无黏土水基钻井液用超支化聚合物降滤失剂的合成及性能评价

在高温条件下,聚丙烯酰胺类降滤失剂分子易发生降解,导致降滤失效果大幅下降。为此,通过超支化单体季戊四醇三烯丙基醚(APE)与2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)、丙烯酰胺(AM)、对苯乙烯磺酸钠(SSS)共聚合成了一种耐高温的超支化聚合物降滤失剂JHPAS,以JHPAS为基础配制了一种新型的无黏土水基钻井液,分析其降滤失机理,评价其在高温、高盐条件下的流变性能和降滤失性能。结果表明:JHPAS具有很好的热稳定性,在水溶液中可形成网络结构,在无黏土水基钻井液中吸附于超细CaCO 3表面形成致密滤饼,并堵塞滤饼上的孔隙,进一步降低钻井液滤失量;构筑的无黏土水基钻井液在200℃老化16 h、饱和氯化钠盐水的条件下仍具有稳定的流变性和良好的降滤失性能,API滤失量和高温高压滤失量分别为5.5 mL和7.6 mL。研究成果有助于推动超支化聚合物在深层、超深层油藏钻井液中的研究与应用。

废弃水基钻井液固液分离产水回用技术

以废弃水基钻井液为对象,采用“破胶—压滤—沉淀”工艺进行处理,将处理产水回用于钻井液配制。实验结果表明:适宜的破胶剂为质量分数20%的聚合氯化铝(GW-CFA)溶液,加入量36 mL/L;适宜的离子沉淀剂为三巯基-三嗪三钠盐(TMT-15)(固),加入量7.5 g/L。现场试验结果表明,选用石灰与GW-CFA复合破胶剂(GW-CFA溶液(质量分数20%)加入量15mL/L,石灰加入量5.0g/L)对废弃钻井液进行破胶,压滤产水时间可缩短至10'10'',产水率为61%。废弃水基钻井液经“破胶—压滤—沉淀”工艺处理后,产水回用于钻井液配制是完全可行的,所配制钻井液的各项性能均能满足现场需要。

钻井液受碳酸(氢)根污染研究现状及建议

在钻探过程中,钻井液常受各种离子(物质)污染,其中碳酸(氢)根(CO32-/HCO3-)污染是一种较为复杂的情况。综述了钻井液受碳酸(氢)根污染可能产生的现象及危害、污染机理,以及应对碳酸(氢)根污染的处理技术,并提出了相应建议。

深井超深井钻井液技术应用与发展趋势

近年来,随着石油资源开采的不断深入,深井超深井钻井工程越来越多,而深井超深井钻井液技术的应用有效提高了油气产量和储量利用率。为了有效保证高质量油田开采,本文介绍了超深井钻井液技术所面临的困难,并深入分析了钻井液技术应用现状以及未来发展趋势,为深井超深井工程施工提供科学、合理的理论指导和实践借鉴,以推动我国石油勘探开发事业的持续发展。

凝聚员工力量 促进和谐发展——钻井液公司推动国际化水平提升的有效途径

4年前，长城钻探公司按照“国外区域化、国内专业化、国内外一体化”的总体思路，将原长城钻井液公司与钻井一公司、钻井二公司的泥浆公司整合成集国内外业务为一体的钻井液公司。钻井液公司党委从“思想教育为先导．加强融合沟通．理顺员工情绪；制度建设为保证．规范员工行为，调动工作积极性；关爱员工为基础，凝聚员工力量．促进和谐发展”这三方面入手，

乳液聚合法合成钻井液用纳米级封堵剂研究

以苯乙烯、丁二烯为共聚单体,2-甲基-2-丙烯酸-2-羟乙基酯磷酸酯(HEMAP)为偶联剂,采用乳液聚合法在气相纳米二氧化硅表面接枝聚合物壳层,合成了纳米级封堵剂NPS。通过核磁共振、热失重、透射电镜、激光粒度分析等方法表征聚合产物,表征分析证明单体发生有效聚合,反应生成形状较规则柔性微球,乳液粒径中值93nm,除桥堵作用外,微球表面的亲水基团也会与地层黏土矿物产生多点吸附,使封堵层更加致密,纳米乳液抗温性较好,这是因为分子结构中引入较多苯环刚性结构及适度的交联作用提高了分子内作用力。现场井浆评价证明,微纳米级封堵剂对不同体系性能影响表现基本相同,即对流变性影响不大,对降低API滤失量无效果,对降低HTHP滤失有较明显效果。0.1μm沙盘封堵实验说明,微米级封堵剂对纳米级孔隙基本无封堵作用,微米级刚性颗粒堆叠后形成滤失通道,反而造成纳米级孔隙条件下PPT滤失量的增加。

