新型聚胺页岩抑制剂性能评价

针对钻井工程中泥页岩井壁易失稳的问题,近年来开发并应用的聚胺强抑制水基钻井液,被认为是最接近油基钻井液性能的新型水基钻井液。其中,聚胺页岩水化抑制剂作为该钻井液的关键处理剂,具有独特的分子结构和优异的抑制性能。通过抑制膨润土造浆试验、三次页岩滚动分散试验、X射线衍射分析黏土层间距和Zeta电位测试等试验,对比评价了聚胺与传统阳离子钻井液抑制剂小阳离子的抑制性。同时,考察了聚胺、小阳离子与膨润土及常用钻井液处理剂的配伍性。结果表明,与小阳离子相比,聚胺更能有效抑制黏土水化膨胀和抑制泥页岩水化分散,并具有长期稳定作用。聚胺与膨润土及各种钻井液处理剂配伍性良好,克服了阳离子钻井液配伍性差的问题。      

有机硅-胺类聚合物抑制剂的制备与性能研究

为解决使用水基钻井液钻遇泥页岩井段时易发生井壁失稳的问题,选取合适单体,制备了胺类-有机硅聚合物抑制剂PAKAS。通过红外光谱与凝胶色谱分析,证明所制备的PAKAS分子结构符合预期,为分子量适中的高聚物;进行了膨润土造浆、线性膨胀与页岩滚动回收实验,结果表明PAKAS对膨润土与泥页岩的水化造浆作用有着良好的抑制效果;通过热失重实验与吸附实验对PAKAS的作用机理进行了分析,结果表明PAKAS分子结构较为稳固,且具备较强的吸附性能,在高温(200℃)环境中仍可维持其高聚物特性,且仍可有效吸附于黏土颗粒表面,进而通过包被作用抑制地层中泥页岩的水化,其抑制效果优于KCl、Ultrahib、SIAT及不含硅氧烷基团的聚合物PDAS。     

新型聚胺水基钻井液研究及应用

研制出一种聚胺抑制剂XJA-1,以XJA-1、优选出的包被抑制剂SDE(相对低分子量阳离子聚丙烯酰胺)和封堵防塌剂(铝基聚合物HA-1)为主剂构建了聚胺水基钻井液.室内实验对3种主剂和钻井液的性能进行了评价,结果表明,XJA-1抑制泥页岩水化膨胀和分散的能力与国外同类产品Ultrahib接近,且在高温下的作用效果良好;SDE和HA-1能从不同方面抑制泥页岩的水化分散,综合增强钻井液的井壁稳定效果;该钻井液的抑制性和润滑性与油基钻井液接近,并具有较好的流变和滤失性能 该钻井液在TH10410CH2井成功进行了应用,有效解决了泥页岩水化导致的井壁失稳问题,提高了钻井效率,为复杂泥页岩钻井提供了新的技术对策.     

胺类页岩抑制剂特点及研究进展

综述了胺类页岩抑制剂的发展历程,概括了不同胺类页岩抑制剂的特点,分析了其作用机理,介绍了新型高性能水基钻井液抑制性的评价方法和应用现状。对比分析表明,新型伯二胺能够有效抑制黏土水化膨胀,且具有低毒、低氨气味、热稳定性高以及与其他处理剂配伍性好的特点,是目前最具发展潜力的胺类页岩抑制剂;进一步提高抑制性和降低毒性,实现“绿色”钻井液体系将是胺类抑制剂及其钻井液体系的发展方向。      

