超高温270℃水基钻井液体系研究

松辽盆地即将实施的大陆科探井松科2井井底温度可达260℃以上。采用室内合成的抗高温聚合物降滤失剂HR-1,改性腐植酸HS-1为主处理剂,与优选的沥青类高温封堵剂、高温稳定剂海泡石进行配伍性试验,形成了抗温270℃钻井液体系,并进行性能评价。结果表明,该钻井液具有较好的流变性和较低的滤失量,较强的抗钙土和抑制岩屑粉污染能力。钻井液高温稳定性好,270℃/96 h连续老化后滤失量小于5.0 m L。     

抗 240 ℃高温水基钻井液体系的室内研究

中国深部大陆科学钻探井设计井深将超过万米,井底地层温度可能在 300 ℃以上,井内钻井液将长期处于高温高压环境,性能会受到严重的影响和破坏。室内实验通过在不同加量、不同温度（30、90、120、150、180、210、240 ℃）等条件下测试钻井液的流变性能及高温高压滤失量,对抗 240 ℃高温钻井液材料及处理剂进行了优选,最后选用 4% 新疆膨润土与抗高温材料 HPS 复合作造浆材料,添加了高温保护剂 GBJ;复配使用抗高温降滤失剂 LQT、SPNH、JSSJ、JSJ-1、SMP-I 作降滤失剂,引入了新型抗高温降滤失剂 DDP 和抗高温降黏剂 JNJ。评价了优选配方的高温高压滤失量和流变性,在 240 ℃高温滚动 16～72 h后,采用金属滤板直接在230 ℃高温下测试钻井液性能,测试温度由低到高, 再由高到低。结果表明: 优选出的配方在240 ℃下具有良好的高温稳定性和流变性, 高温高压滤失量低。      

抗260℃超高温水基钻井液体系

通过引入抗高温降滤失剂MP488、高温流型调节剂CGW-6,使超高温钻井液流变性得到控制,通过采用抗盐高温高压降滤失剂HTASP-C,使超高温钻井液高温高压滤失量得到有效控制,形成了抗温达260℃、密度为2.35g/cm3的淡水钻井液配方,并对其进行了抗温机理分析和性能评价。结果表明,该淡水钻井液抗Na Cl污染可达饱和,页岩滚动回收率达94.1%,抗钻屑、膨润土污染能力强,具有良好的沉降稳定性,在密度为2.0~2.5 g/cm3时表现出较好的适应性,能够满足钻井液抗温260℃性能要求。     

抗240℃超高温水基钻井液室内研究

针对中国大陆科学钻探松科2井深部高温层段钻井作业需要,通过研制出高温稳定剂MG-H2,引入抗高温抗盐的凹凸棒土,优选抗高温降滤失剂,设计出一套以钠膨润土和凹凸棒土为黏土相的低固相抗240℃超高温的水基钻井液配方。MG-H2是采用反相乳液聚合方式研制出的一种油包水型高温稳定剂,其具有球状高分子柔性搭接、增强悬浮稳定性作用和半刚性微粒黏度特性,能实现对钻井液黏度、润滑、滤失性能的综合控制。优选出的3种降滤失剂及其加量配比为3%Lockseal+1%硅氟降滤失剂+1.5%Soltex。综合性能评价结果表明,该抗高温钻井液经过240℃高温老化后性能稳定,具有良好的流变性能和滤失造壁性能,抑制和润滑性能满足钻井需要,能抗10%膨润土、5%Na Cl和1%Ca Cl2的污染。为松科2井下阶段抗260℃超高温钻井液的研制奠定了良好基础。     

超高温(240℃)水基钻井液体系研究

针对中国目前高温深井钻井的需求，研制出了一种新型抗高温水基钻井液体系，抗温可达240℃。该体系主要由抗高温保护剂、高温降滤失剂、封堵剂、增粘剂等组成。抗高温保护剂GBH可以大幅度提高磺化聚合物的抗高温降滤失性能、高温稳定性能及钻井液体系的整体抗温性能。评价了新型抗高温水基钻井液体系在高温下的高温稳定性、高温高压降滤失性能、流变性能、抑制性能和抗钻屑污染性能。实验结果表明，该抗高温水基钻井液体系各种密度配方在240℃温度下均具有良好的高温稳定性，高温高压滤失量低，并具有良好的流变性能、抑制性能和抗钻屑污染性能。     

一种获得具有稳定流变及滤失效果的高温水基钻井液的新方法

提出了一种新的高温水基钻井液的实现方法,该方法通过MieroG来达到粘度控制和滤失控制的双重效果;试验研究表明,在结合聚胺和成膜封堵材料的情况下,采用MieroG可以方便地配制得到具有良好抗温能力的高温钻井液,在温度达到185℃的情况下,钻井液的流变性能和滤失性能较好。     

