硅酸盐钻井液防塌机理研究

基于电位、粒径分布、红外稳定性、压力传递和吸附量等测定方法,对硅酸盐钻井液的防塌机理进行的研究结果发现,无机盐类型和浓度以及pH值是硅酸盐粒径分布的主要控制因素,通过影响硅酸盐粒径分布从而影响硅酸盐钻井液的防塌效果,适当的无机盐也有利于协同防塌。通过压力传递实验研究发现,硅酸盐钻井液阻缓压力传递的效果显著,诱导的化学渗透压力效果也非常明显,其膜效率高。这也从另一个侧面反映了钻井液的强封堵能力可能源于在井壁上所形成的硅酸盐与页岩作用的膜,用实验验证了硅酸盐钻井液能够在极短时间内有效封堵井壁。     

杂化硅防塌剂的合成与性能评价

为了既保持硅酸盐优良的防塌性能,又减轻或消除硅酸盐对钻井液体系流变性的影响,通过同步修饰法用C₂H₃OSiCl₃对二氧化硅进行表面修饰后,再与山梨醇进行杂化反应合成了杂化硅防塌剂,研究了杂化硅防塌剂与常用处理剂配制的钻井液体系的流变性和防塌性能。结果表明,二氧化硅表面修饰的适宜反应条件为：室温、pH=8、2 mol/L 正硅酸乙酯、25% C₂H₃OSiCl₃、胶凝时间为2 h;杂化硅防塌剂具有有机/无机杂化结构。杂化硅防塌钻井液体系的流变性良好,抗温达150℃,阻缓压力传递的效果明显,防塌效果优于两性离子聚合物钻井液和聚丙烯酸钾钻井液体系。图6 表3 参21     

硅酸盐钻井液流变性与滤失造壁性探讨

为了解决硅酸盐钻井液的流变性、滤失造壁性问题，通过分析硅酸盐、黏土、盐、pH值、温度等因素对钻井液的影响，探讨了硅酸盐体系的作用机理。在探讨硅酸盐体系黏度、滤失量影响因素的基础上，提出了晶核理论、成膜理论、溶胶／凝胶理论、井壁稳定机理、电性排斥机理。通过采用聚合物电解质、调节电位等方法，形成无黏土硅酸盐钻井液，实现在较低pH值下对硅酸盐钻井液流变性和滤失造壁性的合理控制，为硅酸盐综合性能的调节开拓新的途径。     

硅酸盐钻井液综合机理研究

对硅酸盐及硅酸盐钻井液的性能进行研究 ,比较了不同无机盐的防塌能力 ,分析了各组分对硅酸盐钻井液性能的影响。实验结果表明 ,在相同加量下 ,硅酸盐的防塌能力优于其它无机盐 ,硅酸盐与其它防塌剂复配能提高钻井液的防塌能力 ,p H值是影响硅酸盐防塌能力的主要因素     

硅酸盐钻井液体系的研究与应用

硅酸盐钻井液被普遍认为是最具发展前景的水基钻井液体系之一。为更好地解决井壁失稳的问题,近年来,国内外一些研究机构将研究开发重点转向具有良好防塌性能,不污染环境,材料费用低等优点的硅酸盐钻井液体系。着重阐述了硅酸盐模数、加量、有机处理剂的类型、pH值等因素对硅酸盐钻井液体系性能的影响。同时,对一种优质硅酸盐钻井液——SILDRIL体系的组成、性能及现场应用情况进行了讨论,为今后进一步应用好该体系提供了经验。     

苏丹地区硅酸盐钻井液发泡原因及消泡对策分析

硅酸盐钻井液具有良好的防塌性能,在苏丹地区的长期现场使用情况表明,硅酸盐钻井液具有抑制性强、性能稳定、易于维护等特点,但经常遇到钻井液起泡且难于去除的现象,一定程度上影响了钻井液性能的稳定.通过实验对苏丹项目常用的钻井液处理剂在硅酸盐钻井液体系中的发泡效果进行了评价,井对硅酸盐钻井液体系泡沫产生的机理进行了分析,提出了控制硅酸盐钻井液体系发泡的对策.实验证明,硅酸钠和CO2反应是引起硅酸盐钻井液体系容易发泡的主要原因,消泡剂和润滑剂配合使用可以起到较好的消泡效果;温度、pH值和大分子聚合物处理剂对泡沫的稳定性有一定影响.     

