国外油基钻井液提切剂的研究与应用进展

采用有机土调控油基钻井液流变性,存在活化慢、易高温稠化失效的弊端。以油基钻井液提切剂部分或全部替代有机土能有效解决该问题。在调研国内外文献资料的基础上,综述了油基钻井液提切剂分子结构的发展变化,分析了其通过形成氢键和分子间缔合提高钻井液低剪切速率黏度的作用机理,介绍了其性能评价参数和测试低剪切速率动切力(LSYP)的新型4刃转子,将钻井液的LSYP值控制在3.6～7.7 Pa之间,能防止钻屑和重晶石沉降。最后,以恒流变油基钻井液、微泡油基钻井液等为例,介绍了提切剂的应用和效果。     

一种抗高温高密度无土相油基钻井液提切剂

针对油基钻井液体系高温环境下沉降稳定性不足的难题,将二聚脂肪酸和二乙烯三胺以物质的量比1∶2反应合成了一种小分子脂肪酸酰胺型抗高温提切剂FAA,并对其进行了结构表征、机理分析和性能评价。流变实验和显微镜观察结果表明,提切剂FAA主要通过在乳液滴之间桥联形成凝胶网络结构来有效提高油基钻井液的结构强度,从而改善其固相悬浮能力及沉降稳定性。在柴油基钻井液体系中的评价结果表明,FAA可有效提高体系的动切力、φ₆/φ₃读数以及动塑比,并可有效改善体系的高温沉降稳定性,使体系在220 ℃下静置5 d后沉降因子SF小于0.52,无明显沉降现象出现。      

抗高温油基钻井液用提切剂的研制及性能评价

针对油基钻井液在施工过程中流变性难以调控,钻井液泥浆动静切力比较低、容易发生沉降等问题,研制了一种抗高温油基钻井液用提切剂,在高温条件下仍能保持有效的提切性能。采用高纯度二聚酸(98%)、多烯多胺以及多元醇胺为原料,通过四元共聚法合成了一种可抗高温的油基钻井液用提切剂(命名为FPR-1),并对其做结构表征和性能评价。结果表明:提切剂FPR-1满足分子结构要求,可显著增强油基钻井液体系的动静切应力和电稳定性,动切力从6 Pa提高到12 Pa,破乳电压高达1 496 V,提高了钻井液降滤失效果,滤失量仅2.4 mL,且观察滤饼厚度极薄,泥饼质量得到极大的改善,更重要的是其抗温能力可达到220℃,适用于高温高压地层环境,解决了现场施工过程中泥浆流变性难以调控及钻遇高温高压地层钻井液部分性能失效的难题。     

处理剂对抗高温高密度油基钻井液沉降稳定性的影响

为了解决抗高温高密度油基钻井液存在的静态沉降稳定性与动态沉降稳定性难以控制的技术难题,采用改进的VST 沉降测试法对抗高温高密度油基钻井液的动态沉降稳定性进行了测量,分析了有机土、提切剂、润湿剂以及提切剂与有机土配比对钻井液沉降稳定性及流变性的影响。结果表明,有机土加量越大,钻井液静态与动态沉降稳定性越好,密度差越小,但钻井液黏度越高; 提切剂与有机土达到合理配比时,可以提高钻井液沉降稳定性; 抗 200 ℃、密度为 2.0 g/cm3全油基钻井液优化配方为 :有机土加量为 3.5%～4.5%,提切剂加量为 0.25%～0.3%,提切剂与有机土加量最佳配比为1∶ （17～18）,润湿剂加量为 2.5%。      

