无黏土相海水基钻井液低温流变特性

针对海洋深水钻井作业所遇到的水基钻井液低温增稠问题,在全面分析低温增稠机理基础上,利用实验室自制的深水钻井液模拟装置,通过优选处理剂,构建了一套具有好的低温流变性的无黏土相海水基钻井液体系。实验结果表明,该钻井液体系经130℃老化后,低温流变性好,老化前后4℃和25℃时的表观黏度之比分别为1.179、1.250,塑性黏度之比分别为1.167、1.240,动切力之比为1.200、1.265,静切力稳定,动塑比变化范围在0.625~0.694 Pa/(mPa·s)之间,API中压滤失量在9.0 mL左右;润滑系数为0.181,页岩水化膨胀率为10.0%,页岩热滚回收率为87.0%,同时具有较强的储层保护能力和较好的抑制天然气水合物生成能力。      

深水低温条件下水基钻井液的流变性研究

探讨了海洋钻探中常用的PEM钻井液、小阳离子钻井液、PRD钻井液以及KCl/PLUS钻井液在不同低温条件下流变性能的变化情况.结果表明,随着温度的降低,几种钻井液的粘度和切力均有明显的上升,这与钻井液中粘土含量、土粒分散度、粘土颗粒的ζ电位、高分子量聚合物类型、高分子量聚合物分子链的舒展程度以及粘土颗粒、高分子量聚合物、水分子之间的相互作用等因素有关;膨润土及高分子量聚合物是造成钻井液在低温条件下表观粘度以及切力上升的重要因素,它们的加量越大,对低温流变性的影响越大.     

水基钻井液体系在低温条件下的流变性探讨

探讨了海洋钻探中常用的几种水基钻井液体系在深水钻井过程中低温条件下的流变性变化情况。试验结果表明,随着温度的降低,钻井液体系的粘、切力均有明显的上升。     

水基钻井液高温流变特性研究

在深井钻井中,钻井液流变性受温度的影响大。通过研究温度时钻井液流变性的影响,对深井安全钻井具有重要意义。使用RS6000型高温高压流变仪对抗高温水基钻井液的流变性能进行了测定,分别运用宾汉、幂律、卡森、H-B和罗-斯模式对实验数据进行回归分析处理,为优选描述钻井液高温流变特性的流变模式提供依据。回归分析表明：在高温高压条件下,罗-斯模式相关性最好,宾汉模式次之,幂律模式最差。同时,研究了温度对表观黏度的影响,建立了预测井下高温条件下钻井液表观黏度的数学模型,为深井安全钻井提供参考。     

油基钻井液低温特性实验研究

利用水合物抑制性评价实验装置,模拟了水深达3 000 m的海底低温、高压且存在机械扰动的动态环境(3 ℃,30 MPa),评价了油基钻井液抑制水合物生成的能力.结果表明,以高浓度氯化钙盐水为水相的油基钻井液具有良好的水合物抑制效果,可满足深水钻井需求,但随着油水比减小,油基钻井液中生成水合物的可能性增大.考察了油基钻井液的低温流变特性,结果表明,与常温下相比,深水低温环境中油基钻井液的黏度、切力明显增大,随着油水比降低,钻井液的低温增黏现象加剧,甚至出现胶凝.提高油水比有利于改善油基钻井液的水合物抑制性和低温流变性,有助于提高深水钻井效率.     

深水水基恒流变钻井液流变特性研究

水基恒流变钻井液是一种适用于深水钻井作业的新型工作流体,目前关于该体系的报道较少。通过对一定温度压力下钻井液性能的检测以及流变模型分析,研究了水基恒流变钻井液的流变行为,并初步探索了恒流变机理。结果表明,在0.1～35.4 MPa范围内,当温度从4℃升高到65℃,黏度计读数φ₆/φ₃、动切力、塑性黏度等流变参数的变化幅度较小,分别在10～13、9～12、13～18 Pa及15～22 mPa·s范围内,且φ₆与φ₃读数随温度呈“U”型分布;在温度压力组合条件下,拟合经验流变方程的相关性排序为:宾汉塑性≈幂律＜卡森≈赫-巴≈罗-斯模型,其中双参数卡森模型的相关系数较高,且表达式简洁,适于描述水基钻井液的恒流变特性;以卡森模型为初始方程,引入T/P因子建立了高预测精度的动力学流变方程f（T,P,γ）,相对误差平均值为7.19%±4.07%,偏差极大值集中在100（ r/min）/65℃;分析了关键处理剂的分子形貌、结构及其与黏土片层的缔合作用,提出了基于分子形态的定性构效假设,揭示水基钻井液的流变稳定性本质。      