硅酸盐钻井液室内试验研究

硅酸盐钻井液的影响因素、配方优选和防塌抑制性等试验表明：硅酸盐钻井液的pH值最好控制在11．0以上；模数为2.8～3．0硅酸盐综合性能最好，其最优加量为2％～4％；室内研制的硅酸盐钻井液基础配方具有良好的防塌抑制性，较强的抗钙、抗劣土污染性能，还具有具有较好的电稳定性、抗温性和可加重性；硅酸盐钻井液与岩心所形成的膜结构降低了岩心污染深度，具有较好的保护油气层性能。     

川西知新场地区稀硅酸盐防塌钻井液技术

川西知新场地区泥页岩发育,特别是同一裸眼段,含有多层硬脆性泥页岩,极易发生井壁失稳,给钻井施工带来极大的影响。针对现用聚磺钻井液体系防塌封堵能力难以满足需要的实际情况,在深入研究井壁失稳机理的基础上,通过正交实验,研究形成一套以聚磺钻井液为基础的稀硅酸盐防塌钻井液技术。经过性能评价,稀硅酸盐钻井液克服了以往流变性难控制的难题,可控密度为1.40～2.20 g/cm3,并具有较强的防塌封堵能力。研究成果在ZX31井进行了现场应用,实钻三开井径扩大率远低于邻井,表明稀硅酸盐钻井液具有较好的防塌封堵能力,解决了川西知新场地区井壁失稳问题,为知新场-石泉场构造带的勘探开发积累了经验。     

稀硅酸盐钻井液防塌性能的影响因素

以多种稀硅酸盐水溶液和泥浆进行了页岩分散试验和页岩稳定指数试验.结果表明：防塌钻井液所用的硅酸盐模数以2.8～3.2为好,加量在2%～5%较好;当用于含KCl的泥浆中时,硅酸盐的钠、钾比例对防塌性能的影响不显着;适量的无机盐可与硅酸盐产生协同作用提高防塌性能,但钙离子过量会破坏泥浆性能.有机处理剂和粘土主要影响硅酸盐钻井液的流变性和滤失性能,而对防塌性能基本上无直接影响.地层特性是影响稀硅酸盐钻井液防塌效果的最复杂因素.     

强抑制防塌型钻井液技术在圆探1井的应用

针对圆探1井存在的问题,选用了具有强抑制性的胺基有机盐钻井液体系,室内对其抗温性能、抗污染能力及抑制性进行评价。该钻井液体系耐温不低于120℃;黏土污染达8%时,体系的表观黏度仅提高10.5 mPa·s;4%NaCl溶液污染达20%时,黏度保留率高达48.3%,钻井液仍具有良好的流变性能。经现场应用表明,该钻井液体系性能易控制,现场操作简单,该井一开钻遇大段砾石层,二开深部井段及三开井段钻遇胶接差泥岩及硬脆性地层,出现了井壁失稳现象,及时补充胺基聚醇抑制剂、NFA-25、QS-2、YDW-1等原料,通过增强钻井液体系的抑制性能和封堵性能,细化防塌措施,有效控制了井壁的稳定。     

CO2对高密度水基钻井液性能影响规律及机理分析

准确判断污染物浓度以及其对钻井液影响规律和内在机制是制定有效的CO₂污染防治措施的重要前提,基于酸碱指示变色原理,改进了钻井液中碱度现场定量检测方法,提高测量的准确性和可操作性;采用现场取样跟踪分析以及室内模拟评价相结合的方法,研究了CO₂对高密度水基钻井液流变性和滤失造壁性的影响规律,并从胶体化学的角度出发,开展了CO₂对钻井液黏土胶体颗粒界面Zeta电位、粒度分布以及处理剂吸附影响的实验研究,分析了其作用机理。研究表明,高密度水基钻井液中碳酸根和碳酸氢根存在临界污染浓度,超过此浓度后,钻井液结构黏度和滤失量随其浓度增加而增加;碳酸根和碳酸氢根离子改变了黏土颗粒溶剂化程度和颗粒尺寸,主要表现为黏土胶体颗粒界面电动电势降低、亚微米级粒子减少,粗颗粒增多,黏土颗粒对护胶剂的吸附量减少,导致高密度钻井液黏土颗粒向聚结方向转化并缔合形成三维网络结构的胶凝状态,揭示了宏观性能变化内在机制。      

