深水低温条件下水基钻井液的流变性研究

探讨了海洋钻探中常用的PEM钻井液、小阳离子钻井液、PRD钻井液以及KCl/PLUS钻井液在不同低温条件下流变性能的变化情况.结果表明,随着温度的降低,几种钻井液的粘度和切力均有明显的上升,这与钻井液中粘土含量、土粒分散度、粘土颗粒的ζ电位、高分子量聚合物类型、高分子量聚合物分子链的舒展程度以及粘土颗粒、高分子量聚合物、水分子之间的相互作用等因素有关;膨润土及高分子量聚合物是造成钻井液在低温条件下表观粘度以及切力上升的重要因素,它们的加量越大,对低温流变性的影响越大.     

缅甸PSC-101井高密度钻井液技术

PSC-101井位于缅甸PYAY油田，该油田地质情况复杂，地层压力系数高、气层活跃、地层造浆严重。根据地层特点和对钻井液技术难点的分析，在该井的一开、二开井段使用PAC141钻井液体系，三开和四开井段使用两性离子聚磺钾盐钻井液体系。现场应用表明：两性离子聚磺钾盐钻井液体系抗温性能、抑制性能好，各项性能可控，固相容量限高，可加重至2．3g／cm^3，基本上可以满足缅甸PYAY油田的钻井需要；且工艺简单，操作方便。对钻井液施工过程中存在的问题也进行了探讨。     

一种适合页岩气水平井的水基钻井液

由于泥页岩地层特性以及页岩气钻井工艺技术特点,目前页岩气井多采用成本较高、易污染环境的油基钻井液。优选一种基于纳米材料的水基钻井液体系,该钻井液利用纳米二氧化硅封堵泥页岩微小孔隙,采用磺化沥青Soltex作页岩井壁稳定剂。对该体系的高温高压滤失性能、高温高压流变性、膨胀性、滚动回收率、润滑性、泥饼摩阻系数以及表面张力等参数进行了测试。结果表明,该钻井液对泥页岩有较强的抑制性,抑制效果好于具有强抑制性的聚合醇体系,可防止泥页岩水化膨胀分散,保证井壁稳定;具有很好的润滑性,润滑系数为0.21,泥饼摩阻系数为0.049 7;在120℃下滤失量较低,流变模式较符合赫-巴模式;纳米二氧化硅/纳米碳酸钙近似球型结构,以及与Soltex的协同作用,使钻井液具有低表面张力,可削弱水锁损害。该水基钻井液体系适用于泥页岩地层钻进。     

深水钻井抗高温强抑制水基钻井液研制与应用

深水钻井时存在复杂地层井眼失稳、大温差下钻井液流变性调控困难等技术难题,需要研发适用于深水钻井的抗高温强抑制性水基钻井液。以丙烯酰胺、烷基季铵盐和2–丙烯酰胺基–2–甲基丙磺酸为单体,采用水溶液聚合法合成了深水钻井用低相对分子质量的聚合物包被抑制剂Cap;以Cap为主要处理剂,并优选其他处理剂,构建了深水抗高温强抑制水基钻井液。室内性能评价表明,低相对分子质量的聚合物包被抑制剂Cap对钻井液流变性的影响较小,包被抑制作用强;深水抗高温强抑制水基钻井液低温流变性良好,可抗160 ℃高温,高温高压滤失量小于9 mL,三次岩屑滚动回收率大于70%,抑制性强,可分别抗25.0%NaCl、0.5%CaCl₂和8.0%劣土污染。该钻井液在南海4口深水油气井钻井中进行了现场试验,取得了良好的应用效果,解决了低温增稠及井眼失稳等技术难题,具有现场推广应用价值。      

水基钻井液配方组合的回顾与展望

综合分析了我国水基钻井液技术的发展，包括：①聚磺钻井液的形成过程及包括约10种处理剂的配方组合模式；②硬脆性泥页岩地层井壁稳定厦钻井液体系（抑制剂＋封堵剂）；③从半透膜机理发展出的4种新体系（聚多醇类，甲酸盐类，甲基葡糖苷。硅酸盐粪）。介绍了国外水基钻井液最新技术：④无侵害钻井波及其处理剂，滤失量的砂床法测定蛄果及应用；⑤胺基钻井液及其处理剂，钻屑整体硬度测试和耐崩散性测试；⑥设计者钻井液。认为在押制机理上成膜和封堵是今后发展方向，在配方组合上应由聚合物＋磺化物体系转向聚合物＋封堵剂体系。图7表2参27。     

