抗高温水基钻井液降滤失剂的研制及性能评价

针对深井钻井过程中高温高压条件下对钻井液体系性能的特殊要求,在室内试验中通过水溶液聚合法研制出一种适合于深井高温地层的水基降滤失剂SLA-3。对其性能进行了评价,结果表明:降滤失剂SLA-3的相对分子质量适中,对水溶液的黏度增加有限,不会造成钻井液体系的黏度变化过大;经过180℃高温老化后,仍具有较好的热稳定性。在基浆中加入质量分数3%的SLA-3,200℃下老化16 h后的高温高压滤失量可以控制在9.4 m L,具有良好的抗温性能。考察了降滤失剂对不同类型钻井液体系性能影响,试验结果表明:SLA-3在淡水钻井液体系、盐水钻井液体系以及含钙钻井液体系中均表现出良好的降滤失效果,适应性较强,可以满足深井钻井作业对钻井液性能的要求。     

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。     

干热岩抗高温钻井液体系研究

为了满足干热岩的开发需要,研制了一种抗温性能达到260℃的高温水基钻井液;主要通过研制的高温护胶剂HDC保持钻井液体系中的各种胶粒的稳定,配合相应的高温降滤失剂和高温封堵剂等其它配伍性处理剂的协同增效作用,来提高钻井液的抗温性能。结果表明,该钻井液抗温性能好,稳定性高,经过260℃高温老化后,仍能保持稳定的流变性能和滤失性能,适合各种类型的高温井的钻井作业。     

高温水基钻井液用降滤失剂的合成与评价

针对深井、超深井钻探开发过程中高温、盐水等复杂环境下降滤失剂失效的问题,开发了一种高温水基钻井液用降滤失剂HF-1。以丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)、二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)为原料,采用水溶液自由基共聚合成,水解引入阴离子以提高高温稳定性和抗盐性能。评价了其在钻井液中的性能,结果表明,所合成的抗高温降滤失剂热稳定性好,抗温达220℃,抗盐至饱和;在饱和盐水基浆中加量为1.5%时,220℃老化16 h后的180℃HTHP滤失量降至26 m L;降滤失效果与国外同类产品相当,而成本大大降低。该钻井液用降滤失剂具有较好的应用前景。     

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...     

耐高温合成类水溶性聚合物水基钻井液处理剂研究进展

深井、超深井下的高温条件严重影响钻井液的性能和钻井工程的安全运行。耐高温水溶性聚合物水基钻井液处理剂是深井钻探成败的关键。文章综述了国内外水基钻井液中耐高温合成类水溶性聚合物的研究与应用情况,其广泛用于钻井液的降滤失剂、增粘剂、降粘剂和防塌剂等。     

适用于高温高密度油基钻井液的降滤失剂的研制及性能评价

为满足海上深井油基钻井液高温高密度条件下的作业需要,通过室内试验,采用有机胺和十二烷基三甲基氯化铵对腐植酸进行亲油改性,研制出了一种适用于高温高密度油基钻井液体系的降滤失剂FLS-2。通过测定钻井液的流变性、高温高压滤失量和破乳电压,对降滤失剂FLS-2的性能进行了评价。结果表明:当钻井液体系中FLS-2加量为3.0%时,可使油基钻井液体系抗温达到200℃,钻井液密度最高可配制到2.0 g/cm3,并且具有良好的抗钻屑和抗海水污染的能力。此外,通过与其他常用降滤失剂性能对比可知,FLS-2的综合性能优良,能够满足海上深井高温高压条件下的作业需要。     

深井超深井钻井技术现状和发展趋势

国内塔里木盆地、四川盆地等地区勘察发现的深层与超深层油气田促使深井、超深井钻井技术成为当前油气田企业技术研发的重要方向，面对深井、超深井地层中存在的复杂地质结构、高温、高压、高含硫等问题，相关企业研发了一系列的钻井技术和工具，持续为油气田的开发提供助力。本文对深井超深井钻井技术现状进行了论述，详细介绍了调整井身结构、超深水平井钻井、油基钻井液、PDC与抗高温扭矩螺杆以及连续循环钻井等相关技术，对钻井期间的主要技术难点进行了论述，预想了钻井技术的后续发展趋势，以为相关单位人员提供参考。     

