室内实验评价中该体系展现了良好的抗钻屑污染能力、抗钙侵能力、抑制性和封堵性。现场应用表明,川沐地2井在采用有机硅聚合物钻井液体系后,井内复杂情况得到明显改善,有效保障了井内安全,并顺利钻进至设计井深,实现了地质目标,钻进效率相比同区域同类型钻井大幅提高。研究成果可为页岩气调查井复杂地层钻探钻井液的选择与应用提供借鉴。

超深缝洞型碳酸盐岩储层超低密度钻井液技术

塔里木油田压力系数低于1.0的超深井碳酸盐岩低压储层常发生钻井液失返性井漏,其平均井深超过6000 m,井控风险极大,除了强钻再无更好手段,往往只能提前完井。为提升超深井水平段延伸能力,研究人员研发了高强度空心玻璃微珠,可配制密度为0.93~1.07 g/cm^(3)的超低密度水基钻井液。详述了中古262-H4C井井漏失返后利用低密度水基钻井液重建井筒循环、恢复常规定向钻进的施工过程。现场钻井液密度最低降至0.98 g/cm^(3),井漏失返后多钻373 m,实现了一井钻穿两个缝洞体的地质目的,保障了该井井漏失返后钻至设计井深,开创了空心玻璃微珠超低密度钻井液在国内垂深超6000 m的超深井应用先例,为我国类似老区低压地层应用提供了技术参考。

煤层气储层保护钻井液技术研究进展

中国煤层气储层具有物性复杂、非均质性强、易发生损害等特征,因此增加了煤层气钻完井过程中储层保护的难度,在一定程度上影响煤层气产能的发挥及采收率的提高。为系统总结煤层气钻井液储层保护技术的发展现状,从敏感性损害、固相侵入损害、表面活性剂损害3个方面对煤层气井储层损害原因进行了分析,总结了近年来煤层气储层保护钻井液技术的研究进展及适用性,最后从深层煤岩储层应力敏感损害防治、长水平段固相堵塞防治、多类型可降解处理剂研发、钻井液参数优化与维护工艺4个方面对储层保护钻井液及处理剂的发展进行了展望。研究结果表明:①中国煤岩储层具有“三低”特性,主要存在敏感性损害(应力敏感、水敏)、固相侵入损害和表面活性剂损害;②为减少煤层气储层敏感性造成的损伤,可采用增强钻井液的封堵能力、优化钻井液的抑制能力、调节钻井液密度等方式;③固相侵入损害可通过减少钻井液中固相颗粒含量、阻止固相颗粒进入地层、增强钻井液的携带能力、应用可降解处理剂等方式解决;④表面活性剂对储层的伤害不容忽视,可以使用阳离子/非离子表面活性剂防止损害发生。结论认为,钻井液储层保护技术是深层煤岩气长水平井储层损害防治的关键技术,对煤层气经济化、清洁化开发及全流程绿色高效开发具有重要意义。

近油基钻井液在文23储气库水平井的应用

中原文23储气库沙四段采用φ235.00 mm钻头,利于注气,但水平井钻井存在以下难题:泥岩含量高,井壁易失稳;非常规井眼携岩带砂难度大;短半径水平井模式,狗腿度大,定向易托压。采用机理和性能与油基钻井液相当的环保型近油基钻井液有助于解决以上难题,现场应用2口井,结果表明:(1)该钻井液对沙四段泥岩井壁稳定周期长;(2)润滑性好,定向无托压,起下钻摩阻低;(3)钻井液携岩能力强,井眼清洁效果好。缩短了钻完井周期,降低了钻井成本,对文23储气库部署具有重大意义。

有机层状硅酸盐改善油基钻井液沉降稳定性室内评价

基于油基钻井液有机土有机改性剂阳离子受高温易分解脱附,引起钻井液性能变差、加重材料沉降等问题,利用六水合氯化镁和十六烷基三甲氧基硅烷等为原料,合成了一种适用于柴油基钻井液体系的有机土(有机层状硅酸盐),用于改善油基钻井液的沉降稳定性;通过傅里叶红外光谱、X-射线衍射以及室内钻井液沉降实验进行结构表征和沉降稳定性评价。结果表明:该有机硅酸盐材料具备2∶1层状硅酸盐结构和以Si—C共价键连接的不对称链状有机官能团结构,且300℃无明显热分解;相比于大庆油田常用油基钻井液,该有机层状硅酸盐提高了油基钻井液的动切力、动塑比和储能模量,明显改善了1.4~2.0 g·cm^(-3)密度范围、150℃以下老化温度油基钻井液的悬浮性能和沉降稳定性能。

