耐240 ℃超高温高密度钻井液探索性实验研究

随着深部油气、高温干热岩勘探与深地探测战略实施,钻井液长期处于高温高压恶劣环境,超高温高压下水基钻井液性能稳定性是超高温井钻探的一项关键技术。分析了超高温科学钻探工程钻井液面临的技术难题,提出了耐240 ℃超高温高密度水基钻井液配方的设计思路。采用单因素法,优选了耐240 ℃超高温高密度水基钻井液用关键处理剂。利用不同高温处理剂的协同增效作用,初步研发了一套抗温240 ℃、密度2.0 g/cm³的超高温高密度水基钻井液配方。研究结果表明,经240 ℃老化16 h后,最优配方的钻井液具有良好的流变性和降滤失性能,其表观粘度变化率<30%,180 ℃高温高压滤失量≤24 mL。     

超深井240℃高温钻井液室内研究

为了迎接当前大陆科学钻探(CCSD)逐步向深层次钻井的挑战,需要研发高温钻井液体系。本文通过对比多种处理剂的作用原理,评价优选出了抗高温钻井液用增黏护胶剂VIS-H,进一步确定钠基膨润土加量;筛选高温成膜封堵剂Lockseal、降滤失剂SHR和其他处理剂,建立了抗高温水机钻井液体系配方。室内对该体系综合性能进行评价,评价结果表明该体系抗温性能良好,在240℃高温老化后仍能保持较稳定的流变性能和较低的滤失量,且具有较强的抑制性、较高的滚动回收率和低摩阻。该成果对超深井科学钻探具有指导意义。     

一种海水钻井液用环空流变性改善剂的实验研究

某海上钻井项目需要一种海水钻井液用环空流变性改善剂 ,要求在钙质膨润土泥浆中加入 1%的改善剂 ,泥浆胶体稳定性好 ,表观粘度≥ 3 0mPa·s ,动切力≥ 10Pa ,滤失量≤ 10mL ,且要价格经济合理 ,可接受。本文介绍了该改善剂的室内研究过程 ,最后给出了满足要求的配方 ,该配方原料来源广泛 ,价格经济 ,性能优良     

耐高温(230℃)饱和盐水钻井液技术研究

我国未来深部大陆科学钻探计划深度为13000 m,温度梯度按3.0℃/100 m计算,井底温度将达到390℃以上,钻井液将面临超高温高压环境,钻井液技术将面临严峻考验。为此,开展了超高温钻井液的预研究,利用抗盐粘土、抗高温降滤失剂、抗高温解絮凝剂、抗高温保护剂等,研制了可用于230℃高温环境的饱和盐水钻井液配方。室内评价试验表明,用该配方配制的耐高温钻井液经230℃、16 h高温滚动老化后,具有良好的流动性能,高温高压失水量(210℃、3.45 MPa)35 mL/30 min。     

抗高温高密度盐水钻井液室内研究

南天山地区是典型的山前构造地带,在超深井钻井施工过程中,普遍遭遇到高温和高压盐水层等复杂问题,这就要求使用的钻井液体系必须具有良好的抗高温和抗盐水污染性能.根据常用的钻井液配方,通过大量室内试验,对影响高密度盐水钻井液流变性的因素,如抗盐抗温降滤失剂、膨润土含量和烧碱含量等进行了优选,并确定了该钻井液体系的最佳配方,即KCl欠饱和盐水钻井液.实验表明该体系抗温200 ℃以上、比重达2.38 g/cm3,具有优良的热稳定性和流变性,具有良好的防塌抑制能力.对南天山地区超深井盐膏层和高压盐水层钻井液体系的选择使用具有积极的指导意义和较高的参考价值.     

抗高温钻井液机理研究及性能评价

随着世界能源需求的增加和钻井技术的发展,深井和超深井的钻探已成为今后钻探工业发展的一个重要方面.一些高温高压地区和储层的钻井技术难题亟待解决,尤其是抗高温钻井液技术,它是制约深井钻井技术的瓶颈.由于井越深,井底温度、压力越高,钻井技术的困难越多,尤其是深井和超深井的高温高压条件下对钻井液提出更为苛刻的要求.探索了高...     

