超高温(240℃)水基钻井液体系研究

针对中国目前高温深井钻井的需求，研制出了一种新型抗高温水基钻井液体系，抗温可达240℃。该体系主要由抗高温保护剂、高温降滤失剂、封堵剂、增粘剂等组成。抗高温保护剂GBH可以大幅度提高磺化聚合物的抗高温降滤失性能、高温稳定性能及钻井液体系的整体抗温性能。评价了新型抗高温水基钻井液体系在高温下的高温稳定性、高温高压降滤失性能、流变性能、抑制性能和抗钻屑污染性能。实验结果表明，该抗高温水基钻井液体系各种密度配方在240℃温度下均具有良好的高温稳定性，高温高压滤失量低，并具有良好的流变性能、抑制性能和抗钻屑污染性能。     

240℃超高温饱和盐水钻井液室内研究

针对超深井钻井工艺对钻井液的要求,采用抗高温降滤失剂MP488、抗高温解絮凝剂LP527、抗盐高温高压降滤失剂HTASP,配制了抗温达240℃、密度为2.0 g/cm3的饱和盐水钻井液体系。性能评价结果表明,该钻井液体系经过240℃、16 h高温老化后具有良好的流变性,高温高压滤失量(180℃)小于20 mL,钻井液抗钙、钻屑、黏土污染性能好,页岩一次回收率达97.4%,沉降稳定性好。     

深井高温水基钻井液体系研究

钻井液在高温下的流变性、滤失性控制是抗高温钻井液技术的难点;以高温稳定剂为核心处理剂,研制出一套耐抗200℃高温的水基钻井液体系;评价了该钻井液体系在高温下的稳定性、高温高压流变性能、抑制性能和抗污染性能;试验结果表明,抗高温钻井液体系热稳定性好,经过200℃高温老化后,高温高压滤失量低,流变性好,并具有良好的抑制性能和抗盐、抗劣土侵性能。     

爆聚法合成抗高温抗盐水基降滤失剂及性能评价

为了克服水相聚合法产物含量低、烘干过程分子量易增大和高能耗等问题,通过爆聚法利用单体苯乙烯磺酸钠和2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸分别与丙烯酰胺和二甲基二烯丙基氯化铵合成制备了抗高温抗盐降滤失剂WS-1和WS-2。借助红外光谱（FT-IR）和热重分析（TGA）,表征了降滤失剂的分子结构和热稳定性,并且进行了降滤失剂在高温高盐水基钻井液中的流变性和高温高压滤失性能的影响实验。结果表明,具有刚性苯乙烯磺酸钠分子链段的降滤失剂WS-2具有良好的高温稳定性,热分解温度为310℃,降滤失剂WS-2在220℃饱和盐水基钻井液中高温高压滤失量为7.6 mL;具有大分子支链2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸链段的降滤失剂WS-1热分解温度为270℃,200℃饱和盐水基钻井液中高温高压滤失量为1.6 mL;利用爆聚法合成的降滤失剂WS-1和WS-2均具有良好的抗温抗盐性能。      

耐240℃高温水基成膜钻井液的室内研究

为解决深井井壁失稳及钻井液流变性不稳定、滤失量大的问题,通过引入无机成膜剂和有机成膜助剂稳定井壁,研发出一套耐240℃高温水基成膜钻井液体系。通过正交实验优选体系配方,利用光学显微镜观察页岩表面成膜,通过页岩热滚回收实验、泥球浸泡测试实验、高温高压滤失测试、粒度分析、扫描电镜等测试对钻井液的页岩表面成膜特性、抑制性、流变性能和滤失量进行了室内研究。结合泥饼微观形貌特征进行理论分析,完成了钻井液性能评价,获得了性能稳定的耐高温成膜钻井液配方。结果表明,在240℃下体系流变性能稳定、动切力合理,滤失量低（240℃老化后API滤失量为5.6 mL,200℃高温高压滤失量为14 mL）,泥饼薄韧,成膜性能好,且具有良好的抑制性和封堵能力,有望在深井或高温地热钻探施工中应用。      

水基钻井液用抗高温降滤失剂的合成与性能评价

钻井液用降滤失剂在高温、盐水等复杂环境下失效是深井、超深井钻探开发过程中遇到的突出问题。采用丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)、N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)和N-异丙基丙烯酰胺(NIPAM)为原料,合成了水基钻井液用抗高温降滤失剂JLS200,并对其进行了红外光谱和热重分析,评价了其在钻井液中的性能。结果表明,所合成的抗高温降滤失剂热稳定性好,抗温达200℃,抗盐至饱和;在KCl钻井液中具有良好的配伍性,滤失量低、流变性好,加入1% JLS200后,200℃老化后的API滤失量由12 mL降至3.2 mL,高温高压滤失量由54 mL降至15 mL,高温老化前后钻井液黏度和切力变化不大。该钻井液用降滤失剂具有较好的应用前景。      

