抗高温无固相钻井液研究

4000 m埋深碳酸盐岩储层温度高达150 ℃以上,普通无固相钻井液无法满足抗温需要。室内通过对比动塑比及抗温极限优选出增黏剂VP和XC,并通过热重分析及滤失实验优选出降失水剂CMJ、SMP-2等处理剂;通过反复对比实验优选出抗高温的无固相钻井液,配方为（1%~饱和）甲酸钠+3%CMJ+2%RHJ（润滑剂）+0.2%XC+0.3%VP+3%SMP-2。该体系抗温达200 ℃,抗钻屑污染20%,抗盐20%,抗钙5%,极压润滑系数0.098,渗透率恢复值90%。实验结果表明该体系不仅能够满足高温深井钻井要求,还能实现对裂缝性碳酸盐岩储层的良好保护。     

抗高温无固相储层保护钻井液体系

针对渤中19-6油田深层裂缝性储层环境温度高、漏失风险大等难题,利用抗高温流型调节剂、抗高温护胶剂、聚胺抑制剂及甲酸钾加重剂等材料,构建了一套抗高温无固相储层保护钻井液体系。室内评价结果表明,自制的关键处理剂抗高温护胶剂、抗高温流型调节剂的抗温能力均达到200 ℃,且具有自动破胶性能;老化后的滤液与煤油的界面张力为2.61 mN/m,表现出良好的抑制性,油藏条件下渗透率恢复值达90%以上,储层保护效果良好。该体系在渤中19-6油田成功应用8口预探井,其中渤中19-6-7井钻进垂深5 508 m,井底温度达190 ℃。该体系可用于太古界高温深井的勘探开发。     

吉林油田甲酸盐无固相欠平衡钻井液技术

吉林油田英台井区地温梯度高,约为3.7～4.0℃/100 m,欠平衡井的欠压井段为登娄库组和营城组,完钻井深在4000m左右.为进一步提高机械钻速、更好地保护储层,设计使用抗高温无固相钻井液.针对该地区储层特点,优选出了甲酸钠无固相钻井液配方,其主要处理剂为生物聚合物类增黏剂HHTN-1、磺化聚丙烯酰胺类抗盐降滤失剂HHJL-1和改性聚合醇类储层保护剂HHYB-N.龙深6等4口井通过应用该钻井液技术进行欠平衡钻井施工发现了高产气田,与同区块同井别应用其它体系的单井相比,日产量提高了15％;机械钻速与使用抗高温成膜聚合物钻井液或水包油钻井液的井相比,分别提高了57％和20％.     

一种无氯盐环保型强抑制水基钻井液体系

为减少油气资源勘探与开发过程中钻井液对周围环境的污染与生态系统的破坏,实现"绿色"钻井,并尽可能提高钻井液性能,笔者采用研制的包被剂、仿生固壁剂等与优选的处理剂进行复合,研发出了一套无氯盐环保型强抑制水基钻井液体系。室内研究结果表明,该体系在热稳定性、抗污染能力、抑制性能等方面表现优异,在120℃下连续热滚72h后钻井液性能稳定,可抗土粉污染达10%,抗钙侵0.8%,抗盐侵30%,页岩岩屑滚动回收率高达98.5%,抑制性评价结果优于PHPA/KCl体系。该体系能够满足常规环保评价指标,同时避免了使用氯盐,减轻对土壤结构、植物生长和地下水产生的负面影响。半数有效浓度EC₅₀小于106 mg/L,易生物降解比值BOD₅/COD_Cr为0.633,重金属含量远低于标准值,因此,无生物毒性,可降解,可排放。实验数据和评价结果均表明,该体系是一种既能满足钻井工程需求又能保护生态环境的新型水基钻井液体系,有较好的应用前景。      

