基于BP神经网络集成的钻井液粒度分布预测

利用BP神经网络模拟了钻井液的粒度分布与钻井液处理剂种类及加量之间的关系,并采用神经网络集成的方法提高模型的泛化能力。利用激光散射粒度分析仪测定了NaCl、CaCl_2、钻井液用高温抗盐降滤失剂SPNC、磺甲基酚醛树脂(SMP-2)4种处理剂对钻井液粒度分布的影响,选用60组实验数据作为试验样本,建立了钻井液粒度分布模型,并利用19组实验数据验证其精度。结果表明:该模型具有良好的预测精度,集成网络输出结果的平均误差率和最大误差率均小于单个神经网络子网,表现出良好的泛化能力;并利用该模型研究了单一处理剂对钻井液粒度的影响。     

基于BP神经网络的油基钻井液乳化稳定性预测

通过室内实验,研究十二烷基苯磺酸钙、环烷酸钙、油酸钙、正丁醇4种处理剂对油基钻井液乳化稳定性能的影响,并结合所得实验数据,应用BP神经网络对其进行预测。在模型训练中,采用了神经网络集成来提高BP神经网络的泛化能力。神经网络集成的检验结果明显优于单个子网,其中老化前的平均误差率为7.85%,最大误差率为22.34%;老化后的平均误差率为5.75%,最大误差率为14.53%。     

考虑滑移效应的高密度水基钻井液流变特性

壁面滑移效应会影响高密度水基钻井液流变测量的准确性。基于同轴圆筒旋转黏度计的测量原理,从合理假设壁面滑移现象出发,提出了钻井液流变测量中壁面滑移效应的检测与校正方法,得出了有滑移效应的高密度水基钻井液真实流变特性的确定方法。采用两个不同环形间隙尺寸的圆筒测量系统,开展了考虑滑移效应的高密度水基钻井液流变测量实验,并分析了高密度水基钻井液流变特性与滑移特性。理论与实验研究表明,高密度水基钻井液流动时易出现壁面滑移现象,应消除滑移效应对流变测量的影响;无黏土高密度水基钻井液流变特性符合宾汉模式,其真实流变参数与不考虑滑移效应的表观流变参数存在显著差异;滑移速度与壁面剪切应力呈直线关系,且发生滑移的临界剪切应力很小。     

疏水抑制水基钻井液体系研究及其在页岩气井的应用

针对龙马溪组页岩气水平井钻井井壁失稳问题,研制出一种疏水抑制剂CQ-SIA和一种液体润滑剂CQ-LSA,并形成一套疏水抑制水基钻井液体系。CQ-SIA具有双亲特性,能使亲水的岩石表面发生润湿反转,在岩石表面形成一层疏水膜,具有强化抑制与包被的作用,实验测得岩屑在1% CQ-SIA中的滚动回收率为83.72%,明显高于KPAM、AP-1以及KCl。CQ-LSA具有特定的基团与结构,能在亲水的钻具、泥饼和地层岩石表面形成亲油膜,降低摩阻,实验测得加有1% CQ-LSA的5%膨润土浆黏附系数为0.050 7,低于加有RH-220和BARALUBE的膨润土浆。该疏水抑制水基钻井液的抑制性和润滑性能与油基钻井液相当,具有良好的流变性能和抗污染性能,加有1%~3%防塌封堵剂、1%~2%聚合醇和0.8%~1.6%纳米封堵剂,封堵能力强。该体系在长宁H25-8井进行了首次现场试验,在1 500 m水平井段的钻井过程中,该体系各项性能稳定,配制维护工艺简单,井下未出现任何复杂,起下钻、电测、下套管、固井作业顺利,表明该体系能满足长宁页岩气水平井的钻井需要。      

ZND特种凝胶抗稀释能力的研究

通过从热力学角度研究ZND特种凝胶的溶解和稀释过程,建立了用稀释热评价凝胶抗稀释能力的方法,采用筛余率验证凝胶抗稀释能力,考察了相关影响因素。结果表明,温度是影响筛余率的主要因素,当ZND特种凝胶与水体积比为1：5时,1．5％的ZND特种凝胶在40℃、120r／min下剪切60min和1．8％的ZND特种凝胶在60℃、120r／min下剪切30min后的筛余率均大于70％,ZND特种凝胶具有较好的抗稀释能力,满足现场堵漏应用要求。     

