可循环微泡沫钻井液的研制

在研究发泡剂及稳泡剂组分及性能的基础上,研制出2种可循环使用的淡水微泡沫钻井液,其密度范围为0.66～0.9 g·cm-3.此外,还研制出一种适用于海上油田的海水微泡沫钻井液.     

高温高压下可循环微泡沫钻井液管路流动试验

以往对可循环微泡沫钻井液在铅直管路中的压力梯度或压差及有关参数等问题进行的研究中,由于所使用的试验装置(有机玻璃管路)多数耐压和耐温能力有限,不能模拟高温高压条件下气液两相流体的流动型态和流动规律.本文使用一套高温高压流动试验装置对可循环微泡沫钻井液在井筒条件下密度的变化规律、微泡沫钻井液在井底的实际发泡能力和空隙率的变化规律进行了研究.利用可循环微泡沫钻井液的流动试验数据和关系曲线,应用回归分析方法,得出了各温度下钻井液密度与压力的计算表达式,这些表达式均为一元二次多项式,每一多项式中的系数又为温度的函数.结果表明,微泡沫钻井液的密度随压力的增大而增大,随温度的升高而减小,但在井眼条件下密度随压力增大的速率要大于随温度减小的速率;微泡沫钻井液流过钻头喷嘴后,密度减小,泡沫更细小;微泡沫钻井液的空隙率随压力的增大逐渐减小,而随着温度的升高逐渐增大.     

可循环微泡沫钻井液的研制

在研究发泡剂及稳泡剂组分及性能的基础上研制出2种可循环使用的淡水微泡沫钻井液,其密度范围为0.66～0.9g·cm~(-3)。此外,还研制出一种适用于海上油田的海水微泡沫钻井液。     

可循环微泡沫钻井液研究及应用

根据微泡沫理论模型,在室内合成出了微泡沫发泡剂MF1.对该发泡剂的性能进行了评价。结果表明,微泡沫发泡剂MF1的抗温能力大于150℃,抗盐能力达到了10%,抗油能力达到了15%,抗钙能力达到了5g/L.在此基础上研制出了性能良好的微泡沫钻井液配方,对其结构进行了显微分析。结果表明,微泡沫气泡群体是以单个悬浮和部分相互连接的方式存在于体系中,微气泡之间在平面上为点接触,气泡呈大小不等的圆球体。该钻井液密度在0.6～0.95g/cm³范围内可调,体系稳定性良好。在锦45-15-26C井的现场应用证实,在整个钻进过程中该钻井液性能稳定,没有出现气液分层现象,泡沫细小,泥浆泵上水正常,微泡沫钻井液的各项性能均能满足现场使用的技术要求。     

可循环微泡沫钻井液技术研究

可循环微泡沫钻井液是近年国内外推出的一种新型低密度钻井液体系。可在不附加任何充气设备的情况下，通过性能优良的特殊化学处理剂，在钻井液内部产生一种由多层膜包裹的微泡，这种微泡的液膜具有强度高、气体通透性差的特点，能抵制压缩和膨胀，具有可循环的能力，从而可达到较低的密度。从微泡沫体系的形成与稳定性理论分析出发，分析了可循环微泡沫钻井液的形成条件、稳定条件和应用条件，获得了满足以上各种条件的可循环微泡沫钻井液体系配方。并结合吐哈油田的地层特性，制定了详细的施工措施，在现场应用一次取得成功，产生了良好的经济和社会效益。     

可循环微泡沫钻井液的微泡粒径影响因素研究

采用显微照相技术结合Nano Measurer1.2粒径分析软件研究了搅拌速率、搅拌时间、稳泡剂黄原胶（XC）和自制起泡剂DBA_2-14（两性双子表面活性剂）的浓度对微泡沫粒径的影响。结果表明,高速搅拌和增加稳泡剂浓度有利于形成均匀、细小、稳定的泡沫,而搅拌时间和起泡剂的浓度对微泡沫粒径无显著影响。制备微泡沫体系的最佳条件为:0.4%羧甲基纤维素钠（HV-CMC）、0.4%XC、0.2%DBA_2-14、搅拌速率10000 r/min,搅拌时间2min。微泡沫粒径在23.58¹09.65μm,平均直径为71.87μm。微泡沫粒径随静置时间的延长逐渐增大,静置12h后的微泡沫平均粒径小于200μm。     

可循环微泡沫钻井液体系

对比了普通泡沫钻井流体和微泡沫钻井液的优缺点,介绍了可循环微泡沫钻井液体系的基本组成以及该体系对起泡剂、稳泡剂性能的要求.对近年来微泡沫钻井液体系在国内外的应用情况进行了介绍,并提出了其发展趋势.     

