Gas-hydrate formation,agglomeration and inhibition in oil-based drilling fluids for deep-water drilling

One of the main challenges in deep-water drilling is gas-hydrate plugs,which make the drilling unsafe.Some oil-based drilling fluids（OBDF） that would be used for deep-water drilling in the South China Sea were tested to investigate the characteristics of gas-hydrate formation,agglomeration and inhibition by an experimental system under the temperature of 4 ？C and pressure of 20 MPa,which would be similar to the case of 2000 m water depth.The results validate the hydrate shell formation model and show that the water cut can greatly influence hydrate formation and agglomeration behaviors in the OBDF.The oleophobic effect enhanced by hydrate shell formation which weakens or destroys the interfacial films effect and the hydrophilic effect are the dominant agglomeration mechanism of hydrate particles.The formation of gas hydrates in OBDF is easier and quicker than in water-based drilling fluids in deep-water conditions of low temperature and high pressure because the former is a W/O dispersive emulsion which means much more gas-water interfaces and nucleation sites than the later.Higher ethylene glycol concentrations can inhibit the formation of gas hydrates and to some extent also act as an anti-agglomerant to inhibit hydrates agglomeration in the OBDF.

磁性流体的制备方法及应用现状综述

磁性流体是一种功能化的纳米级智能材料,可以通过磁场改变自身流体状态,目前已被大规模应用并实现了工业化及产业化。综述了纳米Fe_(3)O_(4)的制备方式及水基磁性流体、酯基磁性流体、烃基磁性流体、全氟聚醚油基磁性流体等不同基液磁性流体的制备方法,介绍了磁性流体在密封、扬声器、阻尼抛光、生物医学等领域中的应用及主要的生产企业与产品。

一种适用于油基钻井液堵漏水泥浆体系研发

水泥浆堵漏是解决恶性漏失的有效措施之一,但是水泥浆在油基钻井液中难以凝结固化,致使其使用受限。从油基钻井液污染水泥浆机理出发,开发油水置换剂,并对胶凝体系和配套降失水剂和缓凝剂进行研选,开发油基钻井液堵漏水泥浆体系,并对水泥浆体系性能进行评价。研究表明:通过微乳液共聚法(即油相和水相同时引发聚合)制备了油水置换剂,在油井水泥中加入油水置换剂后,钻井液与水泥浆的相容性良好,水泥浆与油基钻井液体积比为50∶50的混浆体系在50℃条件下养护时间24 h,强度可达2 MPa左右,且油水置换剂具有很好的广谱性能,现场不同区域取的不同类型的油基钻井液,均发展强度;研选了配套降失水剂BXF-200LL和缓凝剂GH-9,开发出了适用于油基钻井液堵漏的水泥浆体系,油水置换剂对水泥浆稠化没有不良影响,且抗温达120℃。

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。

低油水比油基钻井液体系研究

现阶段国内大量应用的油基钻井液体系油水比居高不下,且由于部分处理剂性能欠佳导致在钻井液体系中用量过大,两者叠加为降低油基钻井液体系综合成本带来极大困难。为此,提出了低油水比油基钻井液体系设计思路,并以此为指导研选了油基钻井液体系关键处理剂,通过配伍性实验构建了低油水比油基钻井液体系配方,并开展了现场应用。以保障在良好的乳化稳定性、流变性和较强的随钻封堵性基础上有效降低油水比为整体思路,研制了多活性点新型乳化剂,增加了分子内活性吸附基团的数量,在低油水比的情况下表现出良好的乳化稳定性和流变性;优选了具有良好增黏提切效果且可降低滤失量的有机土、具有良好降滤失效果的降滤失剂、具有改善流变性且提高乳化稳定性的流型调节剂,以3种处理剂为核心构建了低油水比油基钻井液体系;该体系在70/30的油水比条件下老化前后破乳电压>1000 V,在60/40的油水比条件下老化前后破乳电压>500 V,动塑比均>0.40,具有良好的乳化稳定性和流变性;低油水比油基钻井液体系在12口页岩水平井开展了现场应用,钻井液体系性能稳定、井眼净化效果良好,且乳化稳定性可控,大幅节约了基础油的用量,显著降低了油基钻井液体系的成本。