多胺型泥页岩抑制剂对黏土水化膨胀的抑制性能评价

泥页岩水化膨胀和分散引起的井壁失稳一直是钻井工程中的技术难题,因此钻遇泥页岩地层的水基钻井液中必须提高钻井液对泥页岩的抑制性,最大限度地降低井下复杂情况的发生率。为此,以有机二酸与胺为原料合成多胺型泥页岩抑制剂,并通过线性膨胀性、防膨、抑制黏土造浆、钻井液性能评价等实验,评价了其抑制性。实验结果表明:草酸、丁二酸、己二酸与四乙烯五胺按照酸与胺的摩尔比为1∶2时的反应产物的抑制性最佳,浓度为0.1%的溶液与4%氯化钾溶液的抑制作用相当;钻井液加入筛选出的抑制剂后的动切力值明显降低,且土容量越大,变化越明显;在0.1%二酸-四乙烯五胺(1∶2)溶液中,90min时膨润土的线性膨胀率与同条件下4.0%氯化钾溶液中的效果相近,防膨率最高可达34.41%;室温下,多胺类抑制剂所需加量少,对水基钻井液有一定的增黏作用,对膨润土水化膨胀、分散的抑制效果较好。     

泥页岩抑制剂SIAT的研制与评价

针对泥页岩地层黏土含量高,容易水化,造成钻井过程中出现一系列井下复杂情况的问题,采用催化胺化法合成了胺类化合物SIAT,并对其进行了红外光谱及电喷雾电离质谱(ESI-MS)解析.分析表明,所合成的SIAT具备作为胺基抑制剂合适的分子结构.考察了胺基化合物SIAT对膨润土的抑制性能,发现SIAT对膨润土的水化具有良好的抑制作用.泥页岩钻屑回收率及其流变性能测试也表明,SIAT的配伍性好,在泥页岩表面具有很强的吸附作用,能有效抑制泥页岩的水化,显著提高泥页岩钻屑的回收率.     

一种定量评价钻井液用胺类抑制剂的新方法

针对泥页岩发育的地层,国外石油公司研制出了一种高效泥页岩抑制剂——胺类化合物,并以此为基础构建了高性能水基钻井液体系.介绍了胺类抑制剂的作用机理和目前几种用于胺类抑制剂的评价方法,并指出了这些方法的优缺点.通过室内实验建立了一种定量评价钻井液用胺类抑制剂抑制性的新方法——析水率法.室内测试了3种胺类抑制剂在不同膨润土基浆中的析水率,并与膨润土抑制实验结果进行了对比,2种方法的结果非常吻合.     

泡沫钻井液井壁稳定性评价研究

泡沫流体的结构特点虽能缓解泥页岩地层自吸水的能力,但不能阻止泥页岩地层水化的趋势,随着钻井时间的增加,泥页岩水化加剧,进而引发井壁失稳问题。因此,采用合适的评价方法寻求性能优越的抑制剂配方,成为人们普遍关注的重点。通过对泡沫流体引发井壁失稳过程进行分析可知,在对泡沫钻井液进行性能评价时应从两方面入手,即泥页岩自吸水能力以及泥页岩抑制能力。泥页岩自吸水是引发泥页岩水化的先决条件,通过泥页岩自吸水测试,可以筛选出具有一定封堵或减缓泥页岩吸水速度的泡沫钻井液配方。对于泥页岩抑制能力测试可以将膨润土抑制性测试、滚动回收实验以及硬度测试相结合,这样便于优选出抑制能力强且具有持久抑制作用的泡沫钻井液配方。     

超支化聚乙烯亚胺作为高效水基钻井液页岩抑制剂的研究

为解决钻井过程中的泥页岩井壁失稳问题,选取了重均分子量为6×104g/mol的超支化聚乙烯亚胺(HPEI)作为水基钻井液页岩抑制剂,通过膨润土造浆实验、线性膨胀实验和泥页岩热滚回收实验对其泥页岩抑制性能进行了评价,通过红外光谱表征、X-射线衍射实验以及热重分析对其抑制机理进行了分析。结果表明,HPEI对膨润土水化膨胀有良好的抑制作用,20%膨润土在1.5%HPEI溶液中造浆后的动切力仅为0.5 Pa,膨润土在3%HPEI溶液的膨胀高度较蒸馏水中减少了67%;溶液的pH值越低,HPEI的质子化程度越高,对膨润土水化分散的抑制性能越好。HPEI抑制黏土水化膨胀的机理为:HPEI分子进入黏土层间,通过静电引力和氢键的共同作用减弱黏土水化分散,其疏水结构阻止水分子进入黏土层间,抑制膨润土晶层膨胀。     