可循环微泡沫钻井液性能研究

伊朗MIS油田属裂缝性碳酸盐岩油藏,压力系数0.38～0.42,是典型的衰竭性油藏,目前以水平井为主开发.为解决钻井过程漏失、井眼净化和储层保护等问题,开展了泡沫钻井液技术研究.以搅拌法优选出发泡剂和稳泡剂,在此基础上优选出可循环微泡沫钻井液配方;配浆水+0.2％Na2CO3+0.1％除硫剂+1％～2％配浆土+0.4％...     

三相可循环微泡沫钻井液的研究及其在彩南油田的应用

根据新疆准噶尔盆地彩南油田96口开发井资料统计,发生不同程度漏失的井为70口,漏失率达72.9%.主要漏失井段为400～700 m,次要漏失井段为1800～2000 m.漏失现象为随钻有进无出.随钻井漏严重影响了钻井速度,使钻井综合成本增加.针对上部井段低压裂缝地层严重漏失问题,研究出了三相可循环微泡沫钻井液体系.该体系主要采用起泡剂、稳泡剂、固泡剂配制而成,能反复循环使用,无需特殊脱气和充气设备,同时保留了普通泡沫钻井液的部分优点.室内对微泡沫钻井液体系组成、微观形态分析、稳定性评价、当量密度计算等方面进行了研究,形成了三相可循环微泡沫钻井液技术.现场应用效果表明,该钻井液体系具有稳定性高、现场配制简单、性能优良、抗污染能力强和防漏堵漏效果好等优点.     

可循环泡沫钻井液研究与应用

胜利油田的草桥、孤南、桩西、临盘等地区的古潜山地层,连通性好,孔隙度高,裂缝、溶洞发育。钻井过程中极易发生严重的井漏,有的井甚至造成报废。研究了可循环泡沫钻井液体系,并在室内对该体系的性能、稳定性、抗污染能力及油气层保护等性能进行了评价。现场29口井的应用表明,可循环泡沫钻井液体系具有一定的稳定性,密度低(0.60—0.90 g/cm~3),携砂性能好。解决了胜利油田古潜山地层易漏问题,减少了钻井液对油层的损害,降低了钻井成本,提高了原油产量,获得了良好的经济效益。     

一种用作钻井液增黏剂的反相微乳液的性能研究

以丙烯酰胺（AM）、丙烯酸（AA）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、N,N-二甲基丙烯酰胺（DMAM）为单体,采用反相微乳液聚合合成了微乳液型钻井液增黏剂AM/AA/AMPS/DMAM。该增黏剂直接以微乳液的形式加入到钻井液体系中,当加量达到0.6%时（30℃）,钻井液的表观黏度（AV）、塑性黏度（PV）、动切力（YP）和滤失量（FL）分别为26.5 mPa·s、16.0 mPa·s、10.5 Pa和14.2 mL。随热滚温度的升高,含1.0%增黏剂钻井液的AV、PV、YP均呈下降趋势,FL增大,但在150℃内的变化较小,耐温性较好。含2.0%增黏剂钻井液抗NaCl侵可达饱和,抗CaCl₂侵可达0.6%。该反相微乳液增黏剂与常规的钻井液增黏剂80A-51相比,其耐温抗盐性能有了较大幅度的提高。图1表6参6     

非加重改性天然高分子基钻井液体系的流变性

研究非加重改性天然高分子基钻井液处理剂和体系的流变性有益于对其进一步研究和推广应用。实验测定了IND30、NAT20、NFA25加入4％膨润土基浆中配制的悬浮液,在1022s^-1、511s^-1、340．7s^-1、170．3s^-1、10 ．22s^-1、5．11s^-1等6个剪切速率下的剪切力,以及钻井液体系在相同条件下的剪切力,确定了适合的流变方程及流变曲线。结果表明,0．2％以内加量的IND30悬浮液的流动特性接近于宾厄姆模型,塑性粘度和动切力均较基浆增加。0．3％以上加量的IND30悬浮液的流动特性接近于幂律模型,稠度系数高于基浆,流性指数低于基浆;3％以内加量的NAT20悬浮液的流动特性接近于幂律模型,稠度系数低于基浆,流性指数高于基浆;6．0％以内加量的NFA25悬浮液的流动特性接近于宾厄姆模型,塑性粘度较基浆变化不大,动切力下降;依据正交设计的12个配方配制而成的悬浮液的流动特性都接近于幂律模型,稠度系数低于基浆,流性指数高于基浆但接近适宜的范围。     

