甲基葡萄糖甙钻井液抑制机理研究

甲基葡萄糖甙所携带的羟基（-OH），对页岩有强烈的吸附作用，所携带的甲基（-CH3）使吸附后的甲基葡萄糖甙，具有半透膜的作用。用分光光度计，测定了甲基葡萄糖甙溶液对膨润土的吸附量。甲基葡萄糖甙与无机盐复配后，会进一步提高其吸附能力；用X射线衍射法，测定了甲基葡萄糖甙处理前后蒙脱石的晶层间距，结果表明，处理后的蒙脱石进入的水量少，水化膨胀小；用自行研制的页岩膜效率评价仪，测定了甲基葡萄糖甙处理前后岩心的膜效率，结果表明，处理后的膜效率提高，这是甲基葡萄糖甙在页岩表面吸附形成半透膜的结果。根据甲基葡萄糖甙的抑制机理，为强水敏的郑斜41井设计了以甲基葡萄糖甙为主处理剂的钻井液配方，应用效果证明，甲基葡萄糖甙钻井液体系具有优良的抑制和防塌作用。     

蒙脱石水化机理的分子模拟

为深入分析泥页岩水化膨胀的微观机理,采用Materials Studio(简称MS)软件,以Na-蒙脱石为研究对象,建立了蒙脱石的单晶胞和4a×2b×1c的多晶胞模型,并进行了晶格取代,添加Na+后建立了Na-蒙脱石晶体的分子模型。模拟结果显示,当蒙脱石开始吸附水分子时,水分子主要停留在Na+周围,形成水合钠离子;当分别吸附24、64和112个水分子时,分别形成第1层、第2层和第3层饱和水分子层。对Na-蒙脱石水化膨胀的微观过程进行了分子力学和分子动力学模拟,发现Na-蒙脱石的层间距和体积随吸附水分子数目的增加而增加,其密度随吸附水分子数目的增加而降低。通过晶粉衍射模拟,利用布拉格公式,计算出了Na-蒙脱石形成第1层、第2层和第3层饱和水分子层时的层间距分别为1.424 9、1.676 4和2.052 1 nm。     

新型环烷胺页岩抑制性评价及分析

通过分子结构设计,研制了新型环烷胺作为泥页岩抑制剂。采用抑制膨润土造浆实验、页岩滚动分散实验和絮凝实验评价了其抑制性能。结果表明,新型环烷胺的抑制性优于国外聚胺Ultrahib和传统的无机盐类抑制剂KCl;180℃下仍能抑制泥页岩水化分散,具有优良的抗温性能。表面张力测试和X-射线衍射分析干态层间距表明,新型环烷胺具有较强的表面活性,能显著降低水溶液表面张力,且能够进入黏土晶层间,形成单层吸附。X-射线衍射分析湿态层间距和吸水实验表明,环烷胺通过质子化胺基吸附在黏土晶层间,置换出层间水化阳离子,大幅度降低黏土层间距,同时增加黏土表面的疏水性,实现泥页岩稳定。     

多羟基聚合物防塌剂CXC-1应用性能研究

多羟基聚合物防塌剂CXC-1是以环氧化物及多羟基化合物共聚而成的聚合物防塌剂,为淡黄色黏稠液体。性能评价结果表明:CXC-1具有很强的抑制性,胜利东营组岩屑在2%CXC-1溶液中的回收率达91.6%,在2%CXC-1+10%NaCl,7%KCl或3%硅酸钠(模数3.0)混合溶液中为94.8%-95.7%,而在蒸馏水中为27.2%;黏土压片在2%CXC-1溶液和2%CXC-1+5%KCl或10%NaCl混合溶液中浸泡几天后仍保持完整;CXC-1能显著提高泥页岩的膜效率,经CXC-1溶液浸泡的岩心膜效率为0.145,而经硅酸钠、甲酸钠浸泡及未浸泡岩心的膜效率分别为0.108,0.061和0.048;加入CXC-1后钻井液保护油气层能力显著增强,污染后岩心渗透率回复率由74.4%提高到91.6%;CXC-1与其他处理剂配伍性好,对钻井液流变性和滤失造壁性具有一定的改善作用,无毒(EC50=1×105mg/L),累计耗氧量测定表明易生物降解,是一种环境友好型钻井液防塌剂。在易跨塌、卡钻的沙河街组地层钻进中应用的结果表明,CXC-1能有效抑制井壁坍塌,维持井眼稳定,顺利解决复杂地层的井塌问题,满足复杂地质条件下安全钻井的需要。图2表7参7。     

