水基钻井液高温高压密度特性研究

水基钻井液的密度在高温高压条件下不再是一个常数。采用高温高压静态密度测定装置，研究了不同密度水基钻井液的静态密度随温度和压力的变化规律，回归其变化关系式，建立起了水基钻井液静态密度随温度和压力而变化的数学模型，并对影响高温高压下水基钻井液密度变化的因素进行了分析。得出了温度对水基钻井液的密度影响最大，压力对其影响较小的结论。提出了随着温度的升高，压力对水基钻井液静态密度的变化影响变大的观点。准确预测钻井液在高温高压下的真实密度，有利于准确预测和控制井底压力，从而保证油气井在窄安全钻井液密度窗口下安全钻进。     

高温高压水基微泡沫钻井液静密度研究

在说明微泡沫钻井液良好性能和特点的基础上,针对现场应用中的难点,指出了研究该钻井液体系密度与温度、压力关系的重要性.介绍了在高温高压条件下测定水基微泡沫钻井液静密度与压力和温度关系的室内试验方法'利用新研制的高温高压钻井液密度测量装置测量了两种微泡沫钻井液在不同温度、压力下的密度,分析了高温高压对微泡沫钻井液密度的影响规律.结果表明,当温度一定时,微泡沫钻井液密度随压力增加而增大;保持压力不变时,微泡沫钻井液的密度随温度的升高而减小.描述了微泡沫钻井液密度受温度和压力影响而变化的机理.     

高温高压对超深井钻井液密度的影响

井眼内钻井液密度是进行各种钻井施工和设计的必要的基础数据,高温高压环境下的超深井钻井液密度不再是一个常数,而是随温度和压力的变化而变化,因此有必要对超深井钻井中高温高压对钻井液密度的影响进行研究。利用高温高压钻井液密度模拟实验装置,采用胜科1井现场配制的超深井钻井液,测量了温度、压力对超深井水基钻井液密度的影响特性,根据测量结果,建立了温度、压力影响下的水基钻井液密度预测模型。结果表明,水基钻井液密度受温度变化影响比受压力变化影响大,随着温度、压力的增大,钻井液密度降幅较大,同时,高温高压下钻井液更具有可压缩性。建立的预测模型为合理确定现场钻井液密度范围提供了一种新方法。     

SPSS在高温高压钻井液密度模型中的应用

本文采用前人实测不同温度不同压力下钻井液的密度数据,首次将社会科学统计软件SPSS应用到高温高压条件下钻井液密度线性回归模型中,介绍在石油工程中的应用及实现方法,确定了其有关参数和理论数据。回归拟合结果表明,将SPSS用于高温高压条件下钻井液密度模型中是合理的。并利用SPSS对影响高温高压下水基钻井液密度变化的因素进行了分析,得出钻井液密度与压力和温度之间的相关系数分别为-0.322和-0.960,相关系数检验的概率p值分别为0.045和0。     

用多元回归法预测水基绒囊钻井液当量静态密度

由于地层温度、压力的影响,预测水基钻井液井下当量静态密度比较困难。水基绒囊钻井液的囊核包裹一定量气体,温度和压力不仅影响基液密度,而且影响囊核体积,使得井下当量静态密度变化规律更加复杂。室内研究首先用PVT实验仪测定密度为0.85 g/cm3的无固相绒囊钻井液在1~20 MPa、30~130 ℃下的密度,然后利用多元回归法处理测定的220个密度数据点,建立绒囊钻井液不同井深时的井下静态密度预测模型。此模型相关系数0.96、相对误差小于5%,可信度高。用该模型计算2 500 m井深时绒囊钻井液密度与磨80-C1试验井实际测量结果比较,相对误差小于4%,表明此模型可预测井下水基绒囊钻井液的当量静态密度。     

