高密度无土相油基钻井液

高密度油基钻井液高温下重晶石易沉降,导致体系稳定性变差,传统方法采用高浓度有机土来解决,但其会引起钻井液黏度过高,造成ECD升高而引发井漏等复杂情况。针对以上问题,研发了一种具有强电稳定性能、增黏效果的小粒径乳化剂DEMUL,并开发了一种高密度无黏土相油基钻井液体系,通过加入DEMUL、苯乙烯-丁烯/丁二烯-苯乙烯嵌段共聚物(SEBS)与提切剂的协同作用,达到提高高密度油基钻井液的稳定性能,且配方简单、处理剂加量少。研究结果表明,该钻井液在200 ℃下老化160 h也能保持良好的流变性能,160 ℃恒温静置336 h后沉降因子为0.5074,表现出良好的稳定性,且具有良好的抑制性能和极压润滑性能。该钻井液体系在川渝页岩气某高密度水平井进行了应用,钻井过程中该体系流变性能稳定,携砂性能良好,抑制性能强,未出现井下复杂情况。      

无黏土高温高密度油基钻井液

针对塔里木盆地山前构造带井深高温以及地层裂缝发育的特点,研发了油基钻井液关键处理剂,其包括主乳化剂HT-MUL、辅乳化剂HT-WET、提切剂ZNTQ-1。乳化剂通过抗高温的亲水亲油官能团,在油水界面形成具有很强黏弹性的界面膜来提高乳化能力;基于超分子原理,提切剂通过在油水界面的氢键作用提高乳状液的凝胶强度,达到替代有机土的效果。以乳化剂和提切剂为核心处理剂配制的无黏土高温高密度油基钻井液,抗温达220℃,密度达2.50 g/cm3,老化后乳化稳定性好,不出现分层现象,高温高压滤失量小于10.0 m L,具有极好的滤失性,可通过柴油配制得到。无黏土高温高密度油基钻井液克服了以往有机土油基钻井液高温易降解失效和高密度下流变性差的缺点;同时提切剂取代有机土,除了能进一步加快钻速外,还能降低储层损害程度,是目前油基钻井液技术的领先技术,具有极好的应用前景。     

处理剂对抗高温高密度油基钻井液沉降稳定性的影响

为了解决抗高温高密度油基钻井液存在的静态沉降稳定性与动态沉降稳定性难以控制的技术难题,采用改进的VST 沉降测试法对抗高温高密度油基钻井液的动态沉降稳定性进行了测量,分析了有机土、提切剂、润湿剂以及提切剂与有机土配比对钻井液沉降稳定性及流变性的影响。结果表明,有机土加量越大,钻井液静态与动态沉降稳定性越好,密度差越小,但钻井液黏度越高; 提切剂与有机土达到合理配比时,可以提高钻井液沉降稳定性; 抗 200 ℃、密度为 2.0 g/cm3全油基钻井液优化配方为 :有机土加量为 3.5%～4.5%,提切剂加量为 0.25%～0.3%,提切剂与有机土加量最佳配比为1∶ （17～18）,润湿剂加量为 2.5%。      

油基钻井液稳黏提切剂的研制及应用

随着目前国内外对页岩气及非常规气藏的大规模开发,油基钻井液得到了广泛的应用。在水平井施工过程中暴露出高密度油基钻井液流变性调控困难、黏切过高、起下钻不畅、易粘卡等问题。为此以脂肪酸二聚体与多元醇为原料的反应产物复配以肉豆蔻酸,研制出一种油基钻井液用提切剂G322-MOD。评价了该提切剂在高密度无土相油基钻井液的提切性能、抗温性能以及在不同基础油的提切性能并与国外同类产品进行了对比。结果表明,提切剂G322-MOD可显著增强油基钻井液的动切力和低剪切速率切力,对黏切影响较小,抗温可达180℃,对基础油的适应广泛,可用于多种基础油。在长宁-威远页岩气示范区和四川反承包项目进行了推广应用,取得了良好的效果,解决了长水平段施工中高密度油基钻井液黏度过高而低剪切速率切力过低,钻井液流动性差,流变性难以调控的难题。为页岩气及其它非常规气藏低成本规模开发提供了技术保障。     

