抗220℃深水高密度钻井液体系构建及性能评价

针对常规深水钻井液体系无法适应南海西部深水高温高压的地层环境等问题,室内研制及优选了抗高温增黏提切剂HTV-8、抗高温降滤失剂4%SMP-2+4%SPNH+3%DYFT-2以及水合物抑制剂5%NaCl+10%KCOOH,以此为基础构建了一套抗220℃深水高密度钻井液体系,并对其性能进行系统评价。结果表明,该钻井液体系在深水"低温-高温-低温"的温度变化条件下仍能保持稳定的流变性能,具有良好的抗低温和抗高温性能;钻井液体系对储层钻屑的滚动回收率达90%以上,而泥饼黏滞系数低至0.136 3,沉降因子为0.5左右,说明钻井液体系具有良好的抑制性、润滑性和沉降稳定性;钻井液体系中分别加入1.2%CaCl_2、1.2%MgCl_2、15%钻屑后,黏度、动切力和滤失量的变化幅度均不大,说明钻井液体系具有良好的抗污染能力;钻井液体系在4℃、20 MPa条件下无水合物生成,具有良好的水合物抑制能力;经过钻井液体系污染后的天然岩心渗透率恢复值在85%以上,说明钻井液体系具有良好的储层保护效果。     

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。     

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。     

温度稳定剂提高共聚物降滤失剂的抗温性能

合成了AM/AMPS/SSS/NVP四元共聚物降滤失剂,加入高温稳定剂JPG,提高了降滤失剂的抗温能力。室内钻井液测试与评价结果表明,加入温度稳定剂后,共聚物降滤失剂抗温能力由180℃提高220℃,在220℃仍能保护良好的降滤失性能;温度稳定剂对钻井液体系高温老化前后黏度影响较小,钻井液流变性能良好;温度稳定剂的加入对降滤失剂抗盐、抗钙能力影响不大。     

聚醚胺基烷基糖苷类油基钻井液研究

以NAPG为主剂,优选增粘剂、降滤失剂、封堵剂等配伍处理剂,通过钻井液体系构建及配方优化,形成了环保型、低成本、高性能的NAPG类油基钻井液体系。对钻井液性能进行了评价。结果表明,钻井液页岩一次回收率为99.90%,相对回收率为99.98%;钻井液抗温达150℃,流变性好,动塑比0.327,初终切适宜,中压滤失量0 m L、高温高压滤失量6.0 m L;润滑系数降低率达69.62%;滤液表面张力26.60 m N/m;钻井液抗盐达饱和,抗钙10%,抗土、钻屑20%,抗水40%,抗原油20%;岩心动静态渗透率恢复值为91.4%和96.8%;钻井液EC50值为528 800 mg/L,无生物毒性。对NAPG类油基钻井液和油基钻井液从抑制、润滑、降滤失、储层保护及生物毒性等方面进行了对比。结果表明,两者性能相当,且类油基钻井液在环保方面具有显著优势。NAPG类油基钻井液适用于强水敏性泥岩、含泥岩等易坍塌地层及页岩气水平井钻井施工,可缓解目前油基钻井液环保压力,扩大水基钻井液适用范围,具有较好的推广应用前景。     

抗温环保降滤失剂的研制与应用

针对磺化材料环保性能差以及天然淀粉和单一手段改性淀粉耐温性不足的问题,以玉米淀粉为原料,联合接枝单体丙烯酸(AA)、丙烯酰胺(AM)和N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)和交联剂次甲基双丙烯酰胺(MBA)合成了一种抗温环保复合改性淀粉降滤失剂。实验结果表明,该抗温环保降滤失剂抗温达到160℃,抗盐达12000mg·L^-1,抗钙达900～1200mg·L^-1,且无生物毒性,降解性能良好,与无固相钻井液配伍性优异。并成功应用于海上某油田高温水平储层段无固相钻井液作业中,应用结果表明,抗温环保降滤失剂显著降低了无固相钻井液滤失量并大幅提高了低剪切速率黏度,满足高温水平井储层段施工作业要求。     

适合低渗透油藏的高效水基钻井液体系研究

针对海上某低渗透油藏前期使用钻井液体系存在的不足,结合目标油田实际情况,研制了一种适合低渗透油藏的高效水基钻井液体系,并对其综合性能进行了评价.结果表明,该钻井液体系具有良好的耐温性能,在140℃下滚动老化后体系的流变性能及滤失量等各项性能基本没有变化;该钻井液体系具有良好的防水锁性能,当防水锁剂HAW-1加量为1.5％时,钻井液滤液的表面张力、界面张力分别降至27.5mN·m-1、7.5 mN·m-1;该钻井液体系具有较强的抑制性能,对目标油田储层段岩屑的滚动回收率可达到90％以上;该钻井液体系具有较强的抗污染性能,当劣质土加量为20％时,钻井液体系的各项性能参数仍能保持稳定;另外,该钻井液体系还具有良好的储层保护性能,使用钻井液污染后,目标油田储层段天然岩心的渗透率恢复值可达到85％左右.     

