钻井液抗高温技术研究

钻井液抗高温技术是石油钻井的一项关键的技术。本文从高温对钻井液性能的影响出发,分析了抗高温处理剂的构成,重点探讨了处理剂的优选与评价,最后对钻井液抗高温技术进行了总结。     

超深井高密度抗高温钻井液研究与应用

通过引入科研产品两性离子降滤失剂XNPFL-1和纳微米封堵剂,优选高温钻井液体系材料,得到高密度抗高温钻井液体系配方：3%基浆+5%氯化钾+0.3%聚丙烯酰胺钾盐+0.6%聚胺抑制剂+3%降滤失剂XNPFL-1+3%天然高分子复配物JNJS220+3%井壁稳定剂HQ-10+3%纳微米封堵剂+3%超细碳酸钙+5%RH220+0.5%减磨剂(加重至2.1 g·cm^-3),室内评价结果表明高密度抗高温钻井液体系综合性能良好,在超深井仁探1井中成功应用,克服了该井小井眼段温度高、井壁易失稳、盐水污染、酸性气污染等技术难题。     

大庆油田深井抗高温钻井液技术研究与应用

大庆油田是我国第一大油田,总占地面积约为六千平方公里,其主要勘探范围是东北和西北两大区域。这两大区域中的深部底层钻井在当前已掌握的技术下面临的问题主要存在于地温梯度较高、以及压力系数较低这两方面。大庆油田方面的科研人员根据自身油田所处地形,综合各方面问题进行了深入研究,最终研制出了抗200℃水包油钻井液、抗200℃有机硅钻井液及抗180℃泡沫钻井液,并且成功将这一部分研究成果应用到了实际工作中去,并且取得了一定的成效。     

塔里木油田深井超深井电泵采油技术应用分析

由于地理位置特殊,加上油田自身特点,塔里木油田在开采过程中遇到很多问题,如成本高、环境恶劣、石油开采的周期较长,且多是些深井超深井工作,需要很复杂的技术,因此带有较高的风险,为达到安全、优质、高效的作业目的,必须采用适宜的技术。本文对深井超深井电泵采油技术进行了分析。     

新型抗高温油包水钻井液在古深3井的应用

古深3井是松辽盆地西部断陷区古龙断陷敖南凹陷的一口高温风险探井,该井完钻井深4920m,平均机械钻速0.83m/h,创造了该区块深井钻井最高机械钻速,满足了高温深井对钻井液抗高温能力的需求。现场应用表明,该体系性能稳定,抗温达到200℃,现场配制及维护简便,携砂能力强,润滑防塌效果好,很好地解决了高温深井的井壁稳定、高温下钻井液的沉降稳定性和电稳定性等问题[1-2]。     

抗高温高密度水基钻井液研究

本文针对高温深井钻井对钻井液抗高温高密度性能的要求,在分析研究目前抗高温高密度水基钻井液处理剂性能的基础上,优选、研制出高温降滤失剂LOSR、高温降粘剂THIN、高温稳定剂XP和储层保护剂XB。在大量实验的基础上,优化各处理剂加量,组配可抗220℃,密度为1.9g/mL～2.4g/mL抗高温高密度水基钻井液体系,并对体系进行室内评价。结果表明:该体系具有较强的抗电解质能力,抗钙达3000mg/L,抗盐达1.5%;通过储层保护剂的引入,储层渗透率恢复值可达93%;该体系具有极好的抗钻屑和红土污染性能,体系中钻屑和红土含量达5%时,体系性能无明显变化;体系具有良好的沉降性,静置72小时后,上下密度差为0.02g/cm3。     

抗高温水基钻井液性能评价研究

本文对抗高温水基钻井液性能进行了评价与研究,发现抗高温水基钻井液在高温下具有良好的高热稳定性、经过高温老化之后,流变性能良好还具有优良的抑制性能与抗污性能。     

抗高温水基钻井液研究现状

井下复杂的地层状况(如高温)决定了钻井的深度,水基钻井液是钻井液的一种,钻井液处理剂的优化对深井的开采意义尤其重大,处理剂耐高温的性质往往决定钻探是否成功。论述了水基钻井液中处理剂耐高温性的研究现状,对耐高温水基钻井液中试剂进行比较和评价,并指明了今后的研究方向。     

密度可调高温水基钻井液体系构建及在南海油田中的应用

针对南海油田砂泥岩地层钻井中面临井壁坍塌、遇阻、压力梯度变化大、井底高温等钻井液技术难题,通过筛选抗高温抗盐关键处理剂和配伍性优化,构建了密度可调(1.3g/cm3～1.9g/cm3可调)抗高温水基钻井液体系。室内评价结果表明,该体系185℃下耐温达72h以上,页岩清水回收率由2.20%提高到89.00%以上,1.9g/cm3时润滑系数为0.095、仍然小于0.1,渗透率恢复值大于86%。在南海油田应用结果表明,该高温水基钻井液体系高温下流变、滤失性稳定,润滑性好,抑制防塌性强,有效解决了泥岩与砂岩不等厚互层等复杂问题,且储层保护效果优良,满足了南海油田钻井的需要。     

抗高温水基钻井液处理剂研究进展

概述了水基钻井液处理剂在高温下存在的问题,从增强分子结构、改善聚集态结构、添加纳米材料等方面综述了近年来抗水基钻井液关键处理剂的研究与应用进展,对抗高温水基钻井液处理剂的发展方向提出了展望,以期对抗高温水基钻井液关键处理剂的进一步研发提供参考.     