溱潼凹陷红页201井组钻完井关键技术研究与应用

溱潼凹陷红页201井组以定向井方式开发页岩油,通过井身结构优化,形成二开制(变径)井身结构,优选高效钻头复合钻井技术(PDC)钻头实现钻井提速,使用偏心扩眼器应对上部井段缩径问题,优选高性能水基钻井液体系维持井壁稳定,实现红页201井组高效钻完井。

非常规油气藏水基压裂液流变、携砂与破胶性能实验研究

滑溜水压裂液替代瓜尔胶压裂液并应用于非常规油气压裂液已取得巨大成功,但常规滑溜水压裂液携砂性能较差这一缺点无法得到有效的解决。因此,在常规滑溜水的基础上,提出了粘度可调的变粘滑溜水体系。为了明确瓜胶压裂液、常规滑溜水压裂液和变粘滑溜水压裂液三种体系之间的差异,本文系统性评价与比较了三种体系的流变、携砂与破胶性能,并结合非常规油气藏储层特征与开发技术难点,分析三种体系之间存在的优缺点。研究表明:相较于瓜胶压裂液和常规的滑溜水,变粘滑溜水在兼顾了增粘与携砂性能的基础上,也表现出了良好的破胶性能及低残渣含量的特点。此外,它还具备一定的减阻性能,使其成为未来常规压裂液体系的主要潜在替代产品。本研究为其他研究非常规油气藏水基压裂液技术的科研人员提供一定的借鉴。

纳米氮化硼切削润滑液在切削加工中的应用

总结了近年来改性BN在油基切削液和水基切削液两类切削液的研究现状及发展趋势,并对其应用趋势和技术难点进行了分析与讨论,提高BN在液体润滑剂体系中的分散效果、不断降低润滑液成本以及追求绿色环保制备技术将是今后的主要发展方向。

海上水基钻井液废弃物压滤液回用技术研究与应用

海上油田环保项目水基钻井液废弃物压滤液如果能够实现资源化利用,那将大大降低海上环保项目钻井过程中产生的废弃物终端处理费用,实现降本增效。从滤液回用技术难点出发,通过室内实验,研究压滤液回收利用配置的钻井液性能是否稳定和对储层保护的效果方面进行分析,证实了其可行性。以海上某调整井项目为依托,将压滤液配置的钻井液应用到该项目5口井的钻井中,钻井全过程中的钻井液性能稳定,储层配伍性强,无污染,进一步验证了压滤液回用的可行性,实现了水基钻井液废弃物压滤液的重新利用。该项技术的成功应用,对后续海陆油田环保钻井项目的成本控制、资源化利用均具有重要的指导意义。

长庆油田页岩油井5000 m水平段高性能水基钻井液钻井实践

长庆页岩油井区在2019年完成亚洲陆上首口4000 m级水平段水平井的基础上,2021年施工完成了5000 m级水平段水平井,该井采用了水基钻井液技术进行施工。超长水平段水平井的关键问题是钻井液润滑性和井眼清洁,为了较好地解决这两个技术难题,以天然材料为骨架,通过基团接枝、发酵等方式进行改性,自主研发了高性能提切剂TQ-8和高效润滑剂HTZ,并以这2种处理剂为核心研制了5000 m水平段高性能水基钻井液体系。体系的主剂配方为(4%~6%)高效润滑剂HTZ+(0.5%~2%)高性能提切剂TQ-8+(0.5%~2%)泥岩抑制剂YYZ-1+(1%~2%)PAC-LV+(1%~2%)BLA-LV+(3%~4%)成膜封堵剂FDJ-1+(20%~80%)可溶性加重剂+烧碱,该体系在井眼清洁、润滑性和抗污染等方面,均比4000 m水平段水基钻井液性能更优。该技术在长庆页岩油华H90-3井进行了试验应用,下套管前的钻具摩阻为400 kN,下完套管后钩载余17 t,具备将水平段长度进一步延长的能力。

