抗160℃超高密度柴油基钻井液体系

由于油气勘探开发逐步向深层、非常规等油气藏发展,要求采用抗高温超高密度油基钻井液钻进,该钻井液必须具有良好流变性、低的高温高压滤失量、良好的封堵性与动/静沉降稳定性。研讨了抗160℃超高密度柴油基钻井液配方。通过大量实验得出,采用重晶石加重,无法配制出具有良好流变性能与动沉降稳定性能的超高密度柴油基钻井液;形成了抗160℃密度为2.4～3.0 g/cm3超高密度柴油基钻井液配方为,0#柴油与25%氯化钙盐水的质量比为90∶10,加入有机土+0.8%主乳化剂+1%辅乳化剂+1%润湿剂+5%降滤失剂+3% CaO+加重剂（重晶石∶MicroMax为6∶4）,其中有机土加量随钻井液密度增加而下降,密度为2.4、2.6、2.8和3.0 g/cm3的柴油基钻井液,最佳有机土加量分别为1%、0.5%、0.3%、0。      

微锰加重剂在钻井液中的应用

综述了国内外微锰加重钻井液的研究进展,分析了高密度钻井液用加重剂的优点及存在的问题,阐述了微锰加重材料的化学组分、理化性能、微观形状及粒度分布、Zeta电性、沉降动力稳定性、密度、酸溶性和莫氏硬度。与传统高密度钻井液用加重材料（重晶石和铁矿粉）相比,微锰具有颗粒小、呈球形、比表面积较高等特点,微锰加重钻井液表现出良好的流变性、沉降稳定性和润滑性,较好地解决了高密度钻井液的流变性与沉降性之间的矛盾。介绍了微锰对钻井液性能及储层保护的影响,给出了其在科威特北部深井、壳牌Cormorant North油田的过油管旋转钻井（TTRD）的现场应用结果。      

超高密度油基钻井液加重剂评价及现场应用

准噶尔盆地南缘区块古近系、白垩系、侏罗系等地层,压力系数高达2.40～2.65 g/cm3,为了保障异常高压地层的安全钻进,急需研发性能优异的超高密度油基钻井液。使用环境扫描电子显微镜和激光粒度分析仪,分析了普通重晶石、微粉锰矿和微粉重晶石的微观形态和粒度分布。分析了微粉加重剂降低钻井液黏度的原理,实验评价出配制超高密度油基钻井液加重剂最佳复配方案为普通重晶石∶微粉锰矿=7∶3。优化出超高密度油基钻井液的配方,评价其高温沉降稳定性能、抗水污染性能。实验结果显示,配制的超高密度油基钻井液具有好的高温沉降稳定性,静恒温24 h,上下密度差值为0.01～0.02g/cm3,静恒温120 h,上下密度差值为0.10～0.14 g/cm3,上下密度差值小;具有好的抗水污染性能,能抗15%以内的水污染。现场应用表明:密度为2.65 g/cm3的超高密度油基钻井液在钻进过程中,全程钻井液性能表现良好,井下安全正常。      

超高密度水基钻井液加重剂研究

超高密度水基钻井液常规加重剂易引起黏度效应,导致钻井液黏度过大失去流动性。采用表面活化和粒度级配的方式对重晶石进行了优化。通过电势影响和流变性实验确定出表面活化剂（RAB）的最佳加量,并在此基础上,以经典堆积理论为基础,采用Dinger-Funk分布方程计算出不同分布模数下的粒度范围,通过大量室内实验,确定出最佳粒度级配。通过优化生产工艺生产出工业级的特殊重晶石,在四川地区多口高压深井气井进行了应用,成功配制出超高密度水基钻井液（密度≥2.65 g/cm3）。现场应用结果表明,以特殊重晶石加重的超高密度水基钻井液,具有加重密度高、流变性可控、抗盐水侵等特点,满足实际施工需要,具有较高的推广价值。     

微粉加重剂与普通重晶石复配加重油基钻井液性能

针对超高密度油基钻井液固相含量高给钻井液性能调控与维护带来不便的问题。用激光粒度分析仪和扫描电镜分析了微粉重晶石、微锰矿粉、普通重晶石的粒度分布和微观形态,研究了微粉加重材料与普通重晶石按不同比例复配加重得到的超高密度油基钻井液的性能变化,同时通过改变处理剂加量对超高密度油基钻井液加重配方进行了调控。研究结果表明,微粉加重材料与普通重晶石按不同比例复配后加重的超高密度油基钻井液具有良好的流变性、电稳定性和失水造壁性,微粉重晶石与普通重晶石的最优复配比例5:5~6:4,微锰矿粉与普通重晶石复配时,微锰矿粉所占复配比例越大,其体系性能越好。考虑到加重材料的成本,室内采用微粉重晶石与普通重晶石3:7、微锰矿粉与普通重晶石2:8的复配比例加重超高密度油基钻井液,在此基础上通过调节有机土和乳化剂的加量、改变内相来优化加重配方,形成了性能良好的超高密度油基钻井液体系。     

