松科2井抗超高温钻井液技术

松科2井是1口部署在松辽盆地的高温科学钻探深井，目的为钻穿白垩纪地层，获取基底陆相沉积记录，预测井底温度超过220℃；四、五开钻沙河子组的泥岩、砂岩混层，火石岭组破碎的凝灰岩、泥岩、煤线的混层，容易发生坍塌现象，防塌措施尤其重要。四、五开属于连续提钻取心钻进，多次起下钻及长时间的裸眼对井壁稳定提出较大挑战；不同钻进工艺具有不同的特点，对钻井液也提出挑战。针对以上难点，研制出了抗高温聚合物钻井液:1.0%钠膨润土+2%凹凸棒土+0.2% KOH+（0.5%~1%）高分子量降滤失剂+1%中分子量降滤失剂+2.5%成膜剂+（2%~4%） SMC+2% FT+3% KCl+2% NaCOOH+3%白油。四开初期对三开的井浆进行评价，结合大量的室内小型转换实验，以原井浆为基础逐步进行转换，以满足钻进要求；五开因处理事故对井浆性能调整较大，事故结束后简化钻井液处理剂种类，逐渐将性能调至稳定状态。在松科2井现场应用时，根据实际情况及时调整，该阶段钻井液高温下流变性好、高温稳定性强，室内评价其抗温能力达到240℃，热滚72 h后性能良好，为顺利完成该阶段钻探工作提供了技术支撑，对提高钻探质量、降低勘探成本起到指导作用。      

超高温低黏聚合物降滤失剂的研制及作用机理

针对深井、超深井中钻井液降滤失剂存在抗温、抗盐能力不足，对钻井液流变性影响大等难题。以2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）、N，N-二甲基丙烯酰胺（DMAm）、N-乙烯基吡咯烷酮（NVP）、二甲基二烯丙基氯化铵（DMDAAC）为共聚单体，2，2-偶氮二（2-甲基丙基咪）二盐酸盐（AIBA）为链引发剂，通过使用链转移剂，制备了一种抗温达230℃，抗盐达20%的低分子量聚合物降滤失剂PANAD。采用正交实验法优化得到了降滤失剂的最优合成条件:单体物质的量之比DMAm:AMPS:DMDAAC:NVP=7:2:2.5:1，反应温度为65℃，引发剂加量为0.7%；利用一点法测得降滤失剂的特性黏数为58 mL/g。采用傅立叶红外光谱（FT-IR）和热重分析表征了其分子结构和热稳定性，结果表明，PANAD分子链热裂解温度高于314℃，具有良好热稳定性能。降滤失剂在水基钻井液中的滤失性能评价结果表明，PANAD抗温达230℃、降滤失性能优良，在加量为1%时，老化后淡水浆、20%盐水浆的中压滤失量分别为8.9、22.5 mL，淡水浆在180℃下高压滤失量为35.6 mL，优于国外同类产品Driscal D；在230℃老化前后，降滤失剂对钻井液流变性影响小，高温稳定性优良。最后，通过Zeta电位、吸附试验和SEM等测试分析了PANAD的降滤失机理。      

钻井液性能在线监测系统的研制与现场应用

钻井自动化是石油行业发展的必然趋势，钻井液性能自动化测量技术也已开始从室内走向现场。研发出一套钻井液性能在线测量仪器，该仪器具有实时测量、连续记录、自动测量、数据远传4个特点，采用变径管式流变性测量方法、双管串联型振动管、离子选择电极法进行钻井液性能测量，通过采集系统将测量结果进行整合；所采用的软件分为9个界面，将测量结果以图形形式直观地展示出来。该仪器在胜利油田多口井和中海油3口高温高压深井进行了现场应用，应用的最高密度达2.30 g/cm3，仪器测量数据与人工手动测量结果基本一致，误差在设计范围内。该仪器的应用能够有效提升钻井效率，保障井下安全，该技术是国家油气安全战略的需要，对加速钻井自动化、信息化、智能化升级改造有着非常重要的意义。      

羧甲基黄原胶溶液流变减阻特性研究

为提高黄原胶(XG)的流变和减阻性能,用醚化剂(氯乙酸钠)对XG进行改性制得羧甲基黄原胶(CMXG)。研究了CMXG的流变特性(剪切变稀性、黏弹性、触变性)、耐温耐剪切性和减阻性能。结果表明,与XG相比,CMXG的黏度显著增加,6 g/L CMXG溶液的黏度比XG增大了156%;CMXG溶液的弹性模量、黏性模量、触变性和耐温性能均显著提高。XG和CMXG溶液均具有剪切变稀性,黏度随剪切速率的变化曲线可用Cross模型表征。CMXG溶液在光滑管中的减阻率随浓度和流量的增大而增大,1g/L CMXG溶液的最大减阻率为64.3%,减阻效果好于XG。     

