海洋深水钻井的钻井液研究进展

在参阅大量海洋深水钻探方面的技术文献资料的基础上 ,对海洋深水钻探中的钻井液使用作了归纳和总结。目的在于借鉴国外成功经验 ,为我国今后开展这方面研究工作做一些技术信息方面的铺垫 ;还结合国外海洋深水钻井液研究现状 ,提出了对海洋深水钻井的钻井液研究的几点建议。     

海洋深水钻井钻井液研究进展

针对海洋石油勘探深水钻井遇到的复杂问题:井壁稳定性,钻井液用量大,地层破裂压力窗口窄,井眼清洗问题,低温下钻井液的流变性,浅层天然气与形成的气体水合物,对海洋深水钻井中使用的钻井液进行了综述.目的在于借鉴国外成功经验,为中国今后开展海洋石油勘探深水钻井方面的研究工作做一些技术信息的铺垫;并结合国外海洋深水钻井液研究现状,提出了对中国海洋深水钻井的钻井液研究的几点建议.     

新型水基聚合醇钻井液性能评价

由于原住天然气水合物极度不稳定,在钻探和取心过程中易发生分解,进而导致一系列意想不到的钻井事故.因此,在水合物地层钻井首先要防止水合物大量分解,而要达到此目的,科学合理地选择钻井液则是重要举措之一.针对海底天然气水合物地层及其钻井的特性,给出了钻进海底天然气水合物地层时钻井液体系的设计原则,根据此原则在充分考虑现有常用聚合醇钻井液体系特点的基础上,设计了一种适合海底天然气水合物地层钻井的新型聚合醇钻井液,并对其页岩水化抑制性、低温流变性和水合物生成抑制性(动态和静态)进行了评价.结果表明,该钻井液体系能够有效抑制页岩水化分解和防止水合物在循环管路内重新生成,且在低温条件下具有良好的流变性能,能够有效保持井壁稳定,清洁和冷却孔底,是一种比较适合海底天然气水合物地层钻探的钻井液体系.     

海水钻井液的水合物抑制性实验研究

利用水合物生成及模拟微钻实验系统对部分钻井液处理剂及聚合醇无黏土海水钻井液进行了水合物抑制性实验研究.结果表明:黏土对水合物生成有明显促进作用;改性淀粉、聚合醇对水合物生成有一定的抑制作用;动力学抑制剂PVPK90有良好的水合物抑制能力;在-4℃和18.8 MPa附近压力条件下,加入动力学抑制剂的聚合醇无黏土海水钻井液能有效抑制水合物生成.     

深水高温高压井钻井液技术

LS25-1S-1深水高温高压井实钻井深为4 448 m,完钻层位为梅山组,采用六开井身结构,φ212.7 mm井段为目的层段,压力系数预测为1.70~1.84,安全密度窗口窄,需重点关注井控、防漏和水合物生成的预防;同时由于井底温度约为147℃,而出口温度只有17℃,保持钻井液在高密度下的高、低温稳定性、防重晶石沉降、良好流变性和储层保护是该井段技术重点。以LS区块气源为研究对象,通过利用水合物抑制软件HydraFLASH绘制不同抑制剂浓度下水合物P-T相图,优选出钻进及静止期间水合物抑制配方:（9%~15%）NaCl+5% KCl+10% KCOOH+（0~45%）乙二醇。选用了抗高温降滤失剂HTFL,其加量为0.8%时体系高温高压滤失量小于10 mL,泥饼质量好。研发了一种新型的封堵剂PFFPA,PF-FPA较FLC2000具有更好的封堵降滤失效果。性能评价结果表明,该体系抗温达170℃,高低温流变性平稳,能抗10%的钙土污染,而且沉降稳定性好,封堵能力强,渗透率恢复值在80%以上,储层保护效果好。在现场应用中,通过Drill Bench软件模拟,将排量降至1 400 L/min,此时ECD为1.94 g/cm3,小于漏失压力当量密度（1.96 g/cm3）,ROP为10 m/h,岩屑传输效率仍在85%以上,满足携岩要求。该井顺利完钻,表明该套钻井液技术解决了现场作业难题。      

深水钻井液关键技术研究

分析了深水钻井液面临的技术难题,认为深水钻井所面临的主要问题有深水低温问题、深水浅层含气砂岩所引起的气体水合物生成问题、海底泥岩稳定性问题及钻井液用量大、井眼清洗困难等问题。根据深水钻井中出现的问题和面临的困难,指出了深水钻井液应具有良好的低温流变性、悬浮携岩能力、页岩稳定性、环保性能及综合成本低等特点。调研了国外常用的深水钻井液体系,研制了深水钻井液水合物抑制性评价试验装置,探讨了深水钻井液中水合物的形成规律及机理,优选了深水钻井液用水合物抑制剂及其配方。在优选深水钻井液用处理剂的基础上,得出了深水钻井液的最终配方,并进行了全面的性能评价。最后,根据我国深水钻井液技术研究的现状,提出了下一步的研究重点。      

