盐水钻井液pH值影响因素和缓冲方法研究

在深井钻井中钻遇盐膏层、盐膏泥复合盐层、高压盐水层等地层时,极易发生井下复杂情况,盐水钻井液在钻遇此类地层时,pH值极易快速降低,难以调节。实验考察了盐类、表面活性剂、有机胺等对饱和盐水基浆老化前后pH值的调控作用。结果表明,强碱弱酸盐、阴离子表面活性剂和非离子表面活性剂及2者间复配体系、有机胺等对饱和盐水基浆老化前后pH值均具有一定的缓冲效果。探究了矿化度及聚合物类处理剂、磺化处理剂等盐水钻井液常用处理剂对体系pH值的影响规律。结果表明,膨润土基浆矿化度增大会导致pH值的快速下降;聚合物类处理剂对饱和盐水基浆pH值影响较大;磺化处理剂对体系pH值有一定的缓冲作用。提出一种表面活性剂体系“0.3% WJG+0.1% SDBS”的pH缓冲办法,其对海水钻井液、高密度饱和盐水钻井液、高密度有机盐体系老化前后pH值具有较好的缓冲作用。      

重晶石塞问题的室内研究

根据重晶石浆配方,研究了影响重晶石塞形成的几个因素:pH值、膨润土含量、重晶石来源、FCLS加量及配浆水矿化度等。实验结果表明,膨润土含量与重晶石重量比小于1.5％、pH值为10左右和配浆水尽可能用淡水有助于形成好的重晶石塞。     

MTC固井液固化影响因素的探讨

讨论了矿渣活性、细度、加量、钻井液中膨润土含量、介质pH值、外加剂以及养护温度和时间对MTC固井液的影响。结果表明,用于固井液的矿渣必须具有较高的活性,细度介于14—37 μm之间,固井液的pH值大于12,钻井液中膨润土含量适中,养护温度高,才能使MTC固井液很好地固化。     

高矿化度水对钻井液性能的影响

钻井液用水总的矿化度大于2000mg/L并且其中Ca~(2 )、Mg~(2 )含量大于300mg/L时,钻井液性能难以控制,维护处理困难,井下极易发生复杂情况,增加钻井费用。华北油田冀中坳陷文49-2井的实践表明,若使用高矿化度水,要用Na_2CO_3预处理,其加量不得过大;用NaOH控制pH值在9—9.5范围内,以防促使地层粘土水化分散;使用好固控设备,及时处理钻井液,控制膨润土含量在60g/L左右。     

复合硅酸盐钻井液体系室内研究

对复合硅酸盐钻井液作了详细的室内实验研究，包括：与常用钻井液和钻井液处理剂的配伍性，配方研究（膨润土含量，护胶剂PTV加量，pH值，降粘手段，加药顺序）和应用性能评定（阻止压力传递，滤液中SiO2含量，硅酸盐模数，硅酸盐加量与岩屑回收率，与其他体系钻井液抑制性比较，抗温，抗盐，抗钙性能，抗膨润土污染性能，加重钻井液，润滑剂的使用，电稳定性，岩心伤害）。主要结论如下：（1）硅酸盐对膨润土浆有降粘作用，与含有铵，钙等离子的处理剂如NH4HPAN，PMHC，PAC141等不配伍；（2）硅酸盐必须与护胶剂一起加入淡水钻井液中；（3）pH值是影响哇酸盐钻井液性能特别是粘度的主要因素（pH值应＞12），此外，护胶剂PTV含量，膨润土含量，硅酸盐模数及加量等对硅酸盐钻井液的流变性和滤失量有较大影响，聚合醇防塌润滑剂和表面活性剂ABS共用在改善硅酸盐钻井液润滑性能的同时，还能提高钻井液的高温稳定性。（4）配方适当的硅酸盐钻井液抗温，抗盐，抗钙，抗钻屑污染能力和封堵能力强，抑制性好，润滑性能好，稳定性好，保护储层的效果明显。报道了性能优良的硅酸盐钻井液的配方。     