有机胺抑制剂WAN-1室内评价及应用

通过黏土造浆、页岩分散回收率、岩心浸泡和蒙脱土黏土颗粒Zeta实验,对有机胺WAN-1的抑制性进行了评价,结果表明有机胺抑制剂WAN-1能有效抑制泥页岩的水化膨胀,保证井壁稳定。有机胺强抑制封堵防塌钻井液体系在盐227区块,解决了长水平段泥页岩水化失稳导致井塌的难题,施工中井壁稳定,井下安全,井身质量良好,机械钻速明显提高,达到了优快钻井的目的。     

钻井液活度对川滇页岩气地层水化膨胀与分散的影响

降低水基钻井液活度是解决钻井过程中泥页岩井段井壁失稳的重要技术手段,川滇地区页岩气地层泥质含量高、水敏性强,层理与微裂缝发育,井壁易失稳。以氯化钙等无机盐、甲酸钾等有机盐及丙三醇等有机化合物作为活度调节剂,通过线性膨胀实验、热滚回收实验研究了钻井液活度对宜宾龙马溪组、宜宾五峰组等页岩水化膨胀与分散的影响。结果发现,钻井液活度对页岩水化膨胀和水化分散影响小,泥页岩渗透水化不是上述地区页岩地层井壁失稳的主要原因。解决其井壁失稳问题,应从表面水化、毛管压力及微裂缝等其他机理入手。      

泥页岩水化对气体钻井井壁稳定性影响规律研究

气体钻井钻遇地层水后，井壁岩石力学特征变得复杂，给钻井施工带来较大的安全威胁。从泥页岩水化机理着手，通过实验和理论计算方法，对气体钻井过程中泥页岩水化对井周岩石力学参数的影响规律进行分析研究，给出地层出水条件下泥页岩井段井壁稳定性分析评价方法，结合工程地质特征，对川西特殊复杂地层出水情况下气体钻井井壁稳定性进行定量评价。分析结果表明，由于川西地区中浅～中深井段泥页岩层段较多，且地层水丰富，气体钻井过程中井壁容易发生失稳破坏。因此在气体钻井过程中，应充分认识待钻井段地层出水情况和泥页岩地层的纵向分布规律。     

水化作用和润湿性对页岩地层裂纹扩展的影响

页岩地层裂纹扩展对页岩气井井壁稳定有重要影响,而钻井液与页岩间相互作用(毛细管效应和水化作用)将对页岩地层裂纹扩展产生影响。选择四川盆地龙马溪组露头及井下岩心开展室内实验研究页岩润湿性和水化作用,基于断裂力学理论,考虑水化作用和润湿性(毛细管效应),建立页岩裂纹裂缝扩展模型,分析了水化作用和润湿性对页岩裂纹扩展的影响。研究结果表明,龙马溪组页岩表面既亲油又亲水,且页岩表面更倾向于油湿;页岩浸泡在水中,水化应力随着时间增加而先上升后趋于稳定,而先浸泡在白油中、后浸泡在水中或浸泡在10%KCl溶液中测试膨胀应力,水化应力上升速度减慢;页岩浸泡在水中,岩样表面形成的裂缝主要平行于层理面,随着时间增加,岩样保持完整或剥落成碎块,而页岩浸泡在10%KCl中,岩样表面形成裂缝数量少且破裂程度轻;水化作用和润湿性对应力强度因子增量影响较大及对页岩裂纹扩展有重要影响,钻井液体系应减小钻井液滤失量及钻井液界面张力、增加黏土矿物水化抑制剂和增大钻井液与页岩表面接触角,减小自吸作用,抑制水化作用。油基钻井液与页岩表面接触角小,但其界面张力小,造成毛细管力小,因此页岩地层钻井中,采用油基钻井液能在一定程度上抑制裂纹扩展,使井壁不易失稳。     