海上某盆地胶结型防漏堵漏钻井液技术

分析了我国海上某盆地地质特征和历史井漏情况,明确了该盆地钻井防漏堵漏难点:地层裂缝发育且存在微米级至毫米级的多尺度裂缝,甚至裂缝和孔、洞并存,导致堵漏材料选配难、一次堵漏成功率低;地层发育大段风化壳、部分地层破碎严重、钻井中裂缝极易二次发育等,导致恶性漏失甚至失返性漏失等复杂情况。针对上述难点,以聚乙烯醇、聚丙烯酸以及含邻苯二酚结构的有机物为原料,合成了一种胶结型堵漏剂BFD-1。实验结果表明,人造疏松岩心在加有4%BFD-1的水溶液中浸泡后,岩心抗压强度提高率达19.34%。以BFD-1为核心,复配现场常用堵漏材料,构建了适用于不同尺寸范围漏失通道的防漏堵漏钻井液体系,具良好的防漏堵漏性、胶结性,并可有效阻止压力传递。研究成果可为该地区钻井井漏防治提供有力技术支撑。

抗高温油基钻井液的室内研究与应用

针对YJ3-X超深大斜度井三开井段存在的裂缝发育、井漏风险高、斜井段位移长、携砂困难、摩阻扭矩大、完井下套管作业时间长等钻完井难题,室内通过乳化剂的优选对现有抗高温油基钻井液体系配方进行了优化,并根据临井出现的复杂情况模拟该井可能出现的风险,评价了优化后钻井液体系的抗岩屑污染和盐水污染性能。试验结果表明,优化后的抗高温油基钻井液具有良好的流变性,抗温达180℃,破乳电压高达1366 V,高温高压滤失量低至2 mL,抗岩屑污染达20%,抗CaCl2盐水污染达30%,静置120 h后沉降因子为0.52,可满足井下各类复杂环境的作业需求。现场应用效果表明,优化后的抗高温油基钻井液流变性稳定,具有较低的黏度和较强的触变性,井眼清洁良好,起下钻和下套管摩阻低,井壁稳定,较好地满足了YJ区块大斜度深井作业需求。

海陆过渡相页岩储层液岩作用机理及钻井液体系构建

我国海陆过渡相页岩地质储量大、资源丰度高,开发前景广阔。但钻井过程中井壁极易发生掉块、坍塌,导致井壁失稳影响钻井安全。本文通过钻井岩心观察、电镜和CT扫描、X射线衍射分析等相关实验,得到储层岩样矿物组分及微观结构等特征,结果表明:页岩气储层全岩主要含石英和黏土矿物,地层黏土矿物含量高达45.7%,且黏土矿物中不含蒙脱石,高岭石含量为35%,伊/蒙混层含量为26%;岩样表面纳微米孔隙和微裂缝发育,裂缝宽度在微米级并连通多条窄裂缝;通过岩液作用后晶层间距、表面张力、线性膨胀率和裂缝扩展变化分析,海陆过渡相页岩仅发生表面水化,揭示了海陆过渡相页岩气储层岩液作用机理。优选了水基钻井液抑制剂、封堵剂与润滑剂,构建了一套海陆过渡相页岩气储层的高性能水基钻井液体系,并对其展开了室内评价。钻井液常规性能、抑制性、封堵性、润滑性评价实验结果表明,该钻井液体系抗温100℃,高温高压失水6 mL,泥页岩膨胀率为1.03%,钻井液润滑系数整体小于0.15,体系30 min的API滤失量较基浆降低40%,可对地层微裂缝实现有效封堵,且生物毒性EC50值为37260 mg/L,属于无毒级别,能够满足海陆过渡相页岩气钻井作业施工对钻井液性能的要求并进行了现场应用,封堵防塌效果良好,可有效解决海陆过渡相泥页岩井壁失稳的技术难题。

纳米流体和两性表面活性剂改善钻井液性能实验研究

本文研究了碳化硅纳米流体和表面活性剂对水基钻井液物理和化学性质(热稳定性、黏度、表面张力和滤失特性)的影响。将碳化硅纳米流体、表面活性剂溶液和水基钻井液混合形成表面活性剂——碳化硅(Si C)钻井液,分别用流变仪、张力仪和压滤机对混合钻井液的黏度、表面张力和滤失性等性质进行了研究。实验结果表明,与常规表面活性剂相比,两性表面活性剂对钻井液黏度的增量最大,此外,混合钻井液具有更好的热稳定性,随着温度的升高,黏度平均变化率为9%,表面张力和滤失性分别下降了31.0%和22.2%。

