气体组成对钻井液中水合物形成动力学影响

深水钻井中,极易在钻井液中生成天然气水合物,给深水钻井带来极大的危害。气体组成不同,形成水合物的条件也不相同,给深水钻井中水合物的防治带来较大的困难。利用研发的钻井液中天然气水合物形成抑制试验装置,研究了3种不同组成的气体在2种水基钻井液中形成天然气水合物的动力学过程。研究表明,在实验的3种气体中,绿峡谷气最易形成水合物,简单混合气次之,而甲烷气体最难形成水合物;相同条件下,同种气体在不同的钻井液中水合物生成具有明显的差异,因此必须对钻井液体系相平衡条件进行测试,并优选有效的水合物抑制剂。对于烷烃来说,分子量越大,越易于生成天然气水合物。     

深水钻井液中水合物抑制剂的优化

深水钻井遇到的重大潜在危险因素之一是浅层气所引起的气体水合物问题。气体水合物稳定存在于低温、高压条件下,如果在深水钻井管线中生成,会造成气管、导管、隔水管和海底防喷器等的严重堵塞,且不易解除,从而危及工程人员和钻井平台的安全。利用新研制的天然气水合物抑制性评价模拟实验装置,初步探索了搅拌条件、膨润土含量及钻井液添加剂对气体水合物生成的影响规律。研究表明,搅拌和膨润土的存在可以促进水合物的生成,而多数钻井液添加剂则对水合物的生成有一定抑制作用。研究了常用水合物抑制剂作用效果,实验表明,动力学抑制剂不能完全抑制水合物的生成,其最佳加量为1.5%;热力学抑制剂虽能最终抑制水合物的生成,但加量较大,NaCl抑制效果好于乙二醇;动力学与热力学抑制剂复配具有很好的协同作用。在实验基础上优选了适合于3 000 m水深的深水钻井液用水合物抑制剂配方。     

钻井液处理剂对气体水合物生成温度和压力影响研究

针对海洋深水钻井过程中可能出现的气体水合物影响问题,对目前海洋常用的水基钻井液体系抑制气体水合物形成能力以及不同处理剂对气体水合物生成温度和压力的影响进行了研究,并构建和评价了适合于深水钻井的高盐聚胺钻井液体系.研究结果表明,盐类和醇类处理剂能有效抑制气体水合物的生成,高盐聚胺钻井液体系能满足深水钻井的需要.     

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.     

应用DSC技术评价深水钻井液气体水合物抑制性

在海洋深水钻探过程中,低温高压条件易促成气体水合物的形成,对钻井作业带来很大的危害,必须加以预防.预防气体水合物危害的通常方法是在深水钻井液中加入水合物抑制剂增强其水合物抑制能力,这就需要对深水钻井液的抑制性有一个合理的评价.用传统评价水合物抑制剂的PVT技术来评价钻井液存在一定的不足.介绍了一种评价深水钻井液气体水合物抑制性的新方法--DSC技术,并阐述了其技术原理,同时评价了室内开发的适合于深水钻井的水基钻井液体系的水合物抑制性能.     

一种深水水基钻井液关键外加剂的优选评价

钻井液对气体水合物的抑制性能和低温下良好的流变性能是深水钻井液的关键性能.通过对关键外加剂的优选,室内建立了一套用于2000m深水钻井的水基钻井液体系,该钻井液采用反相微乳液聚合物增黏剂UFLOW及改性植物胶VIS-HX作为钻井液的流型调节剂,以热力学抑制剂NaCl和聚合醇配以动力学抑制剂聚乙烯吡咯烷酮(PVP)作为气体水合物抑制剂.该钻井液在低温下能保持良好的流变性能;同时在水深为2000m、水温在3℃左右的环境下,该钻井液可抑制气体水合物的生成.     

HEM聚胺深水钻井液南中国海应用实践

深水钻井在安全和环保方面对钻井液技术提出了更高的要求,如极强的抑制性,优质的润滑性,不易形成气体水合物,维护简单、操作方便、提高钻速等。为预防黏土膨胀,利用聚胺抑制剂、低分子包被剂、防泥包润滑剂及流型调节剂等材料,构建了一套强抑制的深水用HEM聚胺钻井液体系,并采用水合物软件模拟计算了抑制水合物生成的配方。HEM聚胺钻井液在南中国海成功应用15口井,对深水钻井过程中预防气体水合物的形成奠定了基础。     

基于深水钻井的新型矿物油基钻井液性能研究

油包水型钻井液体系在深水钻井中应用比较广泛,钻井液的低温流动性和抑制气体水合物生成是深水钻井液中比较受关注的问题.研制出一种新型矿物油钻井液,通过测定其在不同组成时的粘温特性,研究了基础油、乳化剂种类、有机土加量、油水比以及钻井液固相含量等对油包水钻井液低温流动性影响,探讨了低粘矿物油钻井液对气体水合物生成的抑制性.试...     