伊拉克东巴油田Tanuma组泥页岩高效防塌钻井液技术

伊拉克东巴油田South-2区块采用水平井开发Khasib组储层,但该区块首口以Khasib组为目的层的水平井在钻井过程中,因Tanuma组泥页岩多次发生坍塌卡钻,导致井眼报废。研究Tanuma组矿物组成、孔缝发育情况和水化膨胀特性发现,该组泥页岩具有黏土矿物含量高、水敏性较强、宏观层理发育明显、微观孔缝发育度高和水化膨胀速率快等特点,导致钻井过程中因黏土矿物快速水化膨胀而发生井眼失稳问题。基于此,通过室内试验,优选了封堵剂N-Seal及抑制剂U-HIB,对氯化钾聚磺钻井液的配方进行了优化,形成了高效防塌钻井液。室内试验发现,高效防塌钻井液具有良好的流变性、较强的封堵和抑制能力,能够满足Tanuma组泥页岩井段高效封堵的要求。该防塌钻井液在South-2区块3口水平井进行了现场试验,均成功钻穿Tanuma组泥页岩层段,顺利钻至设计井深,未出现坍塌掉块等井眼失稳问题。室内研究与现场试验结果表明,高效防塌钻井液能够有效解决Tanuma组泥页岩坍塌的技术难题,为实现Khasib组储层的有效开发提供技术支撑。      

MEG钻井液页岩抑制性研究

在钻井过程中,由于钻井液滤液的侵入,地层中的粘土矿物发生水化膨胀和水化分散作用,削弱了岩石的力学强度,致使井壁发生失稳。MEG钻井液是一种具有成膜作用的水基钻井液,对页岩具有较好的抑制作用。文中简单阐述了MEG钻井液页岩抑制性机理,分析研究了影响MEG钻井液页岩抑制性的因素,实验验证MEG钻井液的成膜作用。MEG钻井液主要是通过半透膜效应、封堵作用、渗透作用及去水化作用抑制页岩的水化分散和膨胀,当 钻井液中MEG浓度足够大时,MEG分子吸附在井壁岩石或钻屑表面上形成一层憎水膜,阻止钻井液滤液向地层或钻屑中渗透。研究表明,MEG浓度大于30％时,其抑制页岩的能力优于浓度为3％的KCl溶液;钻井液中MEG的加 量是影响钻井液抑制性的主要因素,并且钻井液中加入无机盐后,无机盐与MEG协同作用使MEG钻井液的页岩抑制能力提高;钻井液中MEG浓度越高,膜效率越好,MEG浓度大于50％时,页岩内水份渗出。

     

基于疏水改性的纳米二氧化硅页岩稳定剂的制备及性能评价

钻井过程中泥页岩井壁失稳问题频发，严重制约了油气田的钻探开发进程，亟需研制新型纳米页岩稳定剂。将疏水基团接枝到纳米二氧化硅表面制备了新型页岩稳定剂(SNL)，采用红外光谱、粒度分布测试表征了其微观结构，利用泥页岩膨胀、分散及压力穿透测试评价了其页岩稳定效果，并探讨了新型页岩稳定剂的作用机理。结果表明，新型页岩稳定剂能有效抑制黏土的水化膨胀和分散，其水化抑制效果优于常用水化抑制剂。新型页岩稳定剂通过在泥页岩裂隙中填充、弱化黏土的静电斥力，包被黏土粒子，并将其表面变得疏水，来弱化泥页岩水化作用，改善泥页岩井壁稳定性。SNL在JYHF-2井进行了现场应用,相比邻井,该井的井下复杂率明显降低,现场钻井作业周期显著缩短。SNL的现场应用结果为开发新一代基于润湿性改善的纳米页岩稳定剂提供了思路。     

