钻井液用缓释复合消泡剂的研制与应用

目前国内市场上钻井液消泡剂品种少、适用范围窄、有效作用时间短,本文报道一种适用于多种钻井液的缓释型复合消泡剂.该剂制备方法如下:硬脂酸铝、二甲基硅油及白油在120反应2小时,冷却后加25%～30%乳化剂制成乳状液,再加入微胶囊化剂,在高剪切力作用下制成微胶囊化消泡剂.乳状液可维持稳定60天以上.该剂在加入ABS发泡的淡水、4%盐水、饱和盐水基浆中的综合消泡性能好于醚类、酯类和醇类消泡剂.在聚磺、聚合物和饱和盐水凹凸棒实验钻井液中,该剂消泡性能好,对钻井液常规性能无影响,还有减摩阻作用.在聚合醇和钙基实验钻井液中,加入该剂0.07%时密度恢复率超过90%.在聚磺实验钻井液中,该剂在150℃仍具有良好的消泡和抑泡效果.该剂在已在国内许多大油田获得应用.大港板深22井2005～5127 m井段使用的高温有机硅钻井液,由于加入了磺化类、腐殖酸类、树脂类处理剂而产生了气泡,加入该剂0.2%～0.3%后迅速消泡,密度恢复原值(1.18～1.52 g/cm3),处理一次可维持4～5天不起泡,井深5100 m时井底温度175℃,循环钻井液温度约165℃,该剂消泡性能仍良好.表9参5.     

无固相弱凝胶钻井液配方优化及在塔里木油田的应用

针对无固相弱凝胶钻井液在使用过程中出现的易起泡、抗气侵能力欠佳、滤失量偏大等问题，以表观黏度、起泡率、泡沫半衰期、表面张力、高温高压滤失量、渗透率恢复值等参数为指标，分别评价了现场井浆用水、无机盐加重剂、降滤失剂、增黏剂、弱凝胶结构剂等对钻井液性能的影响。对无固相弱凝胶钻井液配方进行了改进，加入强抑制剂聚乙二醇，使用甲酸钠等有机盐取代氧化钙进行加重。改进配方的高温稳定性提高到150℃，高温高压滤失量降至12mL，0．3r／min超低剪切速率下的黏庋显著增大，并且用天然岩心测得的渗透率恢复值提高了37％。优选出了1种消泡剂——聚硅氟消泡剂，该剂具有很强的抗盐、抗钙能力，抑泡、消泡效果显著。改进的无固相弱凝胶钻井液在TZ826井的应用中取得了明显效果。     

钻井液用有机硅消泡剂的制备与评价

研究了以有机硅为主体的乳液型钻井液消泡剂。通过实验确定了淡水泥浆中有机硅消泡剂最佳配方及制备条件为：有机硅质量分数15％,乳化剂质量分数5％,乳化温度80℃,乳化时间30min;盐水泥浆中有机硅消泡剂最佳配方及制备条件为：有机硅质量分数18％,乳化剂质量分数7％,乳化温度80℃,乳化时间30min。性能评价表明,该消泡剂具有用量少、与钻井液配伍性好、抗盐、抑泡能力强等特点,消泡效果优于传统钻井液消泡剂。     

钻井液用复合缓释消泡剂研制及应用

以有机硅化合物、嵌段聚醚和脂肪醇为主要原料,研制出一种高效复合缓释消泡剂SD-1。评价了SD-1在OP-10和十二烷基苯磺酸钠水体系中的消泡和抑泡效果,考察了SD-1的抗盐、抗钙、抗温性能以及SD-1在各种钻井液中的消泡作用和对钻井液性能的影响,并进行了现场应用。室内及现场试验结果表明,新型消泡剂SD-1消泡效果好,抑泡作用显著,使用周期长,抗盐、抗钙污染的能力强,抗温性好,适合于多种钻井液体系,且对钻井液性能没有不良影响。     

GQ—101固体消泡剂的试验和应用

GQ－101固体消泡剂是钻井液中的添加剂，通过室内试验和现场实验，其用量少，洮泡和抑泡效果可达100％，适用于pH值8－14，处理一次可维持3－5天，成本低于液体消泡剂。     

