抗超高温高密度聚合物饱和盐水钻井液体系

设计并研制了3种聚合物类水基钻井液抗高温处理剂,即弱交联结构两性离子聚合物降滤失剂、柔性聚合物微球纳米封堵剂和梳型聚合物润滑剂,构建了能够满足深部地层钻井的抗超高温高密度聚合物饱和盐水钻井液体系。研究表明：弱交联结构两性离子聚合物降滤失剂具有良好的反聚电解质效应,200℃、饱和盐环境老化后API滤失量小于8 mL;柔性聚合物微球纳米封堵剂通过改善泥饼质量降低体系的滤失量,对纳米级孔缝具有良好的封堵效果;梳型聚合物润滑剂重均相对分子质量为4 804,具有多个极性吸附位点,高温高盐条件下润滑性能优异。构建的密度为2.0 g/cm³的钻井液体系流变性能良好,200℃的高温高压滤失量小于15 mL,高温静置5 d沉降因子小于0.52,对易水化岩屑的滚动回收率与油基钻井液接近,具有良好的封堵性能和润滑性能。     

高温无机/有机复合纳米降滤失剂NFL-1研究

采用细乳化法合成的降滤失剂NFL-1是一种以无机纳米二氧化硅粒子为联接基,以-C-C-键为分子主链的两亲嵌段聚合物无机/聚合物纳米复合材料。-C-C-键分子主链上吸附基团为酰胺基(20%～30%)、主水化基团为磺酸基(40%～50%),次水化基团为羧基(10%～15%)、疏水基团为苯乙烯基(0.5%～5%)。对其在钻井液中的降滤失性能进行了评价,结果表明,NFL-1在钻井液中的黏度效应小,热稳定性好,抗盐抗钙能力强,用该降滤失剂处理的钻井液最高在220℃高温老化后其滤失量仍然较低。讨论了NFL-1的主要高温降滤失机理是纳米SiO2的高温稳定作用和NFL-1成膜阻水作用。     

抗高温无机/有机复合纳米降滤失剂室内研究

针对现有合成聚合物或天然改性高分子降滤失剂易高温降解而失效的难题,采用细乳化聚合方法合成了一种以无机纳米SiO2粒子为联接基、以—C—C—键为分子主链的两亲嵌段聚合物复合纳米降滤失剂NFL-2。—C—C—键分子主链上的吸附基团为酰胺基（20%~30%）,主水化基团为磺酸基（40%~50%）,次水化基团为羧基（10%~15%）,疏水基团为苯乙烯基（0.5%~5.0%）。文中评价了NFL-2在钻井液中的降滤失性能,结果表明：NFL-2在钻井液中的黏度效应小,热稳定性好,抗盐抗钙能力强,用该降滤失剂处理的钻井液在220℃高温老化后其滤失量仍然较低。最后讨论了NFL-2的高温降滤失机理,认为主要是纳米SiO2的高温稳定作用和NFL-2的成膜阻水作用。     

纳微米防塌钻井液技术的研究与应用

为了解决南堡深层泥页岩因纳微米级孔缝发育而易发生井壁失稳的问题,通过对纳微米级封堵材料的优选,确定了配方为3%膨润土浆+1.2%增黏剂DSP-2+6%降滤失剂SPNH+3%降滤失剂SMP-I+1%降黏剂SMT+0.5%聚胺抑制剂AI-1+0.8%热稳定剂Na_2SO_3+1%微米封堵剂FT3000+5%抑制剂KCl+2%防水锁剂HAR-D+2%纳米封堵剂HSM+3%亚微米固壁剂HGW的纳微米防塌钻井液体系,研究了该钻井液体系的滤失性、封堵性以及防塌抑制性等性能。结果表明,2%纳米级胶束封堵剂HSM与3%亚微米级固壁剂HGW复配使用可使基浆的膜效率从0.21提高到0.38,使纳微米级滤膜的滤失量降低35%以上,同时能降低PPT滤失量和初始滤失速率,大幅度减缓了对泥页岩的压力传递时间。该钻井液体系具有良好的降滤失性、封堵性和抑制性,在150℃下老化16 h后的API滤失量和HTHP滤失量分别为3.7 mL和11 mL,膨润土压片在该钻井液中的24 h线性膨胀率仅为13.29%,泥岩岩屑在该钻井液中150℃下热滚16 h后的回收率高达93.3%。该体系在南堡油田矿场试验中取得了显著效果,井眼质量得到有效改善,未发生垮塌、掉块等井壁失稳情况,机械钻速较邻井提高了35.29%,实现了深层泥页岩的井壁稳定与优快钻井的多重目的。     