油基钻井液用改性锂皂石增黏提切剂

以正辛基三乙氧基硅烷和锂皂石为原料,利用溶胶-凝胶法一步合成了油基钻井液用增黏提切剂改性锂皂石MLap-1,分别利用红外光谱、热重分析、透射电镜和表面润湿性对其单体进行表征,证明其合成成功。通过对改性锂皂石MLap-1单剂评价发现,该剂能够提高油水比为80∶20乳液的乳化效率和破乳电压,在0.3%加量下,乳液破乳电压值达到1200 V以上,使得乳液的表观黏度和动切力由12 mPa·s和0 Pa增大至23 mPa·s和10 Pa,同时能够抗200 ℃高温。以改性锂皂石MLap-1为基础构建的高密度油基钻井液在200 ℃老化后,其动切力维持在4 Pa以上,低剪切速率切力维持在3 Pa以上,破乳电压高于1000 V,滤失量低于5.0 mL,很好地维护了钻井液的悬浮稳定性,保持了良好的乳化稳定性和降滤失效果。为油基钻井液进一步钻探深井、超深井提供了技术支持。      

聚醚脂肪酸类油基钻井液提切剂的研制与应用

针对油基钻井液切力低,易导致沉砂卡钻等严重问题的现状,合成了一种聚醚脂肪酸类油基钻井液用提切剂LQZ。利用红外光谱、热重曲线、凝胶强度和界面扩张流变参数等测试方法,分析了提切剂的结构、热稳定性、凝胶性能和作用机理,同时探究了基础油、油水比、密度和温度对其提切效果的影响。结果表明,该提切剂分子中含有羟基、酰胺基、酯基、醚键,能形成网架结构,提高悬浮能力,且具有快速弱凝胶特点;300℃无明显热分解;加量小于0.85%时有利于乳液稳定性;该提切剂对白油基、柴油基和合成基钻井液体系普遍适用,且白油基中效果最好;当钻井液油水比为8∶2、密度为2.1 g/cm³、190℃时提切效率最佳,动切力、φ₆及φ₃读数和静切力增长约1倍;与国外同类产品相比,LQZ具有提切不增塑性黏度的优势。LQZ在现场页岩油气井应用时,动切力、φ₆及φ₃读数和静切力基本增加100%,塑性黏度无明显增长。LQZ能够提高油基钻井液悬浮能力,不显著增加塑性黏度,具有很好的推广应用前景。     

抗高温高密度无土相柴油基钻井液室内研究

针对常规高密度油基钻井液不利于提高机械钻速且流变性难以控制的缺点,通过分子结构设计,合成了抗高温乳化剂HT-MUL和提切剂ZNTQ-I,并配制了抗高温高密度无土相柴油基钻井液。通过电稳定性试验和高温老化试验,评价了乳化剂、提切剂的单剂效果,并对研发的无土相油基钻井液进行了抗温性、稳定性、抗污染能力和抑制性试验。试验结果发现:HT-MUL乳化剂具有较高的破乳电压,抗温达220℃;提切剂加量为0.5%时提切效果显著;在150~220℃条件下,2.50 kg/L无土相油基钻井液破乳电压在2 000 V左右,可抗质量分数25%蒸馏水的污染和质量分数15% CaCl2溶液的污染。研究结果表明,抗高温高密度无土相柴油基钻井液的密度可达2.50 kg/L,抗温达220℃,具有良好的稳定性、悬浮性和抗污染能力,能够满足提高钻速和保护油气层的要求。      

氯化钙弱凝胶无黏土相钻井液室内研究

为解决CaCl2无黏土相钻井液的悬浮稳定性和降滤失能力,通过反相乳液聚合方式,研制出一种弱凝胶提黏切剂。该提黏切剂呈球状,具有一定的粒径分布,其中粒径较大的约为1.8μm,较小的约为0.1μm。其性能评价结果表明,该提黏切剂抗温达170℃,且高温稳定性好,同时其在钻井液中具有良好的可变形封堵效果。以弱凝胶提黏切剂和高阳离子度聚合物抑制剂为主处理剂,形成了CaCl2弱凝胶无黏土相钻井液,对其性能进行了评价。结果表明,优选出的CaCl2无黏土相钻井液配方抗温可达150℃,抗钻屑和膨润土污染可达10%,抑制防塌性能优越,相对页岩回收率为99.1%,钻井液活度为0.838,具有良好的沉降稳定性和高温稳定能力,且加入弱凝胶提黏切剂后的钻井液承压封堵能力增强,最大承压达22 MPa,说明弱凝胶提黏切剂刚性强,在提黏切的同时,具有较好的封堵降滤失能力。     