高密度钻井液滤失量影响因素定量评价

为了进一步降低高密度钻井液的滤失量,提高其在现场的应用效果,有必要对其中的处理剂加量进行严格控制。分析了膨润土、加重材料、降滤失剂、NaCl和烧碱等处理剂的加量对高密度钻井液滤失量及黏度等流变参数的影响。室内研究结果表明:膨润土含量和加重材料种类对钻井液的滤失量无明显影响,但是加重材料的配比对钻井液的高温高压滤失量影响较大;烧碱含量对滤失量的影响程度最大;高温热滚后pH值控制在8.5~9.5时滤失量最小;降滤失剂和NaCl对钻井液滤失量的影响较小。该研究成果为高密度钻井液在现场的成功应用提供了可靠依据。     

钻井液除硫剂除硫效果的静态评价实验及认识

目前室内评价出的钻井液硫化氢吸收液除硫效果与现场使用时的效果差异较大。为此,通过在水基钻井液中加入除硫剂制作成吸收液进行室内静态实验,考察了吸收液在改变温度、膨润土含量、无水碳酸钠含量、基浆水化时间、吸收液pH值后的除硫（使用）效果,得到了温度、硫化氢气体发生装置的稳定性、膨润土加量、无水碳酸钠加量、基浆水化时间、吸收液的pH值、碘量法中标准溶液的配制,操作误差以及滴定终点的判断等因素对测定钻井液除硫剂除硫效果影响的认识。研究结果认为,室内评价钻井液除硫剂的除硫效果的最佳实验条件如下：温度40 ℃、膨润土加量为4%、无水碳酸钠加量为0.5%、基浆水化时间为2 d、钻井液pH值大于11、碘量法滴定前调节吸收液的pH值大于11。     

轮东1井超深井钻井液技术

轮东1井是目前中国石油天然气集团公司在陆上钻的第一风险预探井,完钻井深为7 620 m.该井四开地层情况复杂,地层压力系数低、埋藏深、厚度大,极易发生、塌、溢等复杂.通过室内实验调整膨润土量和处理剂加量,优选出不同抗高温处理荆,现场并作了复查实验,最终确定了钻井液配方.经轮东1井的现场应用表明,该钻井液不仅满足了井下的生产需要,而且达到了预先设想的要求,其流变性、悬浮携带能力在200℃以内比较稳定;高温高压滤失量在160℃以内小于8 mL,200℃以内小于22 mL;分别在180℃下老化96 h、200℃下老化48 h,其性能均稳定.该技术为超深井钻井提供了一项技术储备.     

钻井液与水泥浆化学不兼容原因初探

钻井液和水泥浆化学兼容性差不但影响顶替效率,而且危及固井作业安全,这是导致深井超深井固井质量低下的重要原因和引发固井工程事故的隐患。为了探索钻井液对水泥浆产生化学污染的本质,以川渝油气田某区块一口典型井的φ177.8mm尾管固井作业为例,采用单因素分析法,将该井采用的钻井液处理剂与现场水泥浆进行污染稠化实验。实验研究表明:钻井液污染水泥浆的主要原因是钻井液中某些处理剂与水泥浆外加剂之间相互作用,引发凝胶效应,导致浆体稠度迅速增大和稠化时间大幅度缩短,并非水泥浆真正凝结硬化。     

绿色钻井液降粘剂聚天冬氨酸的合成与室内评价

以L-天冬氨酸为原料合成了3种不同相对分子质量的聚天冬氨酸(PASP),考察了不同相对分子质量的PASP在不同钻井液中的降粘效果、pH值对PASP降粘性能的影响,对现场井浆进行了室内测试及抗温性能实验。结果表明:在膨润土基浆中,当PASP加量为0.5%时,降切率、降粘率分别可达72.7%、71.8%;在淡水基浆中,当加量为0.06%时,降切率、降粘率分别可达69.7%、67.4%;在钙质基浆中,当加量为0.6%时,降切率、降粘率分别可达84.6%、80.0%;PASP适用的pH值范围较大;在江苏油田纪12井的井浆中加入0.1%PASP-2,经120℃、16 h老化后,降切率和降粘率分别可达73.3%、64.7%,表明PASP具有良好的降粘和抗温性能。     