一种环保非水基钻井液体系的构建及其性能评价

为满足日益严苛的环保要求,通过测试乳化剂、内相盐、基液等的生物毒性及降解性,研究植物油酸及其酯类衍生物类乳化剂BIO-EMUL与BIO-COAT复配乳化剂溶液与BIO-OIL形成的油包水乳液的电稳定性、乳化效率以及BIO-EMUL与BIO-COAT复配乳化剂溶液与BIO-OIL间的界面张力和界面流变性,以BIO-EMUL和BIO-COAT为基础,结合基液BIO-OIL以及乙酸钠溶液,构建了一种环保非水基钻井液体系,并研究了该钻井液的基本性能和抗污染能力。结果表明,BIO-EMUL、BIO-COAT能有效降低油/水界面张力,形成破乳电压达350V,乳化效率达95%的油包水乳液。该体系的LC_(50)为28 200 mg/L,BOD_(5)/COD_(Cr)>0.25,是生物毒性低,降解性良好的环境友好型油包水乳液。配制的钻井液体系适用密度范围广,抗污染能力强,为今后环保非基钻井液体系及材料的研究提供了基础。

基于Pickering乳液的油基钻井液

Pickering乳液通过颗粒在油水界面吸附,形成稳定界面膜防止水滴聚并,能够提高油基钻井液的稳定性。然而,关于Pickering乳液油基钻井液的研究,忽略了油相中水滴和无机亲水颗粒间相互作用,均未考虑配浆时加入的氢氧化钙、加重剂以及地层中进入的劣质固相等无机颗粒对乳液中水滴存在形式的影响。因此,向W/O型Pickering乳液中加入氢氧化钙、重晶石和不同水化程度高岭土颗粒,通过宏观沉降实验和显微镜图像证明水滴与颗粒结合,以结合水形式存在,导致颗粒聚集;通过激光共聚焦显微镜和低温差示扫描量热对结合水进行表征。通过添加分散剂可以促进结合水颗粒的分散,提高钻井液体系的稳定性。基于W/O型Pickering乳液的油基钻井液不是油包水乳液,而是结合水颗粒在油相中适度分散的体系。此外,配制低密度油基钻井液模型体系,并调控体系的流变性能,实现低温恒流变。

耐高温低伤害清洁水性稠化剂的制备及性能

以丙烯酰胺、丙烯酸、十八烷基二甲基烯丙基氯化铵和十八烷基甲基丙烯酸酯为原料制备了一种疏水缔合聚合物(AAOS),再使用低分子醇(乙二醇、丙三醇、正丙醇)、表面活性剂(椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基硫酸钠)、聚乙二醇(PEG)、聚乙烯醇缩丁醛(PVB)和疏水缔合聚合物(AAOS)配制了一种自交联耐高温清洁水性稠化剂(FPM-1)。对FPM-1的形貌、溶解性、表观黏度、耐盐性、流变性进行了测试。结果表明,质量分数为0.30%的FPM-1水溶液能显著增强AAOS聚合物分子间的疏水缔合交联作用,增大聚合物的流体力学体积。FPM-1水溶液为高黏弹性流体,悬砂性能好;质量分数为0.27%的AAOS在水中的溶解时间为7 min,最终表观黏度为90 mPa·s,质量分数为0.60%的FPM-1(具有等效聚合物含量)在水中的溶解时间仅需3 min,且最终表观黏度为165 mPa·s。在90℃、170 s^(-1)条件下剪切1 h后,质量分数为0.27%的AAOS水溶液的表观黏度为51 m Pa·s,质量分数为0.60%的FPM-1水溶液表观黏度为77 m Pa·s;质量分数为1.40%的FPM-1水溶液在180℃、170 s^(-1)条件下剪切1 h,最终表观黏度为53 mPa·s;质量分数为0.60%的FPM-1在5×10^(4)mg/L矿化度盐水中黏度保持率为60%。FPM-1体系能显著提高聚合物的黏度和溶解速度,具有低的表/界面张力,有利于破胶液的返排和回收再利用。FPM-1水溶液具有优异的耐盐、耐高温、耐剪切性能。