钻井液用聚合物降滤失剂研究与应用

以天然聚合物为原料,与含有双键的单体通过接枝共聚的方式合成了聚合物降滤失剂（ＧＳＴ）,用正 交试验确定了聚合物降滤失剂（ＧＳＴ）合成的最佳工艺;并借助红外光谱仪和电子显微镜对聚合物降滤失剂（ＧＳＴ） 进行了分子链基团和分子结构分析,证实了有机单体与天然聚合物的接枝共聚反应。聚合物降滤失剂（ＧＳＴ）在 １６０℃的饱和盐水钻井液中具有较好的降滤失效果,抗温抗盐能力好于羧甲基淀粉和ＬＶ－ＣＭＣ等国内常用天然聚 合物降滤失产品。聚合物降滤失剂（ＧＳＴ）适用于聚合物钻井液、有机盐钻井液、聚磺钻井液等目前川渝地区常用 钻井液体系,与体系配伍性好,稳定周期长,是一种具有良好使用前景的钻井液降滤失剂。     

抗高温抑制性有机硅降滤失剂的合成与评价

为了解决高温深井井壁失稳问题,以AM、SSS、DMC、A171为聚合单体合成了抗高温抑制性有机硅降滤失剂.含有2％有机硅降滤失剂的钻井液在180℃下热滚后,其FLAPI仅为7.8 mL,降滤失剂分子中含有刚性基团(苯环)、功能基团(水化基团、吸附基团)使其具有良好的抗高温性能以及降滤失性能.页岩在含有1％有机硅降滤失剂...     

一种强吸附疏水改性纳米SiO2封堵剂

钻井过程中钻遇稳定性较差的地层和承压能力较弱的地层时,经常出现井壁失稳和井下漏失等问题,为此开展了新型纳米封堵剂的研究与评价。合成了强吸附疏水纳米封堵剂,对其粒度分布、吸附性、润湿性和砂床封堵性能进行了测试。测试结果表明,该封堵剂粒度分布在100～150 nm,吸附性强,高温下能够将页岩表面水的润湿接触角增大到80.7°;加量为2.5%时,实验浆的砂床滤失量降低到5.0 mL;对钻井液流变性影响较小,API滤失量从4.4 mL降低到1.0 mL,高温高压滤失量从16.2 mL降低到6.2 mL;加量超过3.0 %时,渗透率降低到2.81 μD;PPA封堵率测试表明,该封堵剂能在陶瓷过滤盘内部形成封堵,钻井液的滤失速率降低到0.45 mL/min1/2,瞬时滤失量降低到2.58 mL。研究表明,强吸附疏水纳米封堵剂能够提高钻井液的封堵能力,降低钻井液对地层的侵入量,对保护井壁稳定有较好的作用。      

低生物毒性高温聚合物钻井液体系研发及应用北大核心CSCD

海洋环境保护及高温深井钻井作业给钻井液施工及废弃物处理带来了严峻挑战。在调研分析高温聚合物处理剂及钻井液体系研究现状及存在问题的基础上,以合成的高温聚合物降滤失剂和增黏剂为主剂研发了低生物毒性高温聚合物钻井液体系,该钻井液体系配方为:2.0%~3.0%聚合物降滤失剂+0.25%~0.50%聚合物增黏剂+高温稳定剂+纳米封堵剂+聚合醇抑制剂+加重剂。性能评价结果表明,所研发的钻井液体系抗温200℃,生物毒性LC50值大于10×104 mg/L。目前该钻井液体系已在冀东油田、辽河油田、北黄海海上油田等10余口井取得成功应用,具有较好的推广应用价值。     

