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。      

中东Lower Fars厚盐膏层钻井液室内研究

已钻井揭示出中东Lower Fars盐膏层钻井液流变性差,存在漏失及溢流等问题。研制了密度为2.30 g/cm3的复合盐饱和盐水钻井液,其塑性黏度为53 mPa·s,动切力为15 Pa;API滤失量小于2 mL,120℃/3.5 MPa下的高温高压滤失量8mL,滤饼厚度1 mm;盐膏样品和泥岩样品回收率分别为88%、79%;10%NaCl、1%CaCl2和8%劣质土污染后流变性变化小,滤失量小于3.5 mL,润滑系数小于0.1,缝宽200μm、5 MPa下累积漏失量2.4 mL/3 min。不仅能够满足中东Lower Fars盐膏层安全钻进需求,而且为国外类似油田钻进盐膏层提供了经验。     

强抑制强封堵聚胺类钻井液体系研究与应用

宝南区块在钻进西山窑组以下地层时,多次发生卡钻、井漏等井下复杂故障,钻井液密度过低是造成该区块井壁失稳主要原因。本文进行了适合该区块的钻井液体系的筛选与评价研究,通过性能实验确定了降滤失剂、封堵剂、加重剂、润湿剂的适宜用量,得到钻井液的最佳配方为： 3%土浆+2%降滤失剂SPNH +1%降滤失剂SMP-1+0.3%聚丙烯酸钾+0.3%降滤失剂PAC-LV +0.1%提切剂XCD +2%低荧光防塌剂SFT +2%封堵剂NFA-25 +2%成膜封堵剂CMJ-2 +2%综合封堵剂ZHFD-1 +0.3%聚胺类抑制剂AP-2 +5%白油+0.2%乳化剂ABSN +重晶石,该钻井液的表观黏度为33mPa·s,塑性黏度为24 mPa·s,动切力为9 Pa,动塑比为0.375,高温高压滤失量为10.0～11.0 mL,API滤失量为2.5～2.8 mL,pH值为8～9,密度控制在1.10～1.21 g/cm³。在宝16-1井的现场应用结果表明：该钻井液体系密度设计合理,滤失量低,流变性好,具有很好的封堵防塌效果。起钻阻卡等井下复杂时效为零,缩短了钻井周期,井径扩大率有了大幅度降低,为目前该构造施工比较顺利的一口井,表明强抑制强封堵聚胺防塌钻井液能有效解决该区块的井壁稳定性问题。     

基于改性植物多酚的高温高密度环保型水基钻井液

为提高环保型水基钻井液的耐温性能和密度上限,通过对天然多酚类植物提取物进行接枝改性,分别研制了降滤失剂EHT-FL和分散剂EHT-TH,并利用红外光谱对2种合成产物进行了表征。室内性能评价结果表明,降滤失剂EHT-FL和分散剂EHT-TH均具有良好的抗高温性能,且EC₅₀分别达2.38×105 mg/L和4.49×105 mg/L,无生物毒性;EHT-FL加量为2.0%时,淡水基浆在200℃老化后的中压滤失量和高温高压滤失量分别为7.2 mL和23.6 mL;EHT-TH加量为1.0%时,高密度水基钻井液（ρ=2.0 g/cm3）在200℃老化后的表观黏度由106.5 mPa·s降低至66.5 mPa·s,高温增稠现象消失。在降滤失剂EHT-FL和分散剂EHT-TH的基础上,配伍其他环境友好型处理剂,研制出一套抗高温高密度（ρ=2.0 g/cm3）环保型水基钻井液体系。该体系具有合理的流变与滤失性能,抗温达210℃,抗盐侵25%,抗钙侵1%,抗劣质土侵10%,EC₅₀为4.19×104 mg/L,BOD₅/COD_Cr为29.23,重金属含量低于标准值,对环境友好,能满足深井复杂地层钻井的需求。      