纳米碳酸钙的制备及在水基钻井液的应用研究

为了改善水基钻井液流变和滤失性能,采用表面原位聚合法制备了阴离子聚丙烯酰胺（APAM）表面修饰的碳酸钙纳米颗粒（CaCO₃/APAM）,并将其用于改善水基钻井液性能。对CaCO₃/APAM结构进行了红外光谱（FTIR）、扫描电镜（SEM）等表征。流变和滤失实验表明,纳米颗粒的加入有效地提高了水基钻井液在低剪切速率下的黏度,钻井液剪切稀释性能得到提高。在80℃下,添加1% CaCO₃/APAM的水基钻井液流性指数为0.72,动切力为0.45 Pa,滤失量为22.2mL,与基浆相比有显著改善。钻井液耐盐滤失表明,当盐浓度为1%时,添加1% CaCO₃/APAM使钻井液滤失量降低了21.2%。滤饼微观形貌分析显示纳米颗粒通过填充于滤饼微孔隙中提高了滤饼致密性,使得滤失量下降。      

抗高温高密度水基钻井液室内研究

针对深井和超深井钻井工艺技术对钻井液的要求,合成了抗高温不增黏降滤失剂CGW-1、抗盐高温高压降滤失剂CGW-2等处理剂.CGW-1抗温达220℃,黏度低,能避免钻井液高温增稠现象;CGW-2具有良好的抗盐性能.以它们为主处理剂形成了密度为2.5 g/cm3的淡水钻井液及密度为2.3 g/cm3的饱和盐水钻井液.实验结果表明,该抗高温高密度钻井液经过220℃、16 h高温老化后具有良好的流变性,高温高压滤失量小于20 mL;密度为2.5 g/cm3的淡水钻井液具有良好的抗岩屑、黏土、钙污染能力、较强的抑制性和良好的沉降稳定性.     

超高温超高密度钻井液室内研究

分析了超深井高温高压条件下钻井液技术难点,采用室内合成的黏度效应低的抗高温降滤失剂MP488,LP527和HTASP为主处理剂,同时在体系中引入KCl,制得抗温240℃、密度2.5 g/cm3的超高温超高密度钻井液。该钻井液经240℃/16 h高温老化后仍具有良好的流变性,高温高压滤失量(180℃)小于25 mL。钻井液的抗盐、抗钻屑和黏土污染能力强,页岩一次回收率达99.4%,沉降稳定性好。解决了流变性与滤失量控制难以及黏土高温分散导致钻井液增稠、胶凝等问题。     

水基钻井液成膜技术研究进展

水基钻井液成膜技术是当今研究的热点，其核心技术是利用页岩或钻井液的物理、化学特性，使页岩或钻井液具有半透膜的性能或在井壁上形成一层较高质量的隔离膜，阻止钻井液向地层的进一步滤失，从而有效地稳定井壁和保护油气层。文章根据国内外研究的实际情况，对水基钻井液的几种成膜机理进行了探讨，分析了半透膜和隔离膜的实质，总结了成膜水基钻井液、成膜处理剂以及成膜新工艺的应用现状及发展趋势。建议加强对成膜机理以及对所形成膜的性质等方面的研究。同时应在提高膜的功能和环保型成膜剂方面做出不懈努力。     

长庆油田水基环保成膜钻井液研究与现场试验

长庆油田的地理气候条件独特,要求该油田所用钻井液应具有无毒、易降解和环境可接受性好的特点,为此,以多糖衍生物G312为主剂,通过优选其他添加剂,形成了适合于长庆油田低压、低渗、低孔储层的水基环保成膜钻井液。该钻井液利用多糖衍生物的半透膜作用和有机胺独特的抑制防塌作用,达到了既能保护储层又能保护环境的目的,与传统的烷基葡萄糖甙钻井液相比,具有防塌性能好、主处理剂加量少、抗温抗盐能力强的优点。室内性能评价结果表明:水基环保成膜钻井液无生物毒性,重金属含量等达到了污水排放标准要求;由于具有半透膜效应,该钻井液抑制性较强,岩屑在其中的线性膨胀率与在清水中相比降低了35.6%,岩屑一次回收率达到94.80%、二次回收率达到89.34%;耐温性较好,可耐120℃高温,综合性能优良。水基环保成膜钻井液在长庆油田苏里格地区A井进行了现场试验,钻井过程中没有发生井下故障,井径规则,电测、下套管作业一次到底,且钻井液的环保性能指标达到了污水排放标准。研究结果表明,水基环保成膜钻井液的环保性能和其他性能均能满足长庆油田的要求。      

水基钻井液成膜技术研究

介绍了一种新型的有机硅酸盐半透膜抑制剂BTM-1。通过钻屑回收率试验、泥页岩水化趋势作用试验、泥球浸泡试验和膜效率测定，评价了BTM-1抑制剂对泥页岩水化膨胀及分散性能的抑制作用及其半透膜效能。研制了与半透膜相配伍的具有良好抗盐抗温性能的降滤失剂CFJ-1；介绍了具有隔离膜性能的成膜降滤失剂钻井液性能，用扫描电镜试验，测定了隔离膜的结构特征，对隔离膜降滤失机理进行了初步探讨。给出了具有半透膜、隔离膜的成膜钻井液配方。评价了成膜钻井液的抑制性、抗盐性和抗温性能，通过动滤失量试验、渗透率恢复值试验评价了成膜钻井液保护储层效果。荧光及毒性试验表明，成膜钻井液体系无荧光、无毒性，满足国际环保要求。     

