微锰加重剂减轻钻井液对油气层损害研究的新进展

重晶石在储层段钻井液中使用时,会对储层带来损害,且后续作业很难恢复,而微锰（Micromax）作为高密度钻井液的新型可酸溶加重材料,目前已开始应用于储层段钻井液中。综述了微锰加重剂对储层保护钻井液性能的影响,并分析了微锰提高钻井液储层保护特性的机理。其均一、高硬度、高球度的颗粒特征,可以保证微锰侵入储层后具有良好的返排特性,可降低对储层的伤害。微锰还具有可酸化的特性,调研了适用于微锰酸化的酸液,并对比了酸化前后对储层渗透率的变化,通过优选合适类型、浓度的酸液,在酸化后可消除钻井液对储层的损害。      

微细钛铁粉加重剂在钻井液中的应用

随着深水井、大位移井、高温高压井以及窄密度窗口井钻井作业的进行,对钻井液性能的要求越来越高,尤其是对高密度及超高密度钻井液的流变性、造壁性、沉降稳定性以及储层保护性能的要求,常规API重晶石加重的钻井液已经不能满足特殊井段的钻进需求,因此需寻求新型加重剂。近年来微细重晶石、微锰、微细钛铁粉等新型加重剂在现场使用取得较好的效果。通过对国内外文献的调研,研讨了微细钛铁粉的特性、微细钛铁粉对水基以及油基钻井液流变性、滤失造壁性和沉降稳定性的影响及该剂在高密度/超高密度水基/油基钻井液中的使用情况。得出:微细钛铁粉无论是用作水基还是油基钻井液的加重剂,或与API重晶石混合使用,钻井液流变性好,其酸溶性好,形成的泥饼更容易去除,沉降稳定性好,对储层损害程度低。该剂磁性可通过去除赤铁矿杂质得以解决;尽管其硬度高于重晶石,但由于其D₉₀为15 μm,因而其磨蚀性低于API重晶石。此外,由于微细钛铁粉颗粒分布集中（D₅₀≈5 μm）,高温高压滤失量稍高,可以通过加入一些粒径分布宽的酸溶性架桥颗粒来得到解决。整体上来说,微细钛铁粉用作钻井液加重剂是非常有前景的。该剂已在阿拉伯湾以及阿联酋等现场应用,取得了较好的结果。      

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。      

高密度钻井液加重材料沉降问题研究进展

钻井液的密度对于地层的压力控制至关重要,而流变性和沉降稳定性控制是高密度钻井液技术存在的主要技术难点之一。传统的加重材料,例如API重晶石在高密度钻井液中存在严重的沉降问题,对钻完井作业造成严重影响。不同粒径、形貌和比重的加重材料对改善高密度钻井液的流变性和沉降稳定性有不同的作用。综述了对API重晶石沉降问题的研究现状以及作为替代API重晶石的微粉加重材料的研究进展。国内外的室内研究与现场应用表明,高密度的微粉加重材料可有效解决高密度钻井液的沉降稳定性问题,并且具有降低摩阻、当量循环密度等优点。但是,微粉加重材料也存在固相控制、泥饼清除困难,微粉颗粒团聚的缺点,研究学者针对这些问题已展开大量研究,并提出相应解决办法。      

表面活性剂与加重材料相互作用对钻井液性能的影响

利用近红外透射/ 反射光扫描仪、zeta 电位仪、激光粒度仪和扫描电镜,分析了表面活性剂与重晶石和铁矿粉颗粒作用后颗粒的沉降速率、zeta 电位、粒度分布以及对金属表面磨损的影响,探讨了表面活性剂改善高密度钻井液流变性、沉降稳定性、润滑性的作用机理。实验结果表明,在质量分数为10% 的重晶石或铁矿粉的悬浮液中,加入1% 的非/ 阴离子复合表面活性剂,可使得重晶石和铁矿粉颗粒的沉降速率降低到不加表面活性剂时的0.6%～0.8%,zeta 电位降低70 mV 左右,平均粒径减小到不加表面活性剂时的69.4% 和83.2%。非/ 阴离子复合表面活性剂可减轻重晶石高密度钻井液对金属表面的磨损,显著改善高密度钻井液的流变性和沉降稳定性。      

