加重剂类型对油基钻井液性能的影响评价

油气井钻井成功在很大程度上取决于钻井液的性能,而加重剂对钻井液的性能有很大影响,不同加重剂配制的钻井液在现场钻进过程中效果不同。通过对毫微粉体、普通重晶石粉和微锰矿进行粒度分析,配制油基钻井液,测定钻井液的黏度、API滤失量、泥饼摩阻系数等性能,研究了不同加重剂对钻井液性能的影响。实验结果表明:毫微粉体的颗粒最小,配制的钻井液黏度最大,滤失造壁性差;普通重晶石粉配制的钻井液润滑性能不好,但受加量的影响小;微锰粉颗粒大,粒度分布广,与普通重晶石粉混合使用后钻井液的性能有明显提高。      

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。     

寡聚糖在钻井液中的作用效能研究

目前在复杂油气藏钻探领域中,现有钻井液体系组分多,性能调控难度大,成本高,且难以兼顾环保要求,因此迫切需要研发兼具多功能的环保型处理剂。基于上述需求,通过室内实验,考察了寡聚糖处理剂（MQ）在水基钻井液中的作用效能,并通过表面张力和接触角分析对其作用机理进行了初探。研究结果表明：(1)寡聚糖处理剂（MQ）分子能显著提高水基钻井液的液相黏度且同时增强了黏土颗粒空间网架结构的强度,表现出增黏提切、降低水分子滤失之功效;(2)寡聚糖处理剂(MQ)分子上的环多羟基易吸附在黏土颗粒表面上并形成较丰厚的外表面疏水的水化膜,使它同时起到润滑、抑制水化和致密化泥饼而降低滤失作用;(3)寡聚糖处理剂（MQ）在钻井液中增黏提切和降滤失作用的耐温极限为150℃;(4)寡聚糖处理剂（MQ）在水基钻井液中的抗温作用效能优于原有的黄原胶等聚合糖类处理剂。     

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。      

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%。     

抗高温抗盐阳离子降滤失剂CHSP—I的合成及其应用

本文介绍了抗高温抗盐阳离子降滤失剂ＣＨＳＰ－Ｉ的合成方法，评价了ＣＨＳＰ－Ｉ的抑制性能、抗高温抗盐降滤失性能，简介了ＣＨＳＰ－Ｉ在塔里木、南海、渤海等油田应用的实例。该降滤失剂能耐２００℃以上高温，抗钙能力强，可抗盐至饱和，具有良好的抑制性能和降滤失作用，与其它处理剂配伍性良好，适用于各种水基钻井液体系。     

高密度甲酸钾钻井液的研究

用水溶性好的盐类(甲酸钾)来增加钻井液密度,形成了一套密度为2.62g/cm3的甲酸钾钻井液.实验研究表明,该钻井液体系具有抑制性强、稳定井壁、润滑防卡、抗可溶性盐污染、流变性能好等特点.     

钻井液用CETA的性能评价

新研制的低分子量有机季铵盐粘土稳定剂CE-TA(2-氯乙基三甲基氯化铵)成本低，价格约为NW-1的50％，而且在加量相同时抑制性能与NW-1相当。研究了CETA对页岩回收率、蒙脱土悬浊液ζ电位、蒙脱土浆粒度中值和颗粒比表面积以及钻井液性能的影响，同NW-1进行了对比，测定了CETA在蒙脱土表面的吸附等温线。结果表明，CETA在其加量远低于无机盐抑制剂的情况下，即可获得良好的抑制性；用CETA作抑制剂，可解决以往用KCl作抑制剂影响测井资料解释的难题；CETA可在钻屑表面形成牢固吸附层；CETA对钻井液流变性和滤失性影响不大；吸附量和蒙脱土悬浊液电位的变化表征了CETA确实嵌入了粘土内层，从而引起粘土表面性质的一系列变化。     

超高温超高密度钻井液室内研究

分析了超深井高温高压条件下钻井液技术难点,采用室内合成的黏度效应低的抗高温降滤失剂MP488,LP527和HTASP为主处理剂,同时在体系中引入KCl,制得抗温240℃、密度2.5 g/cm3的超高温超高密度钻井液。该钻井液经240℃/16 h高温老化后仍具有良好的流变性,高温高压滤失量(180℃)小于25 mL。钻井液的抗盐、抗钻屑和黏土污染能力强,页岩一次回收率达99.4%,沉降稳定性好。解决了流变性与滤失量控制难以及黏土高温分散导致钻井液增稠、胶凝等问题。     