基于矿物油组分与钻井液润滑剂性能关系研究的极压型润滑剂合成与应用

对不同组分矿物油进行质谱分析并检测物化性质和极压润滑系数得到矿物油组分与钻井液润滑剂性能关系,并依据研究结果研制出极压型润滑剂Lub-EP。通过接触角测试、抗高温测试、抗盐测试和抗高坂含测试评价了润滑剂的性能并进行了现场试验。研究结果表明,矿物基础油中正构烷烃含量增加会提升润滑效果,但凝点也会相应增加,异构烷烃与正构烷烃正好相反。环烷烃对油品黏度影响较大,对润滑性影响较小。芳香烃和非烃化合物增加可以提高润滑性。极压润滑属于边界润滑范畴,正构烷烃简单的分子结构可以形成紧密定向排列,吸附能高,不易被金属表面微凸起刺破,抑制了金属之间的摩擦,结构复杂的组分吸附膜强度较低。室内评价结果表明,依据研究结果优选的基础油可以明显提升润滑剂的润滑性能,极压型润滑剂Lub-EP极压润滑系数降低率达92.6%,性能优于对比处理剂。现场试验证明,加入Lub-EP后极压润滑系数明显降低,托压现象消失,钻井液流变性稳定,未出现起泡、黏度变化等现象。

石油钻探企业钻井液材料视频抽样风险评估

针对特殊时期,交通管制限制人员流动,提出了视频抽样替代质检机构派人现场抽样的解决办法。对视频抽样引起的变化进行描述并进行了风险识别,列出了风险点。针对风险点,提出了以事件发生概率和事件发生对结果的影响程度为变量的风险评估模型,并对变量的取值进行了规定,制定了风险评估指标,为采取视频抽样的质检机构风险管理提供参考。

新型抗高温高密度纳米基钻井液研究与评价

针对高密度钻井液体系抗高温和低黏的需求以及纳米材料优异的物理化学特性,在高密度钻井液中引入了一种纳米材料HTSi-01。纳米材料HTSi-01是一种白色蓬松粉体改性纳米二氧化硅,其平均粒径在20 nm左右,比表面积大于600 m2/g,能在黏土颗粒和处理剂分子不饱和残键上形成牢固的物理化学吸附,从而显著改善钻井液润滑性,降低体系的黏度和切力,并能增强泥饼的致密性,降低体系的滤失量。通过一系列处理剂及其浓度优选和处理剂配伍性实验研究,得到了抗180℃高温、密度达2.36 g/cm3的新型纳米基钻井液体系。该钻井液体系具有优异的流变性及滤失造壁性能,抑制性良好,抗盐在29%以上,抗氯化钙达0.5%,48 h沉降稳定性良好,能悬浮和携带岩屑,并降低钻井液当量循环密度,满足高温高压深井钻进的需要。

低孔低渗储层钻井液防水锁剂的研制与性能评价

针对低孔低渗储层开发过程中极易受到水锁损害的问题,利用氟碳类超低表面张力单体通过分步乳液聚合法,研制了一种分子结构中包含玻璃化温度较高的硬单体、附着能力较强的软单体以及具有全氟烷基侧链功能单体的钻井液防水锁剂FCS。室内实验表明,加入FCS后水溶液的表面张力能够降低至20 mN/m以内,使油水界面张力降低至0.25 mN/m,其能与多孔介质表面形成化学键,与岩石表面形成多点连接的稳定吸附,使其表面润湿性转变为疏油疏水的低能表面,大幅度降低多孔介质的毛管力,提高渗透率恢复值,测得的恢复率高达87.5%。该防水锁剂具有明显的降低水锁损害作用,对改善低孔低渗油气藏的开发具有重要意义。

MA/SAS/AMPS共聚物耐高温钻井液降粘剂的研制

合成了耐240℃高温的水基钻井液降粘剂马来酸酐/丙烯磺酸钠/2-丙烯酰胺基-甲基丙磺酸(MA/SAS/AMPS)三元共聚物。优选反应条件为:水溶液聚合,n(MA)∶n(SAS)∶n(AMPS)=5∶4∶4,引发剂w(过硫酸铵)=3.0%,w(单体)=45%,共聚反应温度为85℃,反应时间为4h,得到MA/SAS/AMPS共聚物。室内实验证明,加入0.5%该共聚物使淡水基浆在常温下表观粘度由45mPa·s降至30mPa·s,降粘率为80.2%,加入0.5%使淡水基浆在240℃老化16h后的表观粘度由50mPa·s降至34mPa·s,降粘率为65%。

