钻井液用缓释复合消泡剂的研制与应用

目前国内市场上钻井液消泡剂品种少、适用范围窄、有效作用时间短,本文报道一种适用于多种钻井液的缓释型复合消泡剂.该剂制备方法如下:硬脂酸铝、二甲基硅油及白油在120反应2小时,冷却后加25%～30%乳化剂制成乳状液,再加入微胶囊化剂,在高剪切力作用下制成微胶囊化消泡剂.乳状液可维持稳定60天以上.该剂在加入ABS发泡的淡水、4%盐水、饱和盐水基浆中的综合消泡性能好于醚类、酯类和醇类消泡剂.在聚磺、聚合物和饱和盐水凹凸棒实验钻井液中,该剂消泡性能好,对钻井液常规性能无影响,还有减摩阻作用.在聚合醇和钙基实验钻井液中,加入该剂0.07%时密度恢复率超过90%.在聚磺实验钻井液中,该剂在150℃仍具有良好的消泡和抑泡效果.该剂在已在国内许多大油田获得应用.大港板深22井2005～5127 m井段使用的高温有机硅钻井液,由于加入了磺化类、腐殖酸类、树脂类处理剂而产生了气泡,加入该剂0.2%～0.3%后迅速消泡,密度恢复原值(1.18～1.52 g/cm3),处理一次可维持4～5天不起泡,井深5100 m时井底温度175℃,循环钻井液温度约165℃,该剂消泡性能仍良好.表9参5.     

超深井钻井液完井液HCO_3~-和CO_3~(2-)污染规律和处理方法

在中原油田十几口超深井目的层钻进中,钻井液完井液均受到过不同程度的HCO3-和CO32-化学污染。通过室内研究和现场应用,总结出HCO3-和CO32-的污染规律、性能特征及针对性处理措施。要正确鉴别钻井液的老化与受化学污染的不同。对HCO3-和CO32-污染的准确判别和及时处理,可减少处理剂用量,缩短处理时间,确保井下安全。HCO3-和CO32-污染的最大特点是,钻井液气泡多,颜色暗黑,粘度高,用稀释剂处理无效或效果差,切力呈上升趋势,性能极不稳定,触变性强。判定为HCO3-和CO32-污染后,必须进行滤液分析,并根据滤液的pH值、泥饼质量和滤失量等数据,拟定处理方案,通过小型试验确定Ca(OH)2加量,在1～2个循环周内加入;控制pH值为11.0～11.5是处理该污染的关键;同时,在满足携屑能力的前提下尽量降低粘度和切力,保证钻井液有良好的流变性。     

深井抗高温泡沫钻井液技术研究与现场试验

常规泡沫钻井液在深部地层高温条件下存在稳定性差、抗压能力弱以及携岩能力差等问题,同时在钻遇油层时容易消泡,为解决该问题,研究了深井抗高温泡沫钻井液。通过研制关键处理剂FPTO-1（发泡剂）、WPTO-1（稳泡剂）和YZTO-1（页岩抑制剂）,并对其加量进行优选,形成了6组深井抗高温泡沫钻井液配方;通过室内性能试验,从抗高温、抗原油污染、抑制性和抗高压性能方面综合评价,优选了钻井液配方。室内试验表明,深井抗高温泡沫钻井液可抗温150℃、抗油30%、抗压28 MPa。该钻井液在哈深2井三开3 837.00~5 173.50 m井段进行了现场试验,结果显示,在温度达到137℃时该钻井液性能依然稳定,并具有良好的携岩能力。研究结果表明,深井抗高温泡沫钻井液突破了常规泡沫钻井液应用井深的极限,且综合性能优良,具有现场应用价值。      

苏丹地区硅酸盐钻井液发泡原因及消泡对策分析

硅酸盐钻井液具有良好的防塌性能,在苏丹地区的长期现场使用情况表明,硅酸盐钻井液具有抑制性强、性能稳定、易于维护等特点,但经常遇到钻井液起泡且难于去除的现象,一定程度上影响了钻井液性能的稳定.通过实验对苏丹项目常用的钻井液处理剂在硅酸盐钻井液体系中的发泡效果进行了评价,井对硅酸盐钻井液体系泡沫产生的机理进行了分析,提出了控制硅酸盐钻井液体系发泡的对策.实验证明,硅酸钠和CO2反应是引起硅酸盐钻井液体系容易发泡的主要原因,消泡剂和润滑剂配合使用可以起到较好的消泡效果;温度、pH值和大分子聚合物处理剂对泡沫的稳定性有一定影响.     