低切力高密度无土相油基钻井液的研制

传统的油基钻井液采用有机土作为增黏剂来增加悬浮重晶石的能力,是一种含土相的油基钻井液,高密度条件下含土相油基钻井液流变性控制困难限制了其应用的范围。为此,以新研制的复合型乳化剂(G326-HEM)为核心,构建了无土相油基钻井液体系,并对该配方进行了优选和性能实验。结果表明:1无土相油基钻井液体系无须使用辅乳化剂、润湿剂,具有配方简单,高密度条件下流变性好等特性;2与含土相钻井液相比,高密度条件下塑性黏度、终切力低,降低了高密度钻井液因黏切高诱发井漏的风险,可节省10%的基础油;3塑性黏度和动切力随着油水比的降低而升高,不同密度下的油基钻井液选用不同的油水比;4无土相油基体系配方对基础油的适应性较广,可广泛应用于合成基、矿物油基钻井液。结论认为,该成果较好地解决了无土相体系在高密度条件下的电稳定性弱、悬浮稳定性差的难题,为页岩气及其他非常规气藏规模开发提供了技术保障。     

基于低凝固点柴油的高密度油基钻井液 体系构建及性能

为了解决准噶尔盆地南缘低温环境钻井液的配制困难的问题,以现场用钻井液材料及配方为基础,采用低凝固点(-38℃)的-35#柴油为基油,通过调整乳化剂、提切剂、润湿剂及有机土等的加量,构建了适应低温环境的高密度油基钻井液体系,并评价了体系在低温(-10～-2℃)和高温(180℃)条件下的流变性及体系的抗污染、封堵性能.研究...     

密度对油基钻井液性能的影响

随着高密度油基钻井液被使用的越来越多,高密度时油基钻井液表现出的性能不稳定也逐渐被现场工程师发现。研究了密度对油基钻井液性能的影响,以及不同密度下温度、剪切时间、油水比、有机土、CaCl₂浓度和劣质固相对油基钻井液性能的影响。研究结果表明,重晶石能增加油基钻井液的黏度和切力,提高钻井液的乳化稳定性;油基钻井液的破乳电压和重晶石的加入量呈线性关系;在高密度时,油基钻井液的表观黏度受温度、油水比、有机土和劣质固相的影响程度比低密度时大;破乳电压在高密度时受油水比、CaCl₂浓度和有机土的影响比低密度时大。综上可知,密度的增加不仅单独对油基钻井液性能造成影响,还提高了油基钻井液对其它因素的敏感性。因此在使用高密度油基钻井液时,要加强对现场钻井液性能的监控和调节。      

国外油基钻井液提切剂的研究与应用进展

采用有机土调控油基钻井液流变性,存在活化慢、易高温稠化失效的弊端。以油基钻井液提切剂部分或全部替代有机土能有效解决该问题。在调研国内外文献资料的基础上,综述了油基钻井液提切剂分子结构的发展变化,分析了其通过形成氢键和分子间缔合提高钻井液低剪切速率黏度的作用机理,介绍了其性能评价参数和测试低剪切速率动切力(LSYP)的新型4刃转子,将钻井液的LSYP值控制在3.6～7.7 Pa之间,能防止钻屑和重晶石沉降。最后,以恒流变油基钻井液、微泡油基钻井液等为例,介绍了提切剂的应用和效果。     

新型全油基钻井液体系

为了满足深井、超深井、页岩气井等复杂结构井的钻井要求,研制了全油基钻井液用有机土和降滤失剂,确定了新型全油基钻井液体系配方,并通过室内实验和现场应用研究了其性能。采用长碳链季铵盐作为有机改性剂,制备用于全油基钻井液的有机土;采用褐煤类单体与胺类单体合成油基降滤失剂。有机土和降滤失剂性能优良、配伍性好,且降滤失剂的降滤失效果优于国内外几种同类型降滤失剂。通过研究各组分加量对全油基钻井液体系性能的影响,确定了各组分的加量,配制的不同密度全油基钻井液均有良好的基本性能。室内实验结果表明:全油基钻井液沉降稳定性较强,抗温可达200℃,密度在0.9~2.0 g/cm3可调,抑制性能强,抗污染和润滑性能较好,储集层保护效果好,具有泥页岩水化抑制作用。现场应用结果表明:全油基钻井液性能稳定,满足现场施工要求,可延长钻头使用寿命并有效抑制井壁失稳,与水基钻井液相比密度更低、平均机械钻速更高。     

