抗 240 ℃高温水基钻井液体系的室内研究

中国深部大陆科学钻探井设计井深将超过万米,井底地层温度可能在 300 ℃以上,井内钻井液将长期处于高温高压环境,性能会受到严重的影响和破坏。室内实验通过在不同加量、不同温度（30、90、120、150、180、210、240 ℃）等条件下测试钻井液的流变性能及高温高压滤失量,对抗 240 ℃高温钻井液材料及处理剂进行了优选,最后选用 4% 新疆膨润土与抗高温材料 HPS 复合作造浆材料,添加了高温保护剂 GBJ;复配使用抗高温降滤失剂 LQT、SPNH、JSSJ、JSJ-1、SMP-I 作降滤失剂,引入了新型抗高温降滤失剂 DDP 和抗高温降黏剂 JNJ。评价了优选配方的高温高压滤失量和流变性,在 240 ℃高温滚动 16～72 h后,采用金属滤板直接在230 ℃高温下测试钻井液性能,测试温度由低到高, 再由高到低。结果表明: 优选出的配方在240 ℃下具有良好的高温稳定性和流变性, 高温高压滤失量低。      

M-ISWACO推出新型抗高温非水基钻井液

M—I SWACO公司日前正式推出新型RHADIANT抗高温非水基钻井液,具有良好的高温稳定性,能够有效降低钻井液在高温条件下的性能老化、防止井壁垮塌,同时减小泥饼厚度,为测井创造良好的井眼条件。RHADIANT钻井液体系是专门为高温环境研制,与常规的非水基钻井液不同,即使经过长时间静止,RHADIANT钻井液也能保持极好的高温稳定性,而不需要过多的维护。     

有机硅抗高温钻井液体系的室内研究

提出了一种新型的有机硅抗高温钻井液.该钻井液以高温稳定的硅基有机物为主要组分,并引入一种以2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)为单体的四元共聚物高温抗盐降滤失剂OCL-JB,基本配方为:4%膨润土 6%OCL-JB 4%OCL-JA(降滤失剂) 2%OCL-GLT(降滤失剂) 0.5%OCL-GNT(降粘剂) 重晶石.硅基有机物增加了甲基含量,并引入了抗高温稳定剂和磺化物,从而提高了其化学稳定性和高温稳定性.该有机硅抗高温钻井液具有好的页岩抑制性、润滑性和井眼稳定性;滤失量小,滤饼薄且致密,可有效防止钻头泥包;携砂能力强,流变性容易控制;在高矿化度下,钻井液性能稳定,能抗5%评价土、4%NaCl和2?SO4的污染;抗温能力强,在180 ℃以上;而且体系所用材料无毒、无荧光,适用于深井钻探.     

新型抗高温水基钻井液研究

乳化钻井液的性能能够满足高温高压井钻井的需要,但其成本较高且不利于环境保护.通过用化学改性的阳离子丙烯酸酯共聚物和高分子量的聚乙烯吡咯烷酮(PVP)控制钻井液具有相对较低的黏度和较好的剪切稀释性,并选用四氧化三锰作为加重材料,获得了一种可与多种添加剂配伍的抗高温高密度水基钻井液.该钻井液在180℃温度下仍具有良好的流变性和滤失性能,且该钻井液抗盐、钻屑和水泥污染能力强,其页岩稳定性和润滑性好.     

抗高温高密度水基钻井液室内研究

通过室内实验,优选出了能够抗200℃高温、密度达2．30g／cm^3的水基聚磺钻井液配方：4％膨润土＋1．5％SMP-2＋2％SPNH＋3％HL-2＋1％SMC＋0．2％80A51＋0．3％KHPAN＋重晶石＋2％SF260＋1％高温稳定剂＋0．5％表面活性剂＋1．0％润滑剂。评价了该钻井液的热稳定性及抗盐抗钙能力。结果表明,该钻井液流变性好,抗盐、抗钙污染能力强,对处理超高温水基钻井液具有指导意义。     