低生物毒性高温聚合物钻井液体系研发及应用

海洋环境保护及高温深井钻井作业给钻井液施工及废弃物处理带来了严峻挑战。在调研分析高温聚合物处理剂及钻井液体系研究现状及存在问题的基础上,以合成的高温聚合物降滤失剂和增黏剂为主剂研发了低生物毒性高温聚合物钻井液体系,该钻井液体系配方为:2.0%~3.0%聚合物降滤失剂+0.25%~0.50%聚合物增黏剂+高温稳定剂+纳米封堵剂+聚合醇抑制剂+加重剂。性能评价结果表明,所研发的钻井液体系抗温200℃,生物毒性LC50值大于10×104 mg/L。目前该钻井液体系已在冀东油田、辽河油田、北黄海海上油田等10余口井取得成功应用,具有较好的推广应用价值。     

水基钻井液用耐高温纳米聚合物封堵剂的研制

深井超深井钻井过程中，纳米聚合物封堵剂对解决微孔隙、微裂缝发育地层的井壁失稳问题至关重要，然而高分子聚合物类封堵剂高温易降解失效。优选N,N-二甲基丙烯酰胺(DMAM)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)、苯乙烯(ST)和二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)为反应单体，过硫酸铵为引发剂，N,N-亚甲基双丙烯酰胺(MBA)为交联剂，采用乳液聚合法合成了一种纳米聚合物封堵剂。红外光谱显示合成材料为目标产物，粒度分析表明中值粒径为129 nm。通过砂盘封堵实验以及高温老化前后的API、高温高压滤失量对其高温封堵性能进行评价，180 ℃高温老化后，加入1%纳米聚合物封堵剂的钻井液API滤失量为24.4 mL，高温高压滤失量为92 mL，高温高压砂盘滤失量为66 mL。实验结果表明，通过优化分子结构解决了纳米聚合物封堵剂高温易降解的问题，合成的纳米聚合物封堵剂具有优异的抗温和封堵性能。     

低固相超高温水基钻井液研究及应用

冀东油田南堡构造深部潜山储层温度高、压力低、裂缝发育,为满足保护储层和井下携岩的需要,基于开发的聚合物增黏剂SDKP以及对抗高温降滤失剂、油溶性封堵剂、润滑剂、高温保护剂和防水锁剂的优选,优化出一套低膨润土低固相超高温水基钻井液。室内评价结果表明,1%SDKP溶液在165℃老化16h后,表观黏度保持率仍可达20%,表明SDKP的耐温性能好;SD-101和SD-201复配可显著降低1.0%膨润土基浆的滤失量,油溶性封堵剂HQ-10可显著降低高温高压滤失量;该钻井液抗温达235℃,在200℃下的塑性黏度达到15mPa·s,满足携岩需要,抗污染能力强,能抗10%NaCl、2%CaCl_2、10%劣质土污染,抑制性好,膨胀率降低率达78%,页岩回收率从8.24%提高到84.45%,储层损害小。在探井南堡3-82井五开井眼的现场应用表明,该钻井液在220℃井底温度下的流变参数基本稳定,API滤失量不变,携岩性好,顺利钻达井深6037m完钻,自喷求产,产液量为43.20 m~3/d。证明该钻井液可满足现场高温低压储层的钻井需要。     

高性能环保水基钻井液的研究与应用

针对高性能水基钻井液体系配方复杂、性能调控难度大、生物毒性与重金属超标等技术难题,采用疏水缔合与接枝复合改性方法,设计、研发了一种基于天然高分子/无机纳米复合材料的环保降滤失剂EFR-1,并对其性能进行评价。结果表明,EFR-1的抗温可达170 ℃,在饱和盐水中API滤失量仅为14.8 mL,生物毒性EC₅₀值为96 500 mg/L,生物降解性BOD₅/COD_Cr为18.56%,较好地解决了降滤失剂抗温、耐盐与环境友好性能相互制约的问题。构建了抗高温为170 ℃的高性能环保水基钻井液体系HPHB,该钻井液的流变、滤失性能稳定,配方组成简单,高温高压滤失量仅为7.8 mL,生物毒性EC₅₀值为56 800 mg/L。目前高性能环保水基钻井液体系HPHB已在胜利油田、新疆准中区块等现场应用20余口井,施工顺利,实验井段的井径扩大率≤5%。在显著提升钻井液工程性能的基础上,实现了绿色无毒,为深层超深层、海洋深水、非常规等复杂油气藏的绿色开发提供了技术支撑。      