聚醚脂肪酸类油基钻井液提切剂的研制与应用

针对油基钻井液切力低,易导致沉砂卡钻等严重问题的现状,合成了一种聚醚脂肪酸类油基钻井液用提切剂LQZ。利用红外光谱、热重曲线、凝胶强度和界面扩张流变参数等测试方法,分析了提切剂的结构、热稳定性、凝胶性能和作用机理,同时探究了基础油、油水比、密度和温度对其提切效果的影响。结果表明,该提切剂分子中含有羟基、酰胺基、酯基、醚键,能形成网架结构,提高悬浮能力,且具有快速弱凝胶特点;300℃无明显热分解;加量小于0.85%时有利于乳液稳定性;该提切剂对白油基、柴油基和合成基钻井液体系普遍适用,且白油基中效果最好;当钻井液油水比为8∶2、密度为2.1 g/cm³、190℃时提切效率最佳,动切力、φ₆及φ₃读数和静切力增长约1倍;与国外同类产品相比,LQZ具有提切不增塑性黏度的优势。LQZ在现场页岩油气井应用时,动切力、φ₆及φ₃读数和静切力基本增加100%,塑性黏度无明显增长。LQZ能够提高油基钻井液悬浮能力,不显著增加塑性黏度,具有很好的推广应用前景。     

油酸酰胺型油基钻井液降黏剂作用机理

在基浆中分别添加不同类型的黏土,模拟地层土对钻井液黏度的影响,添加不同浓度的沥青降滤失剂模拟沥青对钻井液黏度的影响。结果表明,在基浆中分别添加5%有机土、15.5%沥青降滤失剂后基浆塑性黏度增加100%,动切力至少增加370%。在污染后的基浆中添加1%油酸酰胺型降黏剂后,可使混入黏土的基浆塑性黏度降低10%,动切力降低80%以上;添加15.5%沥青的基浆动切力降低73%以上,说明油酸酰胺可拆散劣质固相形成的网架结构。在南缘天安X井现场油基钻井液老浆(密度为2.25 g/cm3)中添加1%油酸酰胺型降黏剂,其塑性黏度降低15%,而动切力可降低30%以上。油酸酰胺降黏剂在油基钻井液老浆中主要作用是拆散劣质固相形成的网架结构,降黏规律与基浆中含有过量黏土和沥青污染物相关。高温高压流变测试结果表明,在205 ℃下油酸酰胺型降黏剂仍能使现场油基钻井液老浆的塑性黏度降低4.76%、屈服值降低8.70%,拆散现场浆中过量的网架结构,有效地改善了现场浆的流变性。      

抗高温高密度无土相柴油基钻井液室内研究

针对常规高密度油基钻井液不利于提高机械钻速且流变性难以控制的缺点,通过分子结构设计,合成了抗高温乳化剂HT-MUL和提切剂ZNTQ-I,并配制了抗高温高密度无土相柴油基钻井液。通过电稳定性试验和高温老化试验,评价了乳化剂、提切剂的单剂效果,并对研发的无土相油基钻井液进行了抗温性、稳定性、抗污染能力和抑制性试验。试验结果发现:HT-MUL乳化剂具有较高的破乳电压,抗温达220℃;提切剂加量为0.5%时提切效果显著;在150~220℃条件下,2.50 kg/L无土相油基钻井液破乳电压在2 000 V左右,可抗质量分数25%蒸馏水的污染和质量分数15% CaCl2溶液的污染。研究结果表明,抗高温高密度无土相柴油基钻井液的密度可达2.50 kg/L,抗温达220℃,具有良好的稳定性、悬浮性和抗污染能力,能够满足提高钻速和保护油气层的要求。      