苏丹地区硅酸盐钻井液发泡原因及消泡对策分析

硅酸盐钻井液具有良好的防塌性能,在苏丹地区的长期现场使用情况表明,硅酸盐钻井液具有抑制性强、性能稳定、易于维护等特点,但经常遇到钻井液起泡且难于去除的现象,一定程度上影响了钻井液性能的稳定.通过实验对苏丹项目常用的钻井液处理剂在硅酸盐钻井液体系中的发泡效果进行了评价,井对硅酸盐钻井液体系泡沫产生的机理进行了分析,提出了控制硅酸盐钻井液体系发泡的对策.实验证明,硅酸钠和CO2反应是引起硅酸盐钻井液体系容易发泡的主要原因,消泡剂和润滑剂配合使用可以起到较好的消泡效果;温度、pH值和大分子聚合物处理剂对泡沫的稳定性有一定影响.     

聚醚酯类消泡剂的制备及性能研究

以脂肪醇、环氧乙烷(EO)、环氧丙烷(PO)为原料,KOH为催化剂,合成相对分子质量1500、3000,链段排列方式为PO-EO和PO-EO-PO的聚醚,分别记为1号和2号;再以月桂酸或硬脂酸为酯化剂,对甲苯磺酸作催化剂,对聚醚进行酯化,得到12种聚醚酯类消泡剂。考察了反应时间、聚醚与酯化剂摩尔比和催化剂加量对消泡剂酯化率的影响。最佳合成条件为反应温度140～160℃,聚醚、酯化剂摩尔比1.2:1,酯化时间7 h。用所得消泡剂处理渤海旅大5-2井口综合管汇油样,结果表明,以硬脂酸、自制2号聚醚为原料得到的聚醚酯类消泡剂具有最佳的消泡性能,消泡率为87.8%,优于一般有机硅类消泡剂(66.7%),稍弱于氟烃基硅油消泡剂(91.1%),应用开发前景良好。     

页岩气平台井泡沫排水采气技术

井底积液是页岩气井生产过程中普遍面临的问题,需要尽早采取排水采气的工艺措施。泡沫排水(以下简称泡排)采气工艺具有成本低、见效快的优点,在国外页岩气开发中已被大量使用,但在国内还鲜有报道。为此,结合现场生产和集输工艺流程,通过优选泡排工艺流程、研制并持续改进平台整体橇装化远程控制起泡剂和消泡剂自动加注装置、优化起泡剂和消泡剂性能、建立消泡效果监控方法,形成了一套适用于四川盆地川南地区长宁区块页岩气平台井的整体泡排工艺技术。研究结果表明:①起泡剂从各井油套管环空注入、消泡剂从各井一级针阀后通过雾化器加注,能适用于集中计量平台和单井计量平台的起泡剂和消泡剂加注;②优化、改进了橇装化远程控制起泡剂和消泡剂自动加注装置,起泡剂装置采用单泵轮换加注,消泡剂装置采用一口井一台泵加注,具备自动配液、自动加注控制、自动故障报警、远程控制的功能,能够满足页岩气平台井泡排药剂加注的需要;③起泡剂配方优化后,5 min泡沫高度增加37%～50%,建立了消泡率评价方法及消泡剂性能指标要求,通过优化消泡剂配方,初始消泡率提高1.5%～3.0%,3min消泡率提高0.7%～0.9%;④起泡剂用量为2.0g/L、消泡剂用量介于4.0～5.0g/L可以满足现场泡排及消泡要求;⑤通过对分离器和高级孔板阀排污口泡沫情况进行观察,以及取泡排返出水进行二次发泡评价来评估消泡效果,进而优化消泡剂加注制度来进一步提升消泡效果。结论认为,整体泡排技术可以明显提升该区页岩气的开发效果。     

CT5—3钻井泥浆消泡剂的研究

CT5-3是先由多元醇与脂肪酸在催化剂作用下经加热、酯化、脱水制成消泡主剂,然后再加入辅助消泡剂复配而成的。使用泥浆密度的恢复作为泥浆消泡剂消泡性能的评价方法。CT5-3在泥浆中的加量为0.1-0.3%,以0.2%为宜。该剂具有显著的消泡作用,有一定的抗盐、抗钙能力,润滑作用,并且还有性能稳定、不污染环境、加注方便等优点。     

