北部湾水基钻井液固相控制与重复利用技术

北部湾地区地质条件复杂,钻井难度大,结合北部湾地区钻探的实际情况,通过对影响水基钻井液重复利用因素的分析,对废弃钻井液的粒度分析和性能检测制定了一套成熟的固相控制技术。通过检测废弃钻井液中固相颗粒粒径分布,优化固控设备的搭配和参数配置(尤其是振动筛筛布选择),选择离心机分离能力、布局和台数等,从而提高固相控制效率,达到有效净化废弃钻井液的目的;制定了一套合适的废弃钻井液处理方式:先检测回收的废弃钻井液性能,然后通过固控设备来净化废弃钻井液,合理配制新浆量进行稀释处理废弃钻井液,使钻井液性能满足下一口井或井段的开钻要求,节省了材料成本、人工成本和运输成本。北部湾水基钻井液固相控制与重复利用技术在北部湾地区29口开发井进行了成功应用。      

水基钻井液劣质固相控制及其现场应用

钻井液中黏土矿物水化细分散是导致钻井液低密度劣质固相含量增加的主要原因,为有效控制钻井液中低密度劣质固相含量增加,基于对低密度劣质固相产生及其控制原理研究,从黏土矿物粒径分布、晶层间距变化、红外光谱分析、对钻井液性能影响等四个方面开展了低分子胺类处理剂CQ-ATP对黏土水化细分散的影响分析。结果表明,CQ-ATP可进入黏土矿物晶层结构,保持黏土矿物干/湿样晶层间距数值相当,强化黏土矿物晶层结构连接,从而有效控制黏土水化细分散。现场应用证实,在钻井液中添加CQ-ATP后,钻进过程中振动筛返出岩屑颗粒尺寸大于1.7 mm占比70%以上,返出岩屑颗粒成型度好、尺寸大、PDC齿痕清晰可见,相较于钻井液中未添加CQ-ATP的邻井,应用井钻井液性能稳定、可控,完钻时钻井液低密度劣质固相含量可控制在6%左右。     

辽河油田无固相强抑制水基钻井液技术

为解决辽河油田低渗透储层保护难度大、钻井故障发生概率高等问题,以卤水为分散相,通过优选核心处理剂,形成了无固相强抑制水基钻井液。室内性能评价表明:该钻井液能抗高温180℃和25%钻屑;抑制性能好,岩屑滚动回收率达98.7%;对储层伤害小,岩心渗透率恢复率大于90%;能封堵0.1~0.3 mm裂缝,具有较高的承压能力和抗返排能力。该钻井液在辽河油田在坨62井三开低渗透储层钻进过程中进行了现场试验,该井三开井段井径规则,未发生井下故障;与邻井相比,机械钻速和产油量高,表皮系数低。这表明,无固相强抑制水基钻井液能满足辽河油田低渗透储层安全钻进和储层保护的要求,具有推广应用价值。      

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。     

废水基钻井液中固相颗粒电吸附选择性实验

废水基钻井液是油气勘探开发主要废物之一,提高再生回用率是钻井弃物处理技术的迫切需要。为了给废钻井液电吸附再生回用工艺技术开发和实验装置升级改造提供可靠依据,利用自制的废水基钻井液动态电吸附实验装置,开展了动态模拟电吸附对废钻井液中固相颗粒选择性去除实验研究,考察了对废钻井液中钻屑颗粒的电吸附效果,并评估了装置的运行稳定性和适用性。研究表明,电化学吸附对膨润土钻井液中的钻屑颗粒具有选择性吸附作用,尤其是对低于30 μm颗粒吸附效果显著,且对膨润土钻井液的流变性、膨润土当量等指标影响不大,有效剔除钻井液中的劣质固相的同时保持了膨润土钻井液的稳定性,提高了钻井液回用性能指标,表明电化学吸附工艺是提高水基钻井废物循环利用和资源化利用率的有效途径。     

一种无固相钻井液的室内实验研究

长庆苏里格气田气藏储量巨大,但长期以来一直存在难以有效动用的问题,因为该三低气田的储层保护问题难以解决。针对长庆苏里格气田气藏储层特点,通过科学的实验设计,在室内实验的基础上,研究出了一套保护储层的无固相钻井液技术,重点解决无固相钻井液滤失量大、抑制性难提高的问题,优选出了一套性能优良的无固相钻井液配方。该钻井液对储层的伤害小,有效地减小了固相损害、水敏、水锁和贾敏效应,滤失量小于6 mL,流变性好,密度调节范围宽,抗污染能力强,符合钻井完井液技术要求,在苏里格东部气田具有较好的应用前景。     

钻井液固相颗粒粒度分析中的一些问题

根据物理意义和数学表达列举了一些不同的粒度概念及其分布基准。指出钻井液技术中的各种粒度分析结果的比较或共用必须建立在粒度类型及粒度分布表示一致和等效的基础上。     

钻井液固相颗粒分布

利用光学沉降扫描仪测定了常用的几种钻井液处理剂对固相粒度分布的影响。实验结果表明，处理剂８０Ａ５１、ＨＰＡＭ、ＰＡＣ１４１、ＨＰＡＮ对坂土及明化镇地层土均有不同程度的包被作用，而Ｎａ２ＣＯ３、ＦＣＬＳ、ＮａＫ等处理剂对坂土及明化镇地层土具有强烈的分散作用，同时还研究了不同钻井液体系的固相粒度分布，为提高钻井速度、保护油层提供了一些基础资料。应用Ｗｅｉｂｕｌｌ分布函数定量分析了描述钻井液固相粒度分布     