加重材料对抗高温高密度合成基钻井液性能的影响

微锰具有更小的粒径、更高的密度以及可酸溶性,因此具有优异的沉降稳定性和储层保护性能,适用于抗高温高密度钻井完井液。以中海油田服务股份有限公司的密度为2.04 g/cm³的MODRILL合成基钻井液体系为基础,研究了重晶石(4.3 g/cm³)、重晶石(4.4 g/cm³)和微锰(4.8 g/cm³)加量配比分别为10∶0∶0、0∶10∶0、5∶0∶5、6∶0∶4、7∶0∶3、8∶0∶2、5∶5∶0条件下,加重材料对合成基钻井液性能的影响。结果发现,不同加重材料对合成基钻井液的流变性能、电稳定性和高温高压滤失量都有较大的影响;微锰加量的增加会降低合成基钻井液的表观黏度和塑性黏度,增加动切力和φ6读数,会降低体系的破乳电压,但整体上可以满足作业要求,还会大幅度增加体系的高温高压滤失量;重晶石(4.3 g/cm³)∶微锰(4.8 g/cm³)的配比为5∶5时,体系综合性能最佳,缺点为成本相对较高,对于储层保护要求较低的现场,可以用超细重晶石(4.4g/cm     

不同加重剂对超高密度钻井液性能的影响

针对超高密度钻井液中加重剂用量大、货源稀少、价格昂贵,或硬度较大、磨损钻具、具有毒性等问题,选择目前应用最广泛的重晶石粉和国外开发的微锰粉MicroMAX为加重剂,研究了其对钻井液性能的影响。分别用扫描电镜和激光粒度仪分析了重晶石粉和微锰粉的微观形态和粒度分布,并将其按一定比例复配为加重剂,配制出2.85~2.90 kg/L的超高密度钻井液,高温老化后进行流变性、滤失性和沉降稳定性的评价试验。试验结果表明:纯度较高的重晶石粉能够配制出具有良好流变性、悬浮稳定性的超高密度钻井液,且高温高压滤失量小;用重晶石粉和密度更高、粒径较小的微锰粉复配加重,高温老化后钻井液的黏度和动切力下降,流变性有一定改善,但高温高压滤失量增大。综合考虑钻井液性能、经济性和实用性,建议用性价比相对较高的重晶石粉为加重剂。用重晶石粉加重的2.75~2.89 kg/L的超高密度钻井液在官深1井三开井段进行了现场试验,安全钻进约745 m。      

超高密度钻井液的性能研究

为满足高压地层快速、安全钻井的需要,在对重晶石进行表面处理和控制膨润土含量的基础上,采用润湿分散剂XL、非增黏降滤失剂ZY等特殊处理剂研制出了密度为3.0g/cm3的超高密度钻井液(基本配方为:1％～2％膨润土+3％SMC+5％～7％润湿分散剂XL+0.5％～1.0％非增黏降滤失剂ZY+0.5％润滑剂RT-1+重晶石),并对其性能进行了系统评价.研究结果表明,超高密度钻井液具有较强抗污染能力,在被3％NaCl、质量浓度2000 mg/L Ca2+、0.7％石膏和7％钻屑粉污染后,漏斗黏度小于250 s,仍具有良好的流动性;超高密度钻井液具有较好的热稳定性和沉降稳定性,在150℃/48 h高温老化和水污染后,钻井液性能变化很小,在24h内没有发生重晶石沉降,可满足高压深部地层的钻井需要.图4表7参6     

加重剂类型对油基钻井液性能的影响评价

油气井钻井成功在很大程度上取决于钻井液的性能,而加重剂对钻井液的性能有很大影响,不同加重剂配制的钻井液在现场钻进过程中效果不同。通过对毫微粉体、普通重晶石粉和微锰矿进行粒度分析,配制油基钻井液,测定钻井液的黏度、API滤失量、泥饼摩阻系数等性能,研究了不同加重剂对钻井液性能的影响。实验结果表明:毫微粉体的颗粒最小,配制的钻井液黏度最大,滤失造壁性差;普通重晶石粉配制的钻井液润滑性能不好,但受加量的影响小;微锰粉颗粒大,粒度分布广,与普通重晶石粉混合使用后钻井液的性能有明显提高。      

