抗220℃水包柴油钻井液在NP36-P3002井的应用

南堡油田3号构造寒武系毛庄组埋藏深达5 100~5 300 m,储层温度高达200℃以上。为满足该构造深井水平井欠平衡钻井技术要求,室内通过优选乳化剂和高温稳定剂,研究形成了抗高温水包柴油钻井液体系。现场应用表明,该体系在200℃以上具有良好的抗温性和流变性,且防塌能力强,良好的润滑能力能够满足大位移水平井的定向、钻进等作业需要,且性能稳定,易于调节,此次抗高温水包柴油钻井液的成功应用为该构造潜山水平井钻井提供了技术支持。     

环保型水基钻井液润滑剂的研制与评价

以地沟油为原料制备的生物柴油为润滑剂的基础油,以山梨醇酐单油酸酯(SP-80)、聚氧乙烯辛基苯酚醚-10(OP-10)、聚合型乳化剂聚氧乙烯(30)二聚羟基硬脂酸酯(简称ARLACEL-P135)等为稳定剂,通过探讨HLB值(由SP-80、OP-10复配比决定)和ARLACEL-P135加量对乳状液稳定性的影响,制备了一种环境友好的水基钻井液用油包水型润滑剂SWR-2(配方为生物柴油+2.25%SP-80+0.25%OP-10+0.18%ARLACEL-P135+水,油水比6∶4),评价了SWR-2在基浆和钻井液中的润滑性能。研究结果表明:SWR-2具有优良的润滑性,在基浆中添加0.5%即可降低润滑系数80%以上,可抗180℃高温,且具有一定抗盐能力,与水基钻井液配伍性良好。     

抗160℃超高密度柴油基钻井液体系

由于油气勘探开发逐步向深层、非常规等油气藏发展,要求采用抗高温超高密度油基钻井液钻进,该钻井液必须具有良好流变性、低的高温高压滤失量、良好的封堵性与动/静沉降稳定性。研讨了抗160℃超高密度柴油基钻井液配方。通过大量实验得出,采用重晶石加重,无法配制出具有良好流变性能与动沉降稳定性能的超高密度柴油基钻井液;形成了抗160℃密度为2.4～3.0 g/cm3超高密度柴油基钻井液配方为,0#柴油与25%氯化钙盐水的质量比为90∶10,加入有机土+0.8%主乳化剂+1%辅乳化剂+1%润湿剂+5%降滤失剂+3% CaO+加重剂（重晶石∶MicroMax为6∶4）,其中有机土加量随钻井液密度增加而下降,密度为2.4、2.6、2.8和3.0 g/cm3的柴油基钻井液,最佳有机土加量分别为1%、0.5%、0.3%、0。      

油基钻井液新型高效乳化剂的研制与评价

为提高油基钻井液用乳化剂的抗高温能力及稳定性,以双酚F、氯磺酸、乙醇胺等为主要原料,通过醚化反应、磺化反应和酯化反应合成一种新型亲油性乳化剂NGE-1。利用FTIR表征其分子结构,并通过测定油水界面张力和电稳定性,分析了该乳化剂性能及乳状液的稳定性。结果表明,合成的乳化剂结构中含有预先设计的基团,乳化剂NGE-1降低油水界面张力能力明显,乳化稳定性能良好,在200℃高温老化条件下破乳电压可达到580 V,且老化静置24 h后乳化率可达96%。在该乳化剂基础上,通过优选其他处理剂,构建了新型油基钻井液体系并进行性能评价,研制了一套密度达2.4 g/cm3、抗温能力可达200℃、同时可抗15%盐侵的油基钻井液体系。      

深水低温合成基钻井液的室内研究

以线性α-烯烃(LAO)为基液,进行了适用于深水低温条件的合成基钻井液体系的室内研究。通过试验优选出了主辅乳化剂及其加量和油水比例:主乳化剂的推荐加量为6%,辅乳化剂推荐加量为0.8%,油水比为7∶3;评价了降滤失剂的作用效果和对钻井液性能的影响:3种降滤失剂中腐殖酸酰胺对钻井液粘度影响最小,降滤失效果最明显;确定了深水低温合成基钻井液体系的配方:LAO基液∶水(30%CaCl2溶液)(7∶3)+6%主乳化剂+0.8%辅乳化剂+4%有机土+3%石灰+1%润湿剂+0.5%增粘剂+1%降滤失剂+重晶石。试验表明两套典型配方合成基钻井液不仅具有较好的高温稳定性,而且低温下的流变性能够满足深水钻井的要求,该合成基钻井液具有较好的粘温性能,同时具有良好的抗盐、抗钙镁能力。     