密度减轻剂在中国南海超深水钻井液中的应用

南海西部永乐区块某井水深1 893 m,泥线温度2.3 ℃,安全密度窗口极窄,其中目的层静态压力窗口只有0.1 g/cm3。为解决窄密度窗口水基钻井液安全钻进与水合物抑制的矛盾,在不影响钻井液流变性的情况下,利用乙烯基三甲氧基硅烷、乙烯基三乙氧基硅烷及固化剂等对玻璃微珠表面进行改性,制备了一种密度为0.4 g/cm3左右的新型密度减轻剂。室内实验结果表明,该密度减轻剂抗压能力能够达到40 MPa,对HEM钻井液体系流变性能影响小,能够有效降低钻井液密度0.4~0.6 g/cm3,室内相关钻井液性能测试与现场实测数据相吻合,现场应用结果表明该密度减轻剂有效拓宽了现场安全密度窗口,现场作业顺利并且易维护,无复杂情况出现。     

深水聚胺高性能钻井液试验研究

聚胺高性能钻井液是性能最接近油基钻井液的水基钻井液,在深水钻井领域具有广阔的应用前景。为降低钻井液成本,在研制聚胺强抑制剂的基础上,考虑水合物抑制及低温流变性等因素,通过优选处理剂,构建了适用于深水钻井的聚胺高性能钻井液体系,并对其进行了综合性能评价。结果表明,该钻井液可抗150 ℃高温,且低温流变性优良,2 ℃和25 ℃的表观黏度比和动切力比分别为1.36和1.14;其抑制页岩水化分散效果与油基钻井液相当,体现了其强抑制特性;在模拟1 500 m水深的海底低温高压(1.7 ℃,17.41 MPa)条件下,具备120 h抑制水合物生成的能力;抗钙、抗劣土污染能力较强;无生物毒性,能满足深水钻井环保要求。其主要性能指标基本达到了用于深水钻井的同类钻井液水平,可满足深水钻井要求。      

深水水基钻井液的室内研究

深水区域油气勘探已成为油气产量增长的重要组成部分。研制出了一套聚合物硅酸盐钻井液,该钻井液能够有效地抑制水合物的形成;具有一定的抗温性能和良好的井壁稳定性,岩屑滚动回收率在90%以上;保护油气层效果好,其渗透率恢复值在90%以上;采用发光细菌法对钻井液处理剂及体系的生物毒性进行了评价,结果表明它们均无生物毒性;该钻井液加重后性能满足深井钻井的要求。     

海洋深水钻井水基钻井液密度的预测

在海洋深水钻井条件下,不同的海水深度和温度梯度环境将对钻井液密度产生影响.因此根据不同温度和压力条件下水基钻井液密度的测量结果,建立了温度、压力影响下的水基钻井液密度计算模型.     

国内外深水钻井液技术进展

深水井钻井作业过程中钻井液面临低温糊筛跑浆、大尺寸井眼携岩、天然气水合物、泥页岩地层的水化分散、窄密度窗口的防漏堵漏等难题,因此提出了相应的解决措施和技术手段。同时,归纳了国内外近年来深水水基钻井液技术和合成基钻井液新技术的发展及体系在现场的应用情况。介绍了国外深水恒流变体系的新进展,该体系主要由乳化润湿剂,少量有机土配合聚合物增黏剂,以及流型调节剂组成。英国BP公司对恒流变合成基钻井液体系从4个性能参数上给予了界定,包括4.4℃,49℃下塑性黏度和动切力的比值,初切(10 s)和终切(10 min)以及10 min和30 min切力的比值,为恒流变体系的设计提供一定的指导。     

国内外深水钻井液技术进展

深水井钻井作业过程中钻井液面临低温糊筛跑浆、大尺寸井眼携岩、天然气水合物、泥页岩地层的水化分散、窄密度窗口的防漏堵漏等难题,因此提出了相应的解决措施和技术手段。同时,归纳了国内外近年来深水水基钻井液技术和合成基钻井液新技术的发展及体系在现场的应用情况。介绍了国外深水恒流变体系的新进展,该体系主要由乳化润湿剂,少量有机土配合聚合物增黏剂,以及流型调节剂组成。英国BP公司对恒流变合成基钻井液体系从4个性能参数上给予了界定,包括4.4℃,49℃下塑性黏度和动切力的比值,初切(10 s)和终切(10 min)以及10 min和30 min切力的比值,为恒流变体系的设计提供一定的指导。     