长庆气田碳质泥岩防塌钻井液技术

针对长庆气田碳质泥岩段井壁失稳造成井下复杂频发、侧钻率高的问题,开展了岩样的微观结构、阳离子交换容量、矿物组成及理化性能分析,测试了钻井液对岩石力学特性及坍塌压力的影响,确定了碳质泥岩坍塌机理及防塌钻井液技术研发思路。通过实验优选出封堵剂、抑制剂等钻井液处理剂,综合采用纳米乳液、软硬结合的封堵技术,形成了强封堵强抑制高性能钻井液体系配方。该体系的HTHP滤失量≤ 6 mL,API滤失量≤ 2 mL,石盒子砂岩封堵率≥ 85%,人造岩心线性膨胀降低率≥ 60%。在长庆气田现场试验18口井,钻遇碳质泥岩后侧钻率降低至16.7%,平均钻井周期缩短30 d,达到预期效果,该钻井液技术满足长庆气田碳质泥岩井段安全钻进的需要。      

BH-KSM钻井液在冀东油田南堡3号构造的应用

冀东油田南堡3号构造储量大、埋藏深,该地区部署的深井、超深井存在井温高、位移大的特点。通过实验优选出了氯化钾抗高温钻井液体系(BH-KSM)。该钻井液抗温达200℃;具备优良的抑制封堵性和抗CO2污染能力,解决了南堡3号构造深井存在的井壁失稳、高温蠕变、地层流体污染等技术难题,形成了适合该构造深井的配套钻井液技术。现场应用的10口井东营组易垮塌地层井眼扩大率均小于7%,最小的仅为3.98%;现场钻井液流变性能稳定,高温高压滤失量小于12 m L;包被抑制能力强,返出岩屑完整不分散;携砂、携岩能力强,解决了三开大井眼、裸眼段长的井眼净化问题,提高了机械钻速。     

昆2加深井超高温聚胺有机盐钻井液技术

近年来,柴达木盆地加强了向纵深勘探的力度,高温、超高温成为考验钻井液的关键因素。通过开展超高温稳定性能、流变性能以及超高温条件下的滤失性控制等方面的技术攻关,在聚胺有机盐钻井液基础上,对超高温钻井液体系降滤失剂和抑制剂进行优选,形成昆2加深井超高温聚胺有机盐钻井液的最终配方。该配方钻井液在老化48 h后,高温高压滤失量保持在10 mL以内。昆2加深井段岩性以泥岩为主,岩石水敏强,易膨胀分散,通过无机盐KCl与有机盐以及聚胺的有效结合,极大地提高了钻井液抑制性能,泥岩岩心膨胀量降低率达93.33%。该井在基岩段6934~6995 m井段多次发生漏失,通过在井浆中复配5%惰性架桥封堵剂ZYD+3%超细碳酸钙QS-4+2%胶质粒子,以交联的模式封堵漏失层,分级多次操作,使基岩风化带的地层承压能力达到了2.00 g/cm3的当量密度,为超深井段的井壁失稳和井漏的预防治理发挥了关键作用。顺利完成了柴达木盆地第一超高温超深井昆2加深井的钻探保障任务。      

抗高温高密度油基钻井液在塔里木油田大北12X井的应用

大北12X井是2018年塔里木油田的一口高温高压评价井,位于库车坳陷克拉苏构造带大北段大北12号构造东高点,该区块库姆格列木群膏盐岩段（4267～5287 m）普遍为高压～超高压,局部存在高压盐水层、漏层。钻井过程中,易出现井壁失稳、漏失、盐水侵等复杂技术难题。针对该区域的地质特点和作业要求,分析了高温高压作业条件下油基钻井液体系的技术难点,优选出抗高温高密度油基钻井液体系配方,并且通过室内实验,模拟高温高压井段作业可能出现的风险,进行了系统的工况模拟评价。实验结果表明,抗高温高密度油基钻井液体系性能稳定,破乳电压为1562 V、高温高压滤失量为1 mL,体系抗30%体积分数的近饱和NaCl盐水污染,污染后体系表观黏度变化小于10%,滤失量小于2 mL,破乳电压为1002 V。体系抗温稳定能力强,室内实验170℃老化10 d后体系流变性能稳定,沉降因子为0.522。现场应用表明,抗高温高密度油基钻井液体系能够解决塔里木油田库车坳陷克拉苏构造带高温高压超高压盐膏层作业难题。四开井段,钻井液密度为2.43 g/cm3,油基钻井液保持了良好的钻井液流态,较低的黏度、切力及ECD等优良参数,未造成黏度、切力过高引起井漏等复杂情况。该井钻遇盐膏层厚度达2135 m,油基钻井液抗石膏污染能力强,流变性能稳定。      