抗高温高密度水基钻井液室内研究

针对深井和超深井钻井工艺技术对钻井液的要求,合成了抗高温不增黏降滤失剂CGW-1、抗盐高温高压降滤失剂CGW-2等处理剂.CGW-1抗温达220℃,黏度低,能避免钻井液高温增稠现象;CGW-2具有良好的抗盐性能.以它们为主处理剂形成了密度为2.5 g/cm3的淡水钻井液及密度为2.3 g/cm3的饱和盐水钻井液.实验结果表明,该抗高温高密度钻井液经过220℃、16 h高温老化后具有良好的流变性,高温高压滤失量小于20 mL;密度为2.5 g/cm3的淡水钻井液具有良好的抗岩屑、黏土、钙污染能力、较强的抑制性和良好的沉降稳定性.     

钻井液用抗高温聚合物增黏剂的制备与性能评价

针对当前钻井液增黏剂耐温抗盐性能较差,无法满足深部高温储层钻探要求的问题,以2-甲基-2-丙烯酰胺基丙磺酸(AMPS)、丙烯酰胺(AM)、N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)和N,N-二甲基丙烯酰胺(DMAM)为单体,利用自由基共聚法制备了耐温抗盐聚合物增黏剂ANAD。采用正交实验法优化ANAD的合成条件,采用红外光谱仪、核磁共振波谱仪等表征ANAD的分子结构,采用热重分析仪测定ANAD分子链的热稳定性,评价了ANAD在基浆中的耐温抗盐性能,分析了ANAD的增黏机理。结果表明,在引发剂2,2'-偶氮二异丁基脒二盐酸盐(AIBI)加量0.5%、单体摩尔比n(AMPS)∶n(NVP)∶n(AM)∶n(DMAM)=37.70∶31.10∶31.10∶0.10、反应温度55℃的条件下制备的ANAD抗温性能优良,分子链初始分解温度为328℃,在淡水基浆和15%盐水基浆中的抗温能力分别为230℃和180℃。ANAD的抗剪切性能良好。ANAD具有大分子侧链、刚性基团及极性基团磺酸基团,其抗温、抗盐、增黏和抗剪切性能均优于国内常用增黏剂80A51。图10表4参20     

莫深1井抗高温高密度KDF水基钻井液室内研究

莫深1井是位于准噶尔盆地中部马桥凸起莫索湾背斜上的一口超深预探井，设计井深为7380m，预测地层压力系数为2．12，预测井底温度为204℃。针对莫深1井高温高压并存问题，成功研制出抗高温高密度KDF水基钻井液。该体系主要由高温降滤失剂、防卡降滤失剂、抑制性降滤失剂、高温保护剂、高温封堵剂、高温增效剂、包被剂、润滑剂等组成。实验结果表明：密度为2．30g／cm^3的KDF水基钻井液体系在120～220℃范围内，滚动16h、48h及72h后均具有较好的热稳定性、沉降稳定性、流变性、失水造壁性、润滑性及抗污染性能，且配方的重复验证性较好。KDF水基钻井液配方应用范围广，可通过调整体系中处理剂的加量来满足莫深1井深井段不同温度条件下的钻井施工要求。     

莫深1井抗高温密度水基钻井液体系室内研究

针对莫深1井钻井施工中存在高温高压问题，开展了抗高温高密度水基钻井液系列研究实验，实验均采用国产材料，优选优配抗高温处理荆，通过室内大量配方实验，成功开发出能满足莫深1井深井段施工要求的水基钻井液体系，体系的热稳定性及高温下的性能均较好，抗温可达220℃，并且在高密度条件下具有良好的流变性。该体系的成功研究对莫深1井的顺利钻探意义重大。     

新型抗高温钻井液降滤失剂FLA的研究

以2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)等乙烯基单体为基本原料,合成出新型抗高温多元聚合物降滤失剂FLA。实验表明,FLA在3％钠膨润土基浆中的抗温能力达220℃,可抗盐至饱和,抗5％6CaCl_2,它在淡水、盐水、饱和盐水、海水及含钙钻井液体系中的抗温降滤失性能均优于国外同类产品。     