深水低温合成基钻井液的室内研究

以线性α-烯烃(LAO)为基液,进行了适用于深水低温条件的合成基钻井液体系的室内研究。通过试验优选出了主辅乳化剂及其加量和油水比例:主乳化剂的推荐加量为6%,辅乳化剂推荐加量为0.8%,油水比为7∶3;评价了降滤失剂的作用效果和对钻井液性能的影响:3种降滤失剂中腐殖酸酰胺对钻井液粘度影响最小,降滤失效果最明显;确定了深水低温合成基钻井液体系的配方:LAO基液∶水(30%CaCl2溶液)(7∶3)+6%主乳化剂+0.8%辅乳化剂+4%有机土+3%石灰+1%润湿剂+0.5%增粘剂+1%降滤失剂+重晶石。试验表明两套典型配方合成基钻井液不仅具有较好的高温稳定性,而且低温下的流变性能够满足深水钻井的要求,该合成基钻井液具有较好的粘温性能,同时具有良好的抗盐、抗钙镁能力。     

深水合成基钻井液恒流变特性研究

合成基钻井液以其特有的环保性能及机械钻速高、井壁稳定性好等特点,已成为国际上海上油气钻探的常用钻井液体系。深水钻井时由于温度变化明显,对钻井液流变性提出了很高的要求。研究了合成基基液、有机土、降滤失剂、油水比对HMS合成基钻井液流变性的影响规律,并与传统合成基钻井液的流变性进行了对比。结果表明,由运动黏度低的线性α-烯烃（LA0）和特种油配制的钻井液在低温时的流动性明显好于酯基合成基钻井液;有机土和油水比对合成基钻井液流变性影响明显,而降滤失剂影响较小。与传统合成基钻井液相比,HMS合成基钻井液的流变性受温度的影响很小,4℃与65℃情况下的动切力的比值小于1．15,表现出了良好的恒流变特性,较适合于海洋深水钻井。     

深水作业中钻井液在低温高压条件下的流变性

在深水钻井作业中,安全密度窗口非常窄,井下压力控制是面临的主要难题之一。随着水深的不断增加,环境温度随之降低,钻井液的黏度和切力随之升高;同时,由上千米隔水管内的钻井液所附加的静液柱压力使井底压力远大于浅水作业时相同井深的井底压力。这些因素的共同作用使得当量循环密度随之增加,进一步加大井底压力控制的难度。选择用于深水钻井的一种水基和一种合成基钻井液为研究对象,分别改变温度和压力等实验条件,利用FANN公司的ix77流变仪测量了钻井液在低温、高压下的流变参数,以此找出深水条件下钻井液流变性随温度和压力的变化规律。     

适于西非深水油田的水基钻井液室内评价

通过分析西非深水油田钻井液技术难点,针对钻井液低温流变性调控与井眼清洗问题、气体水合物的生成与控制以及活性泥页岩井壁失稳问题,提出了相应的技术对策,构建了新型深水高性能水基钻井液体系。实验评价表明,该钻井液具有较低的黏度和较高的动切力,φ6读数保持在7~10,有利于井眼清洗;钻井液流变性受低温影响较小,2℃和25℃的表观黏度比和动切力比分别为1.28和1.10。该钻井液在不同层位的泥页岩岩样回收率均在90%以上,抑制性明显优于以往使用的KClPHPA钻井液体系,且在动态和静态条件下均具有优良的水合物抑制效果,抗污染能力强,满足西非深水油田钻井液技术需求。     

水基钻井液低温流变性调控用温敏聚合物研制及性能评价

在深水钻井过程中,水下的低温、高压环境使钻井液黏度迅速增加,造成当量循环密度（ECD）增大,由此引发井塌、井漏以及压力控制难等问题。采用乙烯基己内酰胺（NVCL）作原料,偶氮二异丁腈（AIBN）作引发剂,通过自由基聚合的方式对深水水基钻井液低温流变性具有调控作用的温敏聚合物-聚N-乙烯基己内酰胺（PVCL）进行合成。通过红外光谱、凝胶渗透色谱等方法对PVCL进行了结构表征和分子量测定,并研究了矿化度、pH值、PVCL浓度等因素对其低临界溶解温度（LCST）的影响。实验结果表明,PVCL有着较强的抗温、抗盐能力,能够使水基钻井液塑性黏度、表观黏度和动切力在4~60℃范围内变化减小50%。     

