超高温高密度油基钻井液的性能评价

随着勘探开发向深层的发展,超高温高密度油基钻井液越来越被重视,本文室内评价了一套超高温高密度油基钻井液,温度200℃情况下,可达到密度2.6g/cm3,钻井液中含水量最大10%;高温稳定性、悬浮性及流变性好,CaCL2加量主要考虑平衡地层活度,对钻井液性能影响不大;与国外同类体系性能相当。适用于高温高密度深井。     

义187井高密度钻井液流型调整与控制

义187井是胜利油田渤南油区一口深探井,井深4040m,所钻遇的地质构造复杂,地温梯度达3.8℃/100m,地层压力高,钻进深部地层油气层活跃,钻井液密度高达1.95g/cm3,钻井施工难度大,钻井液因高温、高密度的影响,严重影响流变性能的调整与控制,该井通过优化钻井液配方,形成了一套高密度钻井液流变性控制技术,中途测试及现场应用取得良好的应用效果,保证了该井的顺利施工。     

威远页岩气水平井高密度柴油基钻井液应用

用高密度柴油基钻井液技术,解决西南地区威远区块龙马溪组地层压力高,页岩层长水平段钻进时井壁易失稳,钻井液密度达2.21g/cm3、黏切高、流变性差、摩阻大等难题,实现22口页岩气水平井钻井的井下安全.     

抗高温高密度水基钻井液研究

本文针对高温深井钻井对钻井液抗高温高密度性能的要求,在分析研究目前抗高温高密度水基钻井液处理剂性能的基础上,优选、研制出高温降滤失剂LOSR、高温降粘剂THIN、高温稳定剂XP和储层保护剂XB。在大量实验的基础上,优化各处理剂加量,组配可抗220℃,密度为1.9g/mL～2.4g/mL抗高温高密度水基钻井液体系,并对体系进行室内评价。结果表明:该体系具有较强的抗电解质能力,抗钙达3000mg/L,抗盐达1.5%;通过储层保护剂的引入,储层渗透率恢复值可达93%;该体系具有极好的抗钻屑和红土污染性能,体系中钻屑和红土含量达5%时,体系性能无明显变化;体系具有良好的沉降性,静置72小时后,上下密度差为0.02g/cm3。     

莺琼盆地高温高压钻井液的开发

在南海西部莺琼盆地高温高压井钻探过程中,经常遇到井底温度在200℃左右,钻井液密度超过2.2g/cm~3,压力窗口在0.05g/cm~3左右的井况。莺琼盆地目的层面临着高温高压、压力窗口窄等难题,并且地层压力台阶多、抬升快。前期高温高压窄压力窗口井钻井作业使用普通重晶石加重的高密度钻井液,在高温高压情况下流变性容易恶化,流变性与沉降稳定性矛盾突出,溢流、卡钻等复杂事故频发。经过室内研究与现场应用表明,超细重晶石加重钻井液具备良好流变性和沉降稳定性,并通过工艺优化控制,实现了窄钻井液密度窗口的安全钻进,并在莺琼盆地多口高温高压窄压力窗口井得到成功应用,为类似海上高温高压井安全钻进提供借鉴。     

油基钻井液提切剂的合成与评价

合成了一种适用于油基钻井液用的提切剂,用以代替传统油基钻井液所使用的有机土,解决高密度有土相油基钻井液中存在的粘度大、流变性控制困难等问题。使用聚醚胺D-2000、癸二酸与多元醇进行反应,对合成产物进行红外光谱分析,产生了目的官能团酰胺基及酯基,利用分子中的极性基团及长链形成网格结构。将合成提切剂与有机土加入基础配方中进行对比,提切剂配制的无土相高密度油基钻井液体系具有更高的切力及初切,且不提升基础配方的塑性粘度。密度2.2 g/cm³条件下,对提切剂加量进行优选,最终确定提切剂的优选加量为1%,150℃条件下,钻井液表观粘度37 mPa·s、动切力10.5 Pa、破乳电压>700 V、静沉降系数SF=0.504、动沉降系数VSST=0.081 g/cm³,钻井液拥有良好的流变性及悬浮稳定性,电稳定性良好。     