国内钻井液技术现状与发展建议

近年来,通过持续研究和现场实践,国内钻井液技术取得了新的进展。为系统了解国内钻井液技术研究与应用情况,促进钻井液体系完善与性能提高,综述了国内近期的强抑制性聚合醇钻井液、胺基抑制钻井液、有机盐钻井液和超高温钻井液、微泡钻井液、强封堵钻井液、环保钻井液和无土/固相水基钻井液等水基钻井液体系,全油基钻井液、油包水乳化钻井液和无土相油基钻井液等油基钻井液体系,以及烃类合成基钻井液、生物质合成基钻井液等合成基钻井液体系的研究与应用情况,指出了钻井液研究与现场应用中存在的问题,分析了问题产生的原因,并从现场需要和钻井液研究、应用与规范出发提出了钻井液技术发展建议,对国内钻井液技术的开发与应用具有一定的参考借鉴价值。

页岩储层高性能环保型水基钻井液体系及其环境影响评价

对于鄂尔多斯盆地致密油水平井,常规水基钻井液体系无法满足钻井施工的要求,而油基钻井液体系又会对环境造成严重污染,达不到环保要求。因此,文中以复合有机盐抑制剂FQYY-1、环保型润滑剂HBRH-3以及复合微纳米防塌封堵剂FAD-35为主要处理剂,研发了一种适合致密油水平井的高性能环保型水基钻井液体系。研究结果表明:该体系在140℃下滚动老化16 h后仍具有稳定的流变性能和较低的滤失量,对目标区块储层段岩屑的二次滚动回收率可达90%左右,抑制性能较强;该体系对宽度为1~100μm的岩心裂缝具有较强的封堵能力,最终累计滤失量均小于3.0 mL,极压润滑系数和泥饼黏附系数分别为0.084,0.025,润滑性能与油基钻井液体系相当;在该体系中分别加入质量分数为10%的岩屑、10%的NaCl和1%的CaCl2,钻井液的流变性和滤失量变化不大,抗污染能力较强;其生物毒性参数EC50值为84515 mg/L,生物降解参数BOD5/CODCr为0.172,重金属质量比均低于标准要求,环保性能优良。在S4029井三开水平段使用该钻井液体系,钻井过程顺利,钻井液性能稳定,无井下复杂事故发生,环保检测达标,现场应用效果较好。

帅页3-7HF页岩油小井眼水平井水基钻井液技术

帅页3-7HF井是部署于苏北溱潼区块的一口页岩油Φ118 mm小井眼侧钻水平井。在施工过程中面临着页岩地层井壁失稳、小井眼环空压耗大,易于漏失、水平井降摩减阻要求高、CO_(2)污染等诸多难题。通过研究,构建了页岩水基钻井液体系SM-ShaleMud-Ⅱ。室内评价表明,该体系具有优异的抑制能力、封堵性能和润滑性能,能够满足苏北页岩油长水平井对钻井液性能的要求。现场试验表明,页岩水基钻井液体系高温高压滤失量小于7 mL,体系黏附系数小于0.07,完钻起钻摩阻小于16 t,有效保持了阜二段页岩储层井壁稳定达110 h,改变水基钻井液对阜二段浸泡时间的认知。该井创页岩地层Φ118 mm小井眼裸眼段1948.66 m最长,水平段1361.66 m最长等多项记录,其施工经验可为后续超小井眼长水平井施工提供参考,也为页岩水基钻井液SM-ShaleMud-Ⅱ在苏北页岩油大规模应用奠定了基础。