抗高温强抑制性钻井液体系的研究与应用

印尼JABUNG油田的Gumai泥页岩地层水敏性极强,因井壁失稳造成的井眼事故频繁发生。通过选用新型抗高温聚合物包被抑制剂GWTEMP、沥青类抗高温降滤失封堵剂GWTEX,并引入油基钻井液用降滤失封堵剂GSL(黑色液态褐煤乳液)等高效处理剂,构建了满足JABUNG油田钻井需要的KCl-GWTEMP强抑制性钻井液体系,其中GWTEMP抗温在205℃以上,抗盐达饱和,分子量较其他聚合物包被剂分子量低,易溶于水。室内实验和现场试验均证明,该钻井液具有良好的流变性、降滤失性、封堵和抑制性能,能保持井壁稳定;极压润滑系数在0.05以下,可很大程度地减少高扭矩和压差卡钻等的发生;试验井井眼规则,电测井径扩大率仅为3.14%。

油基钻井液含油钻屑无害化处理工艺技术

开发出一种新型油基钻井液含油钻屑无害化处理工艺技术,该技术将甩干机机械除油处理工艺、高效除油剂化学处理技术和石油微生物处理等3种除油处理技术通过科学设计、合理的配比有机集成在一起。利用该技术对新疆油田阜东081井白油包水钻井液和苏10-32-45CH井全油基钻井液中的钻屑进行了处理,取得了良好的效果,通过离心甩干和生物法处理后,钻屑的含油量降至了1.17%,符合国际通用含油量不大于2%的指标要求,达到了预期的效果。应用结果表明,该工艺是一种操作简单、投资小、处理效率高、可靠性好的含油钻屑无害化处理及油类回收利用的新技术,具有较好的社会效益和经济效益。

钻井液滤失造壁性能评价方法研究现状

介绍了现有钻井液泥饼渗流特性、孔喉大小、厚度及压缩性等质量参数的评价、仪器及其评价方法,并分析了扫描电镜、能谱仪等仪器设备在泥饼微观结构及组分分布特征表征方面的研究与应用现状。现有研究思路侧重于对样品表面形貌的观测,在优化钻井液滤失造壁性能时仍然缺乏对泥饼内部微观结构的基础性认识,未来应继续深入开展对钻井液泥饼微观结构空间分布特征方面的研究分析,进一步弄清钻井液降滤失作用机理及降低钻井液滤失量的途径,发展并完善钻井液滤失造壁性调控机理基础理论,为新型高效处理剂的研制以及钻井液技术水平的提升提供指导和技术支撑。

钻井液流变参数允许调控范围研究与应用

从液-固两相流体动力学基本理论出发,结合钻井液携岩原理及钻井工程需要,探讨了特定工况下钻井液允许流变参数范围的计算方法。建立了钻井液流变参数允许调控范围计算模型。开发了钻井液合理流变参数计算系统软件。计算结果表明,钻井液密度、排量、塑性黏度及泥浆泵缸套缸径中任一项增大,都将使钻井液允许的流变参数调控范围变窄,钻井液排量的影响尤其明显。泥浆泵排量是控制流变参数允许调控范围上限的主要因素,而其下限则主要受钻井液密度影响。

荧光显微镜在钻井液滤饼结构空间分布特征分析中的应用

滤饼的物理化学结构是影响其质量好坏的内在因素,现有研究仍主要侧重于对滤饼表面微观形貌的表征和元素组成分析方面,很少见到对滤饼物理化学结构空间分布特征方面的研究分析。提出了一种应用荧光显微镜并结合Adobe Photoshop CS6图像处理软件分析钻井液滤饼物理化学结构空间分布特征的新方法,该方法通过统计白色(即原蓝色荧光)区域的像素值并计算其占比,即可直观地反映出不同层位处被测处理剂的含量变化情况。以自制的聚合物基无机纳米复合材料LX-2为对象的研究结果表明,滤饼中被测聚合物荧光面积呈现出"表层>中间层>底层"的空间分布特征,常规烘干法测得的滤饼吸附水含量以及灼烧法测得的聚合物处理剂含量与之呈现了相似的空间分布特征。结果认为,在钻井液中适当加入能够在高温高压及高矿化度条件下依旧具有较强水化、成胶能力,且能够有效提高其滤饼吸附水能力的可变形类处理剂是增强钻井液滤失造壁性能的重要途径之一。该新方法将有助于进一步认识钻井液滤饼物理化学结构空间分布特征及其对钻井液滤失造壁性能的影响。

