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。     

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...     

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。      

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.     

深水钻井液体系中气体水合物的形成研究

近年来海洋石油勘探逐步向深水区域发展,由于水深问题带来的各种复杂情况给钻、完井带来了更为严峻的挑战。目前国内深水钻井液领域的研究尚属起步阶段,实验手段缺乏。结合相关的模拟实验对海洋所使用的钻井液体系气体水合物的生成情况进行了详细地研究,得出了抑制水合物形成的方法,即通过现场调节钻井液的密度来控制井筒中的压力;改变钻井液体系的冰点,使其自身的冰点尽可能低,这样就可以有效地避免深海钻进过程中气体水合物的生成。通过室内实验及分析,对海洋深水钻井液的发展提供一些借鉴。     

深水钻井液中天然气水合物的成因分析及其防治措施

海洋钻井过程中如果遇到含气地层,地层气窜人井筒及环空中,与钻井液中水在一定条件下易形成天然气水合物,堵塞井筒、环空及防喷器,使钻井无法正常进行。综述了天然气水合物的形成机理及其防治方法,着重介绍了用于水基钻井液的水合物抑制剂,因为其用量少、效率高而被广泛开发和应用。     

天然气水合物对深水钻井液的影响及防治

随着海洋钻井作业数量和深度的增加，钻井作业难度不断加大，海洋深水钻井作业环境恶劣，操作条件复杂，其中之一便是钻井液（主要是水基钻井液）中易形成天然气水合物。钻井液中一旦形成天然气水合物，会造成井壁失稳、堵塞井筒，钻井液无法循环，造成作业周期延长、钻井成本增加等。为解决钻井中天然气水合物的危害，综述了天然气水合物的形成机理。提出在深水区域钻井作业实施前，要充分估计到井口、防喷器、节流和压井管线中形成天然气水合物的可能性，一旦形成天然气水合物，可通过调节钻井液密度来控制井筒中压力，保持最低的安全钻井液密度来防止天然气水合物的形成。     

深水水基钻井液的配方优选与性能评价

研制了深水低温钻井液基本性能测试模拟实验装置,并通过实验优选了分别适合于深水浅层和深部地层钻进的2套钻井液配方。室内实验结果表明,这2套钻井液配方均黏度较低、流变性合理、携岩能力强,在15 MPa、4℃条件下能抑制水合物生成,即可用于1 500 m深水区进行钻井作业;抑制页岩膨胀的效果均较好,对不同性质泥页岩水化分散均有较好的抑制效果,有利于井壁稳定;抗膨润土和劣质土污染的能力都比较强,在分别加入5%的膨润土或加入10%的劣质土后,钻井液流变性、滤失性均变化不大;均具有较好的环境可接受性。     

用高压微量热仪评价深水钻井液气体水合物抑制性

评价水合物生成的传统方法一般存在需要大型设备、实验周期长、精确性差等问题，为此建立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。在了解气体水合物生成环境、对深水钻井的危害及传统评价方法的基础上，利用高压微量热仪的特点，研究了甲烷气体在不同液体介质中生成气体水合物的规律，建立了钻井液气体水合物抑制性评价方法，给出了用DSC技术评价盐水和深水钻井液气体水合物抑制性实例。研究表明，用高压微量热仪测试钻井液水合物抑制性的方法快捷、方便、准确，测试结果与传统方法吻合，深水水基钻井液体系具有较好的水合物抑制性能。     

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。     

深水钻井条件下气制油合成基钻井液低温流动性室内研究

气制油是一类新型合成基础油,具有粘度低、不含芳烃和生物降解性好等特性。研究了在深水钻井条件下影响气制油合成基钻井液低温流动性影响因素;结果表明,乳化剂类型、油水比变化、有机土加量等是影响气制油合成基钻井液低温流动性的主要因素;在此基础上优选出气制油合成基钻井液配方:70%气制油+30%盐水+3%有机土+4%乳化剂+0.5%润湿剂+3%降滤失剂+2%石灰。对比分析了线性α-烯烃、5号白油和气制油基油包水钻井液粘温特征,结果表明,气制油合成基钻井液具有较好的低温流动性,完全可以适用于深水钻井。     

应用改良钻头和改进的钻井液优化深井钻探

在工业和能源部联合指导下,进行了一项等比例室内实验.总共有7种钻头和12种不同的钻井液在3种不同的岩石和各种钻井参数下进行了测试.第一阶段结果已发表在先前的文章中(Judzis 等人,2007年),本文介绍第二阶段的研究结果.第二阶段研究的目的是评估钻头特征和泥浆添加荆是否能在高压条件下提高机械钻速.第二阶段的重要发现包括:①高压条件下,泥浆添加剂在提高机械钻速方面实际上可能比钻头的设计特征扮演更重要的角色.②16 lb/gal的甲酸铯钻井液与16 lb/gal的油基钻井液相比,前者可以在大理石和页岩中增加1倍的机械钻速.用甲酸铯钻井液时既提高了钻头的效率又增加了破岩性.③16 lb/gal的油基钻井液与细粒(直径≈1～3μm)四氧化锰混合,与同样的钻井液和常规重晶石混合相比,在蟹果园砂岩中可以增加1倍的机械钻速.四氧化锰通过增加钻头效率来提高机械钻速,但是对钻头的破岩性没有观测到影响.④第二阶段的试验继续支持第一阶段的结论,即钻井时的实际比能消耗高于岩石的极限抗压强度.     