微锰在高密度水基钻井液中加重性能分析

微锰加重剂作为国外研发的一种新型钻井液加重材料,目前其在高密度水基钻井液中的加重性能有待深入研究。本文综述了国内外微锰在水基钻井液中的加重性能研究的发展现状,调研了加重剂的评价方法以及其对高密度水基钻井液性能影响及其机理分析。通过微锰与API重晶石单独加重以及复配加重,将微锰在高密度水基钻井液中的加重性能研究拓展到密度2.6g/cm~3,从流变性、滤失性、润滑性、沉降稳定性及抗温性综合评价微锰的加重性能。结果表明,微锰加重高密度水基钻井液的流变性、润滑性和沉降稳定性明显优于重晶石体系,而滤失性能较差,不过这点可以通过与重晶石复配得以改善。API重晶石与微锰复配加重体系下(ρ=2.6g/cm~3),复配比例为60∶40时高密度水基钻井液的滤失流变性最优,润滑性和沉降稳定性也较好,钻井液抗温可达160℃。     

煤层井壁稳定新型防塌聚磺钻井液体系在气井水平井中的研究与应用

通过这几年的研究和应用,钻井液性能不断得到优化,抗污染能力得到提高,大斜度煤层井段钻井液密度由原来的1.30 g/cm3以上降低到目前的1.20 g/cm3,固相含量降低,有利于钻井液性能调整,煤层段及斜井段井壁稳定,起下钻、电测及下套管等施工顺利,机械钻速明显提高,钻井液成本降低。     

适用于高温高密度油基钻井液的降滤失剂的研制及性能评价

为满足海上深井油基钻井液高温高密度条件下的作业需要,通过室内试验,采用有机胺和十二烷基三甲基氯化铵对腐植酸进行亲油改性,研制出了一种适用于高温高密度油基钻井液体系的降滤失剂FLS-2。通过测定钻井液的流变性、高温高压滤失量和破乳电压,对降滤失剂FLS-2的性能进行了评价。结果表明:当钻井液体系中FLS-2加量为3.0%时,可使油基钻井液体系抗温达到200℃,钻井液密度最高可配制到2.0 g/cm3,并且具有良好的抗钻屑和抗海水污染的能力。此外,通过与其他常用降滤失剂性能对比可知,FLS-2的综合性能优良,能够满足海上深井高温高压条件下的作业需要。     

高密度油基钻井液在威204H37-5井的应用

威204H37-5井是四川威远地区的一口页岩气水平井,三开油基钻井液使用密度大于2.15g/cm~3。通过正交实验优选了该井油基钻井液体系配方,并分析了各处理剂对钻井液性能的影响。研究了温度、油水比和CaCl_2浓度对不同密度油基钻井液性能的影响。研究发现,高密度油基钻井液受温度、油水比和CaCl_2浓度的影响程度比低密度大。数据表明,威204H37-5井高密度油基钻井液黏度和破乳电压控制得当,抑制性和封堵性较好,具有良好的性能。     

邓探1井抗高温饱和盐高密度钻井液技术应用

本文通过大量的室内研究和现场分析,研究出的"高密度抗高温抗过饱和盐钻井液体系"配方及维护处理方案,成功解决了邓探1井出现的国内首例井底高温(200℃)、钻井液高密度(2.22g/cm3)、饱和盐(210000mg/L)污染、酸性气体污染四者共存的特殊地质情况井的钻进作业。     

高温高密度油基钻井液体系的研究与应用

对高温深井而言,油基钻井液是其钻探成败的关键。室内开发了一套高温高密度油基钻井液体系,抗高温能力在220℃以上,钻井液密度可以加重到2.5g·cm-3。室内评价表明,该高温高密度油基钻井液体系的流变性好且可调、电稳定性强、抗高温能力强,可满足现场高温高压井的作业要求。     

抗高温超高密度有机硅氟钻井液室内研究

为了解决钻井施工中复杂地层和深部地层的井壁稳定,高温老化和抗盐抗钙等技术问题,室内研究在合理控制膨润土量限、控制一定基浆浓度、优选优配处理剂的基础上,针对性地以硅基有机物为原料研制出了密度为2.80g/cm3的抗高温超高密度有机硅氟钻井液体系。室内研究表明：该钻井液体系在密度达到2.80g/cm3时具有很好流变性、抗高温稳定性、抑制性、较强的抗盐、钙污染能力、以及良好的润滑性和有效延长泥页岩水化周期,利于防塌、减少井下复杂情况、是一种能够很好满足各类复杂地质条件钻探需要的深井钻井液体系。     

密度可调高温水基钻井液体系构建及在南海油田中的应用

针对南海油田砂泥岩地层钻井中面临井壁坍塌、遇阻、压力梯度变化大、井底高温等钻井液技术难题,通过筛选抗高温抗盐关键处理剂和配伍性优化,构建了密度可调(1.3g/cm3～1.9g/cm3可调)抗高温水基钻井液体系。室内评价结果表明,该体系185℃下耐温达72h以上,页岩清水回收率由2.20%提高到89.00%以上,1.9g/cm3时润滑系数为0.095、仍然小于0.1,渗透率恢复值大于86%。在南海油田应用结果表明,该高温水基钻井液体系高温下流变、滤失性稳定,润滑性好,抑制防塌性强,有效解决了泥岩与砂岩不等厚互层等复杂问题,且储层保护效果优良,满足了南海油田钻井的需要。     