官深1井超高密度钻井液性能调控关键技术

超高密度钻井液存在提高密度困难、流动性及沉降稳定性差、性能调控难度高等多方面的技术问题。官深1井钻遇超高压层后,采用重晶石加重成功实施了2.50~2.87 g/cm3超高密度聚磺钻井液钻进,历时100多天,总进尺达785.9 m,钻井液性能稳定,循环泵压正常,作业安全顺利。结合实际施工情况,对钻井液密度、流变性和沉降稳定性等性能的现场维护处理关键技术进行了分析,探讨了其技术途径,为超高压复杂地层施工提供了可借鉴的超高密度钻井液实用技术和方法。     

新型抗高温油基钻井液降滤失剂的研制与性能

通过二乙烯三胺对腐植酸进行酰亚胺化交联反应,再利用十八烷基三甲基氯化铵对其进行亲油改性,制备了抗温达220℃的油基降滤失剂DR-FLCA。借助红外光谱、扫描电镜和热重分析,表征了降滤失剂DR-FLCA的分子结构、微观形貌和热稳定性,并通过实验评价了降滤失剂DR-FLCA对抗高温高密度油基钻井液流变性、电稳定性和高温高压滤失性能的影响。结果表明:降滤失剂DR-FLCA分子结构上有具有乳化功能的酰亚胺基、酚羟基和醇羟基等基团以及亲油长链铵,该降滤失剂微观结构为质地疏松的纤薄层片状聚集体颗粒,热分解温度为248℃。加有降滤失剂DR-FLCA的密度为2.4 g/cm3的油基钻井液在220℃老化16 h后高温高压滤失量仅为8.6 mL,破乳电压高达1154 V,塑性黏度为69 mPa·s,动切力为7 Pa,证明该降滤失剂在抗高温高密度油基钻井液中具有良好的降滤失性能、辅助乳化性能和降黏作用,高温高压降滤失性能(200℃)略优于贝克休斯和哈里伯顿降滤失剂产品(高温高压滤失量分别为5.4、8.2、6.5 mL),泥饼更薄、更坚韧,且对比体系老化后电稳定性均有不同程度的降低。      

生物柴油钻井液用有机土的制备

由于生物柴油中组分的分子结构与白油、柴油存在区别,目前市场上常见的有机土不能很好地分散在生物柴油中。以夏子街天然钠基蒙脱土为基土,确定矿浆浓度与插层剂浓度比值为3:1,选取4种有机插层剂(ESDS、SSDS、LSDS、BSDS)对蒙脱土层间的可交换阳离子进行取代,试制出了一种适用于生物柴油钻井液的有机土JHA,其胶体率为98%,制备该有机土的最佳反应温度为70℃,时间为1 h,选择的插层剂为ESDS。将3.0%JHA加入到生物柴油中,钻井液动切力在5 Pa左右, API滤失量在21 mL左右,表现出了良好的提切、降滤失效果,并可抗180℃高温。XRD以及FTIR表征结果表明,蒙脱石层间距明显增大,出现了-CH2-的对称和反对称伸缩振动波峰,表明有机插层剂已经插入到蒙脱土层间。为促进生物柴油在钻井液领域的应用提供了实验基础。     

一种简化现场作业的高性能油基钻井液

所评价的油基钻井液体系具有流变性能优良、电稳定性强、现场作业程序简化等特点;在150℃、16h热滚老化后,破乳电压可以达到600V以上,高温高压滤失量可以控制在5ml以内;另外,体系具有良好的抗海水、钻屑侵污性能;体系的密度和油水比例具有可调性,以满足现场施工的需要;体系优化配方为:280ml5#白油 4%乳化剂EMF 2.5?O 2%～3%有机土 120ml(30?Cl2水溶液) 1%～2%降滤失剂CLF 加重剂。     

一种低黏高切油基钻井液体系

针对传统油包水钻井液黏度高、切力低、携岩能力差的问题,合成了一种Gemini主乳化剂,其与辅乳化剂有较好的协同效应,钙皂分散性好,兼具润湿功能,在2.0%~3.5%的低加量下具有好的乳化能力。研制出了密度在1.0~2.0 g/cm3之间、抗温达170℃的低黏、高切油基钻井液。室内研究结果表明,该钻井液密度为1.00~1.70 g/cm3时,塑性黏度小于40 m Pa s,动塑比为0.35~0.50 Pa/m Pa s,具有低黏高切的特点;破乳电压在800 V以上;抗水达15%,抗钻屑达10%,并且润滑性能好,密度在2.0 g/cm3以下时润滑系数小于0.085。在焦页54-1HF井水平段的应用表明,该钻井液性能稳定,具有突出的低黏高切流变特性,破乳电压高,保证了施工顺利、井壁稳定、井眼通畅。     