海洋深水钻井的钻井液研究进展

在参阅大量海洋深水钻探方面的技术文献资料的基础上 ,对海洋深水钻探中的钻井液使用作了归纳和总结。目的在于借鉴国外成功经验 ,为我国今后开展这方面研究工作做一些技术信息方面的铺垫 ;还结合国外海洋深水钻井液研究现状 ,提出了对海洋深水钻井的钻井液研究的几点建议。     

延长区块陆相页岩水基钻井液性能优化评价

延长陆相页岩气资源量丰富,勘探开发处于早期研究阶段。储层地质情况复杂,水平井钻井时常发生井塌等事故,为保持井壁稳定常使用油基钻井液,而油基钻井液又面临环境保护和高成本等压力,为此,研制出页岩水基钻井液体系PSW-1。PSW-1钻井液用0.2%聚合物BOP、2.0%提切剂TQ-1和2.0%的润滑剂ORH-1进行处理,以改善其携屑能力和润滑性。PSW-1的动切力为10 Pa、静切力为4.5 Pa/10 Pa、润滑系数为0.07。经过在4口页岩气水平井的现场应用,PSW-1钻井液能有效地悬浮、携带岩屑,大幅降低钻进时的摩阻;失水量为2.0～2.8 mL,井径扩大率仅为6.34%,有效保持井壁稳定和井下安全。为低成本、高效开发延长陆相页岩气水平井提供技术支持。      

深水水基恒流变钻井液流变特性研究

水基恒流变钻井液是一种适用于深水钻井作业的新型工作流体,目前关于该体系的报道较少。通过对一定温度压力下钻井液性能的检测以及流变模型分析,研究了水基恒流变钻井液的流变行为,并初步探索了恒流变机理。结果表明,在0.1～35.4 MPa范围内,当温度从4℃升高到65℃,黏度计读数φ₆/φ₃、动切力、塑性黏度等流变参数的变化幅度较小,分别在10～13、9～12、13～18 Pa及15～22 mPa·s范围内,且φ₆与φ₃读数随温度呈“U”型分布;在温度压力组合条件下,拟合经验流变方程的相关性排序为:宾汉塑性≈幂律＜卡森≈赫-巴≈罗-斯模型,其中双参数卡森模型的相关系数较高,且表达式简洁,适于描述水基钻井液的恒流变特性;以卡森模型为初始方程,引入T/P因子建立了高预测精度的动力学流变方程f（T,P,γ）,相对误差平均值为7.19%±4.07%,偏差极大值集中在100（ r/min）/65℃;分析了关键处理剂的分子形貌、结构及其与黏土片层的缔合作用,提出了基于分子形态的定性构效假设,揭示水基钻井液的流变稳定性本质。      

基于页岩气“水替油”的高性能水基钻井液技术

常规油气井钻井用的高性能水基钻井液无法满足页岩气长段水平井的钻井需要,而油基钻井液存在成本高和巨大的环境压力问题。以昭通页岩气示范区为目标区块,通过分析页岩气的地层特点和存在的技术难题,有针对性地研制出了一种呈黑褐色液体的高效抑制剂、一种纳微米封堵剂、一种成膜降滤失剂和一种特种液体润滑剂,并形成了一套新型高性能水基钻井液体系。该体系的流变性、降滤失性、润滑性和抑制性与油基钻井液的性能基本相当,并且具有较好的抗污染性能,具备了页岩气钻井液"水替油"所需的各种主要性能;密度为2.05 g/cm3的该钻井液中加入研制的润滑剂后,润滑系数降低26%;该钻井液具有较强的成膜封堵能力,能够封堵页岩微裂缝,阻隔压力传递;页岩岩心在该钻井液中高温浸泡10 d后仍有较高的强度,有利于页岩井壁稳定。该体系在昭通页岩气示范区黄金坝YS108H4-2井水平段的现场应用表明,该体系在钻进过程中性能稳定,流变性良好,返砂正常,润滑性良好,无掉块,电测一次成功,井径规则,平均井径扩大率为5.71%,机械钻速为11.74 m/h。该体系完全满足页岩气水平井现场施工的技术要求。      

应用于中国页岩气水平井的高性能水基钻井液

目前中国页岩气水平井定向段及水平段钻井均使用油基钻井液,但油基岩屑处理费用昂贵,急需开发和应用一种具有环境保护特性的高性能水基钻井液体系。介绍了2种高性能水基钻井液体系的室内实验和现场试验效果。在长宁H9-4井水平段、长宁H9-3和长宁H9-5井定向至完井段试验了GOF高性能水基钻井液体系,该体系采用的是聚合物封堵抑制方案,完全采用水基润滑方式;在昭通区块YS108H4-2井水平段试验了高润强抑制性水基钻井液体系,该体系采用的是有机、无机盐复合防膨方案以及润滑剂与柴油复合润滑方式。现场应用表明,定向段机械钻速提高50%~75%,水平段机械钻速提高75%~100%。通过实验数据及现场使用情况,对比分析了2种体系的优劣,找出了他们各自存在的问题,并提出了改进的思路,为高性能水基钻井液的进一步完善提供一些经验。      

浅地层大位移井海水钻井液技术

针对埕129-斜10井地层成岩性差、泥岩性软、蒙脱石含量高、造浆严重、砂岩渗透性好等特点和大位移井钻井施工工艺的特点,采用了纳米乳液胺基聚合物润滑海水钻井液。经现场应用表明,该钻井液携岩能力强,具有良好的流变性、润滑防卡性和抑制性,有效预防了井壁失稳,满足了浅地层、大斜度延伸井的钻井要求。在大斜度井段施工中必须坚持短程起下钻,及时修整井壁,以钻井液的净化保优化。该井的安全、快速完钻为渤海湾海油陆采浅地层、大位移井的钻井液工艺技术提供了宝贵经验。