水基钻井液硫酸铝污染处理工艺

KS19井三开φ311.2 mm井眼在钻至6243~6387 m井段时,使用的高密度KCl-聚磺水基钻井液被含有硫酸铝的清洁化生产用工业废水污染,流变性每日不断呈现上涨趋势至发生突变,一是φ6与φ3读值、初切值、动切力均上涨较高,而其他参数均比较正常;二是上水罐、过渡槽钻井液表面粗糙,大量针眼型气泡包裹其中,流态缓慢;三是循环系统加重泵上水困难、泥浆泵抖动严重,泵冲泵压变化较大,钻进期间被迫使用灌注泵辅助泥浆泵上水。分别在套管鞋、井底分2次进行循环调整处理,采用稀释置换、气泡界面张力改变、提高碱度进行中和、流变性改变、提高油含量等至恢复正常钻进,上水罐、过渡槽钻井液仅包裹有少量针眼型气泡,泥浆泵、加重泵上水正常。     

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。      

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。     

钻井液起泡与消泡

本文从气泡产生的基本条件出发,分析了钻井液起泡的原因,并指出钻井液起泡对井底液柱压力影响不大,但会引起地表钻井液粘切上升,起泡严重会影响泥浆泵上水效率,降低泵压。减弱或防止钻井液起泡需从减少气体来源、降低处理剂表面活性等方面着手,对于严重的钻井液起泡则需采用机械和化学的方法联合消泡。文章最后介绍了目前国内常用的几种钻井液消泡剂。     

可循环微泡沫钻井液研究及应用

根据微泡沫理论模型,在室内合成出了微泡沫发泡剂MF1.对该发泡剂的性能进行了评价。结果表明,微泡沫发泡剂MF1的抗温能力大于150℃,抗盐能力达到了10%,抗油能力达到了15%,抗钙能力达到了5g/L.在此基础上研制出了性能良好的微泡沫钻井液配方,对其结构进行了显微分析。结果表明,微泡沫气泡群体是以单个悬浮和部分相互连接的方式存在于体系中,微气泡之间在平面上为点接触,气泡呈大小不等的圆球体。该钻井液密度在0.6～0.95g/cm³范围内可调,体系稳定性良好。在锦45-15-26C井的现场应用证实,在整个钻进过程中该钻井液性能稳定,没有出现气液分层现象,泡沫细小,泥浆泵上水正常,微泡沫钻井液的各项性能均能满足现场使用的技术要求。     

硬胶泡沫能否在负压钻井中应用的探讨

目前国内硬胶泡沫钻井液已获得较广泛的应用。它是一种可循环的钻井液,在胜利油田应用时,泥浆泵入口处钻井液最低密度可达0.5 g/cm~3,低于此密度时泵的上水效率会出现恶化。该钻井液由于具有低密度、较好的流变性等特点,被用于洗井和易漏地层的钻井作业,胜利油田用这种钻     

FLAT-PRO深水恒流变合成基钻井液及其应用

深水钻井面临低温、安全密度窗口窄、浅层气易形成气体水合物、井壁易失稳等技术难题,对深水钻井液提出了更高的要求。以Saraline 185V气制油为基油,通过优选乳化剂、有机土、降滤失剂及其他处理剂,构建了一套适合深水钻井的FLAT-PRO深水恒流变合成基钻井液体系。综合性能评价结果表明:该钻井液在4~65℃下流变性能稳定,具有恒流变特性,能有效保护储层,其渗透率恢复值大于90%,能抗10%海水、15%钻屑污染,易降解,满足环保要求。南海LS-A超深水井水深为1 699.3 m,预测主要目的层温度为34.6~36℃,φ508 mm套管鞋处的地层承压能力系数低于1.14,安全密度窗口窄,如何控制ECD值、预防井漏是该井的作业控点,因此选择密度为1.03 g/cm3的FLAT-PRO钻井液开钻。钻进过程中,使用FSVIS调整流变性,维护黏度在50~70 s,动切力在8~15 Pa,φ₆读数为7~15,φ₃读数为6~12,用2% PF-HFR控制滤失量,应用井段起下钻顺利,电测顺利,井径规则,没有出现任何复杂情况。应用结果表明,FALT-PRO深水恒流变合成基钻井液在不同温度下的流变性能稳定,抑制性好,润滑性强,能获得较低的ECD值,满足深水钻井的要求。      