超高温超高密度钻井液室内研究

分析了超深井高温高压条件下钻井液技术难点,采用室内合成的黏度效应低的抗高温降滤失剂MP488,LP527和HTASP为主处理剂,同时在体系中引入KCl,制得抗温240℃、密度2.5 g/cm3的超高温超高密度钻井液。该钻井液经240℃/16 h高温老化后仍具有良好的流变性,高温高压滤失量(180℃)小于25 mL。钻井液的抗盐、抗钻屑和黏土污染能力强,页岩一次回收率达99.4%,沉降稳定性好。解决了流变性与滤失量控制难以及黏土高温分散导致钻井液增稠、胶凝等问题。     

抗240℃超高温水基钻井液室内研究

针对中国大陆科学钻探松科2井深部高温层段钻井作业需要,通过研制出高温稳定剂MG-H2,引入抗高温抗盐的凹凸棒土,优选抗高温降滤失剂,设计出一套以钠膨润土和凹凸棒土为黏土相的低固相抗240℃超高温的水基钻井液配方。MG-H2是采用反相乳液聚合方式研制出的一种油包水型高温稳定剂,其具有球状高分子柔性搭接、增强悬浮稳定性作用和半刚性微粒黏度特性,能实现对钻井液黏度、润滑、滤失性能的综合控制。优选出的3种降滤失剂及其加量配比为3%Lockseal+1%硅氟降滤失剂+1.5%Soltex。综合性能评价结果表明,该抗高温钻井液经过240℃高温老化后性能稳定,具有良好的流变性能和滤失造壁性能,抑制和润滑性能满足钻井需要,能抗10%膨润土、5%Na Cl和1%Ca Cl2的污染。为松科2井下阶段抗260℃超高温钻井液的研制奠定了良好基础。     

抗220 ℃高温水基钻井液技术研究

深井、超深井高密度水基钻井液的热稳定性一直是国内外钻井液行业研究的关键问题之一。为了提高钻井液的抗高温能力,研究了高温对钻井液的影响及相应的技术对策,形成了一套密度为2．00g／cm ^3～2．35g／cm^3抗220℃高温的水基钻井液体系。该体系由四类核心处理剂组成：抗高温复合降滤失剂、抗高温降粘剂、润滑封堵防塌剂及高温稳定剂。评价了水基钻井液体系在高温下的高温稳定性、高温高压流变性能、抑制性能和抗污染性能。实验结果表明,该体系具有良好的热稳定性,钻井液经过220℃高温老化后,高温高压滤失量低,流变性好,并具有良好抑制性能和抗盐、钙及钻屑等污染性能。     

莫深1井抗高温高密度KDF水基钻井液室内研究

莫深1井是位于准噶尔盆地中部马桥凸起莫索湾背斜上的一口超深预探井，设计井深为7380m，预测地层压力系数为2．12，预测井底温度为204℃。针对莫深1井高温高压并存问题，成功研制出抗高温高密度KDF水基钻井液。该体系主要由高温降滤失剂、防卡降滤失剂、抑制性降滤失剂、高温保护剂、高温封堵剂、高温增效剂、包被剂、润滑剂等组成。实验结果表明：密度为2．30g／cm^3的KDF水基钻井液体系在120～220℃范围内，滚动16h、48h及72h后均具有较好的热稳定性、沉降稳定性、流变性、失水造壁性、润滑性及抗污染性能，且配方的重复验证性较好。KDF水基钻井液配方应用范围广，可通过调整体系中处理剂的加量来满足莫深1井深井段不同温度条件下的钻井施工要求。     

超高温钻井液体系研究(Ⅲ)——抗盐高温高压降滤失剂研制

目前,高温高压降滤失剂磺化酚醛树脂(SMP)等不能满足超高温条件下盐水和饱和盐水钻井液高温高压滤失量控制及流变性的需要.为此,利用分子修饰,通过合成条件及配方优化,合成了一种抗盐高温高压降滤失剂HTASP,对其性能进行了评价,并借助红外光谱和热分析对产物的结构和热稳定性进行了分析.结果表明,HTASP热稳定性好,在盐水和饱和盐水钻井液中均具有较好的控制高温高压滤失量的能力,与磺化褐煤(SMC)和降滤失剂LP527、MP488等具有良好的配伍性,与LP527、MP488 和SMC等组成的高密度盐水钻井液体系高温稳定性好,流变性易于控制,高温高压滤失量小于16 mL,为盐水超高温钻井液体系的研究奠定了基础.     