高温深井当量静态密度的计算

计算高温深井井底静压时必须考虑高温和高压对钻井液密度的影响。提出了一种新的钻井液密度-温度-压力数学模型，据此阐述了高温高压深井井底静压的具体计算方法，编制了计算机应用程序。结果表明，考虑高温高压影响时得到的深井井底静压值与常规计算方法的计算值相差较大，足以使钻井液安全密度窗口过窄的油气井出现井下复杂事故；高温深井水基钻井液当量静态密度随着井深增加而直线降低；且不同地面密度的水基钻井液密度降低的幅度相同。得出温度对高温高压钻井液静态当量密度的影响程度大于压力的影响程度，钻井液地面密度对当量静态密度变化量的影响很小。     

海洋深水钻井油基钻井液气体溶解度计算

在深水钻井过程中,泥线上、下井筒温度差异较大,受温度、压力的影响,气体会溶解于钻井液中,也会从钻井液中逸出,气体在环空中存在的状态对环空压力的影响较大。为此,以天然气在水和油中的溶解度计算模型为基础,建立了气体在水基钻井液和油基钻井液中的溶解度计算理论模型,分析了深水环境下气体在水基钻井液和油基钻井液中的溶解度随温度、压力的变化。计算结果表明,随着压力的增加,气体在水基和油基钻井液中的溶解度随之增加; 随着温度的增加,气体在水基和油基钻井液中的溶解度减小。在相同条件下,油基钻井液气体溶解度远大于水基钻井液气体溶解度。     

海上深水钻井井筒温度压力预测与分析

海上特别是深水钻井作业井筒温度压力准确预测是保证钻井作业安全以及钻井/钻井液设计与评估的重要参数。由于海水和地层双重影响井筒温度变化较大,而钻井液物性(密度、流变性等)受井筒流动传热的影响较大,同样钻井液物性的改变反过来也会影响井筒温度压力的准确预测,如果钻井液参数视为常数,按照地面条件下钻井液物性预测井底压力和温度则其精度难以保证,在钻井液密度敞口非常小的地层,可能会产生井漏、溢流等井下复杂或事故。本文分别对深井水基钻井液的密度、黏度等物性参数预测模型进行了优选,建立了深井钻井井筒流动传热模型预测井筒压力温度,并分析了工艺参数对井底压力温度的影响。本研究为准确井底压力温度、预防钻井复杂事故,保障海上深水安全高效钻井具有较高的指导价值。     

温度和压力对井内流体密度的影响

高温高压深井的安全压力窗口窄,井筒内不同深度之间的流体温差和压差大,且井内流体受到地层加热膨胀和液柱压力压缩造成密度变化,因而容易因入井流体初始密度选择不当造成压力失稳。利用自主研制的高温高压流体密度变化测量仪,进行了温度和压力对淡水、隔离液、水泥浆和矿物白油密度的影响试验,得到了相应的关系曲线;筛选出了适合固井水泥浆温度、压力变化的密度模型——Dodson-Standing模型;通过Drillbench软件,分别计算了入井初始密度1.2和2.0 kg/L水基钻井液和油基钻井液,在井下不同地温梯度下的当量静态密度,得到了4幅对应图版,该图版可为高温高压深井的钻井液和固井液密度设计提供参考。试验结果表明,对于井深为5 000 m、井底静态温度为270 ℃的井,入井初始密度1.2 kg/L水基钻井液的密度可降低5.58%,油基钻井液的密度可降低6.41％。      

深井水基钻井液高温高压流变特性的研究

为随时了解深部井段的钻井液性能,对塔里木油田的一些常用水基钻井液体系的高温高压流变性进行了试验研究,并测定了该油田常用水基钻井液在不同温度和压力下的流变性。对大量的试验数据进行了回归处理,得出了计算水基钻井液在井下温度、压力条件时表观粘度和塑性粘度的数学模型。这有利于现场监测钻井液在井下的流变情况,并及时采取相应的处理措施。     