抗高温高密度生物质钻井液体系研究及应用

为了提高抗高温高密度钻井液体系的高温稳定性及环保性能,以自主研发的生物质合成树脂降滤失剂、抑制剂和润滑剂为核心处理剂,对处理剂加量进行优化,构建了抗高温高密度生物质钻井液体系。性能评价结果表明:该体系抗温可达200 ℃,抗1.0%CaCl₂污染,岩屑滚动回收率达94.3%,润滑系数≤0.128,生物毒性EC₅₀为89 230 mg/L。现场应用表明,抗高温高密度生物质钻井液具有较好的抗污染能力,在密度达2.55 kg/L、井底温度达140 ℃的情况下其仍具有很好的流变稳定性能。抗高温高密度生物质钻井液促进了生物质资源在钻井液领域的利用,解决了高密度水基钻井液抗温性与环保性相矛盾的问题,具有较好的现场推广应用价值。      

水基钻井液CO2污染的处理

虽然目前钻井液CO₂污染处理技术的研究成果较多,但在实际应用中仍然存在许多问题,是一个十分棘手的问题。总结了常见的CO₂污染处理方式及其不足之处。针对水基钻井液CO₂污染现象,根据污染机理提出了处理建议:保持钻井液中适度的黏土含量,使用Ca (OH）2和CaCl₂等钙处理剂;使用抗高温抗盐的强吸附性处理剂、适当使用新浆替代老浆。介绍了XX46-X1和XX008-6-X2两口受CO₂污染井的处理情况。以XX46-X1井为例,采取的具体措施有:使用离心机控制固相含量,用真空除气器不间断在地面脱气,增大钻井液密度至2.0 g/cm3,以阻止CO₂进入流体;使用适量0.2%石灰乳冲入钻井液,补充SMP-Ⅲ、SMP-Ⅱ、高温抗盐降滤失剂RSTF、高温稀释剂HTX等处理剂及NaOH胶液;由于污染较为严重,后期配制胶液时加入适量0.5% CaCl₂配合处理。受污染钻井液按建议经过处理后,钻井液黏度、切力降低,流变性和滤失量得到控制,满足了工程需要,达到了预期目的。      

南堡潜山油气层钻井完井液技术

冀东油田南堡潜山油气藏埋藏深(4000~5600 m),地温梯度大(4.22°/100 m),井底最高温度为223℃,地层压力系数低,为0.96,储层微裂缝发育,气油比大。为满足其储层保护和安全生产的需要,研究了抗220℃高温低密度低固相钻井液和抗170℃高温冻胶阀技术。抗高温低密度低固相钻井液选择2种四元共聚物分别作抗高温增黏剂和抗高温降滤失剂,并配合使用SMP和SPNH以及耐温封堵剂FT3000,抗高温水包油钻井液由研制的抗温能力强、抗盐能力好的HWZR和HWFR乳化剂,优选出的增黏剂HVF-H和抗高温降滤失剂HWFL-H与HVS-H等组成,2套体系在220℃老化48 h性能良好,可满足井眼清洁的需要,使用密度范围为0.98~1.08 g/cm3;抗高温冻胶阀实现了起下钻和套管回接过程分隔油气层和保护油气层的目的。目前已钻井22口,8口探井应用了抗高温低固相钻井液,13口开发井应用了水包油钻井液,2口井应用了抗高温冻胶段塞封堵技术,均取得良好的效果,确保了全过程油气层保护。     

南海东方气田高密度抗高温钻井液完井液室内研究

南海东方气田地层温度高,储层渗透率低,钻完井过程中钻井液、完井液的高温稳定性及储层保护性能至关重要。针对该问题,通过滚动老化与配伍性试验优选了各类抗高温处理剂,研制出了高密度(2.2 kg/L)抗高温(170 ℃)的水基钻井液体系和甲酸铯无固相完井液体系。采用堵漏试验、岩心流动试验及流变性、滤失性测试等,评价了其综合性能。研究得出,高密度抗高温水基钻井液体系在高温高压条件下流变性、滤失性良好,高温高压滤失量小于15 mL,岩心渗透率恢复率达85%以上,极压润滑系数为0.131,抗盐、抗钙、抗劣土能力分别为5.0%,0.5%和8.0%;甲酸铯无固相完井液体系腐蚀速率仅为0.066 9 mm/a,页岩回收率为87.28%,岩心渗透率恢复率达88%以上。性能评价认为,研制的钻井液完井液体系能够满足海上高温高压气井的钻井要求,为南海东方气田安全高效开发提供了技术支持。      