微细钛铁粉加重剂在钻井液中的应用

随着深水井、大位移井、高温高压井以及窄密度窗口井钻井作业的进行,对钻井液性能的要求越来越高,尤其是对高密度及超高密度钻井液的流变性、造壁性、沉降稳定性以及储层保护性能的要求,常规API重晶石加重的钻井液已经不能满足特殊井段的钻进需求,因此需寻求新型加重剂。近年来微细重晶石、微锰、微细钛铁粉等新型加重剂在现场使用取得较好的效果。通过对国内外文献的调研,研讨了微细钛铁粉的特性、微细钛铁粉对水基以及油基钻井液流变性、滤失造壁性和沉降稳定性的影响及该剂在高密度/超高密度水基/油基钻井液中的使用情况。得出:微细钛铁粉无论是用作水基还是油基钻井液的加重剂,或与API重晶石混合使用,钻井液流变性好,其酸溶性好,形成的泥饼更容易去除,沉降稳定性好,对储层损害程度低。该剂磁性可通过去除赤铁矿杂质得以解决;尽管其硬度高于重晶石,但由于其D₉₀为15 μm,因而其磨蚀性低于API重晶石。此外,由于微细钛铁粉颗粒分布集中（D₅₀≈5 μm）,高温高压滤失量稍高,可以通过加入一些粒径分布宽的酸溶性架桥颗粒来得到解决。整体上来说,微细钛铁粉用作钻井液加重剂是非常有前景的。该剂已在阿拉伯湾以及阿联酋等现场应用,取得了较好的结果。      

胜科1井高温水基钻井液流变性调控技术

胜科1井井底温度235℃,并且存在盐岩、泥页岩及盐膏泥混层,钻井液流变性调控困难。分析了固相含量、地层组构和高温等因素对高温水基钻井液流变性的影响及其作用机理,总结得出了高温水基钻井液流变性调控技术手段：1）适当增大聚丙烯酰胺的加量;2）应用抗温抗盐降滤失剂;3）应用高温流型调节剂;4）尽量降低固相含量;5）定期清理循环罐底部的沉积砂和稠浆等。胜科1井现场应用结果表明,提出的高温水基钻井液流变性调控技术措施,较好地解决了高温、高固相和盐膏泥混层对钻井液流变性的影响问题,从钻井液方面保证了胜科1井的安全、快速钻进。     

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。      

KCl-有机盐聚合物钻井液在川西双鱼石区块的应用

川西地区双鱼石区块目的层埋藏深,完钻井深在7 000 m以深,上部φ444.5 mm、φ333.4 mm井眼主要采用“空气钻”提速,空气钻井转钻井液如何保证井壁稳定至关重要,在“高效PDC+螺杆”提速方式下优质的钻井液性能也尤其重要。为此,KCl-有机盐聚合物钻井液在KCl、有机盐的共同作用下抑制能力强,能够抑制岩石组分水化分散、膨胀,封堵防塌剂可以快速形成致密泥饼,减少滤液侵入井壁地层,防止“空气钻”后干燥井壁“吸水”引起的井塌;抑制钻屑水化分散,钻井液流变性能稳定、波动小、易调控、现场维护处理简单;钻井液强抑制性、低黏度和切力可提高钻头水马力,减少钻屑在钻头上的吸附,防止钻头泥包现象,减少钻井液中微米、亚微米粒子,有助于提高机械钻速。双探8井等现场应用表明,KCl-有机盐聚合物钻井液确保了“空气钻”井段井壁稳定,顺利钻过沙溪庙组下部（沙一段）、凉高山组、自流井组及须家河组易垮塌地层,井眼畅通、井壁稳定、井径规则、电测顺利、井下安全、钻速较高,满足工程、地质录井需要。      

吉林油田长探1井三开钻井液技术

长探1井是部署在松辽盆地南部长岭断陷神字井洼槽哈尔金构造上的一口风险探井,完井井深为5400 m。为解决该井三开井段中存在的井底温度高、设计密度低、火成岩地层坍塌掉块、二氧化碳侵等技术难点。经室内研究形成了一套抗温200 ℃、高温流变性好、封堵性强、有一定抗污染能力的抗温防塌水基钻井液体系,该钻井液利用磺酸盐共聚物降滤失剂的高温护胶作用提高了体系的抗温和抗污染能力,通过纳米二氧化硅提高了体系的流变调节和封堵能力。在现场应用中,该钻井液具有良好的高温稳定性,抑制了火成岩井段地层坍塌,高温流变性良好,解决了井底火成岩掉块携带问题;同时该体系具有较好的抗污染能力,在被二氧化碳污染后,仍具有较好的性能,且易于处理。该井顺利完井,期间无任何事故复杂发生,创松辽盆地南部长岭地区地层埋藏层位最深记录。      