The use of grass as an environmentally friendly additive in water-based drilling fluids

Excellent drilling fluid techniques are one of the significant guaranteed measures to insure safety,quality,efficiency,and speediness of drilling operations.Drilling Quids are generally discarded after the completion of drilling operations and become waste,which can have a large negative impact on the environment.Drilling materials and additives together with drill cuttings,oil.and water constitute waste drilling fluids,which ultimately are dumped onto soil,surface water,groundwater,and air.Environmental pollution is found to be a serious threat while drilling complex wells or high-temperature deep wells as these types of wells involve the use of oil-based drilling fluid systems and high-performance water-based drilling(luid systems.The preservation of the environment on a global level is now important as various organizations have set up initiatives to drive the usage of toxic chemicals as drilling fluid additives.This paper presents an approach where grass is introduced as a sustainable drilling fluid additive with no environmental problems.Simple waterbased drilling fluids were formulated using bentonite,powdered grass,and water to analyze the rheological and filtration characteristics of the new drilling fluid.A particle size distribution test was conducted to determine the particle size of the grass sample by the sieve analysis method.Experiments were conducted on grass samples of 300.90.and 35 μm to study the characteristics and behavior of the newly developed drilling fluid at room temperature.The results show that grass samples with varying particle sizes and concentrations may improve the viscosity,gel strength,and tiltration of the bentonite drilling fluid.These observations recommend the use of grass as a theological modifier,filtration control agent,and pH control agent to substitute toxic materials from drilling fluids.     

特种稀释剂TX的评价及应用

稀释剂TX具有两大特性:一是具有抑制粘土分散的聚合物特性,二是在高矿化度、高固相含量、高温条件下能显著降低钻井液粘度和切力的特性。通过与国内外部分先进稀释剂的对比,评价了TX的流变性能、抗温性、抗盐膏污染能力和抑制性。结果表明,TX能显著降低水基钻井液的粘度和切力,具有较强的抗盐膏污染能力,能有效地抑制粘土分散,抗温在240℃以上,并有利于井壁稳定和提高钻速,适用于高温、高矿化度、高固相含量及各种复杂地质条件。TX加入钻井液的最佳方式为,首先与碱按3:1的比例配成浓度为20％的溶液,然后以溶液的形式加入钻井液中。     

高含CO2天然气藏储集层结垢及欠平衡钻井液技术

通过研究温度、压力、pH值等因素对CO2、CaCO3垢溶解度的影响,分析高含CO2天然气藏储集层的结垢机理。CO2的溶解度随温度升高而降低,随压力升高而升高,随地层水矿化度的升高而降低;CaCO3在水中的溶解度随温度升高而降低,随压力的升高而升高,溶液pH值升高会促进CaCO3的生成。结合吉林油田典型含CO2天然气藏储集层特征进行了结垢预测,认为钻井液滤液侵入储集层后,储集层近井地带存在结CaCO3垢的可能。针对气藏储集层埋藏深、井底温度高、地层压力系数低、裂缝发育等特点,优选了水包油及甲酸盐无固相两种欠平衡钻井液体系,CO2侵入、动态污染实验评价表明,两种钻井液均具有很好的抗CO2污染能力,储集层保护效果显著。两种欠平衡钻井液体系已分别在龙深2井和龙深3井进行了现场应用,效果良好,现场钻井液的岩心渗透率恢复值均在85%以上,满足欠平衡钻井的要求。图3表4参21     

