水基钻井液高温流变特性研究

在深井钻井中,钻井液流变性受温度的影响大。通过研究温度时钻井液流变性的影响,对深井安全钻井具有重要意义。使用RS6000型高温高压流变仪对抗高温水基钻井液的流变性能进行了测定,分别运用宾汉、幂律、卡森、H-B和罗-斯模式对实验数据进行回归分析处理,为优选描述钻井液高温流变特性的流变模式提供依据。回归分析表明：在高温高压条件下,罗-斯模式相关性最好,宾汉模式次之,幂律模式最差。同时,研究了温度对表观黏度的影响,建立了预测井下高温条件下钻井液表观黏度的数学模型,为深井安全钻井提供参考。     

水包油钻井液高温高压流变性研究

用7400型高温高压流变仪对“八五”期间研制的华北任平1井低密度水包油乳化钻井液高温高压流变性进行了实验研究。系统地测试了温度、压力对该钻井液流变性的影响;运用宾汉模式、幂律模式、卡森模式和赫-巴模式对该钻井液高温高压流变数据进行了系统拟合分析,得出赫-巴模式是描述该钻井液高温高压流变性的最佳模式,就工程应用而言,二参数的卡森模式也可以用于描述水包油乳化钻井液高温高压流变性。并研究了赫-巴流变方程中各参数随温度和压力的变化规律;还对该钻井液高温高压流变数据进行了回归分析,建立了预测低密度水包油乳化钻井液高温高压流变性能的模式。     

钻井液常用处理剂的流变特性研究

利用ＲＶ２０旋转粘度计研究了有代表性的钻井液常用处理剂的流变特性，揭示了不同类型钻井液处理剂的流变规律以及所适用的流变模式，对合理地使用不同类型的钻井液处理剂，准确地调节钻井液流变特性具有指导意义。     

深井钻井液高温高压流变性研究

本文对高温高压流变性进行了研究，内容包括温度，压力对外事井液流变参数的影响规律，具有温度，压力的钻井液流变参数的计算；钻井液流变参数受温度，压力影响后对外事井过程中岩屑携带，循环压耗值等工程问题的影响情况等。     

多元醇水基钻井液体系综述

新型多元醇水基钻井液体系不但具有油基钻井液的优异性能,而且不存在污染环境和干扰地质录井问题,对解决井下复杂难题特别是页岩稳定问题非常有效。介绍了从90年代以来国外开发和应用的多元醇水基钻井液添加剂的种类及《世界石油》杂志公布的产品牌号;探讨了多元醇的作用机理。多元醇抑制泥页岩水化分散的机理归纳起来有3种：①浊点效应,对有浊点行为的多元醇,当环境温度在浊点以上时,该机理才起作用;②降低滤液化学活性,抑制机理是渗透机理所致,但要求多元醇浓度必须较高,而在3％－5％的一般加量下该机理不能实现;③与水分子争抢页岩中粘土矿物上的吸附位置。介绍了诸学者对第三种机理进行的试验研究以及多元醇水基钻井液的应用及效果。     

多元醇钻井液在塔河油田的应用

分析了多元醇钻井液的防塌机理,介绍了该钻井液抗温抗盐性能配伍性的室内试验情况。在塔河油田多口井的现场应用表明,该钻井液有效地解决了塔河油田三叠系、石炭系地层井眼严重扩径问题,缩短了钻井周期,经济效益显著。     

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.     

