国外新型钻井液的研究与应用

综述了国外以环保型水基钻井液、防塌钻井液、无黏土相水基钻井液、抗高温水基钻井液、微泡钻井液为代表的水基钻井液,以全油基钻井液、趋于零滤失量的钻井液、低毒油基钻井液、低固相油基钻井液、抗高温油基钻井液和可逆乳化钻井液为代表的油基钻井液,以及抗高温、恒流变特征的合成基钻井液体系的研究与应用情况。参50     

国内钻井液技术进展评述

随着深井、超深井以及特殊工艺井越来越多,对钻井液性能的要求也越来越高。为满足安全、快速、高效钻井需要,国内在钻井液开发与应用方面开展了大量研究与应用,并不同程度地满足了钻井工程的需要。尤其是,在抑制性钻井液、油基钻井液、超高温超高密度钻井液等方面取得了快速发展,形成了一系列实用的钻井液技术,逐步缩小了与国外的差距,特别是超高密度钻井液技术已居于国际领先地位。为了更清楚、更全面地了解近年来国内钻井液技术的发展情况,为国内钻井液的开发与应用提出有价值的建议,从抑制性和环保型钻井液、油基钻井液、超高温超高密度钻井液、泡沫钻井液和合成基钻井液等方面,对钻井液的开发、性能和应用情况进行了介绍,在此基础上分析了国内钻井液存在的问题和发展方向,并结合钻井实践,提出了未来需要重点开展的工作。研究结果对国内钻井液的开发与应用具有参考价值和指导意义。      

海洋超高温高压井钻井液设计与测试方法及国外钻井液新技术

介绍了国外高温高压井的最新定义和分级,以及全球海上高温高压井的分布。阐述了海洋高温高压井钻井液性能设计方法,主要包括密度、高温热稳定时间、抗高温能力、高温高压滤失量、抗污染能力、低温流变性能和水合物抑制能力等,提出高温热稳定时间、抗高温能力、高温高压滤失量应为高温高压井钻井液3个关键性能设计及评价指标,建立利用极高温高压流变仪Chandler 7600模拟高温高压井钻井液静态高温热稳定时间和动态循环抗高温能力的评价方法。详细介绍了国外抗232℃超高温无铬环境友好型水基钻井液、抗220℃超高温高密度甲酸铯钻井液、抗180℃高温无黏土储层钻井液、抗260℃超高温油基钻井液、抗315℃极高温氟基逆乳化钻井液。上述技术对中国超高温乃至极高温钻井液技术的研究具有一定的借鉴意义。     

国外深水钻井液技术进展

随着石油工业的不断发展,海洋油气勘探的水域越来越深,深水钻井难度也越来越大.介绍了深水钻井存在的主要问题:海底页岩的稳定性差、钻井液用量大、井眼清洗难、浅层天然气容易形成气体水合物、低温下钻井液的流变性不稳定、地层破裂压力窗口窄等,这些都对钻井液技术提出了更高的要求.国外深水钻井作业开始得较早,使用的钻井液体系主要有水基钻井液和合成基钻井液,其中水基钻井液主要包括墨西哥湾的高抑制性水基钻井液体系、高性能水基钻井液和CaCl2/聚合物钻井液,挪威海域的硅酸盐钻井液体系以及甲基葡萄糖甙钻井液等;合成基钻井液主要包括墨西哥湾的酯/烯烃基钻井液、IO和酯基钻井液及环境可接受的专用合成基钻井液等.另外,还介绍了充气钻井液和特殊的油基钻井液体系.最后,分析了深水钻井液技术的发展趋势,并提出了一些建议.     