油基钻井液提切剂研究现状与发展趋势

油基钻井液流变性好坏是制约钻井过程中井下安全、影响钻进速度的关键因素。针对油基钻井液切力偏低导致携岩和悬浮能力弱的技术难题,介绍了提切剂研发中存在塑性黏度不可控、普适性低以及耐温性差的难点,系统综述了有机土类、脂肪酸酰胺类、油溶性聚合物类及纳米复合材料类等油基钻井液提切材料的研究现状,并详细阐明了油基提切剂通过氢键、配位键以及分子缔合作用提切的作用机理。同时,针对提切剂研发所存在的不足,提出了油基钻井液提切剂应从星型或树枝状聚合物、长链季铵盐改性有机土、纳米材料等方面开展研发的发展趋势。      

基于超分子技术的高密度无黏土油基钻井液体系

基于超分子原理,研制了用于油基钻井液的提切剂CFZTQ-1,以此为核心开发了新型高密度无黏土油基钻井液体系,并对其进行了性能评价和现场应用。研究表明CFZTQ-1在水相中缔合形成的超分子结构显著增加了反相乳液的弹性,提切效果与助悬浮性能均优于国外几种同类提切剂,且CFZTQ-1与有机土之间存在协同增效作用,同时适用于常规含土油包水钻井液。通过对相关处理剂的优选与加量优化,确定了高密度无黏土油基钻井液体系的配方,对其进行了基本性能评价,结果表明:体系密度在2.20~2.60 g/cm3,动切力在13~17 Pa,且表观黏度适中,塑性黏度不高,流变性能良好;体系在240℃高温热滚后黏度涨幅不大,高温高压滤失量在10 m L左右,破乳电压大于400 V,性能稳定。体系现场应用效果良好。     

钻井液滤失造壁性能评价方法研究现状

介绍了现有钻井液泥饼渗流特性、孔喉大小、厚度及压缩性等质量参数的评价、仪器及其评价方法,并分析了扫描电镜、能谱仪等仪器设备在泥饼微观结构及组分分布特征表征方面的研究与应用现状。现有研究思路侧重于对样品表面形貌的观测,在优化钻井液滤失造壁性能时仍然缺乏对泥饼内部微观结构的基础性认识,未来应继续深入开展对钻井液泥饼微观结构空间分布特征方面的研究分析,进一步弄清钻井液降滤失作用机理及降低钻井液滤失量的途径,发展并完善钻井液滤失造壁性调控机理基础理论,为新型高效处理剂的研制以及钻井液技术水平的提升提供指导和技术支撑。      

气制油合成基钻井液关键处理剂研制与应用

为提升气制油合成基钻井液高温流变稳定性和降滤失性能,研制了在气制油中具有良好凝胶性能的有机土和天然腐植酸改性的环保型降滤失剂,并使用前期研制的主辅乳化剂,形成了气制油合成基钻井液体系。性能评价结果表明:利用双十六烷基二甲基氯化铵和具有功能化极性基团的高分子对提纯钠基膨润土进行复合插层制得了有机土DR-GEL,该有机土在气制油中凝胶性强（胶体率达98%）、黏度、切力大（切力达3 Pa）,高温性能稳定、抗温达220℃。利用二乙烯三胺和双十六烷基二甲基氯化铵对提纯黑腐植酸进行有机化改性反应制得了降滤失剂DR-FLCA,该降滤失剂具有高温高压滤失量低、辅助乳化和改善流变性等性能,抗温达230℃。利用研制的处理剂配制的密度为1.6～2.3 g/cm3的气制油合成基钻井液体系,在温度120～200℃范围内流变性好（表观黏度27～61 mPa·s,动切力6～9 Pa）,电稳定性强（破乳电压在800 V以上）,高温高压滤失量小于2.5 mL。该套气制油合成基钻井液体系,在印尼苏门答腊岛JABUNG区块NEBBasement-1井成功地进行了应用,在高温（井底温度大于180℃）下40 d的使用过程中性能一直稳定,较好地解决了大斜度定向井钻井液悬浮性与携屑能力差等难题。      