延长油田水平井钻井液优化与应用

延长油田水平井现用KPAM聚合物钻井液体系存在着抑制性能不足、流变性能不佳等问题,导致现场卡钻、托压等问题频繁发生。提出用阳离子乳液聚合物DS-301与RHJ-1乳化石蜡取代原体系中的KPAM和水基润滑剂,以改善钻井液性能。DS-301为大分子阳离子聚合物抑制剂,带有大量的阳离子基团,其分子量可以达到600万以上,能够有效提高连续相的黏度;RHJ-1具有优良的润滑防塌性能,能辅助提高DS-301的化学抑制效果。通过室内实验优选,0.3% DS-301与2.0% RHJ-1复配的阳离子乳液聚合物钻井液体系在100℃老化16 h后塑性黏度为25 mPa·s,动切力为12.5 Pa,润滑系数为0.233,高温高压泥饼黏滞系数为0.052 4,滚动回收率高达92.8%,对比KPAM聚合物体系在流变性能和抑制性能上有了明显的提高,有利于大幅度减少了卡钻问题的发生;通过配合加入1%极压减摩剂JM-1,润滑系数进一步降低到了0.137,有效地提高了钻井液的润滑性能,解决了水平段出现的托压问题。现场试验3口井,在水平钻进井段控制钻井液滤失量在5 mL以下,保持动塑比在0.48 Pa/（mPa·s）左右,提高钻井液携岩性能,保持井壁的稳定,现场施工作业顺利。      

两性离子聚合物降滤失剂PADMS的制备与室内性能评价

本文从抗高温抗盐钙钻井液降滤失剂性能要求出发,基于分子结构优化设计,以AM、AMPS、DMDAAC和NVP为反应单体进行四元共聚,合成了两性离子共聚物降滤失剂PADMS。通过FITR分析验证了分子结构设计的可行性,实验证明PADMS具有一定抗高温、抗盐钙降解能力,与黏土颗粒的吸附能力强于现有的磺化酚醛树脂类降滤失剂SMP-II和SMP-III。在淡水基浆中加入2.0% PADMS时,表观黏度和塑性黏度分别由加入前的10.5 mPa·s 和5.0 mPa·s增至35.0 mPa·s和28.0 mPa·s,API滤失量由28.0 mL降至6.0 mL;200℃老化16 h后的表观黏度和塑性黏度分别为17.5 mPa·s和15.0 mPa·s,API滤失量由48.6 mL降为15.6 mL。PADMS加量为2.0%时,复合盐水基浆表观黏度、塑性黏度从加入前的3.0 mPa·s、1.5 mPa·s分别增至的19.5 mPa·s 和15.0 mPa·s。在200℃下老化16 h后,复合盐水基浆黏度亦随PADMS加量的增加而增大,但上升趋势明显不及老化前的基浆。随PADMS加量的增大,API滤失量逐渐减小,当PADMS加量为2%时,老化前的API滤失量由加入前的88.0 mL降至8.2 mL;老化后API滤失量由168.0 mL降至54.6 mL,HTHP滤失量由全滤失降为86.4。     

抗高温降滤失剂的制备与性能研究

为满足深层油气资源勘探开发钻井施工的需要,提高钻井液的抗温、抗盐抗钙等能力,采用2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、丙烯酰胺（AM）、N-乙烯基吡咯烷酮（NVP）和4-羟基苯磺酸钠（SHBS）为单体,辣根过氧化物酶（HRP）为催化剂,采用酶促反应方法,制备了分子主链中具苯环的新型钻井液降滤失剂PAANS,基于相同反应条件合成未含苯环结构的对比聚合物PAAN,并借助核磁共振光谱（1H NMR）进行了结构表征。流变和滤失性能测试结果表明,220℃老化16 h,加量为2.0% PAANS的钻井液的表观黏度、塑性黏度、动切力、常温中压滤失量和高温高压滤失量分别为16.5 mPa·s,10.5 mPa·s、6.0 Pa、12.4 mL和24.0 mL,抗盐可达饱和,具有一定的抗钙能力,性能明显优于PAAN钻井液。通过对吸附量、粒径分布和滤饼微观结构的测试等,揭示了分子主链含有苯环结构的刚性抗高温降滤失剂的作用机理。      

无固相钻井液体系的室内研究(Ⅰ)

利用漏斗粘度法考察了增粘剂、降滤失剂、油层保护剂和加重剂对钻井液粘度的影响,确定了无固相钻井液初始配方范围为:增粘剂1%～3%、降滤失剂1%～3%、油层保护剂1%～3%、加重剂适量。通过L_(25)(5~6)正交实验,从粘度、切力、滤失量等性能对钻井液配方进行优化,确定了无固相钻井液配方为:增粘剂2%、降滤失剂2%、油层保护剂2%、加重剂适量。此钻井液静切力小,表观粘度42.1 mPa·s,动切力11.3 Pa,润滑系数0.0787,API滤失量5.5 mL,HTHP滤失量14.2 mL。     