抗高温水基钻井液处理剂研究进展

概述了水基钻井液处理剂在高温下存在的问题,从增强分子结构、改善聚集态结构、添加纳米材料等方面综述了近年来抗水基钻井液关键处理剂的研究与应用进展,对抗高温水基钻井液处理剂的发展方向提出了展望,以期对抗高温水基钻井液关键处理剂的进一步研发提供参考。     

抗高温硅酸盐钻井液体系室内研究

硅酸盐钻井液在解决井壁失稳问题具有突出优势,但目前对硅酸盐钻井液体系在高温条件下的研究较少,制约着硅酸盐钻井液体系的推广应用。通过硅酸盐、高温流变调节剂、降失水剂及pH稳定剂等单剂的筛选,最终确定硅酸盐钻井液体系配方,并进行了性能评价。结果表明:所研究的硅酸盐钻井液体系可以抗170℃高温,体系流变及高温高压失水均可满足需求;体系具有较好的抗钻屑、海水及盐污染的能力,侵污前后流变相差不大;该硅酸盐钻井液体系具有较好的抗温性能和抗搬土污染性能。     

腐殖酸钙抗高温钻井液体系研究

钻井作业对钻井液处理剂的抗温性要求越来越高,原有钻井液体系已无法完全满足深井及超深井的钻探需要。根据腐殖酸钙抗高温作用机理,采用钻井液高温滚动、流变性、失水造壁性等实验与评价方法,分析了不同CaO和膨润土加量对钻井液体系性能的影响.     

抗高温高密度钻井液的室内研究

针对深井、超深井钻井过程中钻井液悬浮稳定性与流变调控难题,通过研选处理剂,形成了纳米有机硅与膨润土复配的悬浮剂、抗高温降滤失剂,并对重晶石粒径进行了筛选,形成了一套抗高温高密度钻井液.室内评价表明,抗高温高密度钻井液在高温下流变性好、滤失量小、岩心渗透率恢复率高,在保证钻井液良流变的情况下有效解决了高温老化后悬浮稳定性...     

抗高温水基钻井液技术研究

在钻井过程中,高温使钻井液中原本不反应的各组分可能发生剧烈反应,降低了钻井液体系性能和热稳定性。通过室内评价,以三磺淡水基浆为基础,研究了200℃下黏土含量对高温增稠、高温减稠的合适土量范围,然后研究了降黏剂SMC、降滤失剂SMP-3及固化剂HF-1的影响。建立了抗200℃,具有良好的流变性和失水造壁性的水基钻井液,完全能满足悬浮的要求。     

新型抗高温高密度有机盐钻井液体系研究

以海上某深井区块为研究对象,使用(w)50％甲酸钾盐水为基液,通过优选及研制抗高温增黏剂、复合降滤失剂以及流型调节剂等主要处理剂,并采用改性铁矿粉进行加重的方式,开发出一种新型抗高温高密度有机盐钻井液体系.室内评价了其基本性能、沉降稳定性、抑制性能、润滑性能和抗污染性能,评价结果表明:该钻井液体系具有稳定的流变性、较低...     

关于塔中区块顺9井钻井液技术应用

介绍了顺9井地层特点和工程简况,提出全井钻井液技术的观点和解决方案。阐述了分段钻井液维护处理情况,解决了钻井液超深井出现的起泡、碳酸根污染的问题。保证了钻井的顺利施工     

冀东油田深井超深井钻井液技术研究与应用

当钻井液中所含固相(粘土、钻屑、加重材料等)越高、固相粒度越细、处理剂多而杂、高矿化度、空间网状结构越强,除了大部分的束缚水和一部分禁闭自由水外,游离自由水就越少,使得整个体系类似于固体物质性质(力学性质),因而流动性差、严重时会丧失流动性。本文主要探讨冀东油田深井超深井钻井液技术及控制。     

抗220℃深水高密度钻井液体系构建及性能评价

针对常规深水钻井液体系无法适应南海西部深水高温高压的地层环境等问题,室内研制及优选了抗高温增黏提切剂HTV-8、抗高温降滤失剂4%SMP-2+4%SPNH+3%DYFT-2以及水合物抑制剂5%NaCl+10%KCOOH,以此为基础构建了一套抗220℃深水高密度钻井液体系,并对其性能进行系统评价。结果表明,该钻井液体系在深水"低温-高温-低温"的温度变化条件下仍能保持稳定的流变性能,具有良好的抗低温和抗高温性能;钻井液体系对储层钻屑的滚动回收率达90%以上,而泥饼黏滞系数低至0.136 3,沉降因子为0.5左右,说明钻井液体系具有良好的抑制性、润滑性和沉降稳定性;钻井液体系中分别加入1.2%CaCl_2、1.2%MgCl_2、15%钻屑后,黏度、动切力和滤失量的变化幅度均不大,说明钻井液体系具有良好的抗污染能力;钻井液体系在4℃、20 MPa条件下无水合物生成,具有良好的水合物抑制能力;经过钻井液体系污染后的天然岩心渗透率恢复值在85%以上,说明钻井液体系具有良好的储层保护效果。     

抗高温钻井液聚合物降粘剂研究

通过水溶液聚合,制得了降粘剂丙烯酰胺/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸/衣康酸共聚物(AAI),研究了单体配比、反应时间、反应温度、pH等的影响。结果表明,合成降粘剂的优化方案为:AM∶AMPS∶IA为1∶2∶2,反应时间4 h,反应温度80℃,pH为6,单体浓度为20%,引发剂加量为单体总质量的0.3%。在淡水钻井液中加入0.3%共聚物,降粘率可达94.4%;且在220℃老化16 h后,降粘率仍达53.4%。在加入FA367的聚合物钻井液中加入0.3%共聚物,降粘率可达90.4%;在220℃老化16 h后,降粘率仍达50%,同时具有较好的抗盐性。