超高密度水基钻井液滤失造壁性控制原理

加重剂是影响超高密度水基钻井液滤失造壁性的重要因素。从理论上分析了加重剂沉降以及加重剂表面水化作用对钻井液滤失造壁性的影响,得出加重剂颗粒的沉降以及其表面水化能力是影响滤失造壁性的重要因素。由此提出了稳定超高密度水基钻井液静态滤失的技术思路,即通过改善加重剂的沉降稳定性和表面水化能力来控制钻井液的滤失造壁性。提出了采用一种能吸附在加重剂表面,增大其表面Zeta电位绝对值和水化能力的处理剂来改善超高密度水基钻井液滤失造壁性的技术方法。研究出一种润湿分散剂GR,室内实验评价了其对加重剂表面Zeta电位的影响,以及对超高密度水基钻井液沉降稳定性和滤失量的影响。研究结果表明,GR可显著提高加重剂的Zeta电位绝对值,并能明显改善钻井液的沉降稳定性和滤失造壁性,从而验证了该技术方法的可行性。     

针对页岩气井钻井液的新型滤失造壁性能评价方法

鉴于目前页岩油气开采中使用致密低渗测试介质来测试滤失造壁性能的需要,从紧密堆积理论出发,以毫微重晶石和商用重晶石作为固体颗粒材料,采用实验室常见的高速搅拌器和高温高压滤失仪作为实验设备,制作模拟页岩地层低渗泥饼。通过改善毫微重晶石的分散稳定性和调整2者质量比等方法,逐步降低泥饼渗透率,最终确定配方为:1 000mL水+100 g毫微重晶石+10 g聚丙烯酰胺+50 g聚丙烯酸钠+200 g商用重晶石+7 g提切剂,按此配方得到的标准泥饼平均厚度为2.24 mm,平均渗透率为1.42×10-7 D,稳定性良好,重现性较高。以此法测试了常见页岩气井水基钻井液体系,进一步验证了该方法适用于模拟微孔、缝发育的页岩地层,可有效评价钻井液在该类地层中的滤失造壁性能。      

超高密度有机盐钻井液流变性和滤失量控制技术

针对中海油缅甸区块存在异常高压的特点,开展了超高密度钻井液技术研究。分析了超高密度水基钻井液技术难点以及超高密度水基钻井液流变性和滤失量的影响机理,提出超高密度水基钻井液性能调控思路,研究了有机盐weight3对高密度钻井液性能的影响,进行了无黏土有机盐体系中的降滤失剂和封堵剂的优选实验,室内优选出密度为2.80g/cm3的有机盐水基钻井液体系并对其进行室内评价。该体系的表观黏度小于100mPa·s,高温高压滤失量小于15mL,评价表明:体系的热稳定性好,可抗160℃高温;具有良好动力稳定性,室温下放置24h后,上下钻井液的密度差为0.03g/cm3;抗污染能力强,能抗5%NaCl、1%石膏和5%劣质土,体系的综合性能可满足现场需要。     

钻井液滤失造壁性能评价方法研究现状

介绍了现有钻井液泥饼渗流特性、孔喉大小、厚度及压缩性等质量参数的评价、仪器及其评价方法,并分析了扫描电镜、能谱仪等仪器设备在泥饼微观结构及组分分布特征表征方面的研究与应用现状。现有研究思路侧重于对样品表面形貌的观测,在优化钻井液滤失造壁性能时仍然缺乏对泥饼内部微观结构的基础性认识,未来应继续深入开展对钻井液泥饼微观结构空间分布特征方面的研究分析,进一步弄清钻井液降滤失作用机理及降低钻井液滤失量的途径,发展并完善钻井液滤失造壁性调控机理基础理论,为新型高效处理剂的研制以及钻井液技术水平的提升提供指导和技术支撑。      

钻井液滤失规律及其回归方程

由于钻井液在不同滤失介质和不同条件下的滤失性能有较大差异,按照API标准进行的滤失量测定不能全面地反映钻井液滤失性能。因此,根据Ostwarld方程,对实验条件下测定的滤失数据进行处理并得出滤失回归方程。实验证明,钻井液滤失方程既是钻井液自身滤失特性的规律性概括,又反映了钻井液与所接触地层的匹配程度,可以此为依据设计和优选钻井液、判断钻井液滤液损害深度。实验研究了滤饼渗透率的变化规律及测定方法,认为用恒定滤失速率表示滤饼渗透性是较好的方法。     