控制水基钻井液高温高压滤失量的方法及途径

高温高压滤失量是钻井液性能的重要指标之一,该指标对现场井下安全、稳定至关重要。如何有效、合理地降低高温高压滤失量,通过合适的方法和途径把高温高压滤失量降到8 mL以下,值得思考和研究。在调研了近几年报道的低高温高压滤失量钻井液体系相关文献的基础上,提出降低钻井液高温高压滤失量的综合措施,分析了高温降滤失剂和封堵剂的现状,探讨了控制高温高压滤失量的方法和途径,包括研究高温高压降滤失剂和封堵剂的作用机理及其配伍性,达到处理剂种类尽量少且高效,从而降低成本和工作量的目的;合理使用酚醛树脂、褐煤类处理剂、磺化沥青、高温抗盐降滤失剂SPX树脂或含有AMPS单体的聚合物降滤失剂及含有有机、无机成分的较低成本的聚合物降滤失剂,来控制高温高压滤失量。      

流为性稳定的无毒,耐高温水基钻井液

通过驿钻井液组分、性能的重新设计，采用商业上便于购买的泥浆材料研究出一种流变性稳定、抗高温的水基钻井液。流变稳定性是用Ｆａｎｎ５０Ｃ研究低剪切速率时的粘度与温度关系和弹性流变性来描述的。该体系已在海洋，陆上温度为２１５℃、密度为１．８ｇ／ｃｍ＾３ 的条例上得到应用。     

水平井水基钻井液体系室内研究

针对QK17-2等油田水平井常用钻井液体系存在的润滑性差、井眼净化能力不高和储层损害严重等问题,室内研制出一种新型水基钻井液体系.评价了该体系的各项性能表观粘度为39mPa@s;动切力为16Pa,触变值为8Pa;API滤失量为5mL;泥饼粘附系数为0.055;钻屑回收率为89.5%;渗透率恢复值为87.5%,表明钻井液抑制性、润滑性、储层保护性好,携砂能力及净化井眼能力强.该钻井液无毒,无污染,可以直接排海.     

水基钻井液用抗高温降滤失剂的合成及性能评价

针对牛东区块钻探过程中使用的抗高温降滤失剂价格高、增加生产成本的问题,开发了高温性能稳定且成本相对低廉的钻井液用抗高温降滤失剂BZ-HTF。用单因素实验法优选出最优合成参数:单体浓度为30%,反应时间为4 h,反应温度为55℃,引发剂用量为0.10%,AM、AMPS和IA质量比为42∶40∶18,水解度为30%。BZ-HTF抗温达220℃,且性能稳定;在淡水、盐水、复合盐水和饱和盐水基浆中均具有较好的降滤失能力,且对钻井液黏度、切力影响不大;与国外产品Driscal D性能相当,但商品估价只有其四分之一,具有较好的发展前景。     

240℃超高温饱和盐水钻井液室内研究

针对超深井钻井工艺对钻井液的要求,采用抗高温降滤失剂MP488、抗高温解絮凝剂LP527、抗盐高温高压降滤失剂HTASP,配制了抗温达240℃、密度为2.0 g/cm3的饱和盐水钻井液体系。性能评价结果表明,该钻井液体系经过240℃、16 h高温老化后具有良好的流变性,高温高压滤失量(180℃)小于20 mL,钻井液抗钙、钻屑、黏土污染性能好,页岩一次回收率达97.4%,沉降稳定性好。     

抗高温水基钻井液超高温高压流变性研究

为了解超高温高压条件下钻井液的流变规律,采用M7500型超高温高压流变仪测定了胜科1井四开井段抗高温钻井液的超高温高压流变性并进行了分析研究.试验结果表明,抗高温钻井液的表观黏度、塑性黏度和动切力随温度的升高而降低,随压力的增加而增大;温度对流变性的影响远比压力的影响大,但随着温度的升高,压力的影响逐渐增大.流变曲线拟合结果表明.赫切尔一巴尔克莱模式能够比较准确地描述超高温高压条件下抗高温钻井液的流变性.在大量现场钻井液流变性试验的基础上,运用回归分析方法建立了能够准确预测井下超高温高压条件下钻井液表观黏度的数学模型.该研究为超高温钻井液技术在胜科1井的成功应用提供了理论指导.     

抗高温水基钻井液作用机理及性能研究

为了了解抗高温水基钻井液的作用机理以及性能,从高温对水基钻井液的影响以及水基钻井液的高温作用机理出发,开展抗高温水基钻井液作用机理分析,从流变性和高温高压流变性出发,对抗高温水基钻井液的性能进行研究。研究表明：高温是影响钻井液性能的重要因素,随着老化温度的逐渐提升,钻井液的动切力将会呈现先降低后升高的趋势;在高温高压条件下,抗高温水基钻井液仍然具有很好的流变性,其性能受高温高压环境的影响相对较小。