页岩气开发钻井液技术研究

由于页岩气井特殊的储层特征,对钻井液的抑制性以及润滑性等提出了很高的要求,油基钻井液虽然能够满足页岩气水平井钻井的需要,但其环保问题以及成本问题等成为制约其大规模应用的瓶颈.为此,针对页岩气储层的特点,室内开展了适用于页岩气水基钻井液的抑制剂、增粘剂、降滤失剂以及润滑剂的优选,形成了一种高性能的页岩气水基钻井液体系.并对该体系进行了综合性能的评价,结果表明,体系具有良好的流变性能,在90 ℃下老化16 h后的高温高压滤失量仅为5.6 mL,摩阻系数为0.11;体系的钻屑热滚回收率达到了98.88%,具有良好的抑制性能;体系在150 ℃高温下老化后仍可保持较好的流变性能和降滤失性能,表明体系具有较强的抗温能力;体系在加入5%的粘土和氯化钠后流变性变化不大,说明体系具有较强的抗污染能力.说明优选的高性能页岩气水基钻井液体系具有优良的综合性能,能够满足页岩气水平井钻井的需要.     

抗高温水基钻井液降滤失剂的研制及性能评价

针对深井钻井过程中高温高压条件下对钻井液体系性能的特殊要求,在室内试验中通过水溶液聚合法研制出一种适合于深井高温地层的水基降滤失剂SLA-3。对其性能进行了评价,结果表明:降滤失剂SLA-3的相对分子质量适中,对水溶液的黏度增加有限,不会造成钻井液体系的黏度变化过大;经过180℃高温老化后,仍具有较好的热稳定性。在基浆中加入质量分数3%的SLA-3,200℃下老化16 h后的高温高压滤失量可以控制在9.4 m L,具有良好的抗温性能。考察了降滤失剂对不同类型钻井液体系性能影响,试验结果表明:SLA-3在淡水钻井液体系、盐水钻井液体系以及含钙钻井液体系中均表现出良好的降滤失效果,适应性较强,可以满足深井钻井作业对钻井液性能的要求。     

杭锦旗区块新型无土相复合盐水钻井液室内研究

根据杭锦旗区块水平井对钻井液防塌抑制性和储层保护要求,优化钻井液性能指标,采用有机盐甲酸钠作为密度调节剂,加入无机盐NaCl和KCl,聚阴离子纤维素作为流变调节剂,优选抗盐抑制剂、抗盐降滤失剂、润滑剂等处理剂得到新型无土相复合盐水钻井液配方。通过实验评价,该钻井液抑制性较强,岩样心膨胀率小于15%,岩屑回收率大于90%,具有较好的储层保护性能,储层伤害评价岩心渗透率恢复率大于80%;钻井液性能能够满足杭锦旗区块水平井施工要求。     

油基钻井液用腐殖酸类降滤失剂的研制与性能评价

使用有机胺对腐殖酸进行亲油改性,研制出一种适合油基钻井液用的腐殖酸类降滤失剂FLA180。室内性能评价表明,采用4%FLA180配制的密度为2.0 g/cm3油包水乳化钻井液在180℃高温下中压滤失量为0 mL、高温高压滤失量为9 mL;具有较强的抗钻屑和盐污染能力;同时该降滤失剂具有降粘作用,有利于提高机械钻速,适用于高温高压深井。通过性能比较,该降滤失剂降滤失性能优于国内主要应用的油基降滤失剂性能。     

致密砂岩油藏储层保护措施研究

以冀东油田致密砂岩油藏为研究对象,分析储层基本特征和损害因素,对抑制剂和防水锁剂进行优选评价,确定了一套适用于该油藏的储层保护型钻井液体系,结果表明：当抑制剂KCl加量(w)为5%时,滚动回收率可达95%以上,防水锁剂TF286抗温、抗盐性能良好,可大幅度降低溶液表面张力和界面张力;该储层保护型钻井液体系可抗150℃高温,高温下流变性稳定,滤失量小,渗透率恢复值达到93.3%,储层保护效果优异,可满足该致密砂岩油藏钻井需求。     

粘土防粘剂的研制与性能评价

针对东方气田快速钻井过程中出现的大量泥球导致起下钻不畅、井眼憋漏、卡钻等复杂情况,室内进行了大量实验研制开发出抑制钻屑相互粘结的粘土防粘剂HCBI,通过泥球生成模拟实验以及对粘土防粘剂HCBI的性能评价,主要包括流变性能、滤失性能、润滑性能、抑制性能、储层保护性能和抑制泥球形成性能进行了系统的评价,实验结果表明:钻井液体系中加入3%粘土防粘剂HCBI,体系的粘滞系数从0.140 6降低到0.043 7,热滚回收率高达89.4%,渗透率恢复值80%,露头岩样和现场钻屑模拟实验均无泥球生成。     

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,经过高温老化后上下密度差较小,未发生明显沉降;体系具有良好的抑制性能,能使目标区块储层段岩屑的滚动回收率达到98％以上;在油基钻井液体系中加入淡水、NaCl和岩屑后,体系的流变性能、破乳电压和高温高压滤失量变化均不大,说明该钻井液体系具有良好的抗污染性能;该油基钻井液体系具有较好的储层保护效果,天然岩心使用钻井液污染后,渗透率恢复值仍能大于90％.     

