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。     

一种含有动力学抑制剂的深水水基钻井液的研制

气体水合物的生成是深水条件下钻井作业公认的危害,同时深水低温也会导致钻井液的流变性能发生变化。为提高深水条件下钻井液对气体水合物的抑制性能以及钻井液在低温下的流变稳定性能,通过室内研究,建立了一套含有动力学抑制剂的深水水基钻井液体系(配方为:3%搬土+处理海水+6%流型调节剂UFLOW+0.05%增黏剂VIS-HX+20%NaCl+7%聚合醇GLYCOL+3%降滤失剂Flocat+0.5%动力学抑制剂PVP)。研究了该体系的水合物相平衡、流变性、滤失性、抗温性、抗侵污性、抑制性等。研究结果表明,该体系在水深2000 m、水温3℃左右的环境下,可有效地抑制气体水合物的生成;在低温条件下钻井液体系能保持良好的流变性能,钻井液的PV、YP在作业范围的温度段内变化较小,具有恒流变的特性;钻井液体系具有较好的抗温性能,在60数130℃的温度范围内热滚老化后,其流变参数和滤失性基本保持稳定,同时钻井液体系具有较好的抗污染能力以及良好的抑制性能,能够满足深水钻井的要求。图3表3参10     

琼东南深水钻井液体系研究

分析了琼东南深水区域的地质和复杂情况,确定该区域潜在着海底页岩稳定性差、安全密度窗口窄、钻井液低温增黏、浅层气和天然气水合物等情况.在研究深水钻井液低温流变性能和深水钻井液中水合物生成的影响因素的基础上,通过室内实验构建了一套适合琼东南深水钻井的水基强抑制环保型钻井液.室内评价结果表明,该体系的低温流变性能好;抑制能力比油基钻井液略差,但远高于其他水基钻井液;能抑制天然气水合物的生成,保证在1500～2000 m水深条件下静置5d无水合物生成;抗污染能力强,满足琼东南深水钻井的需要.     

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.     

深水钻井液关键技术研究

分析了深水钻井液面临的技术难题,认为深水钻井所面临的主要问题有深水低温问题、深水浅层含气砂岩所引起的气体水合物生成问题、海底泥岩稳定性问题及钻井液用量大、井眼清洗困难等问题。根据深水钻井中出现的问题和面临的困难,指出了深水钻井液应具有良好的低温流变性、悬浮携岩能力、页岩稳定性、环保性能及综合成本低等特点。调研了国外常用的深水钻井液体系,研制了深水钻井液水合物抑制性评价试验装置,探讨了深水钻井液中水合物的形成规律及机理,优选了深水钻井液用水合物抑制剂及其配方。在优选深水钻井液用处理剂的基础上,得出了深水钻井液的最终配方,并进行了全面的性能评价。最后,根据我国深水钻井液技术研究的现状,提出了下一步的研究重点。      

深水钻井液中水合物抑制剂的优化

深水钻井遇到的重大潜在危险因素之一是浅层气所引起的气体水合物问题。气体水合物稳定存在于低温、高压条件下,如果在深水钻井管线中生成,会造成气管、导管、隔水管和海底防喷器等的严重堵塞,且不易解除,从而危及工程人员和钻井平台的安全。利用新研制的天然气水合物抑制性评价模拟实验装置,初步探索了搅拌条件、膨润土含量及钻井液添加剂对气体水合物生成的影响规律。研究表明,搅拌和膨润土的存在可以促进水合物的生成,而多数钻井液添加剂则对水合物的生成有一定抑制作用。研究了常用水合物抑制剂作用效果,实验表明,动力学抑制剂不能完全抑制水合物的生成,其最佳加量为1.5%;热力学抑制剂虽能最终抑制水合物的生成,但加量较大,NaCl抑制效果好于乙二醇;动力学与热力学抑制剂复配具有很好的协同作用。在实验基础上优选了适合于3 000 m水深的深水钻井液用水合物抑制剂配方。     

海域天然气水合物低温抑制性钻井液体系

针对海域天然气水合物钻探所面临的深水低温、浅层窄安全密度窗口、水合物生成与分解抑制、海洋作业环保要求等工程和技术难题,开发了低温抑制性钻井液体系。研发了热力学抑制剂KCl复配动力学抑制剂A2的水合物抑制技术,优选了低温流变稳定性能良好的高分子处理剂,开发的钻井液体系流变性能良好,膨润土含量为2 %,API滤失量为4 mL,密度为1.07 g/cm3;低温流变稳定性优良,4 ℃较25 ℃时钻井液当量循环密度最大增量为0.004 g/cm3,优良的流变学性能有利于深水浅部地层窄安全密度窗口井段的井壁稳定和井眼清洁。该体系还具有优异的水合物生成抑制性能,4 ℃、20 MPa、20 h内完全抑制水合物生成,陈化10 d及被钻屑污染后抑制性能保持良好,同时具备明显的水合物分解抑制性能。各处理剂重金属含量达标,钻井液体系生物毒性半有效浓度EC₅₀值及半致死浓度LC₅₀值均大于30 000 mg/L,满足我国一级海区环保要求。该钻井液的综合技术性能满足海域天然气水合物钻探技术要求。      