新型抗高温油基钻井液降滤失剂的研制与性能

通过二乙烯三胺对腐植酸进行酰亚胺化交联反应,再利用十八烷基三甲基氯化铵对其进行亲油改性,制备了抗温达220℃的油基降滤失剂DR-FLCA。借助红外光谱、扫描电镜和热重分析,表征了降滤失剂DR-FLCA的分子结构、微观形貌和热稳定性,并通过实验评价了降滤失剂DR-FLCA对抗高温高密度油基钻井液流变性、电稳定性和高温高压滤失性能的影响。结果表明:降滤失剂DR-FLCA分子结构上有具有乳化功能的酰亚胺基、酚羟基和醇羟基等基团以及亲油长链铵,该降滤失剂微观结构为质地疏松的纤薄层片状聚集体颗粒,热分解温度为248℃。加有降滤失剂DR-FLCA的密度为2.4 g/cm3的油基钻井液在220℃老化16 h后高温高压滤失量仅为8.6 mL,破乳电压高达1154 V,塑性黏度为69 mPa·s,动切力为7 Pa,证明该降滤失剂在抗高温高密度油基钻井液中具有良好的降滤失性能、辅助乳化性能和降黏作用,高温高压降滤失性能(200℃)略优于贝克休斯和哈里伯顿降滤失剂产品(高温高压滤失量分别为5.4、8.2、6.5 mL),泥饼更薄、更坚韧,且对比体系老化后电稳定性均有不同程度的降低。      

纳米钻井液材料GY-2室内研究

室内评价了自制纳米钻井液材料GY-2的流变性、滤失造壁性、抑制性和润滑性,分析了该处理剂的作用机理。实验结果表明:GY-2具有用量少、效果好的特点。4%膨润土和0.15%GY-2复配后的表观黏度为46mPa·s,塑性黏度为30mPa·s,动切力为16.4Pa,动塑比为0.56,滤失量为13.8mL。将GY-2加入钻井液中,表观黏度、塑性黏度和动切力均随GY-2加量的增加而增大,0.2%GY-2可使滤失量降低66.4%。GY-2可有效抑制泥页岩分散,含0.15%GY-2钻井液的一次岩屑回收率为91.8%,二次岩屑回收率为70.7%。GY-2可明显抑制黏土水化膨胀,起到稳定井壁的作用,保护油气层效果好。0.2%GY-2可使4%膨润土浆的润滑系数从0.502降至0.061,降低88%。     

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。      

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。      

水基钻井液用抗高温降滤失剂的合成与性能评价

钻井液用降滤失剂在高温、盐水等复杂环境下失效是深井、超深井钻探开发过程中遇到的突出问题。采用丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)、N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)和N-异丙基丙烯酰胺(NIPAM)为原料,合成了水基钻井液用抗高温降滤失剂JLS200,并对其进行了红外光谱和热重分析,评价了其在钻井液中的性能。结果表明,所合成的抗高温降滤失剂热稳定性好,抗温达200℃,抗盐至饱和;在KCl钻井液中具有良好的配伍性,滤失量低、流变性好,加入1% JLS200后,200℃老化后的API滤失量由12 mL降至3.2 mL,高温高压滤失量由54 mL降至15 mL,高温老化前后钻井液黏度和切力变化不大。该钻井液用降滤失剂具有较好的应用前景。      

抗高温耐盐增黏剂及其无固相钻井液体系研究

选用2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、丙烯酰胺(AM)、单体X为主要单体,合成出钻井液用抗高温耐盐增黏剂BDV-200S。研究了BDV-200S的分子结构、分子量及其分布、耐热性能,通过高温流变性能测试、高温老化黏度保留率性能测试、高温老化浆体悬浮重晶石实验和井底动态循环模拟实验等测试方法,表征了增黏剂BDV-200S的抗温性能及热稳定性能,并考察了120℃、150℃、180℃等不同温度下其与同类产品在无固相钻井液中的应用性能。结果表明,BDV-200S为目标聚合物;重均分子量近200万且分布集中;抗温能力良好,180℃高温老化16 h后黏度保留率大于45%,且浆体颜色仍呈乳白色,无大量重晶石沉淀,高温悬浮能力较好;经过180℃井下4个循环周模拟实验后黏度保留率大于50%;抗盐性能较好,随着盐含量增加至饱和,增黏剂在盐水中的黏度保留率保持为25%;在中高温及高温无固相钻井液体系中应用良好,经180℃老化后黏切性能保持率较高,常温中压滤失量为5.0 mL,150℃高温高压滤失量为19 mL,性能优于国内外同类产品。      