凹凸棒土抗高温钻井液的配方实验研究

针对现下钻探深井对抗高温钻井液的要求,在实验室内对聚合物增粘降滤失剂以及钻井液用粘土进行优选,建立抗高温钻井液的配方体系。该体系在经历200 ℃、16 h的热滚实验之后,依然保持良好的体系稳定性以及较低的滤失量。     

KCl-聚胺强抑制性高密度钻井液体系室内研究

聚胺类材料是当今钻井液材料中的一个热点,其分子中的胺基吸附覆盖在粘土表面,防止活性粘土的水化膨胀。在国外,聚胺类材料已经成功的运用于高水敏层、复杂地层的钻井作业。通过大量实验摸索出一套密度达2.2g/cm3、流变性好、抑制性强、抗污染、保护油气层的KCl-聚胺强抑制性高密度钻井液体系,并对其各项性能进行了室内评价。     

KCI-聚胺强抑制性高密度钻井液体系室内研究

聚胺类材料是当今钻井液材料中的一个热点,其分子中的胺基吸附覆盖在粘土表面,防止活性粘土的水化膨胀.在国外,聚胺类材料已经成功的运用于高水敏层、复杂地层的钻井作业.通过大量实验摸索出一套密度达2.2g/cm3、流变性好、抑制性强、抗污染、保护油气层的KCl—聚胺强抑制性高密度钻井液体系,并对其各项性能进行了室内评价.     

定北区块抗高温钻井液体系优化

定北区块储层深埋温高导致常规钻井液体系失效且复杂情况多发,研制一套抗高温钻井液体系已成为解决定北区块钻井复杂情况多发的重要途径。总结分析定北区块钻遇复杂情况及钾铵基钻井液体系性能测试结果,明确了钻井液优化方向——抗高温抑制性、稳定性、降滤失性和封堵能力。针对目前现场常用多种抗高温钻井液处理剂开展了流变性、滤失性、封堵性、润滑性等性能测试实验,优选SMC和SPNH作为抗高温降滤失剂、KCl和聚胺作为抗高温抑制剂、HQ-10作为抗高温封堵剂、白油及石墨作为抗高温润滑剂、SF-1作为抗高温稀释剂,并得出最佳土粉含量为4%,最终得到了抗高温钻井液体系配方。室内性能评价实验表明,该抗高温钻井液体系在180℃热滚72 h后粘度、切力及失水仍满足设计要求,且抗Na Cl及Ca Cl2污染分别达到10%和4%,储层岩心伤害渗透率恢复值可达80%以上。定北抗高温钻井液配方的形成将为定北区块安全高效钻进提供保障。     

高温高压钻井液流变仪应用现状介绍

在深部钻探过程中,井下的高温高压环境对钻井液性能提出了更高的要求。流变性是钻井液的重要性能,保证高温高压状态下钻井液流变性能的稳定是深井安全钻进的必要前提,高温高压钻井液流变仪是测定钻井液高温高压流变性的重要仪器。本文简要地介绍了当前在深部钻探中需要用到的3款高温高压钻井液流变仪,包括其功能特点、主要技术参数和应用情况,旨在为钻探工作者正确选用相关测试仪器、提高钻探安全性和效率提供参考依据。     

大庆油田深井抗高温钻井液技术研究与应用

大庆油田深部地层钻井面临的突出难点表现在地温梯度较高(平均为4℃/100m),压力系数较低(平均在0.98左右)。针对这些地质特点,综合考虑保护储层、降低成本、提高钻速等因素,研制出抗220℃高温油包水钻井液、抗200℃水包油钻井液、抗200℃有机硅钻井液及抗180℃泡沫钻井液,并在现场应用中取得了较好的效果。     

中国大陆科学钻探CCSD-1井钻井液流变模式的选择与循环压力降

针对CCSD-1井的钻进方法、井身结构和泥浆体系,通过2000m取心钻进的实施情况和采集的钻井液性能检测数据,采用数理统计和回归分析的方法,优选了卡森流变模式,计算CCSD-1井不同井深的循环压降。结合现场的生产实际,分别测定了螺杆马达、液动潜孔锤和双管取心钻具的循环压降,最后,确定了钻井液循环通道各部分的压力分布。     