莺琼盆地抗高温高密度水基钻井液

莺琼盆地地温梯度高,压力系数大,安全密度窗口窄,抗高温高密度钻井液技术是其高温高压地层钻井面临的主要技术难题之一。对该区块现用水基钻井液进行性能分析,通过对钻井液性能进行优化,构建了莺琼盆地高温高压段水基钻井液。该钻井液体系在200℃热滚16 h后的黏度为39 mPa·s,动切力为7 Pa,高温高压（200℃、3 MPa）沉降因子为0.512,高温高压滤失量为8.6 mL,高温高压砂床滤失量为14.4 mL,在4 MPa被CO₂污染后黏度为43 mPa·s,动切力为9 Pa,API滤失量为4.5 mL,高温高压滤失量为13.6 mL。研究结果表明,该体系的流变性、沉降稳定性、高温高压滤失性、封堵性及抗酸性气体CO₂污染性能均优于莺琼盆地现有高温高压段水基钻井液体系。      

抗240℃超高温水基钻井液室内研究

针对中国大陆科学钻探松科2井深部高温层段钻井作业需要,通过研制出高温稳定剂MG-H2,引入抗高温抗盐的凹凸棒土,优选抗高温降滤失剂,设计出一套以钠膨润土和凹凸棒土为黏土相的低固相抗240℃超高温的水基钻井液配方。MG-H2是采用反相乳液聚合方式研制出的一种油包水型高温稳定剂,其具有球状高分子柔性搭接、增强悬浮稳定性作用和半刚性微粒黏度特性,能实现对钻井液黏度、润滑、滤失性能的综合控制。优选出的3种降滤失剂及其加量配比为3%Lockseal+1%硅氟降滤失剂+1.5%Soltex。综合性能评价结果表明,该抗高温钻井液经过240℃高温老化后性能稳定,具有良好的流变性能和滤失造壁性能,抑制和润滑性能满足钻井需要,能抗10%膨润土、5%Na Cl和1%Ca Cl2的污染。为松科2井下阶段抗260℃超高温钻井液的研制奠定了良好基础。     

基于新型增黏剂的低密度无固相抗高温钻井液体系

在分子设计的基础上,以AMPS、N-乙烯基己内酰胺、二乙烯苯为共聚单体,研制出了新型抗高温聚合物增黏剂(SDKP)。SDKP的分子量不高,但当其浓度达到临界缔合浓度时,分子中的疏水链段以及分子微交联结构中的疏水苯基之间可产生疏水缔合作用,形成较大的动态物理交联网络,从而起到增黏作用。采用Haake RS6000流变仪进行的评价结果表明,SDKP具有优良的高温增黏特性,抗温达165℃。通过对抗氧化剂、降滤失剂、润滑剂和抑制剂的优选,研制出了一套密度为1.02 g/cm3、耐温能力达190℃的低密度无固相抗高温钻井液(WGX)体系。评价结果表明:WGX体系在170℃、5.5 MPa下的表观黏度和塑性黏度分别大于30 m Pa s和17 m Pa s,高温携岩能力较强;岩心渗透率恢复率大于90%,油层保护性能好;抗Na Cl、劣质土污染能力分别达5%和10%,具有一定的抗污染能力;膨胀率仅为7.22%,泥页岩回收率高达89.33%,防塌抑制性好;极压润滑系数仅为0.085,润滑性能好。     

耐盐耐温耐油水基微泡钻井液的制备

研究并测试了不同起泡剂、稳定剂及黏土对耐盐耐温耐油微泡钻井液的影响.实验发现耐温耐盐的微泡钻井液与起泡剂和稳定剂的结构有关,而起泡体系的耐油性与各种物质在泡沫界面的吸附状态有关.选用具有枝型结构的发泡剂和具有耐盐、耐温结构的起泡剂和稳定剂制备微泡体系,可使其具有好的耐盐、耐高温老化的性质,选择适当的无机有机物质进行复配,可在泡沫界面形成亲油但是不溶油的弱极性界面吸附层,使体系有很好的耐油性.由DM5512、甜菜碱、烷基糖苷、1631混合制备成了离子型复合起泡剂QR-1,由HPMC、SMP-Ⅱ和SP-8混合制备成了稳定剂WD-1.实验评价了由QR-1、WD-1和黏土在矿化度为10×104 mg/L的基液中配制的微泡钻井液的耐盐、耐高温老化和耐油性能,证实了以上结论并探讨了其机理.     