胶乳水泥浆消泡剂优选

胶乳水泥浆在配制过程中易产生大量气泡,普通消泡剂无法消除,不仅给现场配浆带来困难,还易造成气窜、井喷等安全问题.实验研究表明,胶乳泡沫严重影响水泥浆密度、抗压强度以及稠化性能,使用消泡剂可改善水泥浆性能.利用简易密度恢复率方法对各种类型消泡剂在不同胶乳加量下的消泡能力及最优加量进行了评价,优选出2种消泡剂XPC-502和BP+XP-1.研究表明,在胶乳加量为5％～20％时,2种消泡剂的密度恢复率都较大,且浆体流变性好、水泥石强度大、失水易控制、稠化性能稳定,为胶乳水泥浆消泡剂的使用提供了新的选择.     

一种预测钻井液产生泥球的室内实验方法

钻遇某些软泥岩地层时,钻井液上返过程中易形成泥包现象。为了预测钻井过程中所采用的钻井液是否会产生泥球,通过评价钻井液性能的常用设备,利用含水岩屑颗粒和一定粒径的钢球以及滚动老化模拟在井下岩屑随流体运动的过程,提出了具体的实验参数,建立了一种系统评价泥球产生情况的方法。实验结果表明,该方法可以对不同类型的钻井液在即将使用的过程中泥球产生情况进行预测。实验结果与现场实况相符,得到所试用的水基体系易产生泥球的条件为:滚动时间为20 min,目标温度为90℃;所试用油基体系易产生泥球的条件为:滚动时间为30 min,目标温度为120℃;同时该方法得到的实验结果还可作为优化钻井液性能的依据,提高钻井过程中的作业效率和安全性。      

土库曼斯坦尤拉屯地区复杂盐膏层钻井液技术

土库曼斯坦尤拉屯地区高压盐水盐膏层钻井过程中钻井液性能调控难度大,井漏问题突出。结合高压盐水盐膏层地质工程特征,通过分析高密度钻井液在高温及高钙污染环境下性能调控及防漏堵漏技术难点,开展了高密度钻井液体系和防漏堵漏剂配方及应用技术研究。基于现有的高密度饱和盐水体系,通过高钙污染抑制剂的引入和配套处理剂的优选,形成抗高温高钙的高密度钻井液。室内评价和现场应用表明,该体系抗温可达140℃,抗钙可达40 000 mg/L。解决了大段膏盐地层条件下的钙污染问题。应用降低循环压耗的高密度钻井液技术和随钻防漏技术相结合,使用高浓度桥塞堵漏技术较好地解决了井漏及安全密度窗口窄的难题,应用效果显著。      

复杂地层条件下钻井液优化使用的探讨

中国石化西部新区等地层情况十分复杂,对在钻井中存在的钻井液问题进行了分析,着重从钻井液优化使用方面进行了探讨.认为:提高体系的抑制性,应该尽可能采用电性较高的钻井液,不同电性的处理剂尽量不要混用;为简化钻井现场配浆时间,提高钻井液流变性能及胶体稳定性,应按照钻井液配方,预先在泥浆站采用湿挤压钠化、改性和增效的方法制成方便钻井液复合粉;为在井壁形成高质量泥饼,钻井液体系应具备尽可能高的正电性,体系中固相颗粒应有一定的细度和合理级配,并且钻井过程中,井底应保持一定的过平衡压力,另外,应重视对所选用钻井液泥饼的物理化学性质进行检测和研究.     

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钻井液和泥页岩接触后必然会发生一系列复杂的传递和相互作用,分析研究它们间的传递和相互作用及其对井眼稳定性的影响有助于泥页岩井壁失稳的机理,有助于设计新的和完善旧的防塌钻井液体系,从而更好地解决泥 岩井段井壁失稳问题。在分析钻井液和泥页岩间的传递作用及其机理的基础上,详细分析了传递作用对井壁稳定的影响。认为钻井液和泥页岩间通过扩散、对流和渗透三种机理而发生水分子和溶质的传递,水力压差和化学处差化学自     