ZQ2井盐膏层高密度欠饱和盐水聚磺钻井液技术

ZQ2是库车凹陷秋里塔格构造中秋2号构造的一口预探井,吉迪克组～库姆格列木群泥岩段（N1j2 ～ E_1-2km1）盐膏层埋藏深度在4545～5827 m,地层特性膏盐层段长、石膏含量高、压力系数高、盐间软泥岩欠压实高含泥质高含水与软黏特性、φ333.375 mm大尺寸井眼,原设计为油基钻井液,后更改为水基钻井液,且井深结构更改为高低压层套打,对水基钻井液技术提出了较高要求。针对地层特性通过改变传统钻井液体系思路引入烯丙基磺酸钠四元共聚物降滤失剂MYK、改性植物胶包被抑制剂NXX、国内首次在欠饱和盐水体系中引入有机盐Weigh2对传统的欠饱和盐水磺化钻井液进行改造升级为聚磺高密度欠饱和盐水钻井液,在实钻过程中表现出包被抑制性强、抗盐膏污染能力强、性能稳定、维护简单、岩屑代表性强,流变性控制优于邻井欠饱和盐水磺化钻井液,在ZQ2井该段盐膏层取得了良好效果,解决了传统欠饱和盐水磺化体系因使用稀释剂致强分散、强依赖性而出现“加～放～加、增黏～降黏～增黏”难题,实现了该层位盐膏层及软泥岩安全快速钻进、井壁稳定、井下安全,电测、下套管一次性成功,为该区块优化井身结构奠定了基础。      

ZQ2井盐膏层高密度欠饱和盐水聚磺钻井液技术

ZQ2是库车凹陷秋里塔格构造中秋2号构造的一口预探井,吉迪克组～库姆格列木群泥岩段（N1j2 ～ E1-2km1）盐膏层埋藏深度在4545～5827 m,地层特性膏盐层段长、石膏含量高、压力系数高、盐间软泥岩欠压实高含泥质高含水与软黏特性、φ333.375 mm大尺寸井眼,原设计为油基钻井液,后更改为水基钻井液,且井深结构更改为高低压层套打,对水基钻井液技术提出了较高要求。针对地层特性通过改变传统钻井液体系思路引入烯丙基磺酸钠四元共聚物降滤失剂MYK、改性植物胶包被抑制剂NXX、国内首次在欠饱和盐水体系中引入有机盐Weigh2对传统的欠饱和盐水磺化钻井液进行改造升级为聚磺高密度欠饱和盐水钻井液,在实钻过程中表现出包被抑制性强、抗盐膏污染能力强、性能稳定、维护简单、岩屑代表性强,流变性控制优于邻井欠饱和盐水磺化钻井液,在ZQ2井该段盐膏层取得了良好效果,解决了传统欠饱和盐水磺化体系因使用稀释剂致强分散、强依赖性而出现“加～放～加、增黏～降黏～增黏”难题,实现了该层位盐膏层及软泥岩安全快速钻进、井壁稳定、井下安全,电测、下套管一次性成功,为该区块优化井身结构奠定了基础。     

抗240℃高密度复合有机盐钻井液在翼探1井的应用

翼探1井是中油股份公司在青海油田柴达木盆地柴西北区南翼山构造较高部位部署的一口重点风险探井,设计井深6500 m,完钻井深6194.22 m,目的层E₃1、E₁₊₂、基岩。钻探目的是探索南翼山构造E₃1和基岩含油气性,为下一步研究和勘探部署提供依据。南翼山地区E₁₊₂下部地层以前无钻井史,钻遇地层条件复杂,高陡构造,存在3条断裂带、破碎带和膏泥岩。其E₃2、E₃1、E₁₊₂地层裂缝发育,易漏易涌,多层高压盐水伴CO₂酸性气体,盐水中Cl-含量达235 000 mg/L,CO₂侵地面监测浓度高达75%以上,钻井液密度高达2.32 g/cm3,且存在多套硬脆性碳质泥岩破碎地层,极易发生垮塌掉块、井斜。该区域显示异常高温,因为测井公司高温仪器受限,无法实测井底温度,该区地温梯度在（3.80~4.30）℃/100 m之间,以及钻井液出口实测温度达到102℃,钻井液维护处理量达到井眼容积的10倍以上,从以上资料计算,以及钻井液材料与体系循环稳定周期等综合分析,预测该井井底温度在235~266℃之间,给钻井液工作提出了严峻挑战。为解决超高温、高密度、井壁稳定、酸性气体污染、窄窗口漏失等技术难题,优选采用了渤海钻探泥浆技术服务分公司的发明专利技术,即抗240℃高温的高密度复合有机盐钻井液。在此技术基础上,结合井下地质、工程实际情况,施工现场对配方进行了优化调整,引入抗240℃高温的滤失控制材料,引入刚性和塑性材料组配的随钻锲入封堵防漏材料,以及纳米类化学吸附护壁防塌材料,并提供良好的“非氧还原”钻井液环境,通过精心施工,取得了较好效果。全井施工顺利,钻井液高温流变性良好,高温高压滤失量控制在12 mL以内,较好地解决了高温流变性、沉降稳定性、漏失、破碎性地层垮塌、酸性气体污染等一系列钻井液技术难题。      