抗高温高密度水基钻井液室内研究

针对深井和超深井钻井工艺技术对钻井液的要求,合成了抗高温不增黏降滤失剂CGW-1、抗盐高温高压降滤失剂CGW-2等处理剂.CGW-1抗温达220℃,黏度低,能避免钻井液高温增稠现象;CGW-2具有良好的抗盐性能.以它们为主处理剂形成了密度为2.5 g/cm3的淡水钻井液及密度为2.3 g/cm3的饱和盐水钻井液.实验结果表明,该抗高温高密度钻井液经过220℃、16 h高温老化后具有良好的流变性,高温高压滤失量小于20 mL;密度为2.5 g/cm3的淡水钻井液具有良好的抗岩屑、黏土、钙污染能力、较强的抑制性和良好的沉降稳定性.     

超高温水基钻井液的室内研究

为了满足当前深井、超深井逐步向深层次开发的需要,研制了一种抗温达240℃的超高温水基钻井液,其主要以新研制出的抗高温增黏护胶剂MG-H来控制流变性能,并选用了合成聚合物类降滤失剂SHTR和高温成膜封堵剂HOSEAL等其他配伍性添加剂.室内实验结果表明,该钻井液抗温性能好,稳定性高,在经过240℃高温老化之后,仍能保持稳定的流变性能和滤失性能,且流变性能变化较小;具有较好的抑制性和抗污染能力;密度和温度适用范围广,适合于各种类型的高温高压井的钻井作业.     

抗高温微交联聚合物降滤失剂的制备与性能评价

为提高聚合物降滤失剂耐温抗盐性和与高密度高固相深井钻井液体系的配伍性,以自制的六烯基单体TDED为交联剂,与丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)进行自由基共聚反应,制得微交联共聚物降滤失剂PTAPN。通过红外光谱仪表征了产物结构,研究了PTAPN的抗温耐盐性及与不同密度钻井液的配伍性。结果表明,产物分子结构与设计相符。PTAPN在高温、高矿化度环境中具备良好的降滤失性能。加入2%PTAPN后,淡水与复合盐水基浆240℃老化前后的黏度增加,滤失量大幅降低。PTAPN与不同密度水基钻井液的配伍性良好,可有效控制密度为2.30 g/cm3的加重钻井液在高温环境中的流变性与滤失量。当老化温度为240℃时,加重钻井液的API滤失量与高温高压滤失量分别为2.6 mL和12.6 mL,远小于含常规线性聚合物降滤失剂的钻井液。PTAPN适于作为高温高密度钻井液体系的降滤失剂。     

新型抗高温油基钻井液降滤失剂的研制与性能

通过二乙烯三胺对腐植酸进行酰亚胺化交联反应,再利用十八烷基三甲基氯化铵对其进行亲油改性,制备了抗温达220℃的油基降滤失剂DR-FLCA。借助红外光谱、扫描电镜和热重分析,表征了降滤失剂DR-FLCA的分子结构、微观形貌和热稳定性,并通过实验评价了降滤失剂DR-FLCA对抗高温高密度油基钻井液流变性、电稳定性和高温高压滤失性能的影响。结果表明:降滤失剂DR-FLCA分子结构上有具有乳化功能的酰亚胺基、酚羟基和醇羟基等基团以及亲油长链铵,该降滤失剂微观结构为质地疏松的纤薄层片状聚集体颗粒,热分解温度为248℃。加有降滤失剂DR-FLCA的密度为2.4 g/cm3的油基钻井液在220℃老化16 h后高温高压滤失量仅为8.6 mL,破乳电压高达1154 V,塑性黏度为69 mPa·s,动切力为7 Pa,证明该降滤失剂在抗高温高密度油基钻井液中具有良好的降滤失性能、辅助乳化性能和降黏作用,高温高压降滤失性能(200℃)略优于贝克休斯和哈里伯顿降滤失剂产品(高温高压滤失量分别为5.4、8.2、6.5 mL),泥饼更薄、更坚韧,且对比体系老化后电稳定性均有不同程度的降低。      