抗超高温高密度油基钻井液用新型降黏剂的性能

针对高温高密度油基钻井液黏度升高的问题,合成了3种降黏剂A、B和C,降黏剂A为缩聚脂肪酸,由十二羟基硬脂酸、聚羟基硬脂酸、硬脂酸、十二羟基硬脂酸与硬脂酸反应后的产物和硬脂酸的均聚物中一种或几种的组合共聚得到,降黏剂B是由脂肪酸或油与聚胺在100~200℃反应,再与马来酸、酸酐在80~150℃反应,用40%的油醇、脂肪酸或缩聚脂肪酸稀释得到,降黏剂C是由缩聚脂肪酸与醇铵、聚氨反应得到的衍生物,对他们的作用机理进行了探讨。以高密度油基钻井液（2.2 g/cm3）为基浆,加入劣质土污染或用重晶石将密度提高到2.4 g/cm3,考察3种降黏剂在此条件下的降黏效果。研究结果表明,降黏剂A和降黏剂C可以很好地降低由于劣质固相引起的流变性能超标,可以提高油基钻井液的重复使用次数,降低成本;降黏剂B能很好地调节由加重剂引起的高密度钻井液的增黏,降低对泵压的要求;降黏效率可达77%,抗温达225℃。      

涪陵页岩气水平井油基钻井液技术

涪陵焦石坝区块采用水平井开发方式,水平段长1 500 m以上,水平井段为龙马溪组下泥岩段,页岩黏土矿物含量高,脆性强、微裂缝发育,易发生垮塌掉块造成井下事故;井底垂深大于3 500 m,深层页岩气开发,面临着井温升高、携岩带砂要求越来越高、部分井发生垮塌掉块、起下钻遇阻卡的问题,部分井发生失返性漏失,消耗了大量的人力、物力。对柴油基钻井液体系进行了研究,结果表明该体系具有良好的抗温性、在低油水比（70:30）下仍然具有稳定的性能,随钻堵漏材料（粒径级配的高纯超细碳酸钙+有机胶凝漏失控制材料）能够封堵2 mm的裂缝,承压强度达7 MPa,纳米封堵剂（纳米石墨粉和超细海泡石纤维组成的混合物）能够封堵0.1 mm裂缝,承压达到20 MPa。现场应用结果表明,该体系具有良好的井壁稳定能力,井径扩大率低,平均小于3%,润滑性好,起下钻摩阻低,钻井液性能稳定,易于维护处理,能够解决井漏、井垮等复杂情况。柴油基钻井液完全适用于涪陵区块的页岩气水平井钻井施工。      

环保型全白油基钻井液的研究与应用

随着油基钻井液在国内外的使用规模越来越大,室内优选出了2套密度达到2.0 g/cm3、抗温能力达到150℃的全白油基钻井液的基础配方,并于2009年率先在中国辽河油田沈307井3 709～4 146 m井段进行了现场应用.结果表明,该全油基钻井液具有较好的流变性、沉降稳定性、剪切稀释性以及优良的悬浮和携带固相的能力,滤失量低,满足了现场施工的要求;具有较强的抗水侵(20%水)和抗土污染能力(15%劣质土);该钻井液在沈307井三开井段的使用性能良好,机械钻速高.全白油基钻井液在沈307井的成功应用,为长城钻井液公司进一步拓展海外油基钻井液市场奠定了坚实的技术基础.     

基于页岩气“水替油”的高性能水基钻井液技术

常规油气井钻井用的高性能水基钻井液无法满足页岩气长段水平井的钻井需要,而油基钻井液存在成本高和巨大的环境压力问题。以昭通页岩气示范区为目标区块,通过分析页岩气的地层特点和存在的技术难题,有针对性地研制出了一种呈黑褐色液体的高效抑制剂、一种纳微米封堵剂、一种成膜降滤失剂和一种特种液体润滑剂,并形成了一套新型高性能水基钻井液体系。该体系的流变性、降滤失性、润滑性和抑制性与油基钻井液的性能基本相当,并且具有较好的抗污染性能,具备了页岩气钻井液"水替油"所需的各种主要性能;密度为2.05 g/cm3的该钻井液中加入研制的润滑剂后,润滑系数降低26%;该钻井液具有较强的成膜封堵能力,能够封堵页岩微裂缝,阻隔压力传递;页岩岩心在该钻井液中高温浸泡10 d后仍有较高的强度,有利于页岩井壁稳定。该体系在昭通页岩气示范区黄金坝YS108H4-2井水平段的现场应用表明,该体系在钻进过程中性能稳定,流变性良好,返砂正常,润滑性良好,无掉块,电测一次成功,井径规则,平均井径扩大率为5.71%,机械钻速为11.74 m/h。该体系完全满足页岩气水平井现场施工的技术要求。      

胺基钻井液技术进展

介绍了胺基钻井液的发展历程,主要特点及其国内外的研究与应用情况.指出胺基钻井液在钻井过程中所表现出的防止井壁坍塌性、页岩稳定性等性能可接近油基钻井液;而对比油基钻井液,不仅有明显的环保优势,还能大幅降低钻井成本.