甲基葡萄糖苷的防塌机理研究

以淀粉为原料合成了甲基葡萄糖苷（MEG），考察了MEG对泥页岩分散的抑制作用、对膨润土水化膨胀的抑制性能、对泥页岩膜效率的影响和对钻井液水活度的影响，并在此基础上对MEG的防塌作用机理进行了详细分析，以期达到进一步开发利用MEG的目的。实验结果表明，MEG具有一定的抑制泥页岩水化膨胀、分散的作用，但其抑制作用较弱，远不如无机盐和聚合醇类页岩抑制剂；MEG能大幅度提高泥页岩的膜效率，被25%的MEG溶液饱和后，泥页岩膜效率提高率达200%以上；MEG具有有效降低钻井液水活度的作用，在加量充足的情况下，MEG单独使用或与无机盐复配使用均可将钻井液水活度降到0.85以下。因此，通过提高泥页岩膜效率及降低钻井液水活度，MEG能在钻井液/泥页岩体系间产生有效的渗透压，通过渗透作用降低钻井液中的自由水向地层滤失是MEG稳定井壁的主要作用机理。MEG的防塌性能特点与其分子量和分子结构密切相关。     

新型超高温页岩抑制剂特性实验研究

为满足超高温深井钻井工程的需要,提升抗高温水基钻井液的抑制页岩水化能力,研选了一种新型超高温页岩抑制剂HT-HIB该抑制剂分子结构与聚醚二胺类似,端部含有2个胺基,但分子链为刚性的环烷基。通过抑制膨润土造浆实验、页岩滚动分散实验、页岩膨胀实验、压力传递测试、X射线衍射分析黏土层间距、Zeta电位测试和热重分析等,综合评价了该页岩抑制剂的抑制性能,并揭示其作用机理。结果表明,HT-HIB能抑制泥页岩水化膨胀和分散,并可在一定程度上阻止压力传递,作用优于目前高性能水基钻井液中使用的聚胺抑制剂;同时HT-HIB可在220℃下保持性能稳定。HT-HIB通过端部的胺基单层吸附插入黏土层中,破坏黏土表面水化层结构并排出层间水分子;黏土表面吸附HT-HIB后亲水性显著降低,从而阻止了水分子的吸附;此外,HT-HIB的溶解度随pH值变化,可使HT-HIB从溶液中析出并堵塞页岩微孔隙,也有利于阻止液相侵入。总之,HT-HIB借助化学抑制、润湿反转以及物理封堵协同作用,因而表现出突出的抑制性能,为开发新一代抗高温高性能水基钻井液打下了基础。      

高温高压下蒙脱石水化特性的分子模拟

页岩中黏土矿物的水化膨胀是影响页岩气井井壁稳定性的一个重要因素，蒙脱石作为黏土矿物的主要成分，其水化机理对于解决页岩气井井壁失稳问题至关重要。为了深入探索高温高压地层环境下蒙脱石的水化机理，利用分子模拟软件从微观角度研究了不同水化程度的蒙脱石在不同温度压力条件下的晶层间距、晶层间物质的移动规律、离子水化参数以及力学参数的变化。研究结果表明:温度增加、压力降低时，蒙脱石层间距随之增加，且温度对层间距的影响较大，层间距范围在1.823～2.042 nm之间；层间水分子和钠离子的扩散速率随温度增加而加快，随压力升高而减慢；低温高压时钠离子的水化配位数较大，配位数范围在2.35～4.35之间；温度增加时，蒙脱石晶体的体积模量、剪切模量以及弹性模量随之减小，泊松比随之增加，而压力对蒙脱石晶体力学参数的影响却恰恰相反。可见，本文的研究结果对于高温高压地层环境下页岩地层水化机理的研究具有重要的理论指导意义。      