可降解清洁钻井液的研究及现场应用

针对煤层气井钻井过程中钻井安全和煤层保护之间的矛盾问题,研制了钻井液用提切剂BZ-2和固膜剂GMJ,并以此为核心开发了可降解清洁钻井液体系。对BZ-2和GMJ的抑制性、流变性、残渣量及对岩心强度的影响等性能进行了评价。实验结果表明,该体系的页岩回收率为93.5%;流变性好,动塑比达到0.93 Pa/mPafs,初切、终切、动切力分别为2.5、3.0、20.5 Pa;API滤失量控制在12 mL以内,残渣量为4.5 mg/L,岩心强度增加了16.7%。该体系已在山西沁水盆地南部晋城斜坡带郑庄区块4口井进行试验。试验效果表明,其解决了该区块多分支水平井的钻井安全和煤层保护问题,日产气量较邻井提高了2倍以上,测算稳定产气量在3 000~5 000 m3/d,具有较好的推广应用前景。      

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。     

高密度油基钻井液降黏剂及其现场应用

高密度油基钻井液稠化的主要原因之一是钻井过程中劣质固相的侵入,特别是低密度固相含量的不断增加。劣质固相经过油基钻井液中的润湿剂、乳化剂作用后使其具有了一定的活性,增强体系的网架结构,导致钻井液的黏度和切力上涨。以月桂酰胺、硬脂酸酰胺和芥酸酰胺为原料,按照质量比1∶2∶1合成了分子链中具有可吸附胺基、酰胺基的多元活性基团的降黏剂CQ-OTA。降黏评价实验表明:CQ-OTA能够将固相含量为48.5%高密度稠化油基钻井液的塑性黏度降低25.0%,静切力降低60.0%,其在油基钻井液中的推荐加量为0.5%～1.5%;在威202HX平台现场应用,能够改善油基钻井液的流变性,提高劣质固相容量限,塑性黏度由53.0 mPa·s下降至40.0 mPa·s,10 min静切力由23 Pa下降至14.5 Pa,保证了高密度油基钻井液顺利钻至目的井深,提高了高密度油基钻井液重复使用效率,降低了钻井成本。      

抗高温高密度油基钻井液在塔里木油田大北12X井的应用

大北12X井是2018年塔里木油田的一口高温高压评价井,位于库车坳陷克拉苏构造带大北段大北12号构造东高点,该区块库姆格列木群膏盐岩段（4267～5287 m）普遍为高压～超高压,局部存在高压盐水层、漏层。钻井过程中,易出现井壁失稳、漏失、盐水侵等复杂技术难题。针对该区域的地质特点和作业要求,分析了高温高压作业条件下油基钻井液体系的技术难点,优选出抗高温高密度油基钻井液体系配方,并且通过室内实验,模拟高温高压井段作业可能出现的风险,进行了系统的工况模拟评价。实验结果表明,抗高温高密度油基钻井液体系性能稳定,破乳电压为1562 V、高温高压滤失量为1 mL,体系抗30%体积分数的近饱和NaCl盐水污染,污染后体系表观黏度变化小于10%,滤失量小于2 mL,破乳电压为1002 V。体系抗温稳定能力强,室内实验170℃老化10 d后体系流变性能稳定,沉降因子为0.522。现场应用表明,抗高温高密度油基钻井液体系能够解决塔里木油田库车坳陷克拉苏构造带高温高压超高压盐膏层作业难题。四开井段,钻井液密度为2.43 g/cm3,油基钻井液保持了良好的钻井液流态,较低的黏度、切力及ECD等优良参数,未造成黏度、切力过高引起井漏等复杂情况。该井钻遇盐膏层厚度达2135 m,油基钻井液抗石膏污染能力强,流变性能稳定。      