油酸酰胺丙基二甲基叔胺改性黄原胶溶液的流变特性

为改善黄原胶的流变性能,以油酸酰胺丙基二甲基叔胺与环氧氯丙烷为主要原料合成了长链疏水阳离子醚化试剂,并以此阳离子醚化试剂对黄原胶(XG)进行改性制得了长链疏水两性黄原胶(OD-XG)。研究并比较了OD-XG和XG溶液的流变特性,包括稳态黏度、流动曲线、触变性及黏弹性,并进一步研究了其耐温耐剪切性和破胶性能。研究结果表明,OD-XG溶液的黏度较XG显著增加,质量分数为0.6%的OD-XG溶液的黏度(237.97 mPa·s)比XG溶液黏度(74.12 m Pa·s)增大了221%;XG和OD-XG溶液的流动曲线可用非线性共转Jefferys本构方程描述;OD-XG溶液的黏弹性及触变性较XG溶液均显著提高;OD-XG溶液的耐温性能提高,80℃恒温剪切90 min后,质量分数0.4%的OD-XG溶液的保留黏度(70.10 mPa·s)约为XG溶液保留黏度(35.14 mPa·s)的2倍。破胶过程流变性研究结果表明,加入破胶剂过硫酸铵后OD-XG溶液的破胶情况良好。     

采用不同表面活性剂制备的绒囊流体性能特征*

为揭示不同结构表面活性剂制备的绒囊流体性能特征,分别采用十二烷基硫酸钠(SDS)、十二烷基苯磺酸钠(SDBS)、烷基酚聚氧乙烯醚(OP-10)、十六烷基三甲基溴化铵(CTAB)和改性多糖制备了系列绒囊流体,研究了所得绒囊流体的流变性能,考察了温度、NaCl和盐酸对绒囊流体流变性能的影响。结果表明,采用不同表面活性剂制备的绒囊流体流变性能有较大差异。用SDS制备的绒囊流体表观黏度最大,CTAB的次之,再次的是SDBS,OP-10制备的绒囊流体表观黏度最低。绒囊流体的黏度与温度呈现独特的变化关系:在温度较低时,黏度随温度的升高而降低;当温度达到约80℃时,黏度随温度升高而降低的趋势变缓;当温度升至约100℃时,黏度不再随温度升高发生明显变化。当温度高于120℃时,SDS、OP-10和CTAB制备的绒囊流体的黏度值相当,SDBS的黏度最小。绒囊流体在140℃高温下的黏度稳定性按所用表面活性剂排序如下:OP-10CTABSDSSDBS。以SDS、SDBS、OP-10和CTAB制备的绒囊流体加入2%NaCl后的表观黏度变化率均小于10%,具有良好的耐盐性能。绒囊流体的耐酸性按所用表面活性剂排序如下:CTABOP-10SDS、SDBS。制备耐酸性绒囊流体应选用阳离子表面活性剂,采用阴离子表面活性剂SDS、SDBS不能制备出耐酸性能良好的绒囊流体。图1表9参13     

抗盐聚合物流变性影响因素研究

通过实验研究聚合物浓度、水矿化度、温度,聚合物分子量、剪切速率等对抗盐聚合物流变性的影响,总结了它们的影响规律。实验结果表明:在低剪切速率下抗盐聚合物较稳定,有利于驱油;抗盐聚合物受水矿化度影响不大;随着温度的升高,抗盐聚合物的动力黏度变化不大;对于抗盐聚合物,在任何剪切速率下,分子量大的动力黏度值也大;在低剪切速率(81 s~(-1))下,抗盐聚合物溶液的动力黏度与浓度无线性关系;当较高剪切速率(81 s~(-1))下,动力黏度与浓度成线性关系。通过抗盐聚合物与普通阴离子聚合物的对比研究,得出了抗盐聚合物更适用于驱油的优点。     

钻井液污染润滑脂对牙轮钻头轴承摩擦学性能的影响

高温或冲击载荷会引起钻井液泄漏进入复合锂基润滑脂,从而影响牙轮钻头滑动轴承润滑及摩擦磨损性能。采用MCR102旋转流变仪对含有不同质量分数钻井液的复合锂基润滑脂进行流变性测试,并采用MDW-1型摩擦磨损试验机开展牙轮钻头滑动轴承模拟工况下轴承单元摩擦学实验,研究钻井液质量分数对轴承摩擦磨损性能的影响。结果表明:钻井液的污染将降低润滑脂的黏度,改变润滑脂的流变性能;钻井液的污染总体上增大了滑动轴承单元摩擦因数及摩擦因数波动幅度,同时加大轴承的磨损,且在高转速下,润滑脂中较低含量的钻井液就会使滑动轴承单元的摩擦磨损达到最大值;钻井液中的超细碳酸钙和重晶石颗粒引起的磨粒磨损和犁沟效应,可能导致滑动轴承快速失效。     

托库孜巴依金矿充填料浆流变性试验研究

充填料浆的流变性是影响管道输送能力和充填能力的重要因素。以试验为主,在分析尾矿物理化学性质的基础上,对充填料浆的塌落度、扩展度,以及影响流变性的料浆浓度、充填倍线、充填管径等因素开展试验研究,以确定矿山实际生产的料浆浓度。研究结果表明:水泥的添加对料浆塌落度有明显的影响,将料浆流动性突变的临界料浆浓度由72%增加至74%;料浆浓度对流变性影响显著,推荐充填料浆浓度范围为70%～72%;在实际生产中,要根据矿山实际确定充填管道管径和充填料浆流速。该试验研究明确了充填料浆的流变特性,对矿山实现安全高效充填采矿意义重大,同时,也为类似矿山提供参考借鉴。