高温高密度油基钻井液处理剂性能研究

介绍了一套适用于南海莺琼盆地的高温高密度油基钻井液体系，对其中各种处理剂对体系性能的影响进行了研究。结果表明，所研究的高温高密度油基钻井液体系及其处理剂不仅具有较好的高温稳定性，而且在高达2．3g／cm^3的密度下体系的流变性稳定．满足钻井工程的需要。     

仿油基钻井液技术的研究

油基钻井液因应用上的缺点使其推广受到限制,改性水基钻井液和合成基钻井液是油基钻井液的主要替代品,其中更应大力发展合成基钻井液技术。文章详细介绍了合成基钻井液的分类、适用范围、存在的主要问题,概括了合成基钻井液良好的特性,此外还介绍了目前常用的2种改性水基钻井液。     

超高温钻井液体系研究(Ⅳ)——盐水钻井液设计与评价

围绕高温对水基钻井液和处理剂的要求,及高温对钻井液性能的影响等方面,从处理剂分子结构、基团性能,相对分子质量、降解和交联、吸附,环境保护以及高温对黏土性质的影响因素出发,对超高温水基钻井液研究的难点进行了分析,以抗高温降滤失剂LP527-1、MP488和抗盐高温高压降滤失剂HTASP等作为主处理剂,与磺化褐煤(SMC)、XJ-1分散剂等配伍,通过改变HTASP的加量,初步配制了密度2.30 kg/L、盐含量10%～30%的盐水钻井液,并对其性能进行了评价.结果表明,该钻井液经过220℃、16 h老化后,表现出良好的高温稳定性,没有出现高温稠化,高温高压滤失量控制在20 mL以内,密度2.32 kg/L、盐含量15%的盐水钻井液具有较好的重复性,悬浮稳定性好,抑制页岩水化分散的能力强.     

国外高性能水基钻井液研究的最新进展

介绍了国外一种在性能、费用、环境保护等方面能够取代油基钻井液与合成基钻井液的高性能水基钻井液。通过对该钻井液的基本组成及主要处理剂的作用机理、室内评价方法和在世界部分油田的现场应用情况进行综述得知,高性能水基钻井液在抑制敏感性泥岩、提高页岩膜效率、防止钻头泥包、提高机械钻速等方面远好于常规抑制性强的水基钻井液,而且在满足钻井要求、环境保护和经济方面完全可以替代油基钻井液;高性能水基钻井液无论是对陆上钻井还是对海上钻井,都具有广阔的应用前景,特别适合含大量泥岩段的重点探井使用。     

油基钻井液替代物发展综述

介绍了国外油基钻井液水基、合成基替代物的发展状况,对比了各种钻井液体系的优缺点,提出油基钻井液替代物具有巨大的市场潜力。对国内油基钻井液替代物的发展和应用作了较详细的阐述。     

抗高温水基钻井液技术研究与应用现状及发展趋势(Ⅰ)

综述了高温对水基钻井液的要求及抗高温水基钻井液的特点,超深井钻井技术对抗高温水基钻井液的新要求,国内外抗高温水基钻井液处理剂及处理剂作用机理发展概况,国内外抗高温水基钻井液体系发展概况,国内外抗高温水基钻井液评价方法及评价实验装置发展概况,国内抗高温钻井液体系的现场应用概况、抗高温钻井液流变性研究、高密度钻井液流变性,抗高温钻井液技术面临的问题及抗高温钻井液体系发展方向等。     

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。      

密度对油基钻井液性能的影响

随着高密度油基钻井液被使用的越来越多,高密度时油基钻井液表现出的性能不稳定也逐渐被现场工程师发现。研究了密度对油基钻井液性能的影响,以及不同密度下温度、剪切时间、油水比、有机土、CaCl₂浓度和劣质固相对油基钻井液性能的影响。研究结果表明,重晶石能增加油基钻井液的黏度和切力,提高钻井液的乳化稳定性;油基钻井液的破乳电压和重晶石的加入量呈线性关系;在高密度时,油基钻井液的表观黏度受温度、油水比、有机土和劣质固相的影响程度比低密度时大;破乳电压在高密度时受油水比、CaCl₂浓度和有机土的影响比低密度时大。综上可知,密度的增加不仅单独对油基钻井液性能造成影响,还提高了油基钻井液对其它因素的敏感性。因此在使用高密度油基钻井液时,要加强对现场钻井液性能的监控和调节。      