一种环保型抗高温钻井液技术

随着中国对环境保护要求力度的加大,传统的磺化类、矿物油类材料使用受限,同时勘探开发向着更深发展,完钻井深不断增加,温度越来越高,目前国内环保钻井液仅能抗温达180℃,难以满足环境敏感区域深井施工要求。因此,研制合成了新型环保抗高温增黏剂BZ-ZNJ、环保抗高温降滤失剂BZ-KGJ等处理剂材料,复配其他环保处理剂,最终形成了一种环保抗高温钻井液体系。该体系抗温达到230℃,在230℃下流变性能可控,黏度切力满足施工要求,抗盐达到饱和,抗钙达到1.5%,抗黏土侵10%,钻井液的EC₅₀大于30 000 mg/L,属于无毒,金属离子含量均低于标准值,满足环境保护要求。该体系具有较好的应用前景。      

南堡潜山油气层钻井完井液技术

冀东油田南堡潜山油气藏埋藏深(4 000~5 600 m),地温梯度大(4.22°/100 m),井底最高温度为223℃,地层压力系数低,为0.96,储层微裂缝发育,气油比大。为满足其储层保护和安全生产的需要,研究了抗220℃高温低密度低固相钻井液和抗170℃高温冻胶阀技术。抗高温低密度低固相钻井液选择2种四元共聚物分别作抗高温增黏剂和抗高温降滤失剂,并配合使用SMP和SPNH以及耐温封堵剂FT3000,抗高温水包油钻井液由研制的抗温能力强、抗盐能力好的HWZR和HWFR乳化剂,优选出的增黏剂HVF-H和抗高温降滤失剂HWFL-H与HVS-H等组成,2套体系在220℃老化48 h性能良好,可满足井眼清洁的需要,使用密度范围为0.98~1.08 g/cm3;抗高温冻胶阀实现了起下钻和套管回接过程分隔油气层和保护油气层的目的。目前已钻井22口,8口探井应用了抗高温低固相钻井液,13口开发井应用了水包油钻井液,2口井应用了抗高温冻胶段塞封堵技术,均取得良好的效果,确保了全过程油气层保护。     

文昌气田抗170℃无固相钻井液技术

珠江口盆地文昌9-2/9-3/10-3气田珠海组水平储层段高温至165℃,且为低孔低渗透的储层。室内在对中海油常规油气田使用的无固相PRD钻井液研究的基础上,通过对抗温降滤失剂、抗温增黏剂、抗温淀粉以及防水锁剂的优选复配,并加入超细碳酸钙、聚胺抑制剂以及高温稳定剂等,开发了新型无固相钻井液体系。该体系有可抗温170℃,高温稳定性强,在150℃的页岩滚动回收率达95.3%,经系列流体污染后其渗透率恢复值大于90%,同时其形成的滤饼易破胶降解,储层保护效果及环境保护性能好,所优选的防水锁剂起泡能力低,加入2%时钻井液滤液的气-液表面张力降低到30.0 m N/m左右,油液界面张力降到5 m N/m以下,储层防水锁效果显著。现场应用表明,该钻井液能控制珠海组低孔低渗和高温层段钻遇的储层保护问题,可作为海洋低渗储层高温水平段的钻井完井液使用。     