一种水基抗温钻井液的高温流变性研究

钻井液的高温流变性对于深井、超深井快速、安全地钻进具有重要影响,而高温老化冷却后测定的钻井液流变性能并不能代表高温条件下的流变性能。因此采用Fann50SL型高温高压流变仪对抗高温水基钻井液体系的高温流变性进行了研究,求得其流变参数,最高实验温度达到了220℃。综合考察了温度、密度、聚合醇、聚合物和盐等因素对钻井液体系流变性的影响。结果表明,塑性黏度与温度间遵从二次函数关系,温度升高,塑性黏度呈指数规律下降,且体系的密度越大,受温度的影响越大;在低温段(~150℃)加入聚合醇和聚合物会对体系流变性产生明显影响,高温段(150~220℃)影响较小;盐对高密度钻井液体系流变性的影响明显大于低密度钻井液体系。该研究可为现场施工中钻井液体系流变性的调控提供指导。     

塔参—1井钻井液高温流变性研究与应用

通过阐述钻井液流变性与钻井工作密不可分的特点 ,引出钻井液高温流变性的重要性。重点介绍在塔参 - 1井运用测得的高温流变参数及回归方程 ,调整钻井液流变性 ,改善钻井液携砂能力 ,提高滤饼致密度 ,防止钻井液对井壁的冲蚀 ,以减少易坍塌井段由井塌引起的蹩钻、阻卡、下钻不到底、划眼频繁、甚至卡钻等的复杂局面 ,成功地为塔参 - 1井提供了技术支持。     

聚合物类钻井液用处理剂的性能研究与对比

聚合物类钻井液处理剂由于具有诸多优良性能而一直被广泛的使用着。但对其作用规律还没有充分的研究，为此文中对多种常用的聚合物类钻井液用处理剂进行了综合的系统性研究，主要从温度和盐类对其性能的影响着手进行试验，将其滤失量和流变性数据进行归纳对比，找出它们在钻井液中的作用规律，这些规律对今后聚合物类钻井液处理剂的开发及在现场的合理高效使用具有重要的指导作用。     

Research on deepwater synthetic drilling fluid and its low temperature rheological properties

With the rapid development of deepwater drilling operations,more and more complex technical challenges have to be faced due to the rigorous conditions encountered.One of these challenges is that the drilling fluid used must had good rheological properties at low temperatures and high ability to inhibit hydrate formation.Synthetic drilling fluid has been widely applied to deepwater drilling operations due to its high penetration rate,excellent rheological properties,good ability to prevent hydrate formation,and high biodegradability.A synthetic drilling fluid formulation was developed in our laboratory.The rheological properties of this drilling fluid at low temperatures (0-20 °C) were tested with a 6-speed viscometer and its ability to inhibit hydrate formation was evaluated at 20 MPa CH 4 gas and 0 °C by differential scanning calorimetry (DSC).Several factors influencing the low temperature rheological properties of this synthetic drilling fluid were studied in this paper.These included the viscosity of the base fluid,the amount of CEMU and organic clay,and the water volume fraction.     

硅酸盐钻井液流变性与滤失造壁性探讨

为了解决硅酸盐钻井液的流变性、滤失造壁性问题,通过分析硅酸盐、黏土、盐、pH值、温度等因素对钻井液的影响,探讨了硅酸盐体系的作用机理。在探讨硅酸盐体系黏度、滤失量影响因素的基础上,提出了晶核理论、成膜理论、溶胶／凝胶理论、井壁稳定机理、电性排斥机理。通过采用聚合物电解质、调节电位等方法,形成无黏土硅酸盐钻井液,实现在较低pH值下对硅酸盐钻井液流变性和滤失造壁性的合理控制,为硅酸盐综合性能的调节开拓新的途径。     

有机硅抗高温钻井液体系的室内研究

提出了一种新型的有机硅抗高温钻井液.该钻井液以高温稳定的硅基有机物为主要组分,并引入一种以2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)为单体的四元共聚物高温抗盐降滤失剂OCL-JB,基本配方为:4%膨润土 6%OCL-JB 4%OCL-JA(降滤失剂) 2%OCL-GLT(降滤失剂) 0.5%OCL-GNT(降粘剂) 重晶石.硅基有机物增加了甲基含量,并引入了抗高温稳定剂和磺化物,从而提高了其化学稳定性和高温稳定性.该有机硅抗高温钻井液具有好的页岩抑制性、润滑性和井眼稳定性;滤失量小,滤饼薄且致密,可有效防止钻头泥包;携砂能力强,流变性容易控制;在高矿化度下,钻井液性能稳定,能抗5%评价土、4%NaCl和2?SO4的污染;抗温能力强,在180 ℃以上;而且体系所用材料无毒、无荧光,适用于深井钻探.     