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。      

强封堵钻井液体系在河南页岩气钻井中的研究和应用

河南中牟和温县页岩气区块在直井钻井过程中频繁出现坍塌掉块、井径扩大等井下复杂,通过对储层地质特征以及老井钻井液体系测试分析,造成此现象的主要原因为钻井液封堵性不足。因此基于抑制水化、加强封堵两方面开展钻井液研究,优选封堵剂HSM、HGW和抑制剂HAS,形成一套强封堵、强抑制钻井液体系,并对体系性能进行了测试。室内测试结果表明,该钻井液体系性能优良,100℃老化72 h仍具备较好的流变性;对泥页岩钻屑热滚回收率高达98.5%,10 h线性膨胀率仅为2.34%;封堵性能好,6 h API和HTHP滤失量分别为7.8 mL和9 mL;还具备较强的抗污染能力。现场应用后基本未发生坍塌掉块、井壁失稳现象,井径扩大率从21%降至6%,说明该钻井液体系能够满足该区块的钻井工程需要。      

纳米微球保护储层钻井液研究及应用

致密砂岩气藏具有特殊的储层特性,在钻井施工中极易受到损害,且损害难以解除。临兴区块是典型的低孔渗-致密、低丰度、不含硫干气气藏。为防止储层损害,在该区块钻井完井液中引入了封堵剂Micro-ball和CARB,API滤失量降至5mL以下,防塌、封堵性能优良,对易坍塌地层的岩屑回收率大于93%。纳米微球聚合物封堵剂Micro-ball是一种纳米级高分子聚合物,能对储层的微小喉道形成暂堵,可形成超低渗透率的内泥饼;多级惰性封堵剂CARB是一种粒径多级分布的可酸溶的惰性处理剂,其粒径范围一般大于储层孔喉,其在井壁表面可快速形成薄而脆的外泥饼,封堵效果好,泥饼易于清除。LX-xx5-1H井水平段采用裸眼-压裂方式完井,施工中该体系保持了良好的润滑性能,有效解决了钻进托压问题,未出现任何黏附钻具的情况;有良好的抗污染能力,性能稳定,维护简单;具有良好的流型和强抑制性,未发生坍塌掉块情况,多次起下钻十分顺利;压裂试气产量达到预期效果。      

棕榈油基钻井液降滤失剂的研制

棕榈油不仅具有生物降解性强、成本低、环境友好等优点,还具备了油基钻井液基液的基本功能。但由于棕榈油的组分结构与柴油、白油等存在较大区别,目前市场上的降滤失剂不适用于棕榈油基钻井液,因此需要研制适用于棕榈油的降滤失剂。分别采用干法、湿法和酰氯法对棕榈油基钻井液降滤失剂进行制备及优选,并对优选出的降滤失剂进行性能评价。结果表明,用湿法由有机改性剂SAA-6与腐植酸钠通过离子吸附反应得到的降滤失剂FLA效果最好,在棕榈油中的胶体率达到92%,最佳反应条件为95℃、2 h,腐植酸钠与有机物比为5.5。将5% FLA加入到棕榈油基钻井液中,棕榈油基钻井液的API滤失量降为4 mL以下,动切力在8 Pa左右,表现出了良好的降滤失效果,并且加入FLA的棕榈油基钻井液体系的热稳定性良好,抗高温达150℃,高温高压滤失量低于9 mL。通过实验证明,该体系抑制性、润滑性、抗污染性能、保护油气层性能以及生物毒性等能够基本满足现场钻井的需要,为促进棕榈油在钻井液领域的应用提供了实验基础。