控制泥浆帽钻井泥浆帽高度影响因素分析

在控制泥浆帽钻井过程中,主要通过泥浆泵调节泥浆帽的高度实现对井底压力的控制。以多相流理论和控制泥浆帽钻井基本原理为基础,建立了环空多相流计算模型,并利用有限差分法对模型进行了求解。通过仿真算例,讨论了气侵时间、排量、钻井液密度、初始井底压差、气相渗透率、井深、钻井液黏度等对泥浆帽高度的影响规律,结果表明:气侵时间越长、排量越小、钻井液密度越小、初始压差越大、气相渗透率越大、钻井液黏度越小,需要调整的泥浆帽高度越大;在其他条件相同的情况下,井越深,泥浆帽高度的峰值出现得越晚。研究结果为控制泥浆帽钻井过程中泥浆帽高度的合理调节提供依据。     

松南气田低密度低伤害随钻堵漏钻井液技术

松南气田火成岩储层地层压力低,且裂缝发育,在钻井过程中极易发生井漏,降低钻井时效。针对该地区的地质特征与钻井要求,以钻井液的动速比为指标,优选了疏水缔合型两性离子聚合物PAADDC作为携岩剂;通过滤失造壁性能评价实验和压力穿透测试,优选了PB-1和不同粒径的超细碳酸钙构成的钻井液封堵防塌剂;通过堵漏评价实验,优选了中空弹性橡胶、碳酸钙颗粒和中空弹性微珠作为主要随钻堵漏材料。在此基础上研制了低密度低伤害随钻堵漏钻井液体系,并对其性能进行了综合评价。实验结果表明,该钻井液具有良好的流变性和封堵防塌性,防漏堵漏效果良好,酸化解堵效果显著。在腰平16井的现场应用中,钻井液性能稳定,成功解决了火成岩低压储层井漏影响钻井时效问题,满足了现场钻井施工和储层保护的需要。      

张海39-39Z分支井钻井液技术

张海39-39Z分支井是大港油田第一口真正意上的四级分支井。根据该地区地层特性,综合考虑该井的井身结构、工艺特点、分支井眼工序复杂、保护油气层以及环境保护对钻井液的要求等,结合以往该地区钻井所用钻井液体系应用效果及其现场技术,张海39-39Z分支井在主井眼一开浅地层采用膨润土-聚合物钻井液钻进,二开明化镇组采用聚合物钻井液、进入馆陶组转化为硅基防塌钻井液钻进,主井眼三开及分支井眼均采用有机盐钻井液钻进,较好地满足了分支井不同阶段钻井与其它作业施工要求,钻井液性能稳定,效果明显。该井以合理的流变性能解决了井眼净化问题,以控制合理的有机盐含量和膨润土含量保证了钻井液抑制性、稳定性问题,运用合理的钻井液密度等解决了井壁稳定问题,为今后采用常规钻井液体系及其现场技术完成类似分支井作业提供了借鉴意义。      

钻井液处理剂自动添加与混合技术

国外综合自控钻井液系统的应用实践证明了钻井液制备工艺自动化技术的应用可大幅改善HSE、提高钻井液配置及维护的效率、改善钻井液的质量。阐述了钻井液自动加料及混合技术的起源、发展、到现有成熟产品的工艺布局的变化。分析了国内外钻井液制备工艺自动化的技术现状及特点。结合我国目前油田现场的钻井液制备技术现状,提出了我国今后钻井液制备工艺自动化的发展建议,以期为我国钻井液制备工艺的自动化发展提供借鉴和帮助。     

SHBP-1超深井三开长裸眼钻井液技术

针对SHBP-1井在钻井过程中可能出现的井壁失稳及漏失等复杂问题,对其原因及技术难点进行分析,提出了该井的井壁稳定、防漏堵漏技术思路,选用强抑制强封堵防塌钻井液体系,以满足地层特性对钻井液抑制性、降失水及封堵的要求,筛选了复合抑制剂KCl+SMJA、镶嵌成膜防塌剂SMNA-1、纳米封堵剂SMNF-1,以进一步提高钻井液的抑制性、封堵性及防塌性能,降低高温高压滤失量。经现场应用表明,优化后的强抑制强封堵防塌钻井液流型易于控制,维持井浆中0.5% SMJA、3% KCl、2.5% SMNA-1,保障了钻井液有强的抑制防塌性;在易漏地层使用了纳米封堵剂2% SMNF-1、超细碳酸钙等随钻堵漏材料,避免了井漏的发生,顺利完成了该井的施工,三开井段扩大率仅为3.49%。该套钻井液技术顺利解决了SHBP-1井三开的井眼失稳及井漏问题,为后续类似井的钻井提供借鉴。