深水作业中钻井液在低温高压条件下的流变性

在深水钻井作业中,安全密度窗口非常窄,井下压力控制是面临的主要难题之一。随着水深的不断增加,环境温度随之降低,钻井液的黏度和切力随之升高;同时,由上千米隔水管内的钻井液所附加的静液柱压力使井底压力远大于浅水作业时相同井深的井底压力。这些因素的共同作用使得当量循环密度随之增加,进一步加大井底压力控制的难度。选择用于深水钻井的一种水基和一种合成基钻井液为研究对象,分别改变温度和压力等实验条件,利用FANN公司的ix77流变仪测量了钻井液在低温、高压下的流变参数,以此找出深水条件下钻井液流变性随温度和压力的变化规律。     

生物质合成基液LAE-12的合成及性能研究

生物质合成基钻井液被认为是替代油基钻井液且又能安全钻进的一类环保型钻井液。研究出一种生物质合成基钻井液用基液新材料--月桂醚LAE-12,其以月桂醇为原料通过一步法进行合成;对LAE-12的基本理化性质、黏温特性及抗水解性能进行评价,并与柴油、白油和生物柴油进行对比。结果表明,LAE-12的闪点、倾点、沸点、极压润滑系数依次为137℃、-13℃、289℃和0.039,表明LAE-12的安全、润滑性能优于柴油、白油;在0~90℃,LAE-12的黏温曲线变化较柴油、白油平缓,与生物柴油相当;在pH值为12的水溶液中,LAE-12具有强的抗水解性能,而生物柴油的水解率达72%;LAE-12配制的钻井液在油水比为8:2时,破乳电压大于600 V,动塑比在0.30 Pa/mPa·s以上,150℃下连续老化64 h,流变性基本无变化,室内效果与油基钻井液相当。      

新型水基微泡沫钻井液的室内配方优选和性能评价

分析了微泡沫在水溶液中的具体结构及微泡沫钻井液分散细、稳定性好的原因。通过室内试验优选出了水基微泡沫聚合物钻井液的配方，并对其密度、流变性、稳定性和滤失性等性能进行了评价试验，总结出压力、温度和剪切速率等对其性能的影响规律。根据优选配方所配制的微泡沫水基聚合物钻井液性能稳定、密度低（循环当量密度维持在0．93～1．04kg／L），具有保护储层的功能，不需要增加钻井设备，能满足近平衡或欠平衡钻井的要求。     

高性能水基钻井液在莺歌海盆地高温高压井的应用

莺歌海盆地中深层高温高压领域温度高、压力大、作业安全密度窗口窄。在复杂地质环境下,常规的聚磺钻井液易变稠、流动困难、泥饼虚厚,引起遇阻、黏卡、井漏等井下复杂问题。通过室内评价,引入新型抗高温聚合物（Calovis HT、POROSEAL）替代常规聚磺钻井液体系中的聚合物（PAC-LV、EMI1045）,构建出高性能水基钻井液体系。室内评价证实,该钻井液在高密度2.30~2.40 g/cm3、高温200~220℃环境下,能长时间保持良好的高温热稳定性,并且有较强的抗污染能力,抗50 g/L钻屑、50 mL/L地层水及5 g/L CO₂,储层保护效果良好,渗透率恢复值为84.6%。该体系在莺歌海盆地高温高压井（压力系数2.20~2.40、温度190~200℃）中进行现场应用,解决了常规聚磺钻井液体系中高温稳定性不足的难题,证实高性能水基钻井液具有良好的高温热稳定性,并且流变性能优越,为后续高温高压复杂地层钻井液体系优选提供参考。      