钻井液固相控制技术探讨与建议

钻井液固相控制是实现优化钻井的重要手段之一。正确、有效地进行固控可降低钻井扭矩和摩阻,减小环空抽吸的压力波动,为科学钻井提供必要的条件。钻井液固控是现场钻井液维护和管理工作中最重要的环节之一。本文就钻井液固相控制技术进行了深入的探讨,提出了自己的建议和看法。     

渤海X油田无土相水基钻井液室内研究

针对渤海X油田存在的黏土分散、软泥岩缩径、起钻遇阻卡、储层段中高孔渗特征等问题,通过优选流变性调节剂、降滤失剂、润滑剂、封堵剂、抑制剂等核心处理剂,形成了一种无土相钻井液,其配方为:海水+0.2%NaOH+0.2%Na₂CO₃+0.3%PF-VIS+0.3%FA-367+0.6%PAC+2.0%PF-Lube+2%K-HPAM+1.5%超细碳酸钙+1.5%双溶暂堵剂+1%纳米封堵剂JF-1+HCOONa,该钻井液不含膨润土,能有效减少对储层的损害,钻井液滚动回收率在90%以上,且具有良好的热稳定性能及抗岩屑污染能力,形成的封堵层抗压强度在7 MPa以上,因优选HCOONa作加重剂,水基钻井液对WM95S管材腐蚀速率仅为0.0359 mm/a。      

深水恒流变无固相储层钻井液的制备与性能评价

在深水油气田钻井过程中,由于海底泥线附近的温度较低,易导致钻井液出现增稠、糊塞和跑浆等问题。针对该问题,以丙烯酰胺、N-乙烯基己内酰胺、二乙烯苯、烯丙基磺酸钠等为原料制备温敏增稠共聚物（ASSN）,再与香豆胶复配制得具有低温恒流变特性的流型调节剂。将流型调节剂与其他处理剂混合制得深水恒流变无固相储层钻井液。评价了ASSN、流型调节剂和钻井液的性能。结果表明,ASSN溶液的临界缔合温度为27℃。以0.5%ASSN和0.3%香豆胶作为流型调节剂,其水溶液的黏度在4～60℃较为稳定。流型调节剂对钻井液在低温下的流变性起到了良好的调控作用。加重剂对钻井液低温调控能力的影响较小。流型调节剂与钻井液其他处理剂的配伍性良好。钻井液具有良好的抗侵污性能、抑制性能、润滑性能和储层保护性能,满足现场钻井需求。     

深水无固相水基隔热封隔液技术

无固相水基隔热封隔液是指充填于油气井井下环空中起隔热作用的水基工作液,其主要作用是减少油气管道内的热量损失,防止油气管内出现析蜡,生成天然气水合物等现象,保障油气井的正常作业。主要通过室内实验方法,基于降低体系导热系数及控制环空自然对流减小井筒热量损失这一理论进行研究。优选出多元醇C4作为降低体系导热系数的试剂;优选出生物大分子MT作为流变调节剂,使体系在高剪切速率下具有低黏度特性以满足泵送要求,在低剪切速率下具有高黏度特性以减小环空自然对流所产生的热量损失;通过可溶性盐对体系进行密度调节,使其密度在0.9~1.2 g/cm3范围内可调,从而满足不同压力系数的油气藏。对新型的无固相水基隔热封隔液的性能评价结果表明:其具有导热系数低、隔热效果好、密度可调范围宽、长期热稳定性好等特点,同时与油基隔热封隔液、醇基隔热封隔液相比,研制的无固相水基隔热封隔液隔热效果好、配制成本低,无固相沉积,且可有效避免对环境造成污染。      

含醇醚水基钻井液体系的研究与应用

针对传统水基钻井液的特点,引入满足环保要求的醇醚化合物替代油类润滑剂,并以此建立含醇醚水基钻井液体系。经室内研究和现场应用表明：该体系具有优良的润滑性,良好的井眼清洁能力,井壁稳定和抑制能力接近油基钻井液水平,无荧光不干扰地质录井,储层保护效果好。生物毒性检测结果表明,该体系具有环境可接受性。现场应用近３０口井并取得成功。     

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。      

钻井液振动筛固相运移动力学分析

在推导钻井液振动筛按圆、直线和平动椭圆三种运动轨迹振动方程的基础上,分析了钻井液固相颗粒在非淹没状态下相对于振动筛面做后滑、抛掷、静止和前滑四种状态下的运移动力学条件,即固相颗粒速度和位移的动力学方程。按方程仿真计算得到的固相颗粒运移速度与实测的运移速度相比,相对误差小于15％,吻合较好。综合分析认为,钻井液固相颗粒在平动椭圆振动筛的运移速度高于直线振动筛,在直线振动筛上的速度又高于圆型振动筛。     

渤海油田PEM聚合物水基钻井液废弃物固液分离技术研究

在江汉油田饱和盐水基钻井液废弃物固液分离技术研究的基础上,分析渤海油田PEM废弃物污染特点,首先针对渤海油田PEM聚合物水基钻井液废弃物进行了破胶剂的优选,并优选出了阳离子型无机破胶剂HWJ和高分子有机破胶剂HYJ;然后对钻井液废弃物的稀释比和破胶剂的加量等因素对固液分离效果影响进行了评价,确定了适合渤海油田PEM废弃物固液分离的处理工艺。固液分离结果表明,泥饼含水率只有49.7%,出水COD值明显降低,具有理想的分离效果。