CPE用HDPE粉料树脂的开发

在高密度聚乙烯(HDPE)装置上采用於浆法工艺开发生产了氯化聚乙烯用的HDPE粉料树脂QL505P。QL505P的熔体流动速率为0.3～0.6 g/10 min,密度为0.953～0.958 g/cm3,熔流比为7～16,粉料堆密度大于或等于0.36 g/cm3。产品生产过程稳定,可满足用户要求。     

NP1-4A15-P251井三开钻井液技术

NP1-4A15-P251井设计水平段较长,打开油层面积大,极易造成储层污染,而且由于油层较薄,只有2米~5米,走向变化大,造成水平段井斜变化大、携岩困难。在钻进过程中,还需要穿过泥岩和玄武岩地层,但是设计密度却极其低,为1.06~1.08g/cm3,低于其他井同地层的密度1.15~1.28g/cm3,极容易造成井壁失稳。该井选用Flo-Pro钻井液体系,严格控制钻井液流变性、密度、抑制剂ULTRAHIB含量、润滑剂lube167以及甲酸盐的含量、固相含量、低密度固相含量以及在裸眼段替入无固相钻井液等方面,确保该井的顺利完成。     

FCL纤维复合承压堵漏技术在塔河地区二叠系成功应用

塔河油田部分地区二叠系火成岩易坍塌,易漏,地层孔隙压力通常在1.1-1.15g/cm3范围,正常钻进时钻井液密度一般为1.2-1.3g/cm3,一般增强钻井液的封堵能力可以安全钻过该地层,但是部分地区的二叠系火成岩裂缝发育较好,联通,在钻进过程还是会发生井漏,有些地区钻进时不漏,但在后续施工中发生了较多的井漏。本文通过对二叠系漏失原因分析和堵漏方式的对比分析,提出了采用FCL纤维复合承压堵漏技术,并在现场应用中取得了良好的效果。     

高密度水基钻井液加重材料加重机理研究

研究高密度钻井液加重材料的加重机理是当前解决高密度钻井液的技术难点。本文研究了重晶石的密度和粒度,膨润土的加量以及钻井液处理剂等对加重钻井液的影响。研究结果表明:重晶石的密度和粘度对高密度钻井液性能有较大影响;随着重晶石加入量增加,钻井液的流变参数会存在一个临界点,超过这个点流变参数会剧烈变化。不同配方被加重到一定密度后,钻井液会存在一个最佳老化温度。     

四种晶型六硝基六氮杂 异伍兹烷的密度测定

以 X射线衍射仪测得的晶体学数据计算了六硝基六氮异伍兹烷的四种晶型 (α- HNIW1/ 2 H2 O,β- HNIW,γ- HNIW和 ε- HNIW)的晶体密度 ,同时根据 GJB772 A- 97,40 1.1所规定的密度瓶法实测了上述四者的密度。计算值分别为 1.992 g/ cm3 、1.989g/ cm3 、1.918g/ cm3 及 2 .0 44 g/ cm3 ,实测值分别为 1.937g/ cm3 、1.983g/ cm3 、1.918g/ cm3 及 2 .0 35 g/ cm3 ,计算值比实测值分别高 0 .0 5 5 g/ cm3 、0 .0 0 6g/ cm3 、0 g/ cm3 及 0 .0 0 9g/ cm2 。     

先驱体浸渍-裂解法制备高密度再结晶碳化硅

分别采用聚碳硅烷(polycarbosilane,PCS)/二甲苯(xylene)溶液和SiC/PCS/xylene浆料浸渍-裂解(precursor impregnation and pyrolysis,PIP)法制备高密度再结晶碳化硅(recrystallized SiC,RSiC)。测量了RSiC的体积密度和抗弯强度。用扫描电镜观察了RSiC样品的显微结构。结果表明:采用PCS/xylene溶液浸渍的裂解产物均匀分布在RSiC的孔隙中,经6次PIP循环后,RSiC的密度从2.74g/cm3提高到约2.90g/cm3,抗弯强度与初始样品相比提高了28.1%。采用SiC/PCS/xylene浆料浸渍后的产物在基体中呈梯度分布,基体表层孔隙填充致密,有利于提高RSiC的抗氧化能力。仅3次PIP循环后,RSiC的密度就可达2.90g/cm3,抗弯强度也可提高37.0%。