复杂泥页岩地层井壁稳定钻井液材料研究现状

针对复杂泥页岩地层钻井过程中频繁出现的井壁失稳问题,目前国内外已形成了用于稳定井壁的钻井液技术,包括泥页岩水化抑制技术、地层孔隙封堵技术和化学固壁技术。但以上多种技术均无法抑制泥页岩的表面水化作用,高温条件下快速封堵和化学固壁剂的效果也相当有限,因此井壁失稳问题仍难以解决。系统总结了复杂泥页岩地层井壁稳定钻井液材料的研究工作,通过对井壁稳定钻井液材料研究现状进行分析,阐述了不同钻井液材料包括泥页岩水化抑制剂、封堵剂、化学固壁剂的作用机理,探讨了不同种类井壁稳定材料的优势和缺陷。据此指出开展泥页岩水化基础理论研究、开发高温高盐条件下稳定有效的新型纳米材料、建立能够模拟井下条件的化学固壁剂的评价方法将成为未来复杂泥页岩地层井壁稳定钻井液材料和技术研究的热点和难点。最后对复杂泥页岩地层井壁稳定钻井液技术和材料的发展方向进行了展望。

改进PEC钻井液在渤海某油田快速评价区的应用

为响应渤海油田探井优快评价目标,通过小分子包被剂PF-BIOCAP改善钻井液过筛性,提高一级固控使用效率,减少有害固相侵入钻井液;引进抑制剂PF-BIOTROL,抑制泥岩水化分散,提高起下钻效率。将两种主剂引入到聚合物增强阳离子钻井液(PEC)体系中,应用结果表明,有效提高了钻井固控设备的使用效率和固相清除效率,改善了泥饼质量,大幅提高钻井时效,为渤海油田勘探开发提速提效提供了新钻井液技术。

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。

油基钻井液乳化剂的制备与性能评价

钻井液乳化剂是油井钻探中的重要化学品之一,其性能评价对于钻井工程的成功进行具有重要意义。优秀的乳化剂能确保钻井液的稳定性和流变性能。在选择乳化剂时,应充分考虑其理化性能和体系综合性能,以确保钻井工程的成功进行。本研究以植物油酸、二乙烯三胺、马来酸酐为主要原料,制备了6种乳化剂产品,并对其进行理化性能评价和体系综合性能评价。实验结果显示,乳化剂PF-MOEMUL1、PF-MOCOAT1、PF-MOEMUL2、PF-MOCOAT2满足所有指标要求,在理化性能评价和体系综合性能评价的关键指标上有良好的性能,为钻井工程提供可靠的保证。而乳化剂PF-MOEMUL3、PF-MOCOAT3在倾点和塑性黏度方面未能达到指标要求。可能导致乳液不稳定、流变性能不佳等问题,从而影响钻井工程的顺利进行。通过对钻井液乳化剂的性能评价,对乳化剂的选择和应用提供了有效的参考指导。

石油钻井液环保处理技术研究

钻井液是在钻井过程中使用的一种重要的石油钻井工艺液体。但是,由于钻井液中含有各种有害物质和物理性质复杂,因此对于上升到地面的钻井液必须进行环保处理。石油钻井液环保处理技术,作为石油工业中的一个重要领域,在环保建设中起着非常重要的作用。环保处理技术的研究和应用可以有效控制环境污染,保障地下水资源的安全,为石油行业的可持续发展奠定基础。本文将就石油钻井液环保处理技术进行系统的研究与分析。

高温下水基钻井液核心组分微观行为分析

水基钻井液在高温下性能调控难度大,主要与核心胶体粒子的分散状态有关,而水基钻井液成分复杂,单一组分与多组分间受高温作用性能变化规律不同,对胶体粒子的分散状态均有影响。针对水基钻井液核心组分,通过高温高压流变性测试获得了膨润土胶体剪切应力-温度曲线,并测试了不同温度下胶体颗粒粒度分布,分析了黏土矿物胶体粒子在室温~220℃范围内的分散、絮凝与聚结状态及形成机制,同时利用SEM测试和黏土矿物晶层结构分析,从微观角度揭示了富含镁多孔纤维状黏土矿物胶体的高温稳定机理,此外,基于对高温热滚前后流变性和滤失量等性能变化的分析,从黏土矿物结构特征和聚合物断链、吸附特性等角度揭示膨润土/复配黏土矿物与聚合物类处理剂在高温下的互相作用机理,结合实验结果,明确了低浓度膨润土与海泡石复配胶体具有明显的高温稳定优势,为超高温水基钻井液的构建提供了理论支撑。