油基钻井液防漏堵漏技术

油基钻井液因稳定性高并能抑制页岩水化膨胀和分散而被认为是高活性页岩、油页岩及致密岩地层的"黄金选项"。但高成本及比水基的更易漏失等因素制约了油基钻井液使用。从油基钻井液漏失机理出发,通过机理评价及漏失原因分析,研发了适用于该钻井液堵漏的纳米封堵剂,并通过粒度分析及突破压力实验等方法对其进行了表征。结果表明:研发的具有弹性的油基钻井液纳米封堵剂有合理粒度级配(60~500μm),与油基钻井液有良好配伍性,突破压力达10 MPa以上。牛94井施工成功封堵了地层裂缝,避免了井漏进一步发生。该研究成果为油基钻井液在泥页岩、油页岩及细砂岩地层应用提供了技术保障。     

鄂西水井沱组页岩水平井水基钻井液的实验研究

鄂宜页1井在寒武系水井沱组获得了高产页岩气流,但缺乏与之配套的高性能水基钻井液体系。对采自湖北省秭归县的水井沱组页岩露头,开展了X射线衍射和扫描电镜分析;进行了造浆黏土、盐类、纳米材料、降滤失剂、正电胶和表面活性剂等的遴选,基于电性抑制和润湿性控制方法,研发了一套SWDF高性能水基钻井液体系;对钻井液的流变性、滤失性、润滑性、抗温能力、抑制性和抗污染性能进行了综合评价。结果发现：①水井沱组页岩以石英、长石、方解石等脆性矿物为主,含量在55%～67%;黏土矿物以伊利石为主,含量在13%～27%,无蒙脱石,属弱膨胀性地层;②页岩表面的孔隙、微裂隙发育,为钻井液的侵入提供了天然通道;③ SWDF钻井液体系黏度与切力适中,API滤失量仅为7.2 mL,摩阻系数为0.21,可抗120℃高温,对页岩水化有较好的抑制性,有良好的抗盐、抗钙、抗黏土（模拟钻屑）侵能力,能满足鄂西地区水井沱组页岩水平井钻进需求。     

鄂西水井沱组页岩水平井水基钻井液的实验研究

鄂宜页1井在寒武系水井沱组获得了高产页岩气流,但缺乏与之配套的高性能水基钻井液体系。对采自湖北省秭归县的水井沱组页岩露头,开展了X射线衍射和扫描电镜分析;进行了造浆黏土、盐类、纳米材料、降滤失剂、正电胶和表面活性剂等的遴选,基于电性抑制和润湿性控制方法,研发了一套SWDF高性能水基钻井液体系;对钻井液的流变性、滤失性、润滑性、抗温能力、抑制性和抗污染性能进行了综合评价。结果发现:①水井沱组页岩以石英、长石、方解石等脆性矿物为主,含量在55%～67%;黏土矿物以伊利石为主,含量在13%～27%,无蒙脱石,属弱膨胀性地层;②页岩表面的孔隙、微裂隙发育,为钻井液的侵入提供了天然通道;③ SWDF钻井液体系黏度与切力适中,API滤失量仅为7.2 mL,摩阻系数为0.21,可抗120℃高温,对页岩水化有较好的抑制性,有良好的抗盐、抗钙、抗黏土（模拟钻屑）侵能力,能满足鄂西地区水井沱组页岩水平井钻进需求。      

气体钻井中泥页岩地层遇水时的井壁稳定性研究

常规钻井液钻井中,水在正压差、毛管力和化学势等作用下进入泥页岩发生井壁失稳,而气体钻井除了自身的力学失稳外,主要在毛管力作用下吸收下部地层水造成泥页岩地层井壁失稳。因此,随着气体钻井技术的发展,在钻遇下部地层出水后,泥页岩地层的井壁失稳机理值得研究。从分析气体钻井条件下泥页岩吸水扩散系数、吸水膨胀系数和吸水后的力学参数变化入手,结合建立的力学化学耦合模型,紧紧抓住气体钻井和水基钻井液钻井的不同点,使得该模型能较好地运用到气体钻井泥页岩井壁稳定性的分析中,并通过DY1井气体钻井实践验证了文中的模型。