应用高性能多元醇钻井液保护深层低渗透油气藏

准噶尔盆地中部3区块的深层油气藏具有低渗透储层的典型特征,表现为含水饱和度高、孔喉细小、渗透性差、结构复杂、非均质性严重、油气流动阻力大及常伴有天然裂缝等特点。经岩心流动实验证实,水锁是损害该低渗透储层的主要因素之一,渗透率损害率为49.3%-89.2%。应用防液锁技术、理想充填理论及d90规则,研发了具有防水锁、低侵入特点的高性能多元醇钻井液。通过配伍性实验、表面-界面张力评价实验、动态污染实验及水锁实验,对该钻井液的储层保护特性进行了评价。室内实验及现场应用结果表明,该钻井液不仅能够满足超深井安全快速钻井的需要,而且多元醇SYP-1与表面活性剂HAR之间的协同作用能显著降低滤液表面张力和滤液-油界面张力,提高钻井液返排效率,减轻深层低渗透储层水锁损害。

基于改性植物多酚的高温高密度环保型水基钻井液

为提高环保型水基钻井液的耐温性能和密度上限,通过对天然多酚类植物提取物进行接枝改性,分别研制了降滤失剂EHT-FL和分散剂EHT-TH,并利用红外光谱对2种合成产物进行了表征。室内性能评价结果表明,降滤失剂EHT-FL和分散剂EHT-TH均具有良好的抗高温性能,且EC50分别达2.38×10^(5) mg/L和4.49×10^(5) mg/L,无生物毒性;EHT-FL加量为2.0%时,淡水基浆在200℃老化后的中压滤失量和高温高压滤失量分别为7.2 mL和23.6 mL;EHT-TH加量为1.0%时,高密度水基钻井液(ρ=2.0 g/cm^(3))在200℃老化后的表观黏度由106.5 mPa·s降低至66.5 mPa·s,高温增稠现象消失。在降滤失剂EHT-FL和分散剂EHT-TH的基础上,配伍其他环境友好型处理剂,研制出一套抗高温高密度(ρ=2.0 g/cm^(3))环保型水基钻井液体系。该体系具有合理的流变与滤失性能,抗温达210℃,抗盐侵25%,抗钙侵1%,抗劣质土侵10%,EC50为4.19×10^(4) mg/L,BOD5/CODCr为29.23,重金属含量低于标准值,对环境友好,能满足深井复杂地层钻井的需求。

适用于辽河致密油地层的高性能钻井液技术

根据辽河油田沈北区块致密油储层的特点,对该区块沙河街组四段灰色硬脆性泥页岩易水化膨胀、垮塌掉块等问题进行了研究。通过对致密油页岩进行黏土矿物分析、纳米CT扫描成像和SEM电镜扫描实验,确定了油页岩的黏土矿物含量、平均孔隙半径和微裂缝的发育情况。根据致密油页岩地层的特点,针对性地进行了纳米级封堵剂的复配实验,在此基础上构建了一套强封堵、强抑制和弱冲刷的高性能钻井液体系,该钻井液在泥页岩岩屑中的一次回收率为93%以上,三次回收率接近80%,渗透率降低超过50%。现场应用2口井,成功解决了油页岩地层水化坍塌、井壁失稳导致的划眼、卡钻等技术难题。2口井应用结果表明,“高黏度”和“高切力”高性能钻井液体系使用后,易垮塌地层未出现井壁坍塌,恶性事故得到了有效控制,事故复杂率下降17%,完井周期减少150 d,提速效果明显。

可循环微泡钻井液研究及其在乍得潜山地层的应用

乍得潜山地层微裂缝发育丰富,地层压力系数在1以下,采用常规钻井液体系往往导致地层发生恶性漏失,针对该技术难题,提出采用可循环微泡钻井液钻潜山储层。合成出一种可用于可循环微泡钻井液的发泡能力强同时具有稳泡能力的发泡剂GWFOM-LS,在120、150℃时0.5%GWFOM-LS的发泡体积分别为720 m L和400 m L以上,其抗温能力达到130℃,抗盐能力达10%,抗钙能力达0.5%。基于该发泡剂优选出密度范围在0.70~0.96 g/cm^3的可循环微泡钻井液体系。该体系在乍得Baobab C1-13井裂缝发育的潜山油层进行了应用。现场应用表明,该发泡剂配制的可循环微泡钻井液性能稳定,而且具有较好的携岩性能和储层保护性能,利于井下工具信号传导,解决了钻井过程中潜山地层恶性漏失问题,为今后潜山储层开发奠定了技术基础。