高性能油基钻井液的研制及在彭页3HF井的应用

彭页3HF井为一口页岩气评价井,水平段长1150m,三开龙马溪组页岩黏土矿物含量高达30.05％,以伊利石和伊/蒙混层为主,且页岩微裂缝发育,对钻井液性能要求高.研制出了能增强油水两相乳化效果的大分子乳化剂和新型提切剂,新型提切剂通过电性作用可增强油水界面膜的强度,减少分散相的团聚几率,能与乳化剂协同增效,进一步提升体系乳化稳定性;结合优选的改性褐煤降滤失剂SMFLA-O和封堵剂SMRPA、SMFibre-O等,形成了一套高性能油基钻井液.该油基钻井液在该井三开钻进期间,塑性黏度为20～28 mPa·s,动切力为10～15 Pa,表现出低黏高切的流变性;破乳电压高,性能稳定;封堵防塌能力强,无剥落、掉块现象,且钻井液消耗量低;井眼清洁、无岩屑床,摩阻、扭矩低,无托压现象,确保了该井顺利完钻,累计进尺1815 m.     

新型无土相油基钻井液研究与现场试验

针对常规有土相油基钻井液因有机土及沥青降滤失剂等黏度效应较大、不利于流变性控制和低密度白油油基钻井液适用范围窄的问题,以自主研发的增黏提切剂、乳化剂和聚合物降滤失剂为基础,通室内试验考察了其配伍性并优选了其加量,形成了无土相油基钻井液。室内试验结果表明,无土相油基钻井液在油水比为70:30~100:0、温度为80~160℃、密度为0.9~2.2 kg/L时,塑性黏度可控制在55 mPa·s以内、破乳电压在450 V以上,API滤失量小于2 mL,抗钻屑污染达30%,抗水污染达20%,加重材料对润滑性能影响非常小。焦石坝区块4口页岩气水平井的现场试验表明,无土相油基钻井液原材料少,维护处理简单,流变性易于控制,固相含量低,具有良好的剪切稀释性,有利于降低循环压耗,提高机械钻速。      

高密度油基钻井液降黏剂及其现场应用

高密度油基钻井液稠化的主要原因之一是钻井过程中劣质固相的侵入,特别是低密度固相含量的不断增加。劣质固相经过油基钻井液中的润湿剂、乳化剂作用后使其具有了一定的活性,增强体系的网架结构,导致钻井液的黏度和切力上涨。以月桂酰胺、硬脂酸酰胺和芥酸酰胺为原料,按照质量比1∶2∶1合成了分子链中具有可吸附胺基、酰胺基的多元活性基团的降黏剂CQ-OTA。降黏评价实验表明:CQ-OTA能够将固相含量为48.5%高密度稠化油基钻井液的塑性黏度降低25.0%,静切力降低60.0%,其在油基钻井液中的推荐加量为0.5%～1.5%;在威202HX平台现场应用,能够改善油基钻井液的流变性,提高劣质固相容量限,塑性黏度由53.0 mPa·s下降至40.0 mPa·s,10 min静切力由23 Pa下降至14.5 Pa,保证了高密度油基钻井液顺利钻至目的井深,提高了高密度油基钻井液重复使用效率,降低了钻井成本。      

抗高温油基钻井液用提切剂的研制及性能评价

针对油基钻井液在施工过程中流变性难以调控,钻井液泥浆动静切力比较低、容易发生沉降等问题,研制了一种抗高温油基钻井液用提切剂,在高温条件下仍能保持有效的提切性能。采用高纯度二聚酸(98%)、多烯多胺以及多元醇胺为原料,通过四元共聚法合成了一种可抗高温的油基钻井液用提切剂(命名为FPR-1),并对其做结构表征和性能评价。结果表明:提切剂FPR-1满足分子结构要求,可显著增强油基钻井液体系的动静切应力和电稳定性,动切力从6 Pa提高到12 Pa,破乳电压高达1 496 V,提高了钻井液降滤失效果,滤失量仅2.4 mL,且观察滤饼厚度极薄,泥饼质量得到极大的改善,更重要的是其抗温能力可达到220℃,适用于高温高压地层环境,解决了现场施工过程中泥浆流变性难以调控及钻遇高温高压地层钻井液部分性能失效的难题。     