深水水基钻井液的室内研究

深水区域油气勘探已成为油气产量增长的重要组成部分。研制出了一套聚合物硅酸盐钻井液,该钻井液能够有效地抑制水合物的形成;具有一定的抗温性能和良好的井壁稳定性,岩屑滚动回收率在90%以上;保护油气层效果好,其渗透率恢复值在90%以上;采用发光细菌法对钻井液处理剂及体系的生物毒性进行了评价,结果表明它们均无生物毒性;该钻井液加重后性能满足深井钻井的要求。     

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。      

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。     

超深水钻井平台钻井系统精度控制技术

基于模块建造技术、公差分解技术以及船体建造技术的基本理论,对第七代超深水钻井平台钻井系统建造过程中的关键精度控制技术进行论述,具体介绍"蓝鲸一号"的双钻塔钻井系统的精度控制方案。该方案可保证"蓝鲸一号"双钻塔钻井系统的成功安装。     

浅谈深海钻井中钻井液适应性评价与应用

随着工业的发展，人类对能源的需求越来越大，人类把石油的勘探开发目光集中到深海。深海海洋油气勘探存在着很多作业难度，具体有作业区域水深、深海钻井难度大等。深海钻井液作业存在着易形成天然气水合物、大尺寸井眼岩屑上返困难、低温钻井液流变性控制困难、钻井液易漏等特点，深海钻井工程也是一项高风险、高投资作业，深海钻井液质量在深海钻井工程中显得尤为重要。     

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。      

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。      

抗260℃超高温水基钻井液体系

通过引入抗高温降滤失剂MP488、高温流型调节剂CGW-6,使超高温钻井液流变性得到控制,通过采用抗盐高温高压降滤失剂HTASP-C,使超高温钻井液高温高压滤失量得到有效控制,形成了抗温达260℃、密度为2.35g/cm3的淡水钻井液配方,并对其进行了抗温机理分析和性能评价。结果表明,该淡水钻井液抗Na Cl污染可达饱和,页岩滚动回收率达94.1%,抗钻屑、膨润土污染能力强,具有良好的沉降稳定性,在密度为2.0~2.5 g/cm3时表现出较好的适应性,能够满足钻井液抗温260℃性能要求。     

适用于深水水基钻井液的温敏聚合物流型调节剂

针对深水水基钻井液低温流变调控的要求，利用温敏聚合物在对温度响应的过程中有显著的流体力学体积和分子构象变化的性质，以N-异丙基丙烯酰胺（NIPAM）和丙烯酰胺（AM）为单体，合成了一种流型调节剂PNAAM。通过傅里叶红外光谱（FT-IR）表征了产物的官能团。热重分析显示产物初始热分解温度在300℃。浊度分析显示，单体配比和盐浓度均是通过影响分子链中亲水基团与水分子氢键的强度来影响产物的LCST（低临界溶解温度）。PNAAM在钻井液中4、25和65℃流变参数比值为AV_4℃∶AV_25℃∶AV_65℃=1.75∶1.22∶1、PV_4℃∶PV_25℃∶PV_65℃=1.8∶1.4∶1、YP_4℃∶YP_25℃∶YP_65℃=1.8∶1∶1.09。机理分析认为，温度小于LCST时，分子链中亲水基酰胺基团做主导，PNAAM分子溶于水，无可测量的流体力学半径；温度大于LCST时，分子链中疏水基做主导，PNAAM分子链之间疏水缔合作用增强，形成三维网状结构，黏度增大，聚合物粒度增大，泥饼膨润土颗粒更加致密有序。      

水射流钻径向孔用步进式钻进系统的研究

水射流钻径向孔用喷管的前端牵引钻进方式存在自牵引力小,限制了喷管长距离钻进的问题;地面下放钻进方式又存在力传递情况复杂,下放速度波动大,地面难以实现井下钻进速度精确控制等问题.鉴于此,研究了水射流钻径向孔用步进式钻进系统.该系统通过低速钻进控制器实现喷管的低速钻进,通过步进式锚定送进机构保证喷管持续钻进.试验结果表明:...