钠蒙脱石表面水化评价方法研究

页岩地层黏土矿物表面水化的抑制仍然存在技术瓶颈,亟需建立抑制黏土矿物表面水化的新理论和新方法。文章主要以泥页岩中常见的钠蒙脱石黏土矿物样品为研究对象,通过等温吸附法研究其表面水化程度,采用X射线衍射分析法、热重分析法和核磁共振分析法研究了钠蒙脱石的结合水类型及含量,建立了钠蒙脱石结合水的定量评价方法。实验结果表明：随着相对湿度的增加,钠蒙脱石的基底间距呈阶梯状逐步增加,当相对湿度为1.00时,钠蒙脱石可达到四层水化;热重分析可定量区分钠蒙脱石的阳离子层间水、层间表面水和自由水。核磁共振分析能定量区分黏土矿物的结合水和自由水。此举可为建立抑制黏土矿物表面水化定量评价方法提供理论和实验支撑。     

MD-1膜驱剂在石英砂和蒙脱土颗粒上吸附的光谱学表征

采用FT-IR和XRD方法，与阳离子表面活性剂CTAB对比，研究了MD-1膜驱剂(一种单分子双季铵盐)在石英和蒙脱石表面的吸附。给出了吸附前后两种矿物的FT-IR和XRD谱图，分析指认了各红外特征吸收峰，由X射线衍射峰强度计算了晶层间距d(100)。在石英上CTAB有微量吸附，而IR检测不出MD-1的吸附，CTAB和MD-1基本上不引起石英d(100)的改变。在蒙脱石上MD-1只发生单层吸附，其吸附量较CTAB小，MD-1的吸附使蒙脱石吸附水减少，d(100)从1．545nm减小至1．399nm，CTAB的吸附也使蒙脱石的吸附水减少，但使d(100)增大到1．952nm。因此，MD-1抑制粘土膨胀的能力比CTAB强。图6表1参7。     

聚胺与甲酸盐抑制性对比实验研究

为了满足"优质、环保、安全、快速"的现代钻井工程需要,近年来开发了聚胺高性能水基钻井液,其性能被认为最接近油基钻井液。聚胺页岩水化抑制剂作为该体系的关键处理剂,以其独特的分子结构和优异的抑制性能,逐步引起人们的重视。文中通过抑制膨润土造浆实验、页岩滚动分散实验和粒度分布测试,对比评价了聚胺和甲酸盐的抑制性;通过X射线衍射分析层间距、Zeta电位测试、表面张力测试、改性膨润土吸水实验及活度测试等,分析研究了聚胺和甲酸盐的作用机理。结果表明,与甲酸盐相比,聚胺在低浓度时即能最大限度降低黏土水化层间距,使黏土去水化;同时聚胺吸附在黏土表面后,能增强黏土的疏水性;甲酸盐主要通过降低溶液活度实现抑制作用。     

水基半透膜钻井液技术的研究与应用

介绍了一种新型的有机硅酸盐半透膜剂BTM-2.通过钻屑回收率、泥球浸泡、抑制膨润土造浆、抗污染、抗温等试验及半透膜效率测定,评价了半透膜剂及半透膜钻井液的性能,有机硅酸盐半透膜钻井液具有高半透膜性能、强的抑制泥页岩水化膨胀、分散的能力、良好的抗钻屑污染能力和高温流变性.现场应用表明,该钻井液体系抑制能力强,防塌效果好,井径扩大率小,井径规则.     

