高密度低黏度阳离子钻井液技术的研究与应用

流变性是深井高密度钻井液的关键技术难题之一，其主要影响因素是在高固相含量情况下亚微态粒子、处理剂、加重剂之间形成多元复合体结构。采取的解决措施有：根据密度-粒径分布-黏度曲线确定了最优化的加重剂粒径分布；用小阳离子作粒子稳定剂，以减少亚微态粒子含量；改善了钻井液的配制工艺，最大限度地降低黏土含量，通过提高钻井液液相黏度来满足加重剂的悬浮要求，并用正电胶、铁铬盐和红矾碱液作流型调节剂。对阳离子钻井液配方进行了优选，优选出的钻井液黏度可在55～180s之间任意调节，流动性好，并建立了高密度钻井液主要性能控制指标。在酒东油田3口井的应用结果表明，该钻井液解决了深井高密度钻井液的流变性问题，并通过回收利用，取得了较好的经济效益。     

微粉重晶石高密度钻井液性能研究

国外现场应用表明,微粉重晶石加重技术能很好地解决超深井复杂井钻井现场遇到的很多难题,但目前中国关于微粉重晶石加重技术的研究应用报道较少。考察了微粉重晶石、普通重晶石、铁矿粉加重的高密度钻井液流变性、沉降稳定性、润滑性,研究了微粉重晶石高密度钻井液的储层保护技术,进一步利用3种加重材料的粒度分布、表面电性、微观形貌基本性质探讨了微粉重晶石改善高密度钻井液性能的作用机理。实验结果表明,微粉重晶石加重高密度钻井液黏度效应低,沉降稳定性与润滑性明显优于普通重晶石和铁矿粉高密度钻井液;通过优选架桥粒子与降滤失剂可以在一定程度上减轻储层伤害程度,满足各种复杂井对高密度钻井液的需要。     

高密度钻井液稳定性和流变性控制技术

从胶体化学原理以及微观流体力学的角度分析了水基因相悬浮液分散稳定机理及流变性机理,并由此提出了高密度钻井液稳定性和流变性调控技术思路,指出通过采用特殊处理剂吸附在加重剂颗粒表面,增大其表面斥力是改善高密度钻井液稳定性和流变性的重要方法.优选出了一种润滑分散剂GR,评价了该处理剂对加重剂表面Zeta电位的影响,以及对钻井液悬浮性和流变性的影响.评价结果表明,该处理剂可增大加重剂表面Zeta电位,并能改善高密度水基钻井液的悬浮性和流变性.根据所提出的调控高密度钻井液的技术思路,以GR为关键处理剂,优选出了密度为2.80 g/cm<'3>的水基钻井液,该体系具有良好的稳定性和流变性,从而验证了该调控思路的可行性.     

塔里木油田高密度水基钻井液研究现状及进展

概括了国内外高密度水基钻井液的研究现状及国内外高密度水基钻井液体系存在的主要问题,尤其流变性、失水造壁性之间的协调将因大量加重剂的存在而顾此失彼,处于恶性循环的局面,井越深、温度越高、时间越长、密度越高、含盐量越高,后果越严重。所有这些已构成制约深井(超深井)高密度水基钻井液应用和安全钻井的一个世界性技术难点。尽管塔里木油田在现场作业中,通过使用超高密度加重剂和黏土量限、清水量限、处理剂质量等方面的有效控制,调整黏土含量和固相粒子大小、浓度、级配等方法,在一定程度上缓解了失水造壁性和流变性之间的矛盾,收到了一定效果。但在钻井实践中暴露出的问题仍很突出,从本质上未能得到有效解决,没有形成实现优质造壁性和良好流变性及其协调的相关理论体系和控制技术。为此,综合分析了塔里木油田在现场使用中高密度水基钻井液存在的技术难题,提出了具有指导意义的解决办法。     

超微粉体加重高密度油基钻井液的性能

为解决高密度油基钻井液中采用常规重晶石粉加重多发生固相沉降的难题,室内分别研究了超微重晶石粉、超微铁矿粉、超微锰矿(中值粒径D504μm)加重高密度油基钻井液的性能,并研究了超微粉体和常规重晶石复配加重高密油基钻井液的性能。研究结果表明,与普通重晶石加重钻井液相比,采用3种超微加重的油基钻井液的流变性和电稳定性明显增强,超微材料性能优良程度排序依次为超微锰矿粉超微铁矿粉超微重晶石粉。将超微粉体和普通重晶石复配(质量比1∶1)加重至钻井液密度为2.3 g/cm3时,超微锰矿粉、超微铁矿粉和普通重晶石复配加重时可获得良好的流变性,而超微重晶石和普通重晶石复配加重后黏切偏大,流变性差,将乳化剂用量降低50%以上可获得良好流变性,复配加重油基钻井液180℃高温稳定性良好,热滚后的表观黏度仅为68 m Pa·s,塑性黏度为59 m Pa·s,初终切力为6 Pa/8 Pa,破乳电压达1732 V,稳定性指数TSI仅为0.5。超微粉体明显改善了钻井液的流变性、高温稳定性并降低处理剂应用成本,能更好地适应超深井复杂地质条件钻井需要。     