莺歌海盆地高温高压气田定向井水基钻井液优化与实践

南海莺歌海盆地是世界三大高温高压并存盆地之一,面临地温梯度高、压力系数高、压力窗口窄、储层渗透率低、上部地层泥岩的水敏性强等技术挑战,钻井作业实践过程中,存在着上部井段泥岩易水化膨胀,导致缩径,且容易形成泥球,井眼清洁困难;钻井液安全窗口窄,加上地层薄弱,容易发生井漏;钻井液的高温稳定性、流变性、滤失性控制以及低渗透储层的储层保护困难等难题。经过多年的高温高压探井钻井液技术实践和总结,逐渐形成了该区域极具特色的高温高压气田定向井水基钻井液优化设计和技术体系。结果表明,优化设计后的高温高压水基钻井液体系具有高温稳定性强、润滑性好以及泥页岩抑制能力、封堵能力及抗污染能力强和储层保护效果好等一系列优点,对类似井及该区域后续气田定向井具有较好的借鉴意义。     

适于西非深水油田的水基钻井液室内评价

通过分析西非深水油田钻井液技术难点,针对钻井液低温流变性调控与井眼清洗问题、气体水合物的生成与控制以及活性泥页岩井壁失稳问题,提出了相应的技术对策,构建了新型深水高性能水基钻井液体系。实验评价表明,该钻井液具有较低的黏度和较高的动切力,φ6读数保持在7~10,有利于井眼清洗;钻井液流变性受低温影响较小,2℃和25℃的表观黏度比和动切力比分别为1.28和1.10。该钻井液在不同层位的泥页岩岩样回收率均在90%以上,抑制性明显优于以往使用的KClPHPA钻井液体系,且在动态和静态条件下均具有优良的水合物抑制效果,抗污染能力强,满足西非深水油田钻井液技术需求。     

深水水基钻井液的室内研究

深水区域油气勘探已成为油气产量增长的重要组成部分。研制出了一套聚合物硅酸盐钻井液,该钻井液能够有效地抑制水合物的形成;具有一定的抗温性能和良好的井壁稳定性,岩屑滚动回收率在90%以上;保护油气层效果好,其渗透率恢复值在90%以上;采用发光细菌法对钻井液处理剂及体系的生物毒性进行了评价,结果表明它们均无生物毒性;该钻井液加重后性能满足深井钻井的要求。     

深水钻井井身结构设计方法

深水钻井导管常采取喷射下入方式,表层套管井段为开眼循环钻进,浅部地层破裂压力梯度低,地层压力信息具有较大的不确定性。因此,其井身结构在套管层次、尺寸和设计方法上,与浅水及陆地钻井有着较大区别。在对目前深水钻井井身结构调研的基础上,重点从深水钻井水下井口力学分析及导管下入深度确定方法、表层套管下入深度确定方法、压力信息不确定条件下的套管层次及下入深度确定方法等三个方面,对深水钻井井身结构设计方法进行了阐述,并在此基础上探讨了深水钻井井身结构设计方法的下一步研究内容。     

维北油气田昌68断块钻井完井液优化设计

维北油气田昌68断块属于低孔低渗储层,地层水矿化度高,储层极易发生损害,在对储层的基本特征及潜在损害因素进行分析的此基础上,优化设计了新型的广谱＂油膜＂及理想充填协同增效钻井完井液体系,通过室内评价,可知该体系具有良好的流变性、抑制性、抗污染能力,储层渗透率封堵率可达100%,渗透率恢复值可达到98.1%,初始流动压力明显下降,表明该体系在钻井过程中可有效封堵钻井液中的固相及液相侵入储层,而在开发过程中有助于油气反排,从而整体上提高储层保护效果。     

高温高压水基微泡沫钻井液静密度研究

在说明微泡沫钻井液良好性能和特点的基础上,针对现场应用中的难点,指出了研究该钻井液体系密度与温度、压力关系的重要性.介绍了在高温高压条件下测定水基微泡沫钻井液静密度与压力和温度关系的室内试验方法'利用新研制的高温高压钻井液密度测量装置测量了两种微泡沫钻井液在不同温度、压力下的密度,分析了高温高压对微泡沫钻井液密度的影响规律.结果表明,当温度一定时,微泡沫钻井液密度随压力增加而增大;保持压力不变时,微泡沫钻井液的密度随温度的升高而减小.描述了微泡沫钻井液密度受温度和压力影响而变化的机理.     

水基微泡钻井液和油基微泡钻井液的应用

微泡是就地产生的特别稳定的微气泡以抑制钻井液漏入高渗地层。水基微泡用于水基钻井液中 ,而油基微泡用于非水基钻井液中。在两种情形下 ,微气泡都由专门的聚合物和表面活性剂稳定的气体或液体的核构成 ,在渗透性地层中这些微泡能聚集形成坚韧的具有弹性的屏障 ,从而阻止钻井液的漏失。在渗透性地层中具有代表性的是水湿砂岩 ,容易发生钻井液渗漏和压差卡钻。另外一些地层由砂岩和页岩构成 ,对这些地层使用常规钻井液或欠平衡钻井设备都非常昂贵。作者描述了在钻井液中如何利用水基和油基微泡减轻井下的钻井液漏失。     