缅甸西海岸深水气田水基钻井液优化设计

为解决缅甸西海岸深水气田钻井面临的水敏性泥页岩井壁失稳、海底低温高压条件下钻井液增稠和易生成天然气水合物的问题,以聚胺抑制剂SDJA为关键处理剂,在优化钻井液低温流变性及优选天然气水合物抑制剂等关键处理剂的基础上,构建了强抑制性水基钻井液HIDril。室内性能评价结果表明,该钻井液具有较低的黏度和较高的动切力及6值,有利于清洗井眼,并且在温度4℃时具有良好的流变性;水敏性泥页岩回收率最高可达96.33%,抑制性能优良;在模拟海底环境的低温高压条件下,可有效抑制天然气水合物的生成;渗透率恢复率大于85.57%,具有较好的储层保护效果。在此基础上,针对缅甸西海岸深水气田不同井段的特点进行了钻井液技术方案设计,可为该深水气田钻井提供借鉴。      

深水钻井抗高温水基钻井液体系研究及应用

深水钻井时存在易形成气体水合物、高温和低温并存对钻井液性能产生严重影响等问题。因此,为满足深水钻井作业的需要,通过对水合物抑制剂、抗高温增黏剂以及抗高温降滤失剂的优选与评价,研制了一套适合深水钻井施工的抗高温水基钻井液体系,并对钻井液体系的综合性能进行了评价。结果表明,该钻井液体系在低温到高温变化过程中黏度和切力变化幅度不大,仍能保持良好的流变性能;当钙膨润土的加量为15%时,钻井液体系仍能保持较好的流变性和较低的滤失量,具有良好的抗污染性能;钻井液体系的沉降因子在0. 5左右,具有良好的沉降稳定性;钻井液体系对储层钻屑的滚动回收率可以达到94. 5%,具有良好的抑制性。现场应用结果表明,S-1井钻井施工过程顺利,无井下复杂情况出现,说明该钻井液体系能够满足深水高温高压井的钻井施工需求。     

HEM深水聚胺钻井液体系研究与应用

为了解决深水钻井中低温下钻井液增稠,当量循环密度变化较大,作业安全密度窗口窄,低温高压下易形成天然气水合物等问题,采用聚胺PF-UHIB、包被剂PF-UCAP、防泥包润滑剂PF-HLUB、降滤失剂PF-FLO、流型调节剂XCH及水合物抑制剂NaCl等构建了1套适合深水钻进的HEM体系。其中的PF-UCAP是自制的低分子理包被剂,其平均分子量小于100万,平均粒径在50μm左右,且粒径非常均匀,对钻屑具有很好的包被效果,钻屑滚动回收率在85%以上。综合性能评价结果表明,HEM深水聚胺钻井液体系在4~50℃下流变性能稳定,具有较强的抑制性能和水合物抑制能力,防泥包效果好,携砂能力、抗盐、抗钙及抗钻屑污染能力强,抗温达160℃,完全能满足2 000 m以上深水钻进。该钻井液在南海流花油田LH-A等5口深水井中成功应用。     

深水井筒海水聚合物钻井液水合物生成抑制与堵塞物处理方法

在南海西部深水钻井过程中对于水合物的防治过于保守,使用的水合物抑制钻井液——HEM钻井液成本高,钻速低。为了降低钻井液成本,缩短钻井周期,针对深水钻井过程中低成本聚合物钻井液下水合物生成堵塞风险与处理方法问题,结合南海莺琼盆地BD区块钻井情况,对聚合物钻井液下不同气体组分的水合物生成相平衡曲线,不同工况下水合物生成区域,井筒水合物堵塞处理等开展了研究,得到不同工况下井筒水合物生成风险区域,优选了动力学抑制剂聚M-乙烯基己内酰胺作为水合物生成抑制剂,热力学抑制剂乙二醇作为水合物堵塞解堵剂,并在室内设计形成10种新型动力学抑制剂,其中动力学抑制剂DS-A3对水合物的生成有良好的抑制效果。实验研究以及BD某井现场应用表明：(1)在正常钻井循环、压井、关井工况下没有水合物生成区域,不会有水合物生成堵塞风险;(2)综合考虑抑制效果与成本,0.8%聚M-乙烯基己内酰胺对井筒水合物的抑制效果最好,45%的乙二醇对于解除井筒水合物堵塞风险效果最好;(3)在没有特殊复杂井下工况情况下,只要停钻时间不超过15 h,可以直接使用聚合物钻井液进行深水钻井,平均单井钻井液成本下降50%～70%,创造良好的经济效...     