合成基钻井液流型调节剂的研制及其作用机理

合成了一种可解决低温条件下合成基钻井液流变性问题的流型调节剂,测定流型调节剂对油包水乳状液流变性的影响,对比分析流型调节剂、有机土样品的红外特征和XRD特征,使用冷冻扫描电镜和透射电镜观察流型调节剂对乳液微观结构的影响,分析流型调节剂的作用机制,进行在高密度合成基钻井液中适用性评价。结果表明：流型调节剂能够显著改善合成基钻井液的低温流变性,有利于乳液稳定;流型调节剂吸附在油水界面,降低乳滴与有机土之间结构力,改善有机土颗粒与乳状液滴之间的相互作用,从而稳定油包水乳液的切力。与传统合成基钻井液相比,恒定流变的合成基钻井液具有更加稳定的低温流变性,保证井下安全。     

提高油基钻井液在页岩气地层抑制防塌性能的措施

针对四川页岩气水平井钻井作业中使用油基钻井液不断出现的井下复杂情况,在分析四川威远龙马溪页岩地层特点的基础上,从钻井过程因素、地质因素以及钻井液因素,重点从油基钻井液技术的角度,对如何提高四川页岩气地层油基钻井液抑制防塌能力进行探讨。①研究具有乳化与降滤失作用、提黏度和切力同时具有乳化作用、封堵同时具有降滤失的多功能处理剂,调整好钻井液性能,尽可能降低高温高压滤失量。②采用油水比为85∶15～95∶5的油基钻井液。③使用封堵技术,注意流变性能的变化,主要是黏度、切力和塑性黏度的增加。④油基钻井液内相中的盐使用甲酸钾,或者进一步增加CaCl₂溶液浓度,降低内相溶液的水活度。⑤在甲酸钾或者CaCl₂溶液中加入插层抑制剂,如胺基抑制剂等,提高油基钻井液滤液的抑制能力。      

保护油气层的防塌钻井液技术研究

保持井眼稳定和保护油气层不受损害涉及较多的工程环节,存在诸多影响因素,钻井液则是系统工程中的一个重要环节.钻井液是打开油气层的第一种工作液,其性能好坏不仅影响钻井施工的正常进行,而且直接影响油气层保护和油气产量.钻井液密度是钻井液的重要性能指标,直接关系到钻井压差的高低.如果按照钻井压差的大小则可把钻井液技术分为两大类,即正压差钻井液技术和负压差钻井液技术.从油气层保护的角度,分析了钻井液密度与井眼稳定和油气层保护的辩证关系,以及钻井液对油气层的损害机理和相应的保护措施,提出了多元协同防塌新原理,即在处理井眼不稳定现象时,除了要考虑钻井液的因素外,还要综合考虑地质、工程、水力学等方面的因素.重点介绍了目前国内外防塌与保护油气层的稀硅酸盐钻井液、有机盐钻井液、聚合醇(又称多元醇)钻井液和合成基钻井液等代表性钻井液新技术.     

Surface and core wetting effects of surfactants in oil-based drilling fluids

Surfactants are used in oil-based drilling fluids to emulsify water and to ensure that cuttings are wetted by oil. The products used are based on drilling conditions and are essentially the same for traditional oil-based and synthetic oil-based fluids. Although much of these surface active materials adsorb on cuttings and filter cake, it is still likely that core samples are exposed to significant concentrations. Additional contamination can occur in subsequent core tests if the oil samples used are themselves contaminated with the drilling fluid.Commercial surfactant packages from several sources have been selected for examination of their effects on the tests normally used to assess the extent of wetting change in crude oil/brine/mineral systems. These products were characterized with respect to their interfacial properties by measurements of interfacial tension as a function of concentration and brine composition. Wetting tests include measurements of contact angles on smooth mineral surfaces and rates of imbibition into porous media. The results show that even very low concentrations of surfactants, much lower than the amounts recommended for use in drilling fluids, can affect the wetting properties of mica surfaces and Berea sandstone cores.