油基钻井液体系在东海气田的试验应用

东海地区油气层系主要分布在花港组和平湖组,存在砂泥岩互层胶结疏松、裂缝性泥岩以及煤层发育等地层特性,井壁稳定和井眼清洁是导致钻井复杂情况的主要原因。研究气田的大位移井最大井深为6 716 m,最大水平位移达4686 m,垂深最大为4 429 m,井底温度最高在150℃以上,井口返出钻井液温度在115℃以上。大井斜、高水垂比和长水平位移,使井眼清洁难度更大;地层温度高,使设备维护难度大。为满足该气田大位移井安全高效作业要求,建立了一套低黏高切的油包水钻井液体系,并加入了2%封堵剂PF-MOLSF、2%成膜封堵剂PF-MOLPF和2%~3%疏水胶体封堵剂PF-MOHCP。在现场应用中,通过调节提切剂PF-HSV-4加量,该油基钻井液表现出了很好的携岩性,井眼净化效果好;在地层稳定性差的井段增加成膜封堵剂的加量,7口井没有发生漏失,井下事故率为零,个别井段遇阻均划眼通过,划眼时间相比探井减少70%以上,其他作业都安全顺利;钻井液在储层段的高温高压滤失量均在3 mL以内,且滤失的几乎全为油相,对储层液损程度小,避免了水敏等伤害。室内评价和现场应用结果表明,该油基钻井液具有良好的流变性、电稳定性和润滑性,井壁稳定和储层保护效果明显,加上钻井液维护及油基岩屑处理等配套措施的完善,使其在东海的应用获得了成功。      

深水钻井液关键外加剂优选评价方法

常规深水钻井作业由于其特殊的深水低温高压环境,对钻井液的性能提出了更高的要求,在深水环境下,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,而赋予这些性能的外加剂——气体水合物抑制剂和流型调节剂则为深水钻井液的关键外加剂。目前水合物抑制剂的评价方法一般采用温度/压力法,即通过实验过程中温度和压力的变化来判断气体水合物的生成与分解,从而判别抑制剂性能的好坏。对流型调节剂的优选评价,一般是通过测定钻井液在作业范围的全温度段的流变性能来体现的,要求钻井液具有恒流变的特性,即钻井液的塑性黏度、动切力、六速旋转黏度计低转速下的读数(φ6,φ3)在作业范围的全温度段的变化较小。     

海洋深水表层动态压井钻井液体系研究

为了满足海洋深水钻井液用量大以及作业平台的限制,动态压井作业模式被广泛应用。针对动态压井钻井液体系,采用可钝化激活的增粘剂开展了研究,构建了动态压井钻井液体系。室内研究表明:构建的动态压井钻井液体系基浆具有良好的可泵送性,经海水稀释并激活后,能满足深水钻井的需求。     

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.     

钻柱旋转对水平井和斜井使用水基钻井液时井眼清洗的影响

钻水平井和定向井的的主要问题是合理的井眼清洗问题。对于一个环形空间里的稳定钻屑床,通常增加钻井液流速会很明显地冲蚀钻屑床。然而,依据钻井条件,要输送钻屑床需要很高的钻井液流速,而因为液压和物理因素的限制,这个速度可能达不到。在这种情况下,钻柱的旋转可以加强钻屑的机械运移,甚至在钻井液流速低于防止稳定钻屑床形成所需要的临界环空液体流速时,也能有效完成井眼清洗。     

石蜡微乳液的研制及其在水基钻井液中的应用

对塔西南超深井钻井过程中出现的微纳米裂缝与孔隙渗漏的问题进行分析,发现现有钾基聚磺钻井液中的封堵剂不能有效封堵微纳米裂缝与孔隙。为提高封堵粒径级配,在室内制备一种石蜡微乳液,通过粒径比较法得出了最佳制备方案。方案表明制备的最佳比例为“S+A”∶石蜡=9∶1,最佳搅拌速度为1400 r/min,最佳温度为120 ℃。制备得到的石蜡微乳液D₅₀粒径在2.9 μm左右,单分散颗粒尺寸在200～300 nm左右,表面张力在45.0～47.5 mN/m范围内,稳定时间长达30 d。采用石蜡微乳液对塔西南区块钾聚磺水基钻井液体系进行优化,从优化结果可以看出,石蜡微乳液的配伍性好;优化后钻井液体系表观黏度降低3.5 mPa·s;钻井液的滤失量减小3.5 mL;泥饼厚度减小1 mm,增强了钻井液的滤失造壁性能。采用压力传导法对石蜡微乳液的封堵性能进行评价,结果表明石蜡微乳液可以提高封堵承压能力,石蜡微乳液优化钻井液对克孜洛依组致密砂岩的封堵率为58.4%,具有较好的微纳米裂缝孔隙封堵能力。