抗高温水基钻井液性能评价研究

本文对抗高温水基钻井液性能进行了评价与研究,发现抗高温水基钻井液在高温下具有良好的高热稳定性、经过高温老化之后,流变性能良好还具有优良的抑制性能与抗污性能。     

抗高温高密度油基钻井液体系研究及性能评价

为满足高温高压深层油气资源勘探开发的需求,通过处理剂的优选,研制了一套抗高温高密度油基钻井液体系,并在室内对其综合性能进行了评价.结果表明:该油基钻井液体系具有良好的抗高温性能,经过200℃老化后,钻井液体系的流变性能稳定,高温高压滤失量小于5 mL,破乳电压值可以达到1000 V以上;体系具有良好的沉降稳定性能,经过...     

水基钻井液用抑制剂抑制性能研究

钻井工程中泥页岩经常发生井壁失稳,水基钻井液抑制剂是水敏性泥页岩地层钻井中必须添加的一种钻井液处理剂。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等试验,对比评价了KCl,NH_4HPAN,KPAM,1,6-己二胺,IND30的抑制性能。根据黏土层间距结果表明,IND30主要抑制黏土颗粒的分散,不能抑制黏土晶层膨胀。NH_4HPAN和KPAM既能抑制黏土晶层的膨胀,又能抑制黏土分散。KCl能压缩扩散双电层,由于K⁺能进入晶层,一定程度的抑制黏土晶层膨胀,但是NH_4HPAN,KPAM,KCl只是单个的NH_4+能进入晶层,一定程度的抑制黏土晶层膨胀,但是NH_4HPAN,KPAM,KCl只是单个的NH_4⁺或K+或K⁺进入晶层,不能完全抑制晶层膨胀。己二胺能够进入黏土层间,通过静电作用和氢键作用吸附在黏土颗粒表面,交换出层间水化阳离子,排挤出黏土层间水分子,拉紧晶层间距,抑制黏土水化。     

钻井液抗高温技术研究

钻井液抗高温技术是石油钻井的一项关键的技术。本文从高温对钻井液性能的影响出发,分析了抗高温处理剂的构成,重点探讨了处理剂的优选与评价,最后对钻井液抗高温技术进行了总结。     

抗高温有机硅聚合物抑制剂的合成与性能研究

以丙烯酰胺(AM)、二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)与乙烯基三乙氧基硅烷(A-151)为单体,过氧化苯甲酰(BPO)为引发剂,通过自由基溶液聚合法制备了抗高温有机硅聚合物抑制剂PDDAS,最优合成条件:n(AM)∶n(DMDAAC)∶n(A-151)=8∶1.5∶1,引发剂质量浓度0.5%,单体总浓度20%,反应时间9 h,反应温度75℃。通过红外光谱分析验证了PDDAS的分子结构,热重分析的结果表明其抗温性能较强。吸附实验的结果表明,PDDAS可以牢固吸附于黏土颗粒表面,不易发生高温脱附;线性膨胀与热滚回收实验的结果表明,PDDAS对于泥页岩造浆有着良好的抑制作用,220℃老化后的抑制性能显著优于胺类抑制剂NH-1与FA-367。     

抗高温有机硅聚合物抑制剂的合成与性能研究

以丙烯酰胺(AM)、二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)与乙烯基三乙氧基硅烷(A-151)为单体,过氧化苯甲酰(BPO)为引发剂,通过自由基溶液聚合法制备了抗高温有机硅聚合物抑制剂PDDAS,最优合成条件:n(AM)∶n(DMDAAC)∶n(A-151)=8∶1.5∶1,引发剂质量浓度0.5%,单体总浓度20%,反应时间9 h,反应温度75℃。通过红外光谱分析验证了PDDAS的分子结构,热重分析的结果表明其抗温性能较强。吸附实验的结果表明,PDDAS可以牢固吸附于黏土颗粒表面,不易发生高温脱附;线性膨胀与热滚回收实验的结果表明,PDDAS对于泥页岩造浆有着良好的抑制作用,220℃老化后的抑制性能显著优于胺类抑制剂NH-1与FA-367。     

影响钻井液封堵性能因素研究

当钻井液与井壁地层接触,如果钻井液泥饼质量和封堵性能不好,滤液侵入地层会导致孔隙压力升高和地层岩石力学性质发生变化。由于孔隙压力升高和地层岩石力学性质的变化,改变了井筒围岩的应力分布,引起井壁岩石强度的降低,导致地层坍塌压力的升高,当井壁岩石所受到的周向应力超过岩石的剪切强度时,就会发生井壁坍塌。可见提高钻井液封堵性能,减少滤液侵入,有利于抑制地层水化,控制井壁坍塌压力的升高,保持井壁稳定。本文从室内实验着手,开展影响钻井液封堵因素的研究,通过大量实验得出钻井液对地层的封堵效果受以下等因素控制。     

抗高温钻井液降粘剂的研究及性能评价

降粘剂是钻井过程中不可缺少的钻井液啊处理剂,它对调节钻井液流变性起着非常重要的作用。虽然固控设备能有效清除钻井液中的各种固相,起调节钻井液流变性、减少降粘剂使用量的作用。近年,随着泥浆工艺技术的迅速发展,出现了具有阳离子复合离子型泥浆处理剂及相应的泥浆体系,这就要求有与之相应的降粘剂,显然,泥浆降粘剂也正随着泥浆工艺技术的发展而不断更新。可见,了解我国钻井液降粘剂的研究与应用状况,将有助于开发研究新型的泥浆降粘剂。     