保护储层与环境的深水钻井液室内研究

深水区域的油气资源极为丰富,已成为勘探开发的重点。但深水钻井面临低温、安全密度窗口窄、存在水合物及浅层流、井眼稳定等技术难题,对深水钻井液提出了更高的要求。研究配制了一种深水水基钻井液:在海水中分别加入了适量的优质膨润土、增黏剂、降滤失剂、防塌剂及水合物抑制剂。室内试验结果表明,该钻井液能够有效抑制水合物的形成,加重后的流变性好,抗侵污能力较强,抗钻屑达10%,抗NaCl达15%,抗CaCl2达0.3%;热滚回收率高,抑制性强,在相同条件下与合成基钻井液的热滚回收率相等;保护油气层的效果好,其渗透率恢复率可达90%以上;其所选用的处理剂及配制的钻井液的EC50值均大于10000 mg/L,无生物毒性,可以满足海洋深水钻井的要求。      

深水井筒海水聚合物钻井液水合物生成抑制与堵塞物处理方法

在南海西部深水钻井过程中对于水合物的防治过于保守,使用的水合物抑制钻井液——HEM钻井液成本高,钻速低。为了降低钻井液成本,缩短钻井周期,针对深水钻井过程中低成本聚合物钻井液下水合物生成堵塞风险与处理方法问题,结合南海莺琼盆地BD区块钻井情况,对聚合物钻井液下不同气体组分的水合物生成相平衡曲线,不同工况下水合物生成区域,井筒水合物堵塞处理等开展了研究,得到不同工况下井筒水合物生成风险区域,优选了动力学抑制剂聚M-乙烯基己内酰胺作为水合物生成抑制剂,热力学抑制剂乙二醇作为水合物堵塞解堵剂,并在室内设计形成10种新型动力学抑制剂,其中动力学抑制剂DS-A3对水合物的生成有良好的抑制效果。实验研究以及BD某井现场应用表明：(1)在正常钻井循环、压井、关井工况下没有水合物生成区域,不会有水合物生成堵塞风险;(2)综合考虑抑制效果与成本,0.8%聚M-乙烯基己内酰胺对井筒水合物的抑制效果最好,45%的乙二醇对于解除井筒水合物堵塞风险效果最好;(3)在没有特殊复杂井下工况情况下,只要停钻时间不超过15 h,可以直接使用聚合物钻井液进行深水钻井,平均单井钻井液成本下降50%～70%,创造良好的经济效...     

硅酸钾聚合醇钻井液的研制及性能评价

从处理剂的综合作用出发,将硅酸钾的化学效应(胶凝沉淀)以及聚合醇的物理效应(浊点效应)复合应用,建立了一套具有凝胶-浊点效应的膜结构硅酸钾聚合醇钻井液体系,并对该体系的性能进行了综合评价。实验结果表明,该体系具有流变性好、失水造壁性好、抑制性强、抗污染能力强(抗NaCl污染6%(w);抗Ca2+或Mg2+污染0.5%(w);抗钻屑污染15%(w))、润滑性好、封堵能力强和热稳定性好等优点,为钻井液稳定井壁研究开拓了新的发展方向。     

深水聚胺高性能钻井液试验研究

聚胺高性能钻井液是性能最接近油基钻井液的水基钻井液,在深水钻井领域具有广阔的应用前景。为降低钻井液成本,在研制聚胺强抑制剂的基础上,考虑水合物抑制及低温流变性等因素,通过优选处理剂,构建了适用于深水钻井的聚胺高性能钻井液体系,并对其进行了综合性能评价。结果表明,该钻井液可抗150 ℃高温,且低温流变性优良,2 ℃和25 ℃的表观黏度比和动切力比分别为1.36和1.14;其抑制页岩水化分散效果与油基钻井液相当,体现了其强抑制特性;在模拟1 500 m水深的海底低温高压(1.7 ℃,17.41 MPa)条件下,具备120 h抑制水合物生成的能力;抗钙、抗劣土污染能力较强;无生物毒性,能满足深水钻井环保要求。其主要性能指标基本达到了用于深水钻井的同类钻井液水平,可满足深水钻井要求。      