耐高温天然类水溶性聚合物钻井液处理剂研究进展

深井、超深井下的高温条件严重影响钻井液的性能和钻井工程的安全运行。耐高温水溶性聚合物水基钻井液处理剂是深井钻探成败的关键。文章综述了国内外水基钻井液中耐高温天然类水溶性聚合物的研究与应用情况。天然改性类的耐高温水溶性聚合物,广泛用于钻井液的降滤失剂、增粘剂、降粘剂和防塌剂等。     

高温高密度饱和盐水钻井液体系研究

为保证深井、超深井钻井安全,开展高温高密度饱和盐水钻井液体系研究。首先开展其钻井液影响因素研究,明确不同因素影响能力,其次分别开展膨润土、增粘剂、降滤失剂、降粘剂、高温保护剂GBH、封堵剂类型及加量优选,最终确定高温高密度饱和盐水钻井液体系配方：3%膨润土HEP O Y LY M E R增粘剂+4%D R I S T E M P降滤失剂+4%P S C-1降粘剂+0.5%S O LT E R封堵剂+1.5%高温保护剂GBH。然后对其高温稳定性、抗污染能力、抑制性、沉降稳定性、润滑性、封堵性进行评价,认为该钻井液配方适合高温高密度条件。该研究成果有助于深井钻井液技术研发。     

耐温抗盐降滤失剂配伍钻井液的研制

为满足复杂地层深井钻井工艺技术对钻井液的要求,合成出了高温抗盐钻井液用降滤失剂,并采用红外光谱法及热分析法对其进行了表征。在此基础上确定了降滤失剂配伍钻井液配方,评价了降滤失剂及其配伍钻井液的抗温和抗盐污染性能。结果表明：降滤失剂高温抗盐性能达到国内外先进水平,配伍钻井液在淡水、盐水、饱和盐水和复合盐水中均具有较强的降滤失作用。150℃条件下,配伍钻井液在淡水基浆、饱和NaCl盐水及复合盐水中高温高压滤失量分别仅为14.4ml、6.8ml及14.8ml。     

HPT高温强抑制水基钻井液体系的室内研究

室内研制出HPT高温强抑制水基钻井液体系,对高效抑制剂、降滤失剂、防塌封堵剂的配比进行了分析,并对该钻井液体系的性能进行了评价。结果表明,该水基钻井液具有优良的加重能力、流变性、抑制性、润滑性和抗温性能,且具有环保和成本低的特点。     

抗高温降滤失剂FR-1的合成研究

本文简述了国内外钻井液降滤失剂的进展,针对高温高盐钻井液降滤失量大的问题,研制出一种新型抗高温钻井液降滤失剂。通过实验配方及反应条件的摸索,确定了降滤失剂的最佳合成条件:单体组成为AM+AMPS+A+B,反应体系p H为7,反应温度为25℃,引发剂质量分数为0.2%。并分别在淡水基浆、盐水基浆、人工海水基浆中评价了其性能。     

国内外深井超深井对海外复杂地区优快钻井的启示

进入21世纪以来,高速发展的社会经济对于石油的需求与日俱增,油气资源的勘探开发逐步向深度发展。本文对国内外深井、超深井钻井技术的发展概况和技术现状进行梳理,集成国内外先进成熟技术,形成了以解决复杂地区优化钻井为导向的钻头优选技术、钻井液技术、固井技术、精细控压钻井技术为主体的深井超深井钻井配套技术。力求解决乌兹别克斯坦费尔甘纳盆地油层埋藏深、地质条件复杂、地层压力高、可钻性差等一系列钻井难题,为海外复杂地区深层油气勘探开发提供技术支撑。     