抗高温水包油乳化钻井液体系性能研究

针对目前水包油乳化钻井液在深部地层钻井中出现的抗温能力不足的问题,室内用自制的抗高温两性离子乳化剂SKT-1、辅助乳化剂Span-80、抗高温增黏剂Dristemp、降滤失剂磺化酚醛树脂(SMP-I)和两性离子包被剂FA-367等配制了抗高温水包油乳化钻井液,研究了钻井液的稳定性、抗温性、高温高压流变性和抗污染能力。研究结果表明,抗高温水包油乳化钻井液最佳配方为:2%钠膨润土+2.5%SMP-I+0.2%Dristemp+0.2%FA-367+0.2%NaOH+2%乳化剂(SKT-1∶Span-80=3∶1)+0.5%硬脂酸铝,清水、柴油体积比5∶5。该钻井液体系流变性良好,密度可在0.90~0.98 g/cm~3范围内调节,抗温达210℃,且稳定性良好;该体系对油气层损害小,可抗20%水污染、20%油污染、2%氯化钠污染和15%钻屑污染,能满足深部地层钻井的要求。     

双保型油田水无固相钻井液体系

针对塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层开发过程中,常规聚磺钻井液体系含不酸溶固相漏失后污染储层,磺化类处理剂不符合绿色开发理念等技术难题,因地制宜地引入油田水配制无固相钻井液,避免了固相对储层的损害,并优选出了抗高温抗钙增黏剂、流型调节剂、抗高温抗钙聚合物降滤失剂等关键处理剂,开发出了双保型油田水无固相钻井液体系。室内评价数据显示,该钻井液抗温可达150℃,动塑比高达0.68～0.76 Pa/mPa·s,生物毒性指标EC₅₀高达28 600 mg/L,生物降解指标BOD₅/COD_Cr高达21.35%,为无毒易降解钻井液体系,动态渗透率恢复值高达91.8%,具有良好的储层保护性能。研发的双保型油田水无固相钻井液体系成功在10多口深侧钻井应用,应用效果显著。     

一种环保油基钻井液体系

针对目前油基钻井液存在因所含矿物油和处理剂的生物毒性大,而被限制或禁止排放的问题,制备出生物毒性低的油基钻井液基油,合成高效低毒的一体化乳化剂和新型高凝胶改性有机土,并对钻井液处理剂及加量进行优选,最终形成了一套环保型油基钻井液体系。该钻井液体系的生物毒性LC₅₀达到15 000 mg/L以上,生物可降解性好;体系的流变性良好,破乳电压达到800 V以上,高温高压滤失量小于6 mL;钻井液体系能抗5%石膏、5%钻屑和15%盐水污染;该油基钻井液应用性良好,油水比可在60/40～90/10的范围内调节,密度可在1.25～2.0 g/cm3范围内调节,抗温可达220 ℃,高温稳定性良好。研究结果表明,环保型油基钻井液具有低毒环保、可降解等优势,抗污染、抗高温、稳定性强、可调节范围广,完全可满足较复杂地层和环境保护要求高区块对钻井液的要求。      

合成基钻井液技术研究与应用

通过对基液和处理剂的优选，研制出一种合成基钻井液，对其性能进行了评价。该合成基钻井液选用气制油作基液，其具有较高的闪点和苯胺点、较低的凝点和运动黏度，几乎不含芳香烃；主辅乳化剂的配比为2.0～2.5，总量在3%～5% 之间；优选的有机土90 min 的胶体率大于90% ；用油分散性的疏水改性腐植酸SGJ-1 作降滤失剂。性能评价结果表明:该合成基钻井液密度可达2.0 g/cm3，能够抗200 ℃的高温，流变性和稳定性均很好，而且具有好的润滑抑制性、储层保护效果和环境保护性能。该体系在超稠油井郑41- 平2 井、曲8- 侧斜11 井的强水敏性地层进行了成功应用。结果表明:体系具有良好的抗污染能力、优良的悬浮和携岩能力，实现了良好的封堵，保持了井壁的稳定和井眼的规则，且性能稳定、维护简单、挥发量小、气味小，安全环保。      

水包油钻井液体系配方的室内研究

针对水包油钻井液的特点,从处理剂评价入手,通过室内试验优选出了乳化剂和增粘剂,在此基础上研制了一种水包油钻井液体系配方,并对体系的抗温性和抗污染能力进行了评价。试验结果表明:该水包油钻井液抗温能力达到160℃,具有较好的流变性、较强的稳定性、较低的虑失量和较好的抗污染能力,能够满足钻井施工的要求。     