抗高温钻井液增黏剂的研制及应用

以N-乙烯基己内酰胺为温敏性单体,对苯乙烯磺酸钠为亲水性单体,N,N-亚甲基双丙烯酰胺为交联剂,采用自由基胶束乳液聚合法研制出了一种抗高温钻井液聚合物增黏剂.通过正交试验确定了最佳合成条件,借助元素分析、凝胶色谱分析、热重分析和急性生物毒性实验分别表征了该增黏剂的元素组成、相对分子质量、热稳定性和EC₅₀值,研究了其在水基钻井液中的增黏性能及温敏特性,探讨了增黏机理,优化出了一套适用于环渤海湾地区的可排放水基低密度抗高温钻井液体系,并进行了现场试验.结果表明:该聚合物增黏剂具有优异的增黏性能、热稳定性及温敏特性,在淡水基浆和盐水基浆中经220℃、16h老化后的表观黏度保持率分别为90.81% 和95.95%,EC₅₀值为15.529×10⁴mg/L,满足可排放海水基钻井液技术要求;新研制出的聚合物增黏剂在环渤海湾地区冀东油田深部潜山储层现场的成功应用表明该处理剂能够在深部超高温地层、低膨润土含量及低密度钻井液体系中有效发挥增黏作用,同时也有效地解决了以大量消耗常规磺酸盐共聚物等钻井液处理剂为代价的钻井液日常性能维护问题.     

聚合物钻井液对储层损害因素的研究

在压差作用下,聚合物钻井完井液的固相微粒和滤液不可避免地要侵入储层造成损害,文中从采用的小阳离子NW—1和BD—Plus两种聚合物钻井液体系中固相粒子大小分布与锦州9—3油田储层岩心孔喉大小及分布的配伍性出发,研究了钻井液处理剂之间、处理剂与储层水之间的配伍性、处理剂对储层的抑制性及钻井液微粒在岩心中运移因素对该油田储层的损害,为该油田储层保护提供了依据。     

抗高温饱和盐水无黏土相钻井液室内研究

为满足高温盐层快速钻进和保护储层的需要,通过对增黏剂、交联剂、降滤失剂、润滑剂和防塌抑制剂优选,得到抗高温饱和盐水无黏土相钻井液配方:饱和盐水+0.2%Na₂CO₃+1.2%增黏剂SSDP+0.4%增黏剂DDL+0.4%增黏剂PAM+0.3%四硼酸钠+3%降滤失剂SL-Ⅱ+3%超细碳酸钙+1%润滑剂HL-8+2%防塌剂AP-1。室内性能评价表明,该钻井液抗温性较好,耐温达170℃;密度为1.22 g/cm³;抗劣质土污染能力较好,抗污染容量达10%:极压润滑系数为0.0388,与油基钻井液接近,润滑性能较好;钻屑在钻井液中的回收率高达96.84%,黏土在钻井液中的膨胀率远小于清水,防塌抑制性能较好;岩心渗透率恢复率>90%,储层保护效果较好.     

高性能抗高温聚合物钻井液研究与应用

为满足环境敏感性海域高温深井钻井作业和环境保护要求,研究了抗温200℃,生物毒性值LC₅₀大于10×104mg/L的高性能抗高温聚合物钻井液,其以合成聚合物为主要处理剂,辅以优选出的纳米封堵剂、页岩抑制剂和极压润滑剂,该体系具有了油基钻井液抑制泥页岩水化的分散性能和润滑性能,对环境友好,可直接排海。实验表明,分别以重晶石和甲酸盐为加重剂,该抗高温聚合物海水基钻井液体系在200℃高温热稳定时间长达48 h以上,高温高压滤失量为12～25mL,抗20%氯化钠和0.5%氯化钙污染,生物毒性卤虫96 h半致死浓度LC₅₀大于10×104 mg/L,发光细菌半数有效浓度EC₅₀大于30×104 mg/L,符合一级海区生物毒性排放要求。在环渤海油田进行了现场应用,取得了良好的试验效果,试验最深井深6 066 m,最高井底温度204℃。      