新型水合物抑制剂HBH的评价研究

在海洋深水领域钻井中，水基钻井液遭受气侵时，气体和钻井液中的自由水会在一定温度、压力条件下形成水合物，妨碍油井的压力监控。为防止水合物的形成，需加入水合物抑制剂。以中国海洋石油油田技术服务公司广泛使用的水基钻井液为基浆，在室内评价了水合物抑制剂HBH的抑制性、与兼有水合物抑制性和润滑性能的PEG600的配伍性和对水基钻井液流变性的影响，优选出了适用于深水钻井的具有水合物抑制性的水基钻井液配方。评价给果表明，HBH具有良好的抑制性且在加量小于0．5％时对水基钻井液的流变性和滤失量影响不大。初步分析了水合物的形成机理及水合物抑制剂的作用机理，认为水合物是通过气体分子的溶解、扩散形成“笼”形骨架，最后进行选择性吸附而形成，而HBH则是通过高分子的吸附，利用其分子链段上的特殊五圆环镶嵌到水合物的“笼”形结构中，阻止气体分子进入从而抑制水合物的形成。     

油基钻井液低温特性实验研究

利用水合物抑制性评价实验装置,模拟了水深达3 000 m的海底低温、高压且存在机械扰动的动态环境(3 ℃,30 MPa),评价了油基钻井液抑制水合物生成的能力.结果表明,以高浓度氯化钙盐水为水相的油基钻井液具有良好的水合物抑制效果,可满足深水钻井需求,但随着油水比减小,油基钻井液中生成水合物的可能性增大.考察了油基钻井液的低温流变特性,结果表明,与常温下相比,深水低温环境中油基钻井液的黏度、切力明显增大,随着油水比降低,钻井液的低温增黏现象加剧,甚至出现胶凝.提高油水比有利于改善油基钻井液的水合物抑制性和低温流变性,有助于提高深水钻井效率.     

天然气水合物抑制剂YHHI-1的合成及评价

深水钻井液在低温、高压条件下受到天然气侵容易生成天然气水合物,导致钻井液性能恶化、水合物堵塞管线等问题,常用的方法是添加水合物抑制剂,传统热力学抑制剂盐醇加量达20%以上,存在成本高、污染重的缺点,有必要开展新型动力学抑制剂研制。通过在二元共聚物中引入一种长链单体,合成了一种三元长侧链共聚物抑制剂YHHI-1。室内采用红外光谱、元素分析等对聚合物进行表征,用高压釜对聚合物抑制性能进行评价,考察了不同加量对基浆、实验浆低温老化性能及水合物生成时间的影响。结果表明,合成反应6 h黏均分子量可达约12万,红外光谱证实其结构包含预期官能团,元素分析证实单体反应程度约100%。2%YHHI-1水溶液抑制结晶时间达120.52 min。在5%的膨润土浆中加入1.0%YHHI-1可以将钻井液API滤失量降低至5 mL以内,并显著改善钻井液低温老化性能;当YHHI-1加量增至1.5%,模拟海水钻井液API滤失量降低至3 mL,低温老化后动塑比为0.5 Pa/(mPa · s),无性能突变现象。不同YHHI-1加量下,5%膨润土浆、模拟海水钻井液的水合物生成实验表明,在基浆中加入1.0%YHHI-1,无水合物生成时间大于5 h;在实验浆加入1.5% YHHI-1,无水合物生成时间可达3 h以上。     

用于冻土区天然气水合物钻探的聚合物钻井液低温流变响应

陆域天然气水合物（以下简称水合物）主要赋存于高原冻土区,为保证顺利钻探,要求钻井液既能够有效抑制水合物分解、 维持其相态平衡,又能在低温环境下具有良好的流变性能。为此,以新研制的低失水抗低温聚合物钻井液配方为研究对象,对其在 低温条件下的流变性能进行了测试,并利用回归分析法和最小二乘法对试验数据进行计算与分析。结果表明：①赫谢尔-巴尔克莱 模式是描述该钻井液体系低温流变性能的最佳模式;②应用该模式计算得到了低温条件下钻井液流变性能参数,其变化规律表现出 随着温度降低,钻井液动切力呈近似波动变化,钻井液的稠度系数和流性指数均大致呈线性增长的趋势,但增长幅度较小。结论认为： 所建立的钻井液表观黏度低温响应数学模型拟合精度高,可准确预测井内钻井液在低温下的流变性能。     