国外水基钻井液半透膜的研究概述

介绍了近年来国外对水基钻井液半透膜效应机理的研究成果，以及在此基础上对钻井液体系进行的研究讨论。认为，孔隙压力扩散是导致井壁失稳的根本原因，孔隙压力扩散的快慢取决于泥页岩的渗透性、弹性和钻井液与井壁之间物理化学作用等边界条件。通常情况下，渗透率越低，压力增长越慢。只有膜效率高的钻井液体系才能有效控制和延缓孔隙压力的扩散，进而维护井壁的稳定。提高水基钻井液半透膜效率的措施为：①封堵裂缝和高渗透泥页岩的孔隙；②超低剪切条件下增加液相粘度；③降低钻井液活度；④改善泥页岩膜的理想性。并以此为标准，对各类钻井液进行了系统研究，结果发现：MEG钻井液、甲酸盐钻井液、聚合醇钻井液和硅酸盐钻井液具有良好的抑制性和发展前景。     

新型MEG钻井液体系的研究

MEG钻井液是一种具有半透膜作用的水基钻井液．对页岩具有较好抑制作用。同时该体系又具有生物降解．保护环境的特点。阐述了MEG钻井液抑制页岩水化膨胀和分散的机理，研究并评价了MEG钻井液的性能及成膜效应。研究表明，MEG钻井液主要是通过成膜作用、渗透及去水化作用稳定页岩；具有较好的抑制性、润滑性和储层保护特性，钻井液性能稳定，在钻井液中浓度达到一定范围时，能在页岩表面形成半透膜．诱使页岩内的吸附水渗出。     

MEG钻井液页岩抑制性研究

在钻井过程中,由于钻井液滤液的侵入,地层中的粘土矿物发生水化膨胀和水化分散作用,削弱了岩石的力学强度,致使井壁发生失稳。MEG钻井液是一种具有成膜作用的水基钻井液,对页岩具有较好的抑制作用。文中简单阐述了MEG钻井液页岩抑制性机理,分析研究了影响MEG钻井液页岩抑制性的因素,实验验证MEG钻井液的成膜作用。MEG钻井液主要是通过半透膜效应、封堵作用、渗透作用及去水化作用抑制页岩的水化分散和膨胀,当 钻井液中MEG浓度足够大时,MEG分子吸附在井壁岩石或钻屑表面上形成一层憎水膜,阻止钻井液滤液向地层或钻屑中渗透。研究表明,MEG浓度大于30％时,其抑制页岩的能力优于浓度为3％的KCl溶液;钻井液中MEG的加 量是影响钻井液抑制性的主要因素,并且钻井液中加入无机盐后,无机盐与MEG协同作用使MEG钻井液的页岩抑制能力提高;钻井液中MEG浓度越高,膜效率越好,MEG浓度大于50％时,页岩内水份渗出。

     

钻井液用纳米复合乳液成膜剂NCJ-1的合成与评价

根据纳米复合乳液成膜的作用机理要求,以2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)和苯乙烯(St)为有机结构单体,以改性纳米SiO2为无机结构单体,利用超声波细乳化原理和水溶性自由基聚合的方法合成了纳米复合乳液成膜剂NCJ-1。以纳米复合乳液成膜剂在原浆中的降失水性能为评价标准,确定出了合成反应的条件:乳化剂用量为0.02mol,反应单体总浓度为10%(w),改性纳米SiO2用量为2%(w),细乳化超声为20min/400W,反应温度为60℃。结果表明,添加10%NCJ-1的乳液在岩心表面能形成效率为58.2%的半透膜,体系在220℃下热滚16h后,粘度和切力变化较小,流变性稳定,其HTHP(200℃)滤失量仅为27mL,降滤失效果显著。     