高密度钻井液加重剂的研究

随着勘探开发向纵深发展,深井、超深井钻探数量增加,高密度钻井液加重剂的研究必将越来越受到重视。钻井液中最常用的加重剂是重晶石,其他还包括密度较低的碳酸钙,密度高的铁矿粉、四氧化锰和方铅矿粉等。加重剂的加入使钻井液固相含量增加,从而导致钻井液的流变性、滤失造壁性和润滑性变差。基于“堆积理论”,通过优化加重剂粒径级配可改善高密度钻井液的流变性;通过对加重剂表面进行改性,可以改善加重剂的悬浮性和降低对流变性的影响。通过“实时”分离、回收,可以大大降低高密度钻井液的成本和减少钻井液废弃物。加重剂的加重性能优化以及经济高效回收再利用技术将是高密度钻井液加重剂研究的发展趋势。     

高密度钻井液技术研究与应用

针对高密度钻井液在应用过程中存在的问题,通过对膨润土限量进行研究,对加重剂和表面活性剂进行优选,开发出了一系列密度高达2.9 g/cm<'3>的高密度钻井液,其抗温达150℃,抗盐达饱和.室内实验表明,该高密度钻井液具有良好的流动性和悬浮稳定性.其在羊塔克101、迪那22、大北1、和田1、庄2、固1、河坝1和河坝2井进行了应用.现场应用表明,该高密度钻井液性能优良,基本满足了钻井施工的需要.     

高密度钻井液加重剂回收技术

随着深井、超深井钻井技术的发展，高密度钻井液加重剂的回收再利用日益受到重视。为此，通过研究有害固相与加重剂的粒度分布，建立了数学模型，确定出回收加重剂的最佳分离点，得到相应回收设备的工作参数。结合油气田现有固控系统的配置，设计出回收加重剂的系统配置方案：采用细目振动筛+可调速离心机+高速离心机的组合方式，通过控制阀门、流量计及变频器合理结合，达到把加重剂分离出来，同时将其有害固相加以清除的目的。通过在塔里木油田神木一井的现场实验，验证了回收加重剂理论模型的有效性。该技术能回收大量的加重剂、节约加重剂的费用、减少矿产资源损耗，更有效地解决了环境污染问题，具有显著的社会经济效益。     

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。     

高密度水基钻井液流变性控制技术

流变性的控制是高密度钻井液施工的关键技术难题。对高密度钻井液进行了分类,以密度—粒度—黏度曲线确定了最优化加重剂粒度分布,通过优化基浆配制工艺、优选强抑制钻井液体系、优化加重剂与钻井液的粒度分布研究,应用超微细、亚微态粒子稳定技术,强化固相控制,形成一套优化的高密度阳离子钻井液技术工艺。在酒东油田的现场应用表明:对密度1.95～2.20 g/cm3的钻井液,黏度可在55～180 s间调节,n小于0.7,K小于0.9,动塑比值在0.4~0.8之间,Kf小于0.1,较好地控制了流动性和润滑性,降低了黏卡发生率,首次在长301井实现了零事故钻井。     

加重剂类型对油基钻井液性能的影响评价

油气井钻井成功在很大程度上取决于钻井液的性能,而加重剂对钻井液的性能有很大影响,不同加重剂配制的钻井液在现场钻进过程中效果不同。通过对毫微粉体、普通重晶石粉和微锰矿进行粒度分析,配制油基钻井液,测定钻井液的黏度、API滤失量、泥饼摩阻系数等性能,研究了不同加重剂对钻井液性能的影响。实验结果表明:毫微粉体的颗粒最小,配制的钻井液黏度最大,滤失造壁性差;普通重晶石粉配制的钻井液润滑性能不好,但受加量的影响小;微锰粉颗粒大,粒度分布广,与普通重晶石粉混合使用后钻井液的性能有明显提高。      

无固相储层专打钻井完井液在大港油田的应用

根据在大港油区部署的水平井地层特点以及对钻井完井液的技术要求,形成了BH-FDC无固相储层专打钻井完井液.该钻井完井液的基液为复合盐水,具有很低的水活度,可以使岩石中的水渗流入钻井液,加上离子交换作用,使钻井液具有很强的抑制性,同时该体系无固相,不含二价或二价以上阳离子,与地层水的配伍性好,因此该钻井液既能保证水平井井壁稳定,又能减少对储层的损害.该钻井完井液在港71-1H等10口井进行了应用,施工结果表明,该钻井完井液配方简单,维护方便,可以在裸眼段直接进行体系转换,减少了一层套管的下入,节约了钻井周期;现场取样检测该钻井完井液的平均渗透率恢复值达91.03%,10口井投产均获高产油流,实现了免酸洗投产目标,缩短了生产时效,降低了施工成本,取得了良好的经济效益和社会效益.     