硅酸盐钻井液的抑制性及其影响因素的研究

硅酸盐钻井液具有良好的井壁稳定作用，且无毒、无荧光、成本低，被认为是具有发展前景的水基钻井液之一。着重研究和探讨了硅酸盐的抑制能力、影响因素及稳定井壁的机理。研究表明，硅酸盐具有较强的抑制能力，抑制效果明显地优于KCl、CaCl2等无机盐类；硅酸盐的模数、加量和钻井液的PH值是影响硅酸盐抑制能力的主要因素；钻井液中硅酸钠的模数为2．8～3．0，加量为3％～4％，且钻井液的pH值维持在11以上时，硅酸钠的抑制效果更好；硅酸盐能与无机盐和聚醇类产生协同作用，从而提高硅酸盐的抑制能力。硅酸盐稳定井壁的机理：硅酸盐与地层矿物反应生成沉淀封堵地层微小裂缝和孔隙，改善和提高了泥页岩的半透膜效率；抑制粘土水化膨胀和分散；降低地层孔隙中压力传递速度；与地层中粘土矿物发生反应。     

硅基钻井液粘土问题的探析

与常规钻井液相比,硅基钻井液具有防塌能力强、环保性能好、成本低的优点,但均存在与粘土有关的问题.无机硅钻井液对粘土含量比较敏感,不能很好地对付粘土污染问题,现场使用时一般在较低粘土含量时加入无机硅酸盐进行转化.有机硅钻井液存在粘土含量的测量值高于实际值的问题.本研究在实验基础上对该问题进行了探讨,认为主要原因在于有机硅处理剂本身消耗一定量的亚甲基兰.根据现场实际应用情况,提出了适用于有机硅钻井液粘土含量测量值的修正系数.     

含砂压裂液流变规律实验研究

为了达到较理想的压裂效果,现场施工会泵注携带支撑剂的压裂液进入地层,研究含砂压裂液的流变规律可以为压裂液在管道和裂缝中的携砂能力预测提供更加准确的理论依据。将压裂液和支撑剂看作整体进行流变实验,研究混合流体表观黏度随剪切速率变化的规律和机理。含砂压裂液流变实验结果显示,压裂液在加入支撑剂后,在一定剪切条件下黏度低于压裂液本身黏度,另外实验还观察到含砂压裂液表观黏度随剪切强度的变化呈现先降低后升高的“V”形趋势,这是由于固液混合流体的内部结构变化与支撑剂颗粒扰动共同作用的结果。含砂压裂液特有的流变行为同样受到支撑剂浓度、粒径和液体温度等因素的影响。强剪切条件下颗粒碰撞作用明显,含砂压裂液表观黏度随浓度增大而增大,弱剪切条件下,含砂压裂液由于支撑剂造成的附加剪切破坏,表观黏度随浓度增加会先下降后升高。并且含砂压裂液黏度与颗粒粒径以及流体温度呈现反相关关系。      

含金属离子的聚硅酸用作MMH－膨润土泥浆稀释剂的室内研究

通过测定泥浆体系的电性能、流变性、抑制性和粒度分布，研究了含金属离子的聚硅酸（ＰＳＡＭ）对混合金属氢氧化物（ＭＭＩＩ）－膨润土泥浆的稀释作用。结果表明，ＰＳＡＭ对ＭＭＩＩ－膨润土泥浆的稀释能力强，能提高该泥浆体系的抑制性。ＰＳＡＭ的稀释机理为：ＰＳＡＭ产生的带正电二氧化硅颗粒通过静电作用吸附到ＭＭＩＩ－粘土网状结构的粘土颗粒表面，破坏网状结构，释放出大量自由水。     