钻井液降滤失剂研究述论

介绍了国内油田用钻井液降滤失剂的研究近况,包括改性天然产物降滤失剂、合成聚合物类降滤失剂、合成树脂类降滤失剂、有机-无机复合降滤失剂、成膜降滤失剂和其他新型降滤失剂。总结了近年来钻井液降滤失剂研究的思路和方法,探讨了钻井液降滤失剂的发展趋势。     

成膜性聚合物钻井液降滤失剂的研制及评价

通过乳液聚合制备出一种两亲性聚合物,配合宏观和微观搭桥剂,构成了一种聚合物基成膜性钻井液降滤失剂,介绍了该处理剂的作用机理.红外光谱分析结果表明,该两亲性聚合物具有大量的羟基,这为形成分子有序体提供了良好的基础,同时高密度羟基能够对页岩产生抑制作用;扫描电镜观察表明,该聚合物可以在滤纸及砂石表面形成坚韧薄膜;宏观搭桥剂的粒径分布集中于160～247μm,微观搭桥剂的重均分子量约为4.0×10<'5>,其与数均分子量的比值为2.3.室内以淡水钻井液和胜利油田现场钻井液为研究对象,考察了该聚合物的降滤失性能.结果表明,该成膜性降滤失剂的降滤失效果明显,当其加量为2%时,钻井液的中压、高温高压及可视砂床中压滤失性能均优于现有的工业化产品.     

油包水钻井液降滤失规律研究

钻井液滤失性是钻井液的重要性能。通过对加入不同降滤失剂的油包水钻井液体系滤失规律的试验研究,表明油基钻井液体系的滤失性和水基钻井液有着相同的规律,滤失量的大小和时间的平方根呈线性关系,油包水钻井液降滤失剂的评价方法可以采用与水基钻井液相似的方法进行评价,但是需要对破乳电压进行测定。当油基钻井液体系经过高温老化后,油包水钻井液的滤失量会大幅度降低,这使得油基钻井液在高温地层钻井时有很好的优势,能更好地维持钻井液的性能稳定。     

一种获得具有稳定流变及滤失效果的高温水基钻井液的新方法

提出了一种新的高温水基钻井液的实现方法,该方法通过MieroG来达到粘度控制和滤失控制的双重效果;试验研究表明,在结合聚胺和成膜封堵材料的情况下,采用MieroG可以方便地配制得到具有良好抗温能力的高温钻井液,在温度达到185℃的情况下,钻井液的流变性能和滤失性能较好。     

多元醇钻井液高温流变性研究

用Ｆａｎ－５０型高温高压流变仪对聚醚多元醇钻井液高温流变性进行了实验研究,对描述该钻井液高温流变性的流变模式进行了优选。实验结果表明,幂律模式和赫－巴模式是描述该粘井液流变性能的较佳模式;随温度的升高,该钻井液流型指数ｎ、稠度系数Ｋ、高剪切粘度ηＨ呈先升高后降低的变化趋势。     

Research on deepwater synthetic drilling fluid and its low temperature rheological properties

With the rapid development of deepwater drilling operations,more and more complex technical challenges have to be faced due to the rigorous conditions encountered.One of these challenges is that the drilling fluid used must had good rheological properties at low temperatures and high ability to inhibit hydrate formation.Synthetic drilling fluid has been widely applied to deepwater drilling operations due to its high penetration rate,excellent rheological properties,good ability to prevent hydrate formation,and high biodegradability.A synthetic drilling fluid formulation was developed in our laboratory.The rheological properties of this drilling fluid at low temperatures (0-20 °C) were tested with a 6-speed viscometer and its ability to inhibit hydrate formation was evaluated at 20 MPa CH 4 gas and 0 °C by differential scanning calorimetry (DSC).Several factors influencing the low temperature rheological properties of this synthetic drilling fluid were studied in this paper.These included the viscosity of the base fluid,the amount of CEMU and organic clay,and the water volume fraction.     