可循环微泡沫钻井液在海坨子地区的应用

吉林油田海坨子地区,青二加三段,存在着诱导裂缝及应力释放裂缝,有些裂缝比较发育,钻井施工过程中易出现钻井液严重漏失和井壁垮塌问题,不仅严重阻碍了该地区勘探开发,而且对油藏造成严重的伤害。为了解决这些问题,采用了适合该地区地层结构特点、具有防漏作用、能够保护储层的微泡沫钻井液体系。该体系具有密度低、成本低、抑制性和携屑性好、易于维护等优点。为了加快可循环微泡沫钻井液配制速度,还自行研制出一种发泡促进工具,提高了可循环微泡沫钻井液配制速度,缩短了配制时间。该钻井液体系在海坨子地区现场应用中未出现井壁剥落掉块和垮塌等井下复杂情况,有效地解决了该地区钻深探井严重漏失的问题,也为低压油藏的钻井施工提供了一种新的钻井液技术。     

微泡沫钻井液Aphron最新进展

美国ActiSystems公司研制了一种全新的、在近平衡钻井中使用的"微泡"钻井液,又称为"Aphrons"钻井液。它是一种钻进易漏地层时控制漏失的特殊钻井液,它由特定的表面活性剂和聚合物组成,形成一种微泡体系或Aphrons体系,即非聚集、可循环使用的均匀刚性气核体系,这些微泡或Aphrons包裹在一种独特的增粘体系中。微泡体系吸引人的特征主要是它不需要空气或泡沫钻井中使用的额外设备,也不需要增加成本和涉及安全的压缩机、高压水龙带以及连接装置,该钻井液体系使用常规的钻井液混合设备就可获得抗压性能好、可变形的微泡。它在使用时不仅可以实现钻井液密度的还原,还能阻止或延缓钻井液进入地层,建立起一个真正的非侵入的、近平衡的环境,是钻定向井和水平井的理想钻井液。     

气制油合成基钻井液低温高压条件下流变模式研究

钻井液流变模式是对钻井液流变特性的定量表征,对钻井过程中的水力学计算具有十分重要的作用。为研究气制油合成基钻井液低温高压条件下的流变模式,用FannIX77全自动钻井液流变仪测定不同油水比的流变参数并进行了分析。试验结果表明,低温条件下气制油合成基钻井液体系的剪切应力随着压力的升高而增大;流变曲线不经过原点,且曲线斜率不断增大。应用最小二乘法和线性回归对两种体系的流变曲线进行了拟合,结果表明,对于不同油水比的合成基钻井液体系,宾汉、卡森、H-B三种流变模式均能较好地反映低温高压条件下钻井液的流变特性,幂律模式相对较差;与宾汉、H-B模式相比,卡森模式的拟合效果最佳。为便于水力学计算,建议用宾汉模式来表征气制油合成基钻井液的流变特性,并进行水力学计算。      

高温高压下油基钻井液的流变特性

使用Rheo Chan7400型高温高压旋转粘度计,分别测定了具有典型配方的矿物油钻井液和柴油钻井液在高温高压下的流变性能.实验结果表明,这两类油包水乳化钻井液的表观粘度、塑性粘度和屈服值均随温度的升高而降低,随压力的增加而增大.常温时压力对表观粘度和塑性粘度影响很大,但随着温度升高,压力的作用逐渐减小.在深部井段,影响油包水乳化泥浆流变性的主要因素是温度而不是压力.在大量实验的基础上,运用回归分析方法建立了预测井下高温高压条件下表观粘度的数学模型.经实验验证,计算值与实测值吻合较好.模型中温度和压力的特征值可直观地反映温度和压力对表观粘度的影响程度.该模型应用方便,并适于在生产现场应用.     

Rheology of High-Density Drilling Fluids: Wall Slip During Viscosity Measurement

Abstract

Viscosity measurements of high-density drilling fluids are often confounded by a wall slip effect. Based on the measuring principle of a concentric cylinder viscometer, a method for correcting wall slip was derived in the present work. Viscosity measurements of high-density drilling fluids were performed in a Fan-35SA viscometer (Rigchina Group Co., Ningbo, China) with two measuring sets of different gap width. The actual rheological properties of the tested drilling fluids were obtained using this method, and the correlation of slip velocity with wall shear stress was also established. The results show that there exists a wide difference between the actual and the uncorrected apparent rheological properties, and the slip velocity depends linearly on the wall shear stress for any given high-density drilling fluids.     

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.     

欠平衡钻井中钻井液密度的确定与控制方法

合理的钻井液密度是欠平衡钻井安全、快速施工的前提。在欠平衡钻井工艺方面,研究较多的是井壁稳定力学和油气储层保护,在确定和控制井底负压差及钻井液密度方面研究较少。讨论了欠平衡钻井井底负压差的确定因素和合理钻井液密度的计算方法;研制出欠平衡钻井地面数据监控系统,可依据实时监测的钻井作业参数和产出流体量,以及立管压力和套管压力与井底实际压力间的数学关系及软件计算,调节钻井液密度和井口回压来控制井底负压差。理论模式和控制方法经计算模拟及现场应用,符合钻井现场要求,软件计算误差小于5%。