深水聚胺高性能钻井液试验研究

聚胺高性能钻井液是性能最接近油基钻井液的水基钻井液,在深水钻井领域具有广阔的应用前景。为降低钻井液成本,在研制聚胺强抑制剂的基础上,考虑水合物抑制及低温流变性等因素,通过优选处理剂,构建了适用于深水钻井的聚胺高性能钻井液体系,并对其进行了综合性能评价。结果表明,该钻井液可抗150 ℃高温,且低温流变性优良,2 ℃和25 ℃的表观黏度比和动切力比分别为1.36和1.14;其抑制页岩水化分散效果与油基钻井液相当,体现了其强抑制特性;在模拟1 500 m水深的海底低温高压(1.7 ℃,17.41 MPa)条件下,具备120 h抑制水合物生成的能力;抗钙、抗劣土污染能力较强;无生物毒性,能满足深水钻井环保要求。其主要性能指标基本达到了用于深水钻井的同类钻井液水平,可满足深水钻井要求。      

天然气水合物热力学抑制剂作用机制及优化设计

基于2种典型天然气水合物生成预测理论模型,结合水合物热力学抑制剂评价实验数据以及水活度测试结果,分析了水合物热力学抑制剂影响天然气水合物生成条件的作用机制,建立了水合物生成温度降低值与水活度的关系式。结果表明,水合物热力学抑制剂降低水合物生成温度,或提高水合物生成压力的作用机制是降低溶液的水活度,其抑制水合物生成效果随水活度的降低线性增加。通过模拟深水钻井环境,对 典型的水合物热力学抑制剂氯化钠,以及钻井液常用的有机盐甲酸钠进行了水活度测试以及水合物抑制效果评价实验,探讨了可降低钻井液水活度的有机盐加重剂Weigh作为水合物抑制剂的可能性。结果表明,加入氯化钠或甲酸钠降低水活度至0.84,钻井液可在1 500 m水深条件下循环16 h无水合物生成 ;Weigh可大幅降低溶液水活度,水合物抑制效果优于氯化钠、甲酸钠以及由氯化钠和乙二醇组成的复合抑制剂。针对深水钻完井作业中遇到的必须使用低密度钻井液或完井液的情况,初步优化设计了低密度水合物抑制剂,可保证钻井液和完井液在低密度条件下(1.05~1.07 g/cm³)有效抑制水合物生成。     

深水高温钻井液体系研究

深水高温高压井作业面临气体水合物、高温、井漏等诸多问题,严重影响深水油气资源开发作业安全。为此室内构建和评价了一套深水高温高压钻井液体系,通过引入抗高温抗盐聚合物改善保障高温性能,通过引入纳微米封堵材料提高井壁封堵稳定性,通过使用水合物抑制剂来预防水合物的生成。该体系经评价抗高温达200℃、封堵承压性能好、模拟地层条件下无水合物生成,为海上深水高温高压井作业提供了钻井液技术支持。     

基于深水钻井的新型矿物油基钻井液性能研究

油包水型钻井液体系在深水钻井中应用比较广泛,钻井液的低温流动性和抑制气体水合物生成是深水钻井液中比较受关注的问题.研制出一种新型矿物油钻井液,通过测定其在不同组成时的粘温特性,研究了基础油、乳化剂种类、有机土加量、油水比以及钻井液固相含量等对油包水钻井液低温流动性影响,探讨了低粘矿物油钻井液对气体水合物生成的抑制性.试...     

天然气水合物层固井低热水泥浆研究

海洋深水表层固井作业环境具有低温、低地层破裂压力以及存在天然气水合物等突出问题,开发低热水泥浆,形成一套能够在天然气水合物层的低温环境下高效封固表层的硅酸盐水泥浆体系,是保证海洋深水勘探开发有效开展的关键。通过筛选和研制放热平衡抑制剂,使其在低温下能够吸收水泥水化产生的热量,平衡抑制热量,控制温度上限,可有效地降低水泥水化热,从而确立了一套可适于天然气水合物层固井的低热水泥浆体系。该体系在低温环境下具有低水化热、高早强、低滤失以及良好稠化和防气窜等性能,能够满足海洋深水天然气水合物层固井作业要求。