抗高温聚合物降滤失剂PFL-L的研制与应用

为使抗高温钻井液具有良好的流变性及高温高压滤失量,防止高温稠化,采用氧化-还原引发聚合反应,合成了一种低相对分子质量的抗高温聚合物降滤失剂PFL-L,进行了红外光谱和热重分析;采用凝胶渗透法测定了产物相对分子质量,评价了高温高盐情况下聚合物降滤失性能及配伍性。评价结果表明,PFL-L热稳定性好,产物分子量具有多分散性,适用于超深井钻井液处理剂,高温高盐条件下在显著降低钻井液滤失量的同时,可很好地控制钻井液高温下的黏度,抗温220℃,抗NaCl可达36%。该降滤失剂在徐闻X-3井进行了现场应用,应用结果证明,由PFL-L等处理剂形成的超高温钻井液热稳定性好,确保了徐闻X-3井三开长裸眼井段的顺利钻进,完钻井深6 010 m,取得了良好的应用效果,满足了安全高效钻井需求。      

抗260℃超高温水基钻井液体系

通过引入抗高温降滤失剂MP488、高温流型调节剂CGW-6,使超高温钻井液流变性得到控制,通过采用抗盐高温高压降滤失剂HTASP-C,使超高温钻井液高温高压滤失量得到有效控制,形成了抗温达260℃、密度为2.35g/cm3的淡水钻井液配方,并对其进行了抗温机理分析和性能评价。结果表明,该淡水钻井液抗Na Cl污染可达饱和,页岩滚动回收率达94.1%,抗钻屑、膨润土污染能力强,具有良好的沉降稳定性,在密度为2.0~2.5 g/cm3时表现出较好的适应性,能够满足钻井液抗温260℃性能要求。     

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。      

抗高温强封堵防塌钻井液体系研究与应用

针对高温深部复杂地层的钻探需求,通过分子设计研发出一种抗温达200℃、具有刚性结构和高温形变能力的抗高温封堵防塌剂SMNA-1。该剂在140~200℃广谱温度范围内,能够通过其变形性和黏结性有效地堆积填充黏结滤饼,同时利用其自身的疏水性能在滤饼表面形成封堵膜,束缚自由水,增强滤饼的韧性和致密性、降低高温高压滤失量,提高钻井液的封堵防塌能力。以抗高温封堵防塌处理剂为主剂SMNA-1,优选抗高温降滤失剂SMPFL-L、SML-4和高效润滑剂SMJH-1等抗高温处理剂,构建出抗高温强封堵钻井液体系。抗高温聚合物降滤失剂SMPFL-L以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基长链烷基磺酸、双烯磺酸等单体采用自由基聚合制得,分子量较低,且分子量分布具有多分散性,饱和盐水基浆中加入2% SMPFL-L后可使高温高压滤失量降低至54 mL,该剂还具有良好的解絮凝作用,耐温达210℃。抗高温抗盐降滤失剂SML-4是针对高密度钻井液固相加重材料含量高对降滤失剂要求,研发的一种降滤失剂,其能够部分改变加重材料表面性质,提高加重材料的分散性,降低水化膜厚度,4% SML-4可使高密度盐水浆的API滤失量由164 mL降至5.8 mL,且不增加钻井液的黏度。在密度为2.0 g/cm3钻井液中加入2%高效润滑剂SMJH-1,极压润滑系数降低率为24%。该体系在新疆顺北1-1H井三开井段现场应用近1 300 m,施工顺利,未出现任何复杂情况,试验井段平均井径扩大率仅6.88%,井身质量好,取得了良好的应用效果。      

有机硅抗高温钻井液体系的室内研究

提出了一种新型的有机硅抗高温钻井液.该钻井液以高温稳定的硅基有机物为主要组分,并引入一种以2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)为单体的四元共聚物高温抗盐降滤失剂OCL-JB,基本配方为:4%膨润土 6%OCL-JB 4%OCL-JA(降滤失剂) 2%OCL-GLT(降滤失剂) 0.5%OCL-GNT(降粘剂) 重晶石.硅基有机物增加了甲基含量,并引入了抗高温稳定剂和磺化物,从而提高了其化学稳定性和高温稳定性.该有机硅抗高温钻井液具有好的页岩抑制性、润滑性和井眼稳定性;滤失量小,滤饼薄且致密,可有效防止钻头泥包;携砂能力强,流变性容易控制;在高矿化度下,钻井液性能稳定,能抗5%评价土、4%NaCl和2?SO4的污染;抗温能力强,在180 ℃以上;而且体系所用材料无毒、无荧光,适用于深井钻探.