新型高温高密度盐水钻井液研究

针对中国高温高密度盐水钻井液普遍存在的"使用处理剂种类过多,加量过大,钻井液老化后HTHP造壁性和流变性难以控制,配制成本和维护成本居高不下"的难题,分析长期攻关而至今没能很好解决的原因,在此基础上提出了"以利用钻井液中处理剂高温交联作用为基础,结合使用优化重晶石级配以解决高密度钻井液黏度高、HTHP失水量大、且性能很难调控的难题,综合形成了高温高密度盐水钻井液研究"新的技术路线,并由此研发出性能好（HTHP失水量低,流变性良好……）而处理剂种类少（共4种）、总用量大幅度降低（仅为现用量的1/2~1/3）的高温高密度盐水钻井液体系,而且具有高温条件下使用性能越来越好,性能维护方便的潜力和趋势,为有效解决中国高温高密度盐水钻井液多年未能很好解决的技术难题,提供一条可行的途径。      

爆聚法合成抗高温抗盐水基降滤失剂及性能评价

为了克服水相聚合法产物含量低、烘干过程分子量易增大和高能耗等问题,通过爆聚法利用单体苯乙烯磺酸钠和2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸分别与丙烯酰胺和二甲基二烯丙基氯化铵合成制备了抗高温抗盐降滤失剂WS-1和WS-2。借助红外光谱（FT-IR）和热重分析（TGA）,表征了降滤失剂的分子结构和热稳定性,并且进行了降滤失剂在高温高盐水基钻井液中的流变性和高温高压滤失性能的影响实验。结果表明,具有刚性苯乙烯磺酸钠分子链段的降滤失剂WS-2具有良好的高温稳定性,热分解温度为310℃,降滤失剂WS-2在220℃饱和盐水基钻井液中高温高压滤失量为7.6 mL;具有大分子支链2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸链段的降滤失剂WS-1热分解温度为270℃,200℃饱和盐水基钻井液中高温高压滤失量为1.6 mL;利用爆聚法合成的降滤失剂WS-1和WS-2均具有良好的抗温抗盐性能。      

高性能合成基钻井液体系的研制及性能研究

针对高温高压复杂井安全密度窗口较窄的难题,笔者通过分子结构设计和合成,研发了抗温达232℃的新型抗高温乳化剂、抗高温降滤失剂和抗高温有机土,并在此基础上构建了一套高性能合成基钻井液体系。实验结果表明,该乳化剂乳化率高达95%以上,形成的乳状液液滴尺寸分布均匀。降滤失剂与乳化剂、有机土协同增效,进一步提升了体系的乳化稳定性、高温高压流变性和降滤失功能。与传统的合成基钻井液相比,该体系在高密度下具有低黏度、低切力、沉降稳定性好、高温热稳定性好及高温高压滤失量低等优点,从而有助于解决高温高密度钻井液因结构强度太大而造成的憋泵、启动泵压过高、当量循环密度（ECD）变化大而诱发的井漏及井壁失稳等难题,为满足石油勘探开发高温高压井作业安全提供了技术保障。      

新型油基降滤失剂FCL的研制及评价

采用α-烯烃与苯乙烯乳液聚合的方法,利用乙酸酐与浓硫酸进行适度磺化,得到一种亲白油的高分子量聚合物,这种高聚物经过进一步氢化反应,制得一种油基钻井液降滤失剂FCL,其在白油中以胶体形式出现,不会破坏钻井液性能,同时这种胶体尺寸能封堵泥饼中的孔隙,从而达到降滤失的效果。性能评价结果表明,其最佳加量为1.5%,在180℃、3.5 MPa的高温高压滤失量为8.4 m L,优于国外同类产品phlips D21;在密度低于1.5 g/cm3时,油基降滤失剂FCL对油基钻井液的流变性影响较小,在高密度油基钻井液中,表现出更高的降切性能,可使密度为2.0 g/cm3的油基钻井液动切力维持在15 Pa以下。