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。     

硅酸盐钻井液的储层保护技术研究

硅酸盐钻井液对储层的不可逆严重损害是影响其推广应用的主要因素。通过硅酸盐、无机盐、土粉、加重剂和pH值对储层损害的影响分析认为,硅酸盐与钻井液中的金属离子生成不易酸化的多元复合沉淀及溶胶（凝胶）堵塞油气通道是造成储层损害的主要原因。对硅酸钻井液的储层保护技术进行探索,并提出以替换、稀化、缓释、屏蔽、溶解等技术措施提高储层渗透率恢复值,解决硅酸盐钻井液储层保护能力不足的问题,促进硅酸盐钻井液体系的推广应用。     

硅酸盐钻井液LS的研制与性能评价

硅酸盐钻井液由于具有环保、价格低廉、抑制性能好等优点,近年来得到了人们的普遍关注.硅酸盐钻井液稳定井壁的机理为:当硅酸盐钻井液的pH值大于11时形成凝胶,而且硅酸盐还能与地层水中的高价金属离子形成沉淀,堵塞页岩的裂缝与孔隙,阻止了钻井滤液的侵入与压力的传递,同时由于硅酸盐与无机盐具有协同效应,增强了页岩的抑制性能,避免了井壁失稳的发生.研究了硅酸盐与无机盐KCl的加量、聚合物及pH值对钻井液性能的影响,得出了合理的钻井液配方:5%膨润土 5%硅酸钠 1%MV-CMC 2%SMP 3%KCl 0.5%其它添加剂.研究结果表明,所研制的硅酸盐钻井液LS具有很好的抑制性与抗温性能.     

钻井液流变参数计算软件的开发及流变模式的优化

钻井液流变模式的优化和流变参数的准确计算是钻井液优化设计的前提.利用回归分析的数学方法开发了钻井液流变参数的计算软件,它能对各种流变模式下的流变参数进行数据处理,自动生成各流变模式的流变曲线,并结合实际数据对各流变模式进行比较和分析,从而实现流变模式优选.赫-巴流变模式的三个参数(τHB,K,n)不但能较好地反映钻井液的流变性而且具有明确含义,能较好地描述钻井液在低、中、高剪切速率下的流变行为,因此认为赫谢尔-巴尔克莱模式在一定条件下能够更准确地描述钻井液流变特性.     

pH值对硅酸盐钻井液性能的影响

硅酸盐钻井液体系的流变性能、防塌性能以及油层保护性能受pH值影响最甚。采用常规方法研究了不同pH值下硅酸盐钻井液体系的性能,采用动态光散射技术研究了聚硅酸粒子的粒径分布和表面电荷。研究表明:pH值对体系的失水影响最大;对黏度影响则不同,在低浓度(1.0%)时pH值对体系的黏度影响不大,在高浓度(5.0%)时黏度随着pH值增加迅速下降;而防塌性能随着pH值增加先增强后减弱,在pH=8.0处达到最强;pH值通过控制聚硅酸粒子的粒径分布和表面电荷控制聚硅酸粒子的絮凝程度,从而影响到聚硅酸/造浆黏土和聚硅酸/井壁黏土之间的作用。该研究结果有利于人们从本质上认识硅酸盐钻井液体系的宏观性能,进一步促进硅酸盐钻井液体系的应用。     

一种改进的钻井液流变模式及评价

在简要评述目前比较常用的流变模式基础上,对林伯亨提出的流变模式进行了改进,得到了一种新的四参数流变模式。利用回归分析的数学方法,选用水基、油基、高密度、聚合物和甲酸盐5种不同类型的钻井液实验数据,拟合出不同流变模式的流变参数,并对拟合结果进行对比。结果表明：改进得到的新流变模式与宾汉、幂律、H-B以及林伯亨模式相比,拟合效果最好,可以很好地描述不同种类钻井液的流变性。     

水基硅酸盐钻井液的页岩井眼稳定性研究

结合室内实验数据,分析了硅酸盐钻井液粘土稳定作用的主要影响因素。结果表明,硅酸盐的模数在2.8—3.2、加量在3％—5％时钻井液抑制性能较好,无机盐与硅酸盐的协同效应提高了硅酸盐的抑制性能。提出硅酸盐稳定页岩井壁的机理为:硅酸盐形成凝肢与沉淀堵塞微裂缝与页岩孔隙,阻止滤液进入地层,减少压力穿透;抑制粘土矿物水化膨胀与分散;与无机盐协同作用阻止水进入地层;与粘土矿物反应导致渗透率降低等。