高密度无土相油基钻井液

高密度油基钻井液高温下重晶石易沉降,导致体系稳定性变差,传统方法采用高浓度有机土来解决,但其会引起钻井液黏度过高,造成ECD升高而引发井漏等复杂情况。针对以上问题,研发了一种具有强电稳定性能、增黏效果的小粒径乳化剂DEMUL,并开发了一种高密度无黏土相油基钻井液体系,通过加入DEMUL、苯乙烯-丁烯/丁二烯-苯乙烯嵌段共聚物(SEBS)与提切剂的协同作用,达到提高高密度油基钻井液的稳定性能,且配方简单、处理剂加量少。研究结果表明,该钻井液在200 ℃下老化160 h也能保持良好的流变性能,160 ℃恒温静置336 h后沉降因子为0.5074,表现出良好的稳定性,且具有良好的抑制性能和极压润滑性能。该钻井液体系在川渝页岩气某高密度水平井进行了应用,钻井过程中该体系流变性能稳定,携砂性能良好,抑制性能强,未出现井下复杂情况。      

一种低黏高切油基钻井液体系

针对传统油包水钻井液黏度高、切力低、携岩能力差的问题,合成了一种Gemini主乳化剂,其与辅乳化剂有较好的协同效应,钙皂分散性好,兼具润湿功能,在2.0%~3.5%的低加量下具有好的乳化能力。研制出了密度在1.0~2.0 g/cm3之间、抗温达170℃的低黏、高切油基钻井液。室内研究结果表明,该钻井液密度为1.00~1.70 g/cm3时,塑性黏度小于40 m Pa s,动塑比为0.35~0.50 Pa/m Pa s,具有低黏高切的特点;破乳电压在800 V以上;抗水达15%,抗钻屑达10%,并且润滑性能好,密度在2.0 g/cm3以下时润滑系数小于0.085。在焦页54-1HF井水平段的应用表明,该钻井液性能稳定,具有突出的低黏高切流变特性,破乳电压高,保证了施工顺利、井壁稳定、井眼通畅。     

顺北油气田奥陶系破碎性地层油基钻井液技术

针对顺北多口超深井采用水基钻井液钻遇奥陶系地层时井壁失稳和井漏并存的技术难题,通过井壁失稳机理分析,设计合成了具有三头双尾结构的Gemini型高温乳化稳定剂和支化型流型调节剂,采用微胶囊化处理方法研制了一种可在156℃以上的温度下激发后膨胀5.37倍以上的温度敏感型膨胀性堵漏材料,开发了一种抗高温强封堵低黏高切油基钻井液体系。室内评价结果表明,该体系抗温不小于180℃,所形成的油包水乳化液滴尺寸为1.2～26.9 μm,具有较宽的粒径分布,高温高压滤失量为2.4 mL ;塑性黏度不大于40 mPa·s,动塑比为0.31～0.40 Pa/mPa·s,与传统油基钻井液相比,塑性黏度降低10%～15%,动切力提高15%～25%,表现出优异的低黏高切特性和微裂缝的匹配性封堵能力。该体系在顺北Y井进行了现场应用,破碎性地层平均井径扩大率仅为7.77%,钻井过程中除出现一次短暂的放空性漏失外,未见其他明显漏失,避免了奥陶系破碎性地层井壁失稳,减少了裂缝性储层段油基钻井液损耗,助力了亚洲陆上最深定向井纪录的创造和顺北油气资源的提速、提效开发。      

加重剂对抗高温超高密度柴油基钻井液性能的影响

在塔里木盆地库车山前钻遇库姆格列木群盐膏地层时,要求采用抗高温超高密度油基钻井液,该钻井液必须具有良好流变性、低的高温高压滤失量、良好的封堵性与动、静沉降稳定性。研讨了不同类型加重剂对抗160℃超高密度柴油基钻井液性能的影响;采用重晶石（ρ=4.2 g/cm3）、重晶石（ρ=4.3 g/cm3）、氧化铁粉、Microdense等单一加重剂配制超高密度柴油基钻井液,钻井液性能无法全面满足钻井工程的需要;采用具有超微细、高密度、球形等特点的MicroMax加重的超高密度柴油基钻井液拥有非常好的流变性能和良好的沉降稳定性,但无法控制钻井液的高温高压滤失量;当重晶石和MicroMax按60∶40比例复配时,可配制出性能良好的超高密度（2.4～3.0 g/cm3）抗高温柴油基钻井液,能满足库车山前钻进高压盐水层与易漏地层的需求。      