耐低温合成基钻井液的室内研究

油基钻井液作为复杂地层开发的首选钻井液,零下低温环境中存在黏度、切力明显增大的问题。为解决这一问题,室内选用性能与油基钻井液相近的合成基钻井液,研发了一种耐低温乳化剂、采用低凝点的气制油作为油相和质量分数为30%的CaCl₂作为水相,优选流型调节剂,研制了一套耐低温的合成基钻井液体系。该体系在2.0 g/cm3的高密度下,经过180 ℃老化16 h后,依然能在?10 ℃时保持良好的黏度、切力和电稳定性,维持较好的流动性能,高温高压滤失量小于2 mL;能有效预防因当量循环密度过高引起的井下复杂情况、低温造成的管线堵塞问题。      

HT2井三开水基钻井液CO32-和HCO3-污染处理工艺

HT2井三开φ311.1 mm井眼4 513~5 785 m井段在钻进、中途完钻过程中，因和田河气田主产层东河砂岩段与非产层奥陶系灰岩、云岩碳酸盐地层持续释放阴离子，水基钻井液被CO₃2-和HCO₃-污染周期长达140 d，该阶段滤液Ca2+浓度始终为零；因地层破碎前期出现三次卡钻事故，需钻井液保持高黏度、切力（漏斗黏度为120~150 s、切力为（4~5）/（15~25） Pa/Pa），将地层掉块及时有效带出，在二者相结合的条件下，钻井液出现脱气困难、泥浆泵上水困难问题，流变性难以控制，后期深井高温段遭遇无任何资料介绍的钻井液呈低温果冻状形态。前期通过引入生石灰、氯化钙、有机盐和纳米乳液，后期在未使用稀释剂的前提下通过高浓度磺化胶液、碱液进行维护调整，较好地控制了钻井液的流变性，保证了工程安全钻井，实现了预期地质目标。      

延长区块陆相页岩水基钻井液性能优化评价

延长陆相页岩气资源量丰富,勘探开发处于早期研究阶段。储层地质情况复杂,水平井钻井时常发生井塌等事故,为保持井壁稳定常使用油基钻井液,而油基钻井液又面临环境保护和高成本等压力,为此,研制出页岩水基钻井液体系PSW-1。PSW-1钻井液用0.2%聚合物BOP、2.0%提切剂TQ-1和2.0%的润滑剂ORH-1进行处理,以改善其携屑能力和润滑性。PSW-1的动切力为10 Pa、静切力为4.5 Pa/10 Pa、润滑系数为0.07。经过在4口页岩气水平井的现场应用,PSW-1钻井液能有效地悬浮、携带岩屑,大幅降低钻进时的摩阻;失水量为2.0～2.8 mL,井径扩大率仅为6.34%,有效保持井壁稳定和井下安全。为低成本、高效开发延长陆相页岩气水平井提供技术支持。      

顺北油气田奥陶系破碎性地层油基钻井液技术

针对顺北多口超深井采用水基钻井液钻遇奥陶系地层时井壁失稳和井漏并存的技术难题,通过井壁失稳机理分析,设计合成了具有三头双尾结构的Gemini型高温乳化稳定剂和支化型流型调节剂,采用微胶囊化处理方法研制了一种可在156℃以上的温度下激发后膨胀5.37倍以上的温度敏感型膨胀性堵漏材料,开发了一种抗高温强封堵低黏高切油基钻井液体系。室内评价结果表明,该体系抗温不小于180℃,所形成的油包水乳化液滴尺寸为1.2～26.9 μm,具有较宽的粒径分布,高温高压滤失量为2.4 mL ;塑性黏度不大于40 mPa·s,动塑比为0.31～0.40 Pa/mPa·s,与传统油基钻井液相比,塑性黏度降低10%～15%,动切力提高15%～25%,表现出优异的低黏高切特性和微裂缝的匹配性封堵能力。该体系在顺北Y井进行了现场应用,破碎性地层平均井径扩大率仅为7.77%,钻井过程中除出现一次短暂的放空性漏失外,未见其他明显漏失,避免了奥陶系破碎性地层井壁失稳,减少了裂缝性储层段油基钻井液损耗,助力了亚洲陆上最深定向井纪录的创造和顺北油气资源的提速、提效开发。