一种处理油基钻井液膏盐层盐水侵害的新方法

深井油基钻井液是盐膏层钻井的重要技术之一,但深井柴油基钻井液受到盐水侵害时,会使其性能变差甚至破坏,严重影响了钻井作业的安全和顺利钻进。为了形成实用的处理方法,提高处理效率以应对随时可能发生的井下复杂,总结现场4口井的处理过程,以盐水侵害钻井液发现、处理准备、检测收集和调整处理等4个环节为基础,形成了不同盐水侵害体积情况下的3类处理方式,通过室内评价验证了柴油基钻井液盐水侵害性能变化的3个定量节点。研究结果表明:①盐水侵害体积不超过10%的柴油基钻井液直接补充乳化剂维护性能、盐水侵害体积10%~30%的收集入罐单独处理和盐水侵害体积30%以上不具备处理价值的排入环保池;②盐水侵入量为10%时,由于油包水乳液盐水容量限的存在,体系性能基本稳定;③盐水侵入量达到30%后,突破了油包水乳液盐水的容量限,界面膜强度降低,液滴聚并变大,体系流动性恶化明显。结论认为:①使用该方法处理盐水侵害柴油基钻井液与同地区3口井对比,单井每100 m^(3)钻井液处理时间平均减少了47%;②该方法解决了盐水侵害柴油基钻井液处理效率低、钻井周期长及成本增加的问题,是一套定量的可借鉴的实用新方法。

小井眼高性能水基钻井液的研制和应用

针对江苏油田“低渗、低产”油气藏钻井投资高的问题,小井眼钻井可节约投资,但其对钻井液性能要求高。通过对水基钻井液核心处理剂优选,研制出一种适合小井眼钻探要求的高性能水基钻井液体系,并对其综合性能进行了评价。结果表明:该体系配方悬浮携岩性能强、润滑性优良,润滑系数仅0.078,防塌抑制性强,页岩膨胀率<20%,储层保护效果好,渗透率恢复值>78%。经现场应用证明,该体系易转化维护,定向段携岩好,返出岩屑颗粒较大、完整度好,钻进中无垮塌掉块,机械钻速高,符合小井眼钻井液性能要求。本研究成果可为东部油田低成本的小井眼钻井提供钻井液技术支持。

低温钻井液体系研究现状

通过查阅文献,梳理总结近年来在低温地质环境(常年冻土、极地冰层、深海)下进行钻井勘探时所使用的抗低温钻井液类型。依据所使用的抗冻剂不同将其归纳为三大类型:以盐类、醇类等为主的水基钻井液;以石油类、硅油类等为主的油基钻井液;以各类单酯、脂肪酸酯为主的酯基钻井液。对相关钻井液研究现状及优缺点进行讨论,并对低温钻井液未来发展方向提出建议。

适用于页岩油钻井的低伤害防塌水基钻井液体系

长73页岩储层发育微纳米级孔缝,地层岩石强度低,钻井液滤液易侵入储层造成井壁失稳和储层伤害。厘清了长73页岩井壁失稳机理及钻井液技术难点,借鉴“1/3和2/3架桥封堵规则”,引入刚性和可变形封堵材料,构建了广谱型多级粒径分布区间。以瞬时滤失量为评价指标,通过曲面响应建模优化出最佳配比,室内优选了防塌抑制剂组合,在此基础上研发出一套低伤害强防塌水基钻井液体系,评价实验结果表明,所构建的钻井液能够有效平衡地层坍塌应力,老化后静置72 h流变性依旧良好,抑制性强,页岩线性膨胀率较清水环境和现场钻井液分别降低了16.74%和13.61%;封堵性显著,瞬时滤失量仅为1 mL,对岩心的封堵率高达93.5%,储层保护性好,泥饼清除后岩心板中无孔喉堵塞现象,渗透率恢复值高达95.2%;润滑性能适中,钻井液老化前后摩阻系数均保持在0.08左右,现场试验水平段平均井径扩大率仅为4.27%,平均机械钻速可达18.4 m/h,钻进期间水平段无井下复杂事故,各项性能能够满足长73页岩油水平井钻井的需要。