页岩气开发钻井液技术研究

由于页岩气井特殊的储层特征,对钻井液的抑制性以及润滑性等提出了很高的要求,油基钻井液虽然能够满足页岩气水平井钻井的需要,但其环保问题以及成本问题等成为制约其大规模应用的瓶颈.为此,针对页岩气储层的特点,室内开展了适用于页岩气水基钻井液的抑制剂、增粘剂、降滤失剂以及润滑剂的优选,形成了一种高性能的页岩气水基钻井液体系.并对该体系进行了综合性能的评价,结果表明,体系具有良好的流变性能,在90 ℃下老化16 h后的高温高压滤失量仅为5.6 mL,摩阻系数为0.11;体系的钻屑热滚回收率达到了98.88%,具有良好的抑制性能;体系在150 ℃高温下老化后仍可保持较好的流变性能和降滤失性能,表明体系具有较强的抗温能力;体系在加入5%的粘土和氯化钠后流变性变化不大,说明体系具有较强的抗污染能力.说明优选的高性能页岩气水基钻井液体系具有优良的综合性能,能够满足页岩气水平井钻井的需要.     

温度稳定剂提高共聚物降滤失剂的抗温性能

合成了AM/AMPS/SSS/NVP四元共聚物降滤失剂,加入高温稳定剂JPG,提高了降滤失剂的抗温能力。室内钻井液测试与评价结果表明,加入温度稳定剂后,共聚物降滤失剂抗温能力由180℃提高220℃,在220℃仍能保护良好的降滤失性能;温度稳定剂对钻井液体系高温老化前后黏度影响较小,钻井液流变性能良好;温度稳定剂的加入对降滤失剂抗盐、抗钙能力影响不大。     

钻井液高温保护剂EGC-D的评价

针对常用钻井液聚合物降滤失剂高温降解后导致钻井液流变性及滤失性变差,在室内开展了钻井液高温稳定剂的实验。发现了一种简单易得的低分子量有机物可作为钻井液高温保护剂,研究探讨了其作用效果以及与现有钻井液体系的应用融合;评价了高温保护剂EGC-D对聚合物降滤失剂及磺化类降滤失剂抗温性的影响。结果表明,加入质量分数为1%EGC-D时,钻井液经过220℃老化16 h后高温高压滤失量为10.0 mL,滤失量降低。该剂能提高聚合物降滤失剂及磺化类降滤失剂抗温能力,使其发生适当的高温交联,对其黏度有很好的的维护,同时改善了动塑比,有利于体系携岩。     

徐深23-平1钻井液技术

本文通过分析深层水平井徐深23-平1井地质特点及施工难点,针对该井钻井液携岩能力要求高、润滑性要求高、抗温性要求高、易发生井漏等技术难题,尤其是水平段易发生严重漏失的难题,室内优选了新型抗高温降滤失剂及稳定剂,进一步改善了体系的高温流变性;优选了抗高温乳化石蜡与渣油复配替代原体系中的白油,大幅提高了体系的润滑防卡能力,确保了深井长期施工的安全,同时进一步降低了润滑材料用量,降低了钻井液成本。该井突破水平井水基钻井液施工5000米井深大关,并创造了目前完钻井深最深5048m、水平段最长972m、垂深最深3933.6m三项新纪录。该井的顺利施工,对这一类井具有指导意义,有较好的应用前景。     

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。     

超高温超高密度盐水钻井液实验研究

我国盐膏层分布十分广泛,如塔里木、四川、新疆、青海等油气田都曾钻遇盐膏层,钻井施工过程中常引起卡钻、埋钻、套管挤坏毁、固井管外水泥被挤走等工程事故。常规盐水钻井液在高温作用后,表现出流变稳定性差、高温高压失水难以控制等问题。为满足深层超高温盐膏层钻井施工要求,室内开展了超高温超高密度盐水钻井液体系研究,通过对超高温超高密度盐水钻井液的流变性、降滤失性的影响因素分析,以及膨润土、降滤失剂、高温稳定剂等优选实验,研制出的超高温超高密度盐水钻井液体系可控密度2.61 g/cm3,抗温220℃、氯化钠盐水浓度20%wt、高温高压滤失量低于10 m L,可满足超高温盐膏层的钻井施工要求。