新型HFX—101消泡剂

在钻井过程中,钻井液一旦产生大量的气泡,如果处理不及时,轻者引起井涌,重者将造成井喷、井塌等一系列井下复杂事故,因此,对钻井液有效地消泡和抑泡成为泥浆处理技术中一项复杂又重要的课题。钻井液起泡往往由下列原因引起:①地面设备夹带气体;②来自含气地层的气体侵入钻井液中;③钻井液添加剂中含有易发泡物质(如各种磺酸盐)。根据现场资料的统     

超深井钻井液完井液HCO-3和CO2-3污染规律和处理方法

在中原油田十几口超深井目的层钻进中，钻井液完井液均受到过不同程度的HCO3^-和CO3^2-化学污染。通过室内研究和现场应用，总结出HCO3^-和CO3^2-的污染规律、性能特征及针对性处理措施。要正确鉴别钻井液的老化与受化学污染的不同。对HCO3^-和CO3^2-污染的准确判别和及时处理，可减少处理剂用量，缩短处理时间，确保井下安全。HCO3^-和CO3^2-污染的最大特点是，钻井液气泡多，颜色暗黑，粘度高，用稀释剂处理无效或效果差，切力呈上升趋势．性能极不稳定，触变性强。判定为HCO3^-和CO3^2-污染后．必须进行滤液分析．并根据滤液的pH值、泥饼质量和滤失量等数据，拟定处理方案，通过小型试验确定Ca(OH)2加量。在1～2个循环周内加入；控制pH值为11．0～11．5是处理该污染的关键；同时，在满足携屑能力的前提下尽量降低粘度和切力。保证钻井液有良好的流变性。     

微泡钻井液在吐哈油田雁653井的应用

根据吐哈油田的地层特点。优选了适合于该油田的微泡钻井液的发泡剂和稳泡剂。并进行了微泡钻井液体系的室内配方研究与相关性能评价。获得了适合于该油田高矿化度条件下性能稳定的低密度微泡钻井液配方。在雁653井的现场应用表明。微泡钻井液能够在-1772～-1887m实现近平衡条件下安全钻进；该钻井液具有可循环、成本低、密度低、机械钻速高、能够有效地防止漏失、保护油气层、承压能力强等特点。     

CT5—3钻井泥浆消泡剂的研究

CT5-3是先由多元醇与脂肪酸在催化剂作用下经加热、酯化、脱水制成消泡主剂,然后再加入辅助消泡剂复配而成的。使用泥浆密度的恢复作为泥浆消泡剂消泡性能的评价方法。CT5-3在泥浆中的加量为0.1-0.3%,以0.2%为宜。该剂具有显著的消泡作用,有一定的抗盐、抗钙能力,润滑作用,并且还有性能稳定、不污染环境、加注方便等优点。     

马深1超深井四开钻井液技术

马深1井是中石化勘探分公司部署在川东北通南巴构造带马路背构造高部位的一口重点预探井。完钻井深为8 418 m,目的层主探下寒武统龙王庙组储层。该井四开作业井段为6 225.4~7 699 m,钻遇龙马溪组时存在大段泥页岩地层,井壁稳定问题比较突出,且地层压力系数高,超深井段井温高,钻井液易受酸根污染,施工风险较大。该井四开钻井液技术难点主要是高温下高密度钻井液流变性控制、井壁稳定及酸根污染问题等。针对以上难点,通过大量室内实验,优选出以下几种主要处理剂:抗温强的聚胺抑制剂BCG-7,加量控制在0.4%;抗温主剂采用高温下降滤失效果好且不提黏的SMP-3,加量控制在5%~6%;抗温降滤失效果好且不提黏的聚合物类降滤失剂PFL-L及HPL-3,加量分别控制在2%及1.5%;抗温降黏剂选用HR-300、SMS-19,加量视情况而定;同时引入抗氧化剂,以提高体系的抗温性。最终确定钻井液基本配方为3% NV-1+0.3% KOH+5% KCl+1.5% HPL-3+1% AOP-1+3% SCL+3% FT+5% SMP-3+3% LF-1+0.4% BCG-7+3% QS-2。在马深1井现场应用时,根据实钻情况及时调整处理剂加量,对钻井液配方进行微调,在该井四开井段使用过程中,表现出高温高密度下流变性好、抑制能力强、封堵效果好及抗酸根能力强的特点。KCl-胺基聚磺钻井液技术为顺利完成马深1井四开井段的钻探工作提供了强有力的技术支撑,最终形成了一套完整的超深井钻井液技术。      

固井水泥浆与钻井液接触污染作用机理

针对固井时水泥浆和钻井液掺混易产生接触污染,造成注水泥憋泵和危及作业安全的问题,对接触污染的作用机理进行了研究。比较了掺混钻井液和钻井液处理剂前、后的水泥浆性能,利用红外光谱、X-射线衍射仪、扫描电镜对掺混前、后水泥浆的物相和微观形貌进行对比,确定钻井液和钻井液处理剂对水泥浆性能及结构的影响;利用原子吸收分光光度计测定水泥浆滤液中离子种类及含量,考察了各类金属离子对钻井液和处理剂溶液的影响。研究结果表明了接触污染作用机理:水泥浆中Ca²⁺对钻井液产生"钙侵 "造成钻井液流变性能变差;水泥水化产生的Fe³⁺、Al³⁺可与钻井液中的多种聚合物类处理剂交联形成凝胶,凝胶的形成加之处理剂对水泥颗粒的吸附架桥,造成水泥浆体多级絮凝结构的加强,导致混浆流动性急剧降低。根据作用机理,可使用抗钙先导浆、在隔离液中加入掩蔽剂等措施来解决接触污染。解决接触污染措施在ST1井、MX17井尾管固井中的应用效果良好,为保证深井注水泥安全提供了有力的技术支持。