海上油田易坍塌-压力衰竭地层钻井液储层保护研究

海上NH油田二期调整钻井面临易坍塌和压力衰竭地层形成高压差带来的储层保护难题,本文用复合盐加重技术,提高钻井液密度和抑制性,结合储层孔喉的D90暂堵剂粒径优选规则,优化了暂堵剂粒径分布和比例,降低了高温高压滤失量等实验参数;现场应用的效果验证了钻井液体系封堵效果和与低渗地层岩心适应性。优化后的有机盐无固相体系对高压差地层,渗透率恢复值≥90%,达到了很好的储层保护效果。     

河南海陆过渡相页岩气水基钻井液室内评价

针对河南省海陆过渡相页岩气地层特征,以及钻井工程中面临的技术难点,通过低自由水络合技术和微纳米封堵技术,构建出适合海陆过度相页岩气地层钻井的水基钻井液体系。实验评价表明该体系具有良好流变性,抑制性强,钻屑回收率达到95%以上,线性膨胀率仅为6%左右;滤失造壁性好,HTHP滤失量小于10 m L;储层保护效果好,污染后岩心切片0.5 cm,渗透率恢复值达到90%左右,能够满足海陆过渡相页岩气钻井工程需要。     

一种速溶性CMC作用为钻井液降滤失水剂的室内评价

速溶性CMC由于制备的工艺过程与钻井液用CMC存在一定的差异,其溶解性能更为优良.实验通过对降滤失剂在不同钻井液体系中流变性和API滤失量的测试.得出在不同的钻井液体系中的最佳加量分别是:淡水钻井液为0.5%、盐水钻并液为1.0%、饱和盐水钻井液为1.5%.抗温、抗盐性实验表明,在120℃下该产品仍具有较好的降滤失能力,并具有一定的抗盐能力和良好的溶解性能.     

无土相氯化钾聚合物钻井液体系室内研究

在国家环保法律法规日趋严格的情况下,研发出了一套适合于辽河油田环境敏感区块的非磺化钻井液体系。通过优选抗盐降滤失剂、润滑剂、抑制剂等非磺化核心处理剂,形成了新型非磺化无土相氯化钾聚合物钻井液配方。室内实验表明:该体系具有类似弱凝胶钻井液的流变特性;可抗130℃高温;抑制性较强,岩屑相对回收率大于90%;体系无土,具有较好的储层保护性能,储层伤害评价岩心渗透率恢复率大于90%;能够满足环境敏感区块钻井施工要求。     

耐温抗盐降滤失剂配伍钻井液的研制

为满足复杂地层深井钻井工艺技术对钻井液的要求,合成出了高温抗盐钻井液用降滤失剂,并采用红外光谱法及热分析法对其进行了表征。在此基础上确定了降滤失剂配伍钻井液配方,评价了降滤失剂及其配伍钻井液的抗温和抗盐污染性能。结果表明：降滤失剂高温抗盐性能达到国内外先进水平,配伍钻井液在淡水、盐水、饱和盐水和复合盐水中均具有较强的降滤失作用。150℃条件下,配伍钻井液在淡水基浆、饱和NaCl盐水及复合盐水中高温高压滤失量分别仅为14.4ml、6.8ml及14.8ml。     

封堵防塌成膜剂PF-HCM在钻井液中的应用

为解决哈得油田钻井过程中滤液侵入储层造成井壁失稳等问题,通过优选,引入了一种能够用于渗透性地层和泥岩地层的温压成膜剂PF-HCM,该处理剂的主要作用机理是通过控制水基钻井液特殊组分的途径在井筒流体与井壁界面形成一种完全隔离、封闭水相运移的膜,以达到稳定井壁的目的,实验结果表明,成膜剂PF-HCM在30~180℃较宽的温度范围内均具有较高的成膜效率,对低、中、高不同渗透率级别的岩心均表现出良好的封堵特性;在哈得油田钻井液体系中加入2%的温压成膜剂PF-HCM就能显著降低体系的滤失量和滤饼渗透率,同时不影响体系的流变性能,表明成膜剂PF-HCM在哈得油田钻井液中具有很好的封堵防塌性能。