针对页岩气井钻井液的新型滤失造壁性能评价方法

鉴于目前页岩油气开采中使用致密低渗测试介质来测试滤失造壁性能的需要,从紧密堆积理论出发,以毫微重晶石和商用重晶石作为固体颗粒材料,采用实验室常见的高速搅拌器和高温高压滤失仪作为实验设备,制作模拟页岩地层低渗泥饼。通过改善毫微重晶石的分散稳定性和调整2者质量比等方法,逐步降低泥饼渗透率,最终确定配方为:1 000mL水+100 g毫微重晶石+10 g聚丙烯酰胺+50 g聚丙烯酸钠+200 g商用重晶石+7 g提切剂,按此配方得到的标准泥饼平均厚度为2.24 mm,平均渗透率为1.42×10-7 D,稳定性良好,重现性较高。以此法测试了常见页岩气井水基钻井液体系,进一步验证了该方法适用于模拟微孔、缝发育的页岩地层,可有效评价钻井液在该类地层中的滤失造壁性能。      

几种超低渗透钻井液性能测试方法

在水基钻井液中加入一定量的零滤失井眼稳定剂可以形成超低渗透钻井液。介绍了几种超低渗透钻井液性能测试方法——可视式中压砂床降滤失评价测试方法、高温高压砂床降滤失测试方法、高温高压岩心降滤失测试方法及岩心承压能力测试方法。钻井液API降滤失与砂床降滤失试验表明，砂床滤失量不是时间平方根的函数。砂床滤失量与API滤失量没有对应关系。高温高压岩心滤失量或滤液进入岩心的深度可以用来说明钻井液降滤失性及对地层的封堵能力，钻井液的类型与性能对岩心承压能力具有重要的影响。超低渗透钻井液对不同孔隙的砂床、岩心和裂缝具有很好的封堵能力，可以实现近零滤失；并能增强内泥饼封堵强度，从而达到提高岩心承压能力、漏失压力和破裂压力梯度，扩大安全密度窗口的目的。     

聚合醇处理剂对聚合物钻井液性能的影响

室内评价了聚合醇处理剂对聚合物钻井液防塌润滑性能,流变性,失水造壁性及抗污染能力的影响,实验结果表明,聚合醇能提高聚合物钻井液的抑制性,能大幅度提高聚合物钻井液的润滑性能,对聚合物钻井液有一定的稀释降粘作用,并能提高聚合物钻井液的高温高压稳定性,聚合醇在浊点温度以上时能降低聚合物钻吉流的高温高压失水,并使滤饼光滑致密,聚合醇处理剂能提高聚合物的钻井液的抗钙,抗镁和抗劣持上固相侵污能力,使钻井液性能易于维护,文中举例介绍现场应用情况。     

MMH聚合物-MMH聚磺钻井液技术

通过对正电胶、聚合物、聚磺钻井液特点进行分析，在室内实验的基础上，设计研究了MMH聚合物－MMH聚磺钻井液体系。20口井的现场应用表明，与同时期未用该体系的9口井相比，平均钻井周期缩短2．92d，平均井径扩大率从14．09％下降到9．97％，效果良好。     

抗高温环保型有机硅钻井液的研究

利用有机硅降滤失剂研制出了抗220℃高温的环保型有机硅钻井液,并对其流变性能、降滤失性能、抗盐抗钙污染能力、抑制性能、悬浮稳定性、生物毒性和生物降解性进行了评价;利用SEM观察了有机硅钻井液滤饼的形态。实验结果表明,密度为1.16,1.50,1.90 g/cm3的3种有机硅钻井液在150～220℃下老化16 h后均具有良好的流变性能、降滤失性能和抑制页岩水化膨胀的能力,有机硅钻井液经高温老化后形成的滤饼薄而致密;在220℃下老化16 h后的有机硅钻井液具有一定的抗盐抗钙污染能力,悬浮稳定性好,生物毒性达到了排放标准,且具有良好的生物降解性。     