钻井液-井壁界面半透膜与隔离层形成机理

在钻井液-井壁界面形成高效率半透膜是一种新的阻水思路。利用活度控制原理,半透膜具有调控水流方向的作用。半透膜通过膜污染进一步转换成隔离层之后,能阻止外来物质进入地层,起到稳定井壁和保护储层的作用。以自制纳米胶乳NM-1（平均粒径为65 nm）和无机纳米粉体NMTO为主剂,配制出纳米钻井液;用渗透压法测定了纳米钻井液的半透膜效应,膜效率为65%;采用滤失量测定法评价了钻井液的隔离层效应,API滤失量在120 min后随时间变化的增量几乎为零,其承压能力在3.5 MPa以上。将成膜后的岩心切片,用扫描电镜分析了膜的内部微观结构。研究表明,半透膜是通过纳米胶乳粒子与聚合物形成网络结构后形成,隔离层是在半透膜的基础上通过乳胶粒的变形、填充、高温黏结而形成的,其厚度为50~60 μm。     

页岩储层微观孔隙结构特征

为了研究页岩储层的微观孔隙结构特征,应用场发射环境扫描电子显微镜观察了页岩表面纳米级孔隙微观形态,并通过低温氮吸附法测定了页岩的氮气吸附等温线,同时结合高压压汞实验对页岩储层孔隙结构进行了深入研究。研究结果表明：页岩储层孔隙处于纳米量级,孔隙类型可分为有机质纳米孔、黏土矿物粒间孔、岩石骨架矿物孔、古生物化石孔和微裂缝5种类型,其中有机质纳米孔和黏土矿物粒间孔发育最为广泛;页岩孔径分布复杂,既含有大量的中孔（2～50nm）,又含有一定量的微孔（<2nm）和大孔（>50nm）;孔径小于50nm的微孔和中孔提供了大部分比表面积和孔体积,是气体吸附和存储的主要场所;页岩阈压非常高,孔喉分选性好,连通性差,退汞效率低,中孔对气体渗流起明显贡献作用,微孔则主要起储集作用。     

The consequences of using concentrated salt solutions for mitigating wellbore instability in shales

Wellbore instability in shale formation is the most troublesome and costly issue facing drilling engineers and operators. Early attempts to solve this problem recommended the application of osmosis where a chemical potential (water activity difference) is created across the wellbore in order to induce water flow out of shale. This required the addition of concentrated salts, especially when using non-aqueous drilling fluids, as a means to lower the chemical potential of the drilling fluid. While this practice may draw water out of shale, the benefit of such practice is compromised by the invasion of ions and their associated water owing to the ionic concentration difference created by the addition of salts to the drilling fluid. The invasion of ions and their associated water into the shale could change the pore fluid composition and mechanical properties of the shale, which could lead to strength reduction through cementing bonds weakening and cohesion degradation and thus matrix expansion and swelling, all of which result ultimately in shale failure.This paper analyzes prior experimental data that claims that shale generates high osmotic pressures by evaluating the experimentally measured membrane efficiency (63 data points) of shale when exposed to both aqueous and non-aqueous drilling fluids. In addition, a series of immersion tests and gravimetric measurements were performed on different shales, when exposed to concentrated aqueous solutions, to study the detrimental impact of ionic diffusion on shale stability. Moreover, biaxial stress tests were performed to investigate the impact of the invasion of water and ions on the compressive strength of shale as it interacts with concentrated aqueous solutions. Other important but ignored mechanisms that greatly impact wellbore instability in shales are also briefly addressed.Results show that while shales behaved as semi-permeable membranes, their membrane efficiencies were low (the average membrane efficiency reported was 0.034). In addition, it was shown that significant ionic invasion coupled with the flow of their associated water occurred when shales interacted with concentrated aqueous solutions. It was further observed that, shale samples failed after 48 h when they were immersed in concentrated aqueous solutions having water activities that were less than that of the shale samples. Also, results show that the compressive strength of shale was altered as a result of water and ion interaction with the shale matrix and pore fluid.     

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。