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。      

高性能抗高温聚合物钻井液研究与应用

为满足环境敏感性海域高温深井钻井作业和环境保护要求,研究了抗温200℃,生物毒性值LC₅₀大于10×104mg/L的高性能抗高温聚合物钻井液,其以合成聚合物为主要处理剂,辅以优选出的纳米封堵剂、页岩抑制剂和极压润滑剂,该体系具有了油基钻井液抑制泥页岩水化的分散性能和润滑性能,对环境友好,可直接排海。实验表明,分别以重晶石和甲酸盐为加重剂,该抗高温聚合物海水基钻井液体系在200℃高温热稳定时间长达48 h以上,高温高压滤失量为12～25mL,抗20%氯化钠和0.5%氯化钙污染,生物毒性卤虫96 h半致死浓度LC₅₀大于10×104 mg/L,发光细菌半数有效浓度EC₅₀大于30×104 mg/L,符合一级海区生物毒性排放要求。在环渤海油田进行了现场应用,取得了良好的试验效果,试验最深井深6 066 m,最高井底温度204℃。      

钻井液粒度分布初探

利用ＳＡＬＤ—１１００激光粒度仅对钻井液粒度分布进行了测量试验，包括时间、膨润上含量、Ｎａ２ＣＯ３加量、处理剂对钻并液粒度分布影响的试验，发现膨润上颗粒在水中能够迅速水化分散，最终趋于细分散的稳定状态及分散聚结平衡状态；随膨润土含量的增加，钻井液体系中大颗粒含量增多，小颗粒含量减少；当Ｎａ２ＣＯ３加量适当时，钻井液体系水化分散性最好。     

钻井液触变性影响因素分析

触变性是钻井液的重要特性之一，本文应用３种测定表示方法分析了粗分散钻井液和两性离子聚合物钻井液的触变性及其影响因素。表明结构类型、膨润土含量、处理剂类型、加量及静置时间对钻井液触变性的影响。     

有机硅聚合物钻井液体系膨润土含量的实验研究

在不同条件下，针对有机硅钻井液膨润土含量的测量值高于实际值的问题进行了理论和实验研究，并与常规聚合物钻井液进行了对比。从有机硅处理剂本身和膨润土在钻井液中的分散度两个方面进行了机理分析，认为有机硅处理剂本身可以消耗一定量的亚甲基兰。根据现场实际应用情况，对实测数据进行统计分析，提出了适用于有机硅钻井液膨润土含量测量值的修正系数，并进行了验证。     

固相化学清洁剂ZSC-201的研究应用

在使用水基钻井液钻泥页岩地层时常常发生井眼膨胀、缩径、坍塌等问题。介绍了一种固相化学清洁剂ZSC-201。室内性能评价结果表明，ZSC-201具有良好的抑制地层和钻屑水化分散的能力，可以配合高分子量聚合物清除钻井液中的有害固相，减小钻井液中亚微粒子含量，保证钻井液清洁；对阴离子型防塌剂和聚合物类处理剂有增效作用；具有用量小，与其他处理剂配伍性好等特点。5口井的应用表明，使用ZSC-201固相化学清洁剂，平均井径扩大率为10．18％，解决了上部地层水化膨胀、缩径问题，保证了起下钻的畅通；在钻井中膨润土含量上升缓慢，钻井液粘度、切力容易控制，维护简单，减少了处理剂的使用种类和用量，避免了替换钻井液．节约了钻井液成本；有效控制了固相含量，有利于提高机械钻速。     

可实现废弃水基钻井液再生利用的电化学吸附法

现有的固、液分离技术及设备均难以去除钻井液中粒径小于等于10μm的有害固相及超细微颗粒,钻井现场多采用无害化处理后填埋的方式处置,不仅资源化利用率偏低,还存在着二次污染的风险。为此,提出了采用电化学吸附法对废弃水基钻井液进行再生处理的技术思路:首先通过室内实验,在电吸附电极上施加电压,研究电压、吸附时间、膨润土浓度、极板间距及无机盐浓度对电吸附效果的影响;然后分别考察了4种常用无机盐(NaCl、KCl、CaCl_2、Na_2CO_3)在不同浓度下的电吸附极板对模拟钻井液中固相颗粒的吸附能力;最后在确定最佳电吸附条件的基础上,以国内某油田废弃聚磺钻井液为样品,验证其处理效果。结果表明:(1)电化学吸附法通过吸附去除水基钻井液中的劣质固相,实现了废弃水基钻井液的再生,提高了钻井废弃物的资源化利用率,同时也降低了后期钻井废弃物的处理量及成本;(2)含5%膨润土、2 g/LNaCl的模拟废弃钻井液最佳电吸附条件为吸附电压36 V、吸附时间5 min、极板间距5 cm;(3)上述样品经电化学吸附法处理后,1~10μm粒径劣质固相的去除率超过90%,表明该方法对于去除废弃聚磺钻井液中的劣质固相具有明显的效果。