VIS-3型油基钻井液增黏剂的合成及其流变性能测试

以高级脂肪酸、二乙烯三氨为主要原料、浓H2SO4为催化剂,利用缩合法得到浅黄色片状或颗粒状的增黏剂。测试了增黏剂在三种体系,即5号白油、5号白油+有机土体系以及全油基钻井液体系中的流变性能,考察了增黏剂加量、钻井液密度对全油基钻井液流变性能的影响。全油基钻井液配方为:5号白油、3.0%有机土、2.0%降失水剂A、2.0%降失水剂B、0.5%CaO、3.0%超细重质CaCO3、0~180%重晶石、0.2%润湿剂、0~2.0%自制增黏剂。结果表明,在不同体系中加入1.0%VIS-3型增黏剂后,热滚前后均能较好成胶,体系未出现分层和沉淀。该增黏剂在三种体系中均有较好的增黏效果。当增黏剂的加量由0增至2.0%时,全油基钻井液热滚前的φ3(黏度计3转下的读数)由2增至27,静切力(Gel,Pa)由2/2增至26/27,塑性黏度(PV)由58降至28 mPa·s,动切力(YP)由3.5增至20 Pa,API滤失量由5降至3 mL;150℃热滚16 h后的φ3由2增至21,Gel由4/5增至22/25,PV由59降至24 mPa·s,YP由3.5增至21 Pa,API滤失量由4降至2 mL。当含1.0%VIS-3型增黏剂的全油基钻井液密度由0.9×103增至2.0×103kg/m3时,老化前的φ3由2增至10,Gel由2/3增至10/11;老化后的φ3由2增至7,Gel由2/3增至9/11。钻井液密度增加,增黏剂对全油基钻井液的增黏作用增强。钻井液密度相同时,老化后的φ3和Gel略有降低。钻井液密度对PV和YP的影响没有明显规律,总体影响不大。     

CY-1无渗透钻井液处理剂的室内试验研究

为解决钻井过程中经常遇到的压差卡钻、钻井液漏失、井壁垮塌及地层严重损害等问题，保证安全、快速钻进的同时，节约钻井成本，提高油气产量，人们研究开发了一种提高地层承压能力的新型钻井液体系，其中零滤失井眼稳定剂和防漏堵漏零滤失井眼稳定剂是其两个关键处理剂。研制了一种提高地层承压能力的CY-1无渗透处理剂，并对其性能进行了室内试验研究及评价，结果表明，CY-1处理剂与国内外同类产品相比，能快速形成封堵膜，降低钻井液的滤失量，提高砂床和砂岩的承压能力，而且成本较低，效益显著。     

油包水钻井液降滤失规律研究

钻井液滤失性是钻井液的重要性能。通过对加入不同降滤失剂的油包水钻井液体系滤失规律的试验研究,表明油基钻井液体系的滤失性和水基钻井液有着相同的规律,滤失量的大小和时间的平方根呈线性关系,油包水钻井液降滤失剂的评价方法可以采用与水基钻井液相似的方法进行评价,但是需要对破乳电压进行测定。当油基钻井液体系经过高温老化后,油包水钻井液的滤失量会大幅度降低,这使得油基钻井液在高温地层钻井时有很好的优势,能更好地维持钻井液的性能稳定。     

无渗透钻井液在川东地区的应用

在分析川东地区的储层特征基础上,提出了无渗透保护储层钻井液技术。通过室内实验对无渗透钻井液各方面性能进行了评价,结果表明:无渗透钻井液具有较好的流变性能、抑制性能、封堵性能和保护油气层性能。无渗透钻井液技术在川东地区进行了3口井的现场应用,证实了该钻井液技术现场工艺技术可行。     

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。      

费尔甘纳盆地高温超高密度聚磺复合盐水钻井液技术

乌兹别克斯坦费尔甘纳盆地卡拉吉达构造带主要目的层为N1下部和E上部,深度为5 700～6 500 m,具有高压(地层压力系数在2.2左右)、高产(产量超过500 t/d)、高含硫(5％～6％)、高盐(5％～27％)、超深的“四高一超”的特点,事故多发生在盐层和盐下油气层段.研制出2套抗温分别为150～180℃、180～200 ℃的超高密度聚磺复合盐水钻井液体系,密度可在2.0～2.4 g/cm3范围内调节,具有好的悬浮稳定性和流动性,在抗温达180～200℃的体系中使用了单剂抗温可达200℃的磺酸盐抗盐降滤失剂DSP-2和抗温可达240℃的超小分子高温高盐聚合物降滤失剂PFL-H;同时提出了2套体系的现场配制、维护处理的技术措施和工艺流程,现场操作性强.室内评价和现场应用结果表明,2套体系都能满足该油田深层高温高压盐膏层、高压盐水层井段的钻井施工.