水平井钻井液及储层保护

综述了水平井段常用的几种钻井液体系。较详尽地介绍了新型聚合物、仿油基、可循环泡沫、弱凝胶、无固相等钻井液以及储层保护技术应用现状、研究发展方向。简介了用于煤层气、稠油藏、裂缝性等特殊储层方面水平井的钻井液和储层保护技术。总结了水平井完井后清除钻井液泥饼、恢复储层产能的技术发展。最后提出了水平井钻井液及储层保护新的发展方向。

超微粉体加重高密度油基钻井液的性能

为解决高密度油基钻井液中采用常规重晶石粉加重多发生固相沉降的难题,室内分别研究了超微重晶石粉、超微铁矿粉、超微锰矿(中值粒径D50<4μm)加重高密度油基钻井液的性能,并研究了超微粉体和常规重晶石复配加重高密油基钻井液的性能。研究结果表明,与普通重晶石加重钻井液相比,采用3种超微加重的油基钻井液的流变性和电稳定性明显增强,超微材料性能优良程度排序依次为超微锰矿粉>超微铁矿粉>超微重晶石粉。将超微粉体和普通重晶石复配(质量比1∶1)加重至钻井液密度为2.3 g/cm3时,超微锰矿粉、超微铁矿粉和普通重晶石复配加重时可获得良好的流变性,而超微重晶石和普通重晶石复配加重后黏切偏大,流变性差,将乳化剂用量降低50%以上可获得良好流变性,复配加重油基钻井液180℃高温稳定性良好,热滚后的表观黏度仅为68 m Pa·s,塑性黏度为59 m Pa·s,初终切力为6 Pa/8 Pa,破乳电压达1732 V,稳定性指数TSI仅为0.5。超微粉体明显改善了钻井液的流变性、高温稳定性并降低处理剂应用成本,能更好地适应超深井复杂地质条件钻井需要。

套管表面润湿性对固井界面胶结强度的影响

油基钻井液黏附使套管表面变为亲油性,影响固井界面（套管与水泥环）胶结强度。通过测定不同润湿性的套管与水泥环的胶结强度,探究了套管表面润湿性影响界面胶结强度的规律,结合原子力学显微镜分析了其影响机理;同时研究了表面活性剂类型、浓度及温度等因素对套管表面润湿性的影响。结果表明：随表面活性剂浓度的增加,套管表面亲水性增强,阴离子型表面活性剂LAS效果最好;通过表面活性剂的乳化增溶作用,套管表面黏附的大部分油膜被携带走,从而使亲水性套管表面裸露出来。胶结强度随套管表面亲水性的增大（水在其表面接触角的减小）而增大,在接触角62°数63°时出现突变;随LAS浓度的增大接触角呈降低趋势,当LAS浓度小于5 g/L时,接触角减小较快,当LAS浓度大于20 g/L后,接触角几乎不变,LAS加量应在20 g/L以内。此外,温度对LAS润湿反转能力有一定的促进作用。

准噶尔南缘膏泥岩地层高密度防漏型油基钻井液研究

准噶尔盆地南缘地层含有大段膏泥岩和泥岩,具有高分散高膨胀的特点,且地层孔隙压力高、钻井液密度高、钻井液当量密度窗口窄,极易发生卡钻、井漏等井下复杂事故。针对这一问题,通过优选油基钻井液的组分和复合防漏材料获得了高密度防漏型油基钻井液体系。研究了油基钻井液的抗温抗盐性能、抗岩屑污染能力和防漏型油基钻井液的封堵防漏性能。结果表明,油基钻井液抗温抗盐性良好,在温度180℃和密度2.5 g/cm^3的条件下,钻井液流变性和乳化性能稳定(破乳电压大于1000 V),可抗15%的CaSO_4、12%的NaCl和20%的CaCl_2及10%岩屑污染。在油基钻井液中加入复合封堵剂(1%封堵剂FD-L+1%碳酸钙(600目)+0.5%石墨粉)和3%油溶性膨胀堵漏剂(LCM)形成的高密度防漏型油基钻井液具有良好的封堵性能和防漏性能,封堵承压为7.75 MPa,在1~5 mm模拟裂宽下的堵漏承压为7.0 MPa。