抗盐抗高温水基钻井液体系研究与应用

为了满足复杂地层深井钻探钻井工艺技术对钻井液的要求,开展了抗盐抗高温深井水基钻井液体系的试验研究,研制了两套钻井液配方,评价了钻井液的抗温性能、沉降稳定性能、泥饼封堵性能、润滑性能、抑制性能和抗污性能。结果表明:体系的抗温可达200℃;静置48h后,钻井液的上下密度差小于0·05g/cm3;泥饼的渗透率小于0·5×10-3μm2;泥饼的粘附系数均小于0·1;可抗0·1?Cl2,0·1%MgCl2和10%NaCl。现场应用了3口井,效果较好。     

水基钻井液用抗高温降滤失剂的合成与性能评价

钻井液用降滤失剂在高温、盐水等复杂环境下失效是深井、超深井钻探开发过程中遇到的突出问题。采用丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)、N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)和N-异丙基丙烯酰胺(NIPAM)为原料,合成了水基钻井液用抗高温降滤失剂JLS200,并对其进行了红外光谱和热重分析,评价了其在钻井液中的性能。结果表明,所合成的抗高温降滤失剂热稳定性好,抗温达200℃,抗盐至饱和;在KCl钻井液中具有良好的配伍性,滤失量低、流变性好,加入1% JLS200后,200℃老化后的API滤失量由12 mL降至3.2 mL,高温高压滤失量由54 mL降至15 mL,高温老化前后钻井液黏度和切力变化不大。该钻井液用降滤失剂具有较好的应用前景。      

高温对钻井液中黏土的作用及作用机理

针对高温对黏土粒子的作用,对不同钠膨润土含量的基浆在不同温度热滚后的性能进行分析,得出黏土颗粒在不同温度下对钻井液的流变性能影响较大,从常温到90℃,钻井液表观黏度呈递增状态,且在90℃时达到最大值;之后随温度升高急剧减小,在150℃时出现最小值;从150℃到200℃,表观黏度随温度升高略有增大。同时,分析了不同温度对钻井液中黏土的作用机理。该研究结果为深井、超深井水基钻井液提供理论基础。     

有机/无机复合纳米水基钻井液体系研究

利用有机和无机纳米粒子作为功能处理剂（架桥、封堵）,结合常规聚合物处理剂组成了有机/无机复合纳米水基钻井液体系,评价了该钻井液体系的隔离层效应、抗温性、抑制性、抗污染能力和沉降稳定性。评价结果表明:有机/无机复合纳米水基钻井液体系具有较强的隔离层效应,120 min后动滤失量几乎为零;抗温达到180 ℃;具有较强的抑制泥页岩水化膨胀的能力,页岩在纳米水基钻井液中的线膨胀率仅为17.92%,滚动回收率为95.00%;抗盐和钻屑污染能力强,抗NaCl和CaCl2可达15%和7%,抗钻屑污染可达15%;沉降稳定性好,能满足现场施工要求。      

水基钻井液用抗高温降滤失剂的合成及性能评价

针对牛东区块钻探过程中使用的抗高温降滤失剂价格高、增加生产成本的问题,开发了高温性能稳定且成本相对低廉的钻井液用抗高温降滤失剂BZ-HTF。用单因素实验法优选出最优合成参数:单体浓度为30%,反应时间为4 h,反应温度为55℃,引发剂用量为0.10%,AM、AMPS和IA质量比为42∶40∶18,水解度为30%。BZ-HTF抗温达220℃,且性能稳定;在淡水、盐水、复合盐水和饱和盐水基浆中均具有较好的降滤失能力,且对钻井液黏度、切力影响不大;与国外产品Driscal D性能相当,但商品估价只有其四分之一,具有较好的发展前景。