低密度无固相海水钻井液在南海西部D气田的应用

南海西部D气田目前在生产的浅层气藏,属上第三系莺歌海组地层,是中孔中渗的泥岩储层,该地层较复杂,钻进时易发生掉块、井塌、卡钻等井下复杂。在研究储层岩石性质及现有钻井液性能存在问题基础上,提出应提高体系的封堵性能以及抑制性能,措施为:在φ311.1 mm井段原PRG钻井液配方中增加VIS,降低滤液侵入速度,降低钻井液对于井壁的冲刷作用;降低PLUS的含量和增加PF-FLOTROL,降低黏度并增强降滤失性能;在φ215.9 mm井段原PRF钻井液配方中增加Greenseal,形成致密隔离层带,封堵微裂缝和孔喉,降低滤液渗透,延长井壁稳定时间;增加EZCARB的含量并且使用KCl加重,增加抑制性能。评价结果表明,PRG和PRF钻井液具有滤失量低（API滤失量为2.1 mL,高温高压滤失量约为4.3 mL）、流变性好、抑制性强（滚动回收率约为90%）和抗污染能力强（抗盐达10%,抗钙达2%）等特点。在D气田P3H井和D4H井的现场应用表明,使用PRG和PRF钻井液,有效抑制了泥包卡钻、井漏等井下复杂的发生,使用效果良好。      

滴西区块侧钻小井眼水平井钻井液技术

小井眼井投资成本低,并可采用开窗侧钻使老井复活,是油田经济有效开发的一条途径。小井眼钻井需克服环空压耗高、岩屑携带等技术难题。通过对地层进行分析,滴西区块采用新型高效钻井液体系,分段进行钻井液性能和水力学设计,在二叠系以上地层采用紊流,钻井液的低剪切流变性可保持泵压在24 MPa内,钻井液抑制性和密度支撑对二叠系地层稳定效果良好;石炭系地层采用紊流-层流过渡流型,提高切力和地层胶结作用,保持泵压在26 MPa内,钻井液流型对井壁扰动小,水平段携岩能力强,机械钻速同比提高66.4%。现场应用证明,高效钻井液体系在滴西区块可发挥井壁稳定和提高钻速的优势。      

一种低土相高密度抗钙钻井液体系

土库曼斯坦阿姆河右岸区块地层基莫利阶为一套盐岩及石膏岩,且含有高压盐水层,在钻进该井段时,高密度钻井液易被侵入的钙镁污染,导致钻井液的流变性、滤失量等性能发生剧烈变化,流变性与沉降稳定性更加难以平衡,易导致复杂情况发生。针对现场地层情况,研究开发了一种低土相高密度抗钙钻井液体系D-ULTRACAL,通过使用新型增黏降滤失剂DSP-1,减少膨润土的加量,提高了钻井液的抗钙能力,并保持较低的滤失量;应用钻井液密度为2.0 g/cm3,以防止井涌,稳定井壁;钻井液含有浓度接近饱和的氯化钠,可以抑制盐膏层的溶解。该体系抗温达150℃,API滤失量小于3.0 mL,高温高压滤失量小于15.0 mL ;抑制性强,与自来水相比,岩屑回收率提高率达113.7%,岩心膨胀降低率达80.5%;抗钙离子污染能力达4 936 mg/L。在土库曼斯坦阿姆河右岸区块基尔桑气田Gir-24D井的现场试验表明,该钻井液体系在钻巨厚盐膏层特别是厚石膏层时具备优异的流变性能和滤失性能,现场钻井过程顺利。