温度和密度对高密度钻井液流变性的影响

高密度钻井液流变性的影响因素有很多种,其中温度和密度变化的影响最为常见。通过实验进行研究,分析了密度不变温度变化和温度不变密度变化条件下三类高密度钻井液的流变性。实验研究结果表明:低高密度和高密度钻井液的粘度受温度和钻井液密度控制明显,其变化所引起的规律性极强;中高密度钻井液在不同温度条件下的粘度变化不定,钻井液流变性影响因素复杂。     

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。     

聚合醇钻井液技术在红台区块的研究与应用

针对吐哈油田红台区块泥岩易水化膨胀、剥落掉块及油层损害较严重的特点．优选出了抑制性强、润滑性好、油层保护效果好的聚合醇钻井液体系。评价了聚合醇的抑制性和润滑性．确定了聚合醇钻井液配方．分析了其油层保护效果。该钻井液在红台区块现场应用了3口井。3口应用井均未发生井下复杂情况．与同区块使用其它钻井液体系的井相比，在平均井深增加的情况下钻井周期缩短了23d；表皮系数均小于3，油层得到了较好的保护，表明该钻井液具有优良的抑制性能和良好的润滑性能．适合强水敏性地层的钻井．而且荧光级别低．不影响地质录井，特别适合探井的油层保护。     

深井抗高温钻井液体系的研究与应用

深井钻井液的热稳定性一直是国内外研究的关键问题。室内试验在优选抗高温处理剂的基础上，通过引入新型的硅氟共聚物降粘剂GF-260，开发出了一种新型抗高温硅氟聚合物钻井液，即4％钠膨润土＋3％MMH＋5％MF-1（复合降滤失剂）＋2％Na2SO4（抗高温稳定剂）＋2％RH-1＋2％GF-260＋1％ZH-Ⅲ（缓蚀剂）＋其它辅剂。室内对该钻井液的抗温性、页岩膨胀性和悬浮稳定性进行了评价。结果表明，抗高温硅氟聚合物钻井液具有优良的抗高温悬浮稳定性、抑制防塌能力和很高的热稳定性（抗温可达220℃）。在和参1井和莱深1井应用中，抗高温硅氟聚合物钻井液性能稳定，钻井施工顺利，电测和下套管一次成功，未发生井壁垮塌现象，钻井周期比该地区同类井缩短了1／3，综合钻探效果显著。     

High temperature and high pressure rheological properties of high-density water-based drilling fluids for deep wells

To maintain tight control over rheological properties of high-density water-based drilling fluids, it is essential to understand the factors influencing the rheology of water-based drilling fluids. This paper examines temperature effects on the rheological properties of two types of high-density water-based drilling fluids (fresh water-based and brine-based) under high temperature and high pressure (HTHP) with a Fann 50SL rheometer. On the basis of the water-based drilling fluid systems formulated in laboratory, this paper mainly describes the influences of different types and concentration of clay, the content of a colloid stabilizer named GHJ-1 and fluid density on the rheological parameters such as viscosity and shear stress. In addition, the effects of aging temperature and aging time of the drilling fluid on these parameters were also examined. Clay content and proportions for different densities of brine-based fluids were recommended to effectively regulate the rheological properties. Four rheological models, the Bingham, power law, Casson and H-B models, were employed to fit the rheological parameters. It turns out that the H-B model was the best one to describe the rheological properties of the high-density drilling fluid under HTHP conditions and power law model produced the worst fit. In addition, a new mathematical model that describes the apparent viscosity as a function of temperature and pressure was established and has been applied on site.