现河庄油田钻井泥浆的优化与应用

介绍了ＰＨＰ－ＭＭＨ泥浆体系的配方、室内试验、性能、处理维护办法及其在现河庄油田３２口井中的应用情况,实践证明,该泥浆体系抑制性强、润滑性好,有良好的触变性、悬浮性、防塌性及携岩性,而且维护简便,性能稳定、在防止粘卡、降低钻井事故、提高钻井速度、保护油气层等方面具有独特的作用。     

抗高温油基钻井液封堵剂PF-MOSHIELD的研制与应用

针对层理和微裂缝发育的高温高压复杂井，从提高多尺度封堵效果和高温稳定性出发，研制了一种由独特的化学改性剂和磺化沥青、油溶性碳酸钙、纳米二氧化硅以及苯乙烯丙烯酸酯共聚物等组成的抗高温油基钻井液封堵剂PF-MOSHIELD。该封堵剂粒径分布在1～189.02 μm之间，热稳定性好，分解温度高达378℃，软化点为260℃，且能在油相中稳定分散。与传统的油基封堵剂相比，该封堵剂在压差的作用下挤入微裂缝，同时参与了“内滤饼”和“外滤饼”的形成，在高温下能对不同孔隙度的裂缝进行封堵，有效降低渗透滤失量和滤失速率。在南海海域WZ6-9、WZ12-1等区块井的应用表明，添加PF-MOSHIELD的钻井液体系流变稳定，电稳定性提高，减少页岩中孔隙压力传递效应，能够满足层理和微裂缝发育的硬脆性和破碎性地层井壁稳定要求。      

纳米成膜剂NM-1的合成及其在钻井液中的应用研究

纳米钻井液处理剂具有超强吸附、降低摩阻以及细微堵孔的能力，能更好地稳定井壁和保护储层。利用微乳液聚合法合成了有机纳米成膜剂NM-1。Mastersizer2000型激光粒度仪的测定结果表明，NM-1的平均粒径为65nm。对比研究了NM-1与成膜剂CH1203B、CMJ-2、PVA、纳米SiO2对钻井液流变性和API滤失性能的影响，得出NM-1具有较好的控制滤失和降黏作用；成膜实验证明了NM-1在岩心端面形成了不透水隔离膜；抗盐实验表明NM-1在低浓度下的抗盐能力较强，浓度一旦大干5％时其抗盐能力较差，可以通过改变乳化剂的类型（如用非离子型表面活性剂）来提高其抗盐能力。     

聚硅醇钻井液在川东北复杂深井中的应用

川东北地区地质构造复杂，地层倾角大，有易坍塌的碳质泥岩层、多套煤层、石膏层和盐膏层等，为解决石膏、盐膏污染，H2S和高压天然气侵及井漏等难题，在川东北复杂深井钻井中使用了聚硅醇钻井液体系，应用效果表明，该钻井液体系防塌封堵性强，具有很强的抗盐钙、H2S污染的能力，而且使用处理剂种类少，易于维护，性能稳定，值得在川东北深井中推广使用。     

新型钻井液成膜剂的研制及其在埕海油田的应用

为了降低埕海油田钻井过程中外来流体对储层的损害,基于成膜钻井液技术的基本理论,以苯乙烯、丙烯酸丁酯单体为原料,采用乳液聚合的方法,以过硫酸铵为引发剂,合成了新型钻井液成膜剂LCM-8。室内试验表明:埕海油田上部钻井液中加入成膜剂LCM-8后,流变性能能够满足携岩要求;能在岩心污染端形成一个渗透率极低的封堵带,封堵率可达90%以上;返排渗透率恢复率大于90%。新型钻井液成膜剂LCM-8在埕海油田2口井的储层钻进过程中进行了应用,结果表明,上部钻井液加入该成膜剂后,其性能能满足钻井要求,2口井的表皮系数为-2.31和-3.11,而未用该成膜剂2口邻井的表皮系数为-0.27和0.23。这说明,成膜剂LCM-8能满足埕海油田钻井要求,实现钻井过程中的储层保护。