抗高温高密钻井液的研究及效果评价

在高温深井钻井过程中,要求钻井液在高温高密度下能有效满足钻井工程及地质录井的要求。因此,就要求使用各种性能优良的抗高温高密度钻井液。本文着重研究抗高温高密度的水基钻井液配方及其性能。该配方的建立采用单因素法确定降粘剂、降失水剂、高温防塌抑制剂、高温稳定剂等几种主要处理剂的加量,进行钻井液的优组优配,形成一套老化前后流变性能及失水造壁性能较好的抗高温高密度水基钻井液。     

顺北区块钻井难点与探讨

随着顺北油田超深井的勘探开发,确立以桑塔木组侵入体而制定的新型井身结构。钻井技术难点体现在油藏埋藏深、两套火成岩施工、深井小井眼定向施工。针对以上复杂地层的钻井关键技术进行总结分析,形成了一套与该区相适应的配套技术方案,并通过实钻数据进行了分析探讨,对今后该区块勘探开发有很好的指导意义。     

顺北区块超深井钻井液技术

顺北区块普遍存在二叠系易漏易垮、志留系易掉块垮塌、桑塔木组火成岩侵入体易垮易漏等问题,长裸眼防塌防漏矛盾突出,安全密度窗口窄严重制约着钻井施工进度。     

耐高温钻井液固化含量研究

我国能源需求量大巨大,钻井行业随之迅速发展,已经由20世纪70年代初的浅层开发发展到现在的深层钻井。但随着钻井深度加深,井底升温显著,钻井液性能易被破坏。利用钻井液中固相含量的配比,从而研制出在高温状态下仍能保持性能的钻井液。     

油基钻井液乳化剂的筛选及评价

从常用的主乳化剂和辅助乳化剂中进行筛选并对不同加量的主辅乳化剂进行实验,得到热滚前后乳化液的破乳电压,选出最佳的主辅乳化剂和用量,同时对配置的乳化液的抗污染性和抗乳化性进行实验,评价了其各项性能,结果表明所配制的乳化液各项性能表现良好,可用于油基钻井液中。     

生物柴油钻井液有机土性能研究

有机土是油基钻井液中一种重要处理剂,主要用于油基钻井液的增粘和提切。但现阶段并未发现性能良好的能够适用于生物柴油做钻井基液的有机土。将用于生物柴油钻井液的有机土作为一个全新的研究方向,目前国内外在这方面的研究很少。在大量理论调研基础上,选取了国内知名度较高的厂家的效果较好的6种有机土,通过一系列实验优选出适用于生物柴油钻井液的有机土,最终将上述选定的有机土加入到生物柴油钻井液中,形成了环保型的生物柴油钻井液。     

油田废钻井液固化处理实验研究

对江汉油田废钻井液进行了室内固化实验研究,研究表明不同的固化剂对固化效果的影响不同,药剂复配能有效提高固化效果,采用清洗方法能有效降低浸出液中的氯离子含量和pH值。     

铜箔镀Cr-Zn-Ni-H氧化膜工艺及其高温抗氧化性能研究

为了解决铜箔在高温下的氧化变色问题,本文对(Cr-Zn-Ni-H)体系钝化液进行了研究,讨论了工艺条件对涂层高温抗氧化性能的影响。经实验确定Cr-Zn-Ni-H体系的最佳工艺条件为:K2(Cr2O7)为6～10 g/L,ZnO为2～4 g/L,H3PO4为20～25 g/L,ZnSO4.7H2O为1.0～2.5 g/L,NiSO4.6H2O为0.5～1.5 g/L,HC为0.3～0.7 mg/L,pH为3.5～4,电镀时间为8～15 s,电流密度为150～190 A/m2,温度为30～40℃。结果表明,Cr-Zn-Ni-H酸性体系钝化液制成的电解铜箔,能够达到270℃、2 h不氧化不变色的要求;该工艺简单,易于操作控制,是目前较为理想的铜箔高温防氧化工艺。     

废钻井液固化处理实验研究

废弃钻井液的固化处理是当前最常用的处理方法之一,通过实验,筛选出固化剂配方4%XN-1＋13%YH-3＋1%XF-2＋2%CN-1,对吐哈油田某井废弃钻井液进行了固化处理的室内试验研究,结果表明,加入合适的固化剂后,能够有效地使废弃钻井液固化,并达到较高的抗压强度。将固化体在清水中浸泡5d后,其浸出液的COD、SS、色度、重金属含量、含油量等均达到GB8978-1996的二级标准。     

陆丰古近系复杂地层防塌钻井液技术研究

针对陆丰古近系复杂地层钻井过程中存在的井壁稳定技术难题,采用X射线衍射、扫描电镜、页岩滚动分散和膨胀实验等,测试分析复杂地层的矿物组构和理化性能,探讨其井壁失稳机理.基于强化封固井壁-抑制泥页岩水化-合理密度支撑的多元协同井壁稳定技术对策,优选了降滤失剂、聚胺、封堵防塌剂等关键处理剂,构建陆丰古近系复杂地层防塌钻井...     

无固相钻井液提切剂的制备研究

选用丙烯酰胺(AM),2-丙烯酰胺基-2甲基丙磺酸(AMPS),阳离子单体作为原料,采用水溶液聚合方法,在过硫酸铵与亚硫酸氢钠组成的氧化-还原引发体系下进行自由基聚合,合成一种适用于无固相钻井液的增粘提切剂。由单因素法确定了最佳反应条件:单体的质量占反应体系质量的30%,且质量配比为AM∶AMPS∶阳离子单体=8∶3∶1,反应体系p H值为7,引发剂用量占单体质量的0.5%,反应温度45℃,持续反应4 h以上得到目标产物,并对产物进行红外表征和相对分子量的测定。