抗高温高密度饱和盐水钻井液研究

通过实验研究了高效抗高温降滤失剂PAADS和结合磺化处理剂在饱和盐水钻井液体系中的协同增效作用,并分别对低密度和高密度钻井液体系的流变性、失水造壁性等性能进行了研究,最终确定了以PAADS为主要降滤失剂,复配磺化处理剂的聚磺抗高温高密度饱和盐水钻井液的基本配方体系。该钻井液体系的抗温能力大于200℃,将该体系用重晶石加重至2.3g/cm3,200℃高温老化后AV为160mPa.s,API失水为7.5mL,高温高压失水为11.5mL,具有良好的流变性、失水造壁性和页岩抑制性。最终分析表明:两性离子聚合物降滤失剂PAADS在高密度饱和盐水钻井液体系中,能与无机盐、磺化处理剂等协同增效,能提高体系的抗高温能力(≥200℃),在对体系流变性影响不大的情况下,能有效地控制失水,提高体系失水造壁性、保持井壁稳定。     

聚合物海水钻井液技术在乌国咸海1井的应用

WAEX-1井是咸海区域构造上的一口探井,采用聚合物海水钻井液体系,密度1.03g/cm3,氯离子17500mg/L,钙离子700mg/L。现场表明聚合物海水钻井液体系,抑制性能好,润滑防塌,钻井液性能易于维护,具有良好的经济效益和保护油气层的双重作用。     

云南腾冲科学钻探废弃钻井液固化处理技术研究

根据云南腾冲科学钻探废弃钻井液的特点,确定了先絮凝破胶再固化的技术路线,筛选出絮凝破胶预处理及固化的最优配方。实验结果表明,固化效果良好,经絮凝沉降后分离出的废水、固化物浸出液污染物含量均达到污水综合排放一级标准。     

高温钻井液高效冷却系统设计与模拟研究

随着油气钻井越来越深,地热钻井越来越多,钻井液面临的高温问题越来越突出,在钻井过程中,对钻井液进行及时冷却并使之达到适宜的温度对于钻井安全是非常必要的。本文总结了目前常用的高温钻井液的冷却方式和特点,综合空气冷却节能的特点和采用载冷剂强制冷却高效的优势,提出了一种高温钻井液高效冷却系统,对冷却系统中空气冷却器、管壳式换热器进行设计、校核、模拟,验证了设计的可靠性,表明使用该冷却方案,能够将80 ℃、1800 L/min的高温钻井液冷却至40 ℃以下,同时还讨论了该冷却系统在不同钻井液温度、不同钻井液流量以及不同气温条件下的冷却效果。     

膨润土粒径及浓度对钻井液流变性能的影响研究

钻井液处理剂的物理和化学性质对钻井液体系的整体性能有着至关重要的影响。膨润土是水基钻井液的重要组成部分之一,其粒径和浓度的变化对钻井液体系的流变性和滤失性也起重要的作用。研究了不同浓度（4%、5%、6%和7%）以及不同粒径（38、63、75和106μm）的膨润土对水基钻井液流变性能的影响。研究结果表明38μm和63μm的膨润土颗粒具有较好的表观粘度、动切力和静切力;粒径为38μm的膨润土颗粒具有最佳的降滤失效果;膨润土浆的表观粘度随其有效浓度的增加而增加;膨润土浆的滤失量随着其浓度的增加而减少;膨润土浆的表观粘度随着测试温度的增加而略有增加,但不呈线性关系。     

适合西部地区新型硅酸盐钻井液技术研究

研究的新型硅酸盐钻井液体系具有仅次于油基钻井液的抑制性、能够在近井壁形成质量较好的泥饼,有利于保护油气层,且无毒、无污染。早期的硅酸盐钻井液体系的主要技术局限性是流变性难以控制、要求pH值太高、高温高压失水较难控制,是在前期硅酸盐钻井液应用研究的基础上通过大量的室内实验开发出的新型钻井液配方,形成了适合于西部地区地层特性和施工工艺的新型硅酸盐钻井液技术,具有一定的推广应用价值。     

宁深1井深井高温钻井液技术

针对麻黄山西部区块深部地层特点及难点,在室内优选抗高温钻井液体系,并对该体系进行性能优化研究,逐步改善其抗温、抗污染能力,并引入SPC-220与磺化处理剂发生高温交联,进一步增强体系的抗盐污染能力。宁深1井现场应用证明,该抗温钻井液体系性能稳定,对井下复杂情况的处理及顺利钻达目的层起到了关键作用。