高密度无黏土相饱和盐水钻井液研究

为了满足巨厚盐膏层快速钻进和保护储层的需要,通过对增黏剂、降滤失剂、封堵剂以及复合盐水的优选,采用无黏土相配制钻井液,最终得到了高密度无黏土相饱和盐水钻井液体系。室内性能评价表明,该钻井液体系在密度达到2.30g/cm3时,具有良好的热稳定性,抗侵污性能和抑制性能,且高温高压下仍具有较低的滤失量,可以保持良好的流变性,能够满足现场作业的要求。     

无土相油基钻井液关键处理剂研制及体系性能评价

针对传统油基钻井液固相含量较高、不利于提高机械钻速和保护储集层的问题,研制了一种无土相油基钻井液体系,阐述了关键处理剂的合成方法、作用机理,并进行了体系性能评价。利用二聚脂肪酸与二乙醇胺反应,制备了提切剂;利用脂肪酸的氧化和加合反应,制备了主乳化剂;对脂肪酸进行酰胺化改性,制备了辅乳化剂;将丙烯酸单体引入到苯乙烯、丙烯酸丁酯聚合反应中,合成了水性丙烯酸树脂降滤失剂。提切剂通过分子间的氢键作用增强乳液中液滴、颗粒之间的相互作用力,在乳液中形成三维网架结构,从而起到提切的作用。室内性能评价实验表明:无土相油基钻井液可抗220℃高温,高温高压滤失量小于5 mL;与传统油基钻井液相比,无土相油基钻井液具有较低的黏度以及较高的切力、动塑比和渗透率恢复值,有利于提高钻速、清洁井眼和保护储集层。     

抗高温高密度油基钻井液在塔里木油田大北12X井的应用

大北12X井是2018年塔里木油田的一口高温高压评价井,位于库车坳陷克拉苏构造带大北段大北12号构造东高点,该区块库姆格列木群膏盐岩段（4267～5287 m）普遍为高压～超高压,局部存在高压盐水层、漏层。钻井过程中,易出现井壁失稳、漏失、盐水侵等复杂技术难题。针对该区域的地质特点和作业要求,分析了高温高压作业条件下油基钻井液体系的技术难点,优选出抗高温高密度油基钻井液体系配方,并且通过室内实验,模拟高温高压井段作业可能出现的风险,进行了系统的工况模拟评价。实验结果表明,抗高温高密度油基钻井液体系性能稳定,破乳电压为1562 V、高温高压滤失量为1 mL,体系抗30%体积分数的近饱和NaCl盐水污染,污染后体系表观黏度变化小于10%,滤失量小于2 mL,破乳电压为1002 V。体系抗温稳定能力强,室内实验170℃老化10 d后体系流变性能稳定,沉降因子为0.522。现场应用表明,抗高温高密度油基钻井液体系能够解决塔里木油田库车坳陷克拉苏构造带高温高压超高压盐膏层作业难题。四开井段,钻井液密度为2.43 g/cm3,油基钻井液保持了良好的钻井液流态,较低的黏度、切力及ECD等优良参数,未造成黏度、切力过高引起井漏等复杂情况。该井钻遇盐膏层厚度达2135 m,油基钻井液抗石膏污染能力强,流变性能稳定。      

深水低温条件下油基钻井液流变性能实验研究

深水钻井过程中,海水低温环境对油基钻井液的流变性能有较大影响.文中采用Haake RS300流变仪测试了油基钻井液低温下的流变性能,并研究了基础油种类、提切剂、有机土和加重剂加量对钻井液低温流变性能的影响.结果表明,Haake RS300流变仪能精确描述油基钻井液低温下的流变性能,特别是低剪切速率下的流变性能;低温条件下,油基钻井液的剪切应力随剪切速率的变化呈现2个阶段（极低剪切速率下的线性阶段和中、高剪切速率下的剪切稀释阶段）;基础油种类、提切剂、有机土和加重剂加量对油基钻井液低温下的流变性能影响显著,特别是低剪切速率条件下的流变性能.