新型高密度钻井液加重剂的性能评价及应用

目前在深井超深井钻井施工中,采用重晶石加重的高密度钻井液普遍存在沉降稳定性差、固相含量高、流变性难以调控等技术难题,限制了深层油气资源的钻探开发。针对上述技术难题,选取废铁屑作为原材料,采用超微粉碎与表面化学改性工艺,制备了新型高密度钻井液加重剂。其具有良好的钻井液配伍性,密度大于6. 5g/cm~3,粒径D_(90)小于30μm,酸溶率高达94. 5%,酸化解堵性能良好。以新型高密度加重剂作为加重材料,构建了综合性能良好的高密度水基钻井液体系。评价结果表明,高密度钻井液(密度2. 3～3. 0 g/cm~3)的流变性能、抑制性能及润滑性能良好,抗温能力达180℃,高温高压滤失量小于10 mL,固相含量较低,48 h上下密度差小于0. 08g/cm~3,沉降稳定性良好。新研制的高密度加重剂成功应用于四川元陆175井的三开钻井作业,结果表明高密度钻井液具有良好的流变、滤失与高温稳定性能,满足了现场钻井作业要求,具有较好的现场推广应用前景。     

不同加重剂对超高密度钻井液性能的影响

针对超高密度钻井液中加重剂用量大、货源稀少、价格昂贵,或硬度较大、磨损钻具、具有毒性等问题,选择目前应用最广泛的重晶石粉和国外开发的微锰粉MicroMAX为加重剂,研究了其对钻井液性能的影响。分别用扫描电镜和激光粒度仪分析了重晶石粉和微锰粉的微观形态和粒度分布,并将其按一定比例复配为加重剂,配制出2.85~2.90 kg/L的超高密度钻井液,高温老化后进行流变性、滤失性和沉降稳定性的评价试验。试验结果表明:纯度较高的重晶石粉能够配制出具有良好流变性、悬浮稳定性的超高密度钻井液,且高温高压滤失量小;用重晶石粉和密度更高、粒径较小的微锰粉复配加重,高温老化后钻井液的黏度和动切力下降,流变性有一定改善,但高温高压滤失量增大。综合考虑钻井液性能、经济性和实用性,建议用性价比相对较高的重晶石粉为加重剂。用重晶石粉加重的2.75~2.89 kg/L的超高密度钻井液在官深1井三开井段进行了现场试验,安全钻进约745 m。      

加重剂对水基钻井液润滑性能影响的实验研究

通过粒度分布、扫描电镜、ZETA电位分析,考察了重晶石、活化重晶石、活化铁矿粉3种加重剂及其复配对钻井液加重到不同密度时对滤饼黏滞系数的影响。实验结果表明:高密度条件下,3种加重剂均有改善钻井液润滑性的作用,活化铁矿粉、活化重晶石、重晶石加重钻井液改善润滑性的临界密度分别为1.2、1.4和1.6 g/cm3;超过此密度的一定范围内,钻井液的润滑性均增强。复配加重比单独加重的润滑性效果更好。     

微锰加重剂在钻井液中的应用

综述了国内外微锰加重钻井液的研究进展,分析了高密度钻井液用加重剂的优点及存在的问题,阐述了微锰加重材料的化学组分、理化性能、微观形状及粒度分布、Zeta电性、沉降动力稳定性、密度、酸溶性和莫氏硬度。与传统高密度钻井液用加重材料（重晶石和铁矿粉）相比,微锰具有颗粒小、呈球形、比表面积较高等特点,微锰加重钻井液表现出良好的流变性、沉降稳定性和润滑性,较好地解决了高密度钻井液的流变性与沉降性之间的矛盾。介绍了微锰对钻井液性能及储层保护的影响,给出了其在科威特北部深井、壳牌Cormorant North油田的过油管旋转钻井（TTRD）的现场应用结果。      

抗高温微交联聚合物降滤失剂的制备与性能评价

为提高聚合物降滤失剂耐温抗盐性和与高密度高固相深井钻井液体系的配伍性,以自制的六烯基单体TDED为交联剂,与丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)进行自由基共聚反应,制得微交联共聚物降滤失剂PTAPN。通过红外光谱仪表征了产物结构,研究了PTAPN的抗温耐盐性及与不同密度钻井液的配伍性。结果表明,产物分子结构与设计相符。PTAPN在高温、高矿化度环境中具备良好的降滤失性能。加入2%PTAPN后,淡水与复合盐水基浆240℃老化前后的黏度增加,滤失量大幅降低。PTAPN与不同密度水基钻井液的配伍性良好,可有效控制密度为2.30 g/cm3的加重钻井液在高温环境中的流变性与滤失量。当老化温度为240℃时,加重钻井液的API滤失量与高温高压滤失量分别为2.6 mL和12.6 mL,远小于含常规线性聚合物降滤失剂的钻井液。PTAPN适于作为高温高密度钻井液体系的降滤失剂。