无渗透无侵害钻井液及其渗滤性能评价方法的探讨

无渗透无侵害钻井液通过在常规钻井液中加入无渗透钻井液处理剂转化而成,是一种能够满足钻井工程要求的宾汉塑性流体,其滤液几乎不渗入地层,采用砂床评价方法测得的滤失量趋近于零,固相颗粒对地层几乎不产生侵害,能最大程度地防止储层渗透率降低,实现无损害钻井.介绍了一种无渗透钻井液处理剂OCL-BST及用其配制的无渗透钻井液,评价了该钻井液的渗滤性能.OCL-BST由水溶和油溶性聚合物及生物聚合物、阳离子胶体等原料组成,在常规钻井液中加入OCL-BST就可以将体系转换为无渗透钻井液,采用中国产FA型砂床无渗透滤失仪测得该体系滤失量趋近于零,从而实现了无损害钻井技术.无渗透钻井液是一种与传统钻井液不同的体系,需用新方法对其渗滤性能进行评价,国外用砂床代替滤纸作为渗滤介质对无渗透钻井液进行滤失试验并研制出了相应的仪器,中国也随之研制出了类似的评价仪器.对评价无渗透钻井液渗滤性能的方法进行了初步探讨.     

海水配浆性能研究

膨润土在海水中不易造浆,给海洋钻井带来极大的困难。研究了纯碱(Na_2CO_3)、烧碱(NaOH)、高粘羧甲基纤维素钠盐(HV-CMC)、聚阴离子纤维素(PAC)、生物聚合物(XC)等处理剂对海水配浆性能的影响,发现海水配浆的关键不在于对海水的预处理,而在于高分子聚合物增粘剂的加入。为此,研制了一种HS-海水造浆粉,该造浆粉在渤海湾海域225口井进行现场应用,结果表明,使用HS-海水造浆粉配制的海水钻井液粘度、切力和滤失量均可满足钻井施工的需要,具有一定的经济效益。     

新型钻井液流型调节剂的研制与应用

针对大位移井水基钻井液体系井眼不稳定、井眼净化不良等问题,研制出一种新型的钻井液流型调节剂Ｍ３１７。通过室内性能评价表明：该流型调节剂加量为１．５％时,对渤海钻屑滚动回收率为５８．７％,高温高压防膨率为８８．５％。般含一定时,随 Ｍ３１７加量增加,钻井液动切力和静切力增加,而表现粘度、ＡＰＩ失水基本不变;般含在３．０％～４．５％,Ｍ３１７加量控制在１．５％～０．５％时,钻井液表观粘度、动切力和静切力均能很好满足大位移井钻井技术要求。Ｍ３１７单剂及钻井液体系ＥＣ５０值均大于３００００ｍｇ／Ｌ,无污染,满足环保要求。该处理剂已在渤海ＱＨＤ３２－６、ＪＺ－９－３等油田现场应用成功。     

抗高温聚合物降滤失剂PFL-L的研制与应用

为使抗高温钻井液具有良好的流变性及高温高压滤失量,防止高温稠化,采用氧化-还原引发聚合反应,合成了一种低相对分子质量的抗高温聚合物降滤失剂PFL-L,进行了红外光谱和热重分析;采用凝胶渗透法测定了产物相对分子质量,评价了高温高盐情况下聚合物降滤失性能及配伍性。评价结果表明,PFL-L热稳定性好,产物分子量具有多分散性,适用于超深井钻井液处理剂,高温高盐条件下在显著降低钻井液滤失量的同时,可很好地控制钻井液高温下的黏度,抗温220℃,抗NaCl可达36%。该降滤失剂在徐闻X-3井进行了现场应用,应用结果证明,由PFL-L等处理剂形成的超高温钻井液热稳定性好,确保了徐闻X-3井三开长裸眼井段的顺利钻进,完钻井深6 010 m,取得了良好的应用效果,满足了安全高效钻井需求。