环保水基钻井液处理剂研究进展

研发环保型水基钻井液体系的关键在于可生物降解的、无生物毒性的环保水基钻井液处理剂。介绍了流型调节剂、降滤失剂、抑制剂和润滑剂四类环保水基钻井液处理剂的研究与应用情况,分析了环保处理剂存在的问题和发展趋势。     

川南海相深层页岩气水平井钻井关键技术与实践

川南海相深层页岩气资源丰富,是当前及未来页岩气开发的重要接替领域。由于深层页岩气具有层序多、井底温度高、地层压力高、优质储层薄等地质工程特征,在钻井中面临着导向仪器和钻井液耐温性不足、井眼轨迹控制难度高、工具井眼清洁困难、钻速慢及井下复杂风险高的难题。通过优选耐165 ℃高温旋转导向系统提升钻井时效降低趟钻次数,研制高效破岩PDC钻头提高机械钻速,采用降密度控压钻井降低井底钻井液密度,研发岩屑动态称重装置及可降解携砂纤维实现井眼高效清洁,利用钻井液地面降温系统保障井下工具正常作业,采用地质工程一体化导向钻井模式精准识别钻遇岩性和层位,形成了深层页岩气水平井钻井关键技术。现场应用结果显示,L203井区单井钻井周期由199 d缩短至82.6 d,Z201井区单井钻井周期由239.5 d缩短至118 d,实现深层页岩气铂金靶体平均钻遇率92.8%,对今后深层页岩气钻井提速提效具有示范指导作用。     

钻井液中除硫剂有效含量检测方法及现场试验

在含硫油气井钻井过程中,有效检测钻井液中除硫剂含量的变化,维持钻井液中除硫剂的有效含量,对于保障钻井安全至关重要。为此,基于硫化物反应试剂与锌基除硫剂间的线性作用关系,采用间接法,建立了除硫剂含量与硫化物反应试剂消耗率的关系式,滴定分析了钻井液中硫化物反应试剂的消耗率,基于此提出了钻井液中除硫剂有效含量检测方法。对该检测方法的准确性进行了验证,结果表明:该方法可有效检测钻井液中的除硫剂含量,测定结果相对误差的绝对值<5%。对该检测方法进行了现场试验,试验结果表明,该方法能有效检测钻井液中除硫剂含量的变化,达到及时有效维护钻井液中除硫剂有效含量的目的。研究结果表明,该检测方法满足现场工程应用要求,可有效保障含硫井段安全钻进,同时也能避免除硫剂加量过多造成的浪费。      

温度稳定剂提高共聚物降滤失剂的抗温性能

合成了AM/AMPS/SSS/NVP四元共聚物降滤失剂,加入高温稳定剂JPG,提高了降滤失剂的抗温能力。室内钻井液测试与评价结果表明,加入温度稳定剂后,共聚物降滤失剂抗温能力由180℃提高220℃,在220℃仍能保护良好的降滤失性能;温度稳定剂对钻井液体系高温老化前后黏度影响较小,钻井液流变性能良好;温度稳定剂的加入对降滤失剂抗盐、抗钙能力影响不大。     

高密度油基钻井液降黏剂及其现场应用

高密度油基钻井液稠化的主要原因之一是钻井过程中劣质固相的侵入,特别是低密度固相含量的不断增加。劣质固相经过油基钻井液中的润湿剂、乳化剂作用后使其具有了一定的活性,增强体系的网架结构,导致钻井液的黏度和切力上涨。以月桂酰胺、硬脂酸酰胺和芥酸酰胺为原料,按照质量比1∶2∶1合成了分子链中具有可吸附胺基、酰胺基的多元活性基团的降黏剂CQ-OTA。降黏评价实验表明:CQ-OTA能够将固相含量为48.5%高密度稠化油基钻井液的塑性黏度降低25.0%,静切力降低60.0%,其在油基钻井液中的推荐加量为0.5%～1.5%;在威202HX平台现场应用,能够改善油基钻井液的流变性,提高劣质固相容量限,塑性黏度由53.0 mPa·s下降至40.0 mPa·s,10 min静切力由23 Pa下降至14.5 Pa,保证了高密度油基钻井液顺利钻至目的井深,提高了高密度油基钻井液重复使用效率,降低了钻井成本。