新型抗高温油包水乳化钻井液体系的研究与应用

针对高温下,传统油包水乳化钻井液黏度高、切力低、携岩能力差等问题,自主设计并合成了抗200℃油包水乳化剂,通过各种处理剂优选得到低黏高切油包水乳化钻井液体系,配方为油水比90:10,6.5%主乳化剂DQGC-II+2.2%辅助乳化剂DQNS-II+4%4号有机土+1.5%石灰+6%降滤失剂DQHA。室内评价结果表明,该体系抗温达200℃,稳定性强,破乳电压ES达1644 V,流变性良好,塑性黏度PV 19 mPa·s,动切力YP8 Pa,动塑比0.42,尤其低转速条件下的黏切适当,高温高压滤失量8.6mL。该体系在大庆油田GS-3井进行了现场应用,钻完井过程中未发生井下复杂,平均井径扩大率5.83%,保障了后续施工的顺利实施,可以替代麦克巴泥浆公司的VersaClean体系。

酸化缓蚀剂缓蚀性能的实验和理论评价

为深入研究酸化缓蚀剂的缓蚀作用机理,将实验方法与量子化学、分子动力学相结合分析缓蚀剂分子结构与缓蚀率之间的关系。采用挂片失重法测得五种酸化缓蚀剂甘氨酸,N-[N-[(苯甲氧基)羰基]氨基乙酰基]-,4-硝基苯酯(A)、N-α,N_ω-二苄氧羰基-L-精氨酸(B)、(R)-2-[N-(N-苄基脯氨酰)氨基]二苯甲酮(C)、4-[(4-甲氧亚苄基)氨基]肉桂酸乙酯(D)、5-羟基色氨酸(E)在15%HCl溶液中的缓蚀率,并用金相显微镜观察了腐蚀后N80钢挂片的3D形貌,最后用量子力学和分子动力学相结合的模拟方法对5种缓蚀剂的缓蚀性能进行了理论分析。结果表明,5种酸化缓蚀剂的缓蚀率均大于93%,酸化缓蚀剂缓蚀效果按缓蚀率大小排序为:B>A>D>C>E,按平均点蚀深度排序为:B>A>D>C>E,按最大点蚀深度排序为:A>B>D>C>E,其中B、D抑制点蚀效果较差;通过量子化学计算得到的酸化缓蚀剂缓蚀性能从大到小依次为:A>B>D>C>E,通过分子力学计算得到的缓蚀性能从大到小依次为:A>B>C>D>E,理论分析与实验结果基本相符。

抗高温饱和盐水无黏土相钻井液室内研究

为满足高温盐层快速钻进和保护储层的需要,通过对增黏剂、交联剂、降滤失剂、润滑剂和防塌抑制剂优选,得到抗高温饱和盐水无黏土相钻井液配方:饱和盐水+0.2%Na_2CO_3+1.2%增黏剂SSDP+0.4%增黏剂DDL+0.4%增黏剂PAM+0.3%四硼酸钠+3%降滤失剂SL-Ⅱ+3%超细碳酸钙+1%润滑剂HL-8+2%防塌剂AP-1。室内性能评价表明,该钻井液抗温性较好,耐温达170℃;密度为1.22 g/cm^3;抗劣质土污染能力较好,抗污染容量达10%:极压润滑系数为0.0388,与油基钻井液接近,润滑性能较好;钻屑在钻井液中的回收率高达96.84%,黏土在钻井液中的膨胀率远小于清水,防塌抑制性能较好;岩心渗透率恢复率>90%,储层保护效果较好.

NP14井钻井液技术探讨

宁东区块在该井之前施工的多口水平井均为二开制,由于施工周期长,延安组煤层长期浸泡,易产生垮塌掉块,造成井壁失稳,导致井下复杂。为解决该问题,该井在该区块首次采用三开制,并优选了强抑制性的钾铵基聚合物钻井液作为该井钻井液体系。实践表明,采用该钻井液技术有效保证了二开215.9 mm井眼下入Φ177.8 mm技术套管的顺利施工,解决了延长组煤层稳定问题,保证了工程的顺利施工。