盐膏层有机盐钻井液技术研究与应用

在盐膏层等复杂地层钻探过程中,常规钻井液易受到盐、膏等的污染,导致钻井液性能恶化,维护处理复杂,甚至引发钻井事故.针对此类地层,研制了抗盐、抗钙能力强的高密度有机盐钻井液.通过大量的试验,优选与有机盐相配伍的处理剂,优化处理剂加量,确定了有机盐钻井液配方为:水 0.5%Na2CO3 (3%～4%)抗盐粘土 (0.15%～0.2%)XC (1.5%～2.5%)降滤失剂 (50%～130%)复合有机盐 2%无荧光防塌剂 1.0%聚合醇 加重剂.并对该钻井液体系的流变性、抑制性、抗温性、抗盐、抗钙能力、固相容量等进行了评价.结果表明,该钻井液体系性能稳定,抑制性、抗污染能力强,固相容量限高.2003年该高密度有机盐钻井液在家59井现场应用中,钻井液性能稳定,携砂能力强,维护处理简单,解决了盐膏层钻进中的钻井液技术难题,避免了复杂及事故的发生,安全顺利钻穿了该井沙二段341 m的复杂盐膏层.     

低密度无固相钻井液在马31井应用取得新突破

由吐哈油田公司工程技术研究院研制完成的低密度无固相钻井液,在马31井钻井过程中实现了近平衡钻井,首次在马朗凹陷层段发现含气储层。经点火试验,火焰高达1m,日最高产量640m^3,取得了勘探新突破。马31井位于三塘湖盆地马朗凹陷马中构造带马中2号构造带,设计井深4000m^3,应用低密度无固相钻井液钻进。低密度无固相钻井液由工程技术研究院油田化学所历经两年室内研究攻关完成,在2007年全面应用到牛东区块的开发井中,取得了比较好的应用效果,应用井初期产量同比邻井提高30．64％。该钻井液中引进了油溶性暂堵剂和无渗透处理剂,弥补了以往无固相钻井液封堵暂堵防塌能力差、易漏失的缺点,具有钻井液密度低、无固相、储层保护效果好等优良性能。马31井低密度无固相钻井液密度从以往常规钻井液使用的1．30g／cm^3左右降低到1．03—1．05g／cm^3,基本实现了近平衡钻进,为该层段发现气层提供了保障。     

无固相抗高温钻井完井液在渤深 6 区块的应用

渤深6潜山为二台阶潜山,压力系数为1．18,地层温度高达180℃,属于孔隙一裂缝性油藏,潜在储层损害因素主要为应力敏感性和固相侵入。推荐选用欠平衡钻井工艺,而且钻井液要有好的抑制性和抗高温稳定性。针对该储层特征,在现场调研和处理剂配伍性实验研究的基础上,通过评价配方的油层保护性能,优选出了用自行研制的抗高温聚合物TV-1作增黏剂的无固相抗高温复合盐水钻井液,并在渤深6—1及渤深6-4井进行了应用。结果表明,该钻井液具有良好的抗温性及油层保护效果,且性能稳定,现场应用简单,易于维护,且携岩性能好,井眼净化能力强,完全满足渤深6区块低压高温油层对钻井液的要求。     

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。      

胜利油田无固相抗高温钻井液体系的研究与应用

针对埋藏较深的潜山油藏、碳酸盐岩储层的地层温度较高,固相颗粒是其主要损害因素的特点,研制出了一种用于无固相钻井液体系、抗温能力超过150 ℃的高温增粘剂TV-Ⅰ,以此为主剂研制出了淡水、复合盐水、海水等无固相钻井液体系,并分别在胜利油田4个不同区块的13口井上进行了现场应用.结果表明:在井深超过4000 m、井底温度在150 ℃以上(最高达170 ℃)的情况下,该体系具有热稳定性好、抗温抗盐能力强(高达180 ℃)的特点,很好地解决了以往无固相钻井液高温状态下由于聚合物的降解而造成的降粘问题;携岩能力强,保证了钻井施工安全顺利;具有良好的技术经济效益.