海上钻井多功能水基钻井液研究

水基钻井液迄今仍然是海上钻井的首选钻井液。自20世纪90年代开始应用的正电聚醇钻井液和甲酸盐钻井液均具有良好的使用性能。为适应海上钻井需要而研制的新型正电聚醇-甲酸盐钻井液体系,兼具正电聚醇和甲酸盐钻井液的优点。在地层孔隙压力较低时,主要使用正电聚醇处理剂确保钻井液具有良好的性能;而在地层孔隙压力较高时,则配合使用甲酸盐进行加重,以维持一种性能优良的低固相钻井液体系。实验研究和现场应用表明,正电聚醇和甲酸盐的共同作用可使钻井液具有防塌、润滑、环保和储层保护等多种功能。     

低温地层钻进特点及其钻井液技术现状综述

在低温地层(主要包括冰层、极地、永冻层以及赋存天然气水合物的永冻层)的钻进对于科学研究和矿产与油气资源的勘探开发都非常重要。介绍了低温地层钻进的国内外研究背景,分析了其钻进特点,对相关的低温钻井液的研究现状和应用情况进行了讨论,对低温地层钻进及其钻井液的研究提出了几点建议。     

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.     

一种水基抗温钻井液的高温流变性研究

钻井液的高温流变性对于深井、超深井快速、安全地钻进具有重要影响,而高温老化冷却后测定的钻井液流变性能并不能代表高温条件下的流变性能。因此采用Fann50SL型高温高压流变仪对抗高温水基钻井液体系的高温流变性进行了研究,求得其流变参数,最高实验温度达到了220℃。综合考察了温度、密度、聚合醇、聚合物和盐等因素对钻井液体系流变性的影响。结果表明,塑性黏度与温度间遵从二次函数关系,温度升高,塑性黏度呈指数规律下降,且体系的密度越大,受温度的影响越大;在低温段(~150℃)加入聚合醇和聚合物会对体系流变性产生明显影响,高温段(150~220℃)影响较小;盐对高密度钻井液体系流变性的影响明显大于低密度钻井液体系。该研究可为现场施工中钻井液体系流变性的调控提供指导。     

水基钻井液成膜技术研究

介绍了一种新型的有机硅酸盐半透膜抑制剂BTM-1。通过钻屑回收率试验、泥页岩水化趋势作用试验、泥球浸泡试验和膜效率测定，评价了BTM-1抑制剂对泥页岩水化膨胀及分散性能的抑制作用及其半透膜效能。研制了与半透膜相配伍的具有良好抗盐抗温性能的降滤失剂CFJ-1；介绍了具有隔离膜性能的成膜降滤失剂钻井液性能，用扫描电镜试验，测定了隔离膜的结构特征，对隔离膜降滤失机理进行了初步探讨。给出了具有半透膜、隔离膜的成膜钻井液配方。评价了成膜钻井液的抑制性、抗盐性和抗温性能，通过动滤失量试验、渗透率恢复值试验评价了成膜钻井液保护储层效果。荧光及毒性试验表明，成膜钻井液体系无荧光、无毒性，满足国际环保要求。     

深水钻井液研究与评价模拟实验装置

分析了我国深水钻井的现状和未来发展趋势,调研分析了深水钻井所面临的困难和深水钻井液必须具备的基本性能。在理论推导并结合实践的基础上,研制了深水低温钻井液基本性能模拟实验装置、深水钻井液水合物生成与抑制评价实验装置以及深水钻井液循环与井壁稳定模拟实验装置等,并对模拟装置的实验可行性和平行性进行了验证。实验结果表明,新研制模拟实验装置控制精度较高、实验平行性较好,能够满足深水钻井液性能测定与评价的基本要求,为我国深水钻井液技术研究奠定了一定的室内实验研究基础。     

高密度水基钻井液高温高压流变性研究

高密度水基钻井液属于较稠的胶体-悬浮体分散体系,固相含量大,固相颗粒分散程度高,自由水量少,在深井高温高压条件下流变性容易失控。以室内研制的抗高温高密度淡水基和盐水基钻井液为基础,采用Fann50SL高温高压流变仪对钻井液在不同温度下的流变性进行了测试。结果表明,温度是影响高密度水基钻井液流变性的主要因素。随着温度升高,淡水基钻井液的表观黏度和塑性黏度都出现降低趋势;而盐水基钻井液的塑性黏度在150℃达到最低值,然后升高,表观黏度呈降低趋势。利用测试数据,运用宾汉、幂律、卡森和赫 巴4种流变模式进行线性拟合发现,无论是淡水基还是盐水基钻井液,赫-巴模式最佳,幂律模式最差。建立了预测淡水基钻井液表观黏度与温度、压力关系的数学模型,实测数据验证表明,该模型可以应用于生产实际。     

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.     

深水水基钻井液流变性调控技术研究

分析了温度、固相含量、聚合物处理剂对深水水基钻井液体系流变特性的影响规律,以及产生这种现象的原因,由此提出了深水水基钻井液流变性的调控思路和方法,给室内研究和现场应用提供了技术思路。