油基钻井液随钻堵漏技术与应用

针对在用油基钻井液钻进页岩气井水平段时井漏事故常有发生,造成严重的经济损失,研制了一种A型堵漏材料,对其进行了粒径分析,优选了最佳粒径范围,并在油基钻井液中评价了其堵漏性能。实验结果显示,A型堵漏剂的配伍性好,分散性好,吸油膨胀率高,抗150℃高温,砂床渗透侵入深度为1.0 cm,几乎是零滤失;与同类产品进行了对比,堵漏性能优于其他同类产品,具有好的防渗堵漏和裂缝堵漏效果;正向驱替压力为13 MPa,反向突破压力为1.2 MPa,承压强度高,反向驱替压力低,能够解决油基钻井液的渗透性漏失问题;A型堵漏剂与其他堵漏材料复配时能够有效解决1~3 mm裂缝漏失问题。形成了一套油基钻井液随钻堵漏技术,并在焦页195-1HF井进行现场应用,取得了良好的应用效果,不仅降低了焦页195-1HF井的钻井成本,同时缩短了钻井周期。      

抗高温高密度油基钻井液在塔里木油田大北12X井的应用

大北12X井是2018年塔里木油田的一口高温高压评价井,位于库车坳陷克拉苏构造带大北段大北12号构造东高点,该区块库姆格列木群膏盐岩段（4267～5287 m）普遍为高压～超高压,局部存在高压盐水层、漏层。钻井过程中,易出现井壁失稳、漏失、盐水侵等复杂技术难题。针对该区域的地质特点和作业要求,分析了高温高压作业条件下油基钻井液体系的技术难点,优选出抗高温高密度油基钻井液体系配方,并且通过室内实验,模拟高温高压井段作业可能出现的风险,进行了系统的工况模拟评价。实验结果表明,抗高温高密度油基钻井液体系性能稳定,破乳电压为1562 V、高温高压滤失量为1 mL,体系抗30%体积分数的近饱和NaCl盐水污染,污染后体系表观黏度变化小于10%,滤失量小于2 mL,破乳电压为1002 V。体系抗温稳定能力强,室内实验170℃老化10 d后体系流变性能稳定,沉降因子为0.522。现场应用表明,抗高温高密度油基钻井液体系能够解决塔里木油田库车坳陷克拉苏构造带高温高压超高压盐膏层作业难题。四开井段,钻井液密度为2.43 g/cm3,油基钻井液保持了良好的钻井液流态,较低的黏度、切力及ECD等优良参数,未造成黏度、切力过高引起井漏等复杂情况。该井钻遇盐膏层厚度达2135 m,油基钻井液抗石膏污染能力强,流变性能稳定。      

油基钻井液用粉状乳化剂性能评价

采用2,6-二氨基吡啶、有机胺、有机酸合成了油基钻井液用固体粉状乳化剂,该乳化剂熔点为120℃,HLB值为1.7,为玻璃态固体,易于粉碎。通过红外光谱对该乳化剂分子结构进行表征,从—CONH2吸收峰看出,合成过程中发生了酰胺化反应。对乳化剂在不同油水比钻井液中的乳化能力和柴油基、白油基钻井液配制效果进行了性能评价。结果表明,乳化剂的加量为3%时,其在不同油水比钻井液中具有良好的乳液稳定性,当油水比为7∶3时,乳液破乳电压大于600 V,乳化率为100%;抗温达180℃,钻井液破乳电压为625 V,提高黏度和切力效果好,动塑比在0.30 Pa/m Pa·s以上;热稳定性好,在150℃下连续老化48 h,流变性基本无变化,破乳电压大于700 V,表明该固体粉状乳化剂具有良好的乳化和抗高温性能。     

海上复杂易垮塌地层高性能油基钻井液研发与应用

南海西部北部湾盆地涠西南油田涠洲组地层受构造应力及地层高含硬脆性泥页岩影响,井壁失稳风险极高,传统油基钻井液在钻进涠二段过程中不断出现起钻困难、井壁失稳和固井质量差等诸多问题。在分析传统油基钻井液应用情况的基础上,通过对乳化剂、封堵剂以及提切剂等处理剂优选,研发了新型高油水比（95∶5）高性能油基钻井液体系,该钻井液具有良好的井壁稳定、封堵能力以及优异的ECD控制能力,抗劣质土污染可达15%,岩心被钻井液损害后渗透率恢复值在90%以上,返排压力为0.4 MPa,具有良好的储层保护能力,并可提高机械钻速和起下钻效率。现场应用结果表明,高性能油基钻井液钻进涠洲组二段地层时,钻井液流变性稳定,封堵性强,井眼清洁效果好,ECD值低,未发生井漏现象,井深2 500 m钻井周期为8.09 d,较前期开发井钻井周期降低48%,储层保护效果良好。为今后北部湾海域类似油田开发提供了良好借鉴。