深水钻井液国内外发展现状

分析了墨西哥湾、巴西、西非等深水区块地层特性，介绍了深水盐层特性以及钻井过程中面临的技术挑战，并针对深水盐岩及活性泥岩等复杂地层对钻井液设计提出了要求，结合国内外不同公司研制开发的深水高性能水基钻井液以及深水恒流变合成基钻井液体系，归纳总结了深水钻井液国内外发展现状。      

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.     

适用于深水水基钻井液的温敏聚合物流型调节剂

针对深水水基钻井液低温流变调控的要求,利用温敏聚合物在对温度响应的过程中有显著的流体力学体积和分子构象变化的性质,以N-异丙基丙烯酰胺（NIPAM）和丙烯酰胺（AM）为单体,合成了一种流型调节剂PNAAM。通过傅里叶红外光谱（FT-IR）表征了产物的官能团。热重分析显示产物初始热分解温度在300℃。浊度分析显示,单体配比和盐浓度均是通过影响分子链中亲水基团与水分子氢键的强度来影响产物的LCST（低临界溶解温度）。PNAAM在钻井液中4、25和65℃流变参数比值为AV_4℃∶AV_25℃∶AV_65℃=1.75∶1.22∶1、PV_4℃∶PV_25℃∶PV_65℃=1.8∶1.4∶1、YP_4℃∶YP_25℃∶YP_65℃=1.8∶1∶1.09。机理分析认为,温度小于LCST时,分子链中亲水基酰胺基团做主导,PNAAM分子溶于水,无可测量的流体力学半径;温度大于LCST时,分子链中疏水基做主导,PNAAM分子链之间疏水缔合作用增强,形成三维网状结构,黏度增大,聚合物粒度增大,泥饼膨润土颗粒更加致密有序。      

响应面优化深层废弃水基钻井液无害化处理工艺

针对大庆油田深层致密气废弃水基钻井液固液分离难、泥饼含水率高（>80%）、存在二次污染的问题,开展了废弃水基钻井液无害化处理技术研究,在分析废弃水基钻井液特性与处理难点基础上,应用Box-Behnken中心组合实验和响应面分析法,通过考察破胶剂、助凝剂与絮凝剂的最佳配比对废弃钻井液固液分离效果的影响,创新建立了固液分离泥饼含水率与处理配方参数间的数学模型,研发出了以脱稳絮凝为核心的废弃水基钻井液无害化处理技术,形成了脱稳-絮凝-固液分离处理工艺。现场实验结果表明,废弃水基钻井液经该项技术处理后,泥饼含水率为47%,泥饼浸出液悬浮物含量为63 mg/L,泥饼浸出液中石油类、COD等9项主要污染指标符合GB 8978—1998《污水综合排放标准》、DB23/T693—2000《黑龙江省废弃钻井液处理规范》相关要求,该技术成果解决了大庆油田深层水基钻井液破胶脱稳效果差等难题,具有较好的推广应用价值。     

磁流体在钻井液与完井液中的应用前景

磁流体是一种智能材料,既具有液体的流动性又具有固体磁性材料的磁性,在汽车、机械、建筑、航空等领域得到了广泛应用,在油气工程中也显示了较好的应用前景。介绍了磁流体及其在油气工程中的应用优势,在调研国内外磁流体在钻井液与完井液应用的基础上,分析了其在智能钻井液、固井水泥浆、压裂液裂缝监测、压裂暂堵转向剂、提高油气单井产量等方面的应用前景,指出了现场应用的关键技术,包括磁流体流变机理、磁流体体系制备与修饰工艺、磁流体性能参数优化和磁流变井下控制装置等。研究结果能为我国油气工程领域应用磁流体提高油气勘探开发效益,降低作业成本提供借鉴和思路。      

聚硅醇钻井液在川东北复杂深井中的应用

川东北地区地质构造复杂，地层倾角大，有易坍塌的碳质泥岩层、多套煤层、石膏层和盐膏层等，为解决石膏、盐膏污染，H2S和高压天然气侵及井漏等难题，在川东北复杂深井钻井中使用了聚硅醇钻井液体系，应用效果表明，该钻井液体系防塌封堵性强，具有很强的抗盐钙、H2S污染的能力，而且使用处理剂种类少，易于维护，性能稳定，值得在川东北深井中推广使用。