强抑制聚合物体系解决川渝地区大井眼段钻井液回收利用率低的问题

川渝地区大井眼段中途完钻后钻井液密度、黏度和劣质固相含量等均大幅上涨,无法回收利用,需报废处理,增加了处理成本和安全环保风险。分析了该地区大井眼段岩样矿物成分,其中伊利石、伊/蒙混层占岩样中黏土矿物的70%以上,黏土矿物中的交换性阳离子钙、镁离子被吸附在颗粒表面,使黏土颗粒具有较高的物化活性及亲水性,遇水后极易水化膨胀和分散。采用川渝磨溪地区沙二段泥岩进行抑制性评价实验,由于钙离子通过降低水的活度和压缩黏土颗粒的双电层来抑制水化,区别于钾离子的抑制机理,得出钾钙协同抑制效果优于单一离子的抑制效果,优选出钾钙离子的最佳配比。通过继续引入插层、疏水抑制剂,得到钾钙抑制结合插层、疏水抑制的综合抑制性能最强。在抑制剂评价基础上,优选出抗盐聚合物WN2-2,最终优化形成了适用于川渝地区大井眼段的强抑制聚合物钻井液体系。该体系具有极强的抑制性,极大限度地抑制了黏土的水化分散,对比现场3口井磨溪009井、磨溪022井、磨溪019井的应用情况,采用强抑制聚合物钻井液体系的磨溪019井,钻井液回收利用率从0大幅提升至75%,现场应用效果明显。     

强抑制聚合物体系解决川渝地区大井眼段钻井液回收利用率低的问题

川渝地区大井眼段中途完钻后钻井液密度、黏度和劣质固相含量等均大幅上涨,无法回收利用,需报废处理,增加了处理成本和安全环保风险。分析了该地区大井眼段岩样矿物成分,其中伊利石、伊/蒙混层占岩样中黏土矿物的70%以上,黏土矿物中的交换性阳离子钙、镁离子被吸附在颗粒表面,使黏土颗粒具有较高的物化活性及亲水性,遇水后极易水化膨胀和分散。采用川渝磨溪地区沙二段泥岩进行抑制性评价实验,由于钙离子通过降低水的活度和压缩黏土颗粒的双电层来抑制水化,区别于钾离子的抑制机理,得出钾钙协同抑制效果优于单一离子的抑制效果,优选出钾钙离子的最佳配比。通过继续引入插层、疏水抑制剂,得到钾钙抑制结合插层、疏水抑制的综合抑制性能最强。在抑制剂评价基础上,优选出抗盐聚合物WN2-2,最终优化形成了适用于川渝地区大井眼段的强抑制聚合物钻井液体系。该体系具有极强的抑制性,极大限度地抑制了黏土的水化分散,对比现场3口井磨溪009井、磨溪022井、磨溪019井的应用情况,采用强抑制聚合物钻井液体系的磨溪019井,钻井液回收利用率从0大幅提升至75%,现场应用效果明显。      

微粉加重剂与普通重晶石复配加重油基钻井液性能

针对超高密度油基钻井液固相含量高给钻井液性能调控与维护带来不便的问题。用激光粒度分析仪和扫描电镜分析了微粉重晶石、微锰矿粉、普通重晶石的粒度分布和微观形态,研究了微粉加重材料与普通重晶石按不同比例复配加重得到的超高密度油基钻井液的性能变化,同时通过改变处理剂加量对超高密度油基钻井液加重配方进行了调控。研究结果表明,微粉加重材料与普通重晶石按不同比例复配后加重的超高密度油基钻井液具有良好的流变性、电稳定性和失水造壁性,微粉重晶石与普通重晶石的最优复配比例5:5~6:4,微锰矿粉与普通重晶石复配时,微锰矿粉所占复配比例越大,其体系性能越好。考虑到加重材料的成本,室内采用微粉重晶石与普通重晶石3:7、微锰矿粉与普通重晶石2:8的复配比例加重超高密度油基钻井液,在此基础上通过调节有机土和乳化剂的加量、改变内相来优化加重配方,形成了性能良好的超高密度油基钻井液体系。