塔里木油田富源井区深井超深井抗240℃高温钻井液体系研究

深井超深井的勘探开发已逐渐成为油气开发的主要对象,钻井液是深层超深层钻完井工程的核心技术,是钻井成功的关键之一。本文通过分析塔科1井的技术难点,对水基钻井液的降滤失剂、沥青封堵剂、抗高温抑制剂以及抗高温颗粒封堵剂进行了优选,形成了一套抗240℃高温的水基钻井液体系;并对钻井液体系进行评价。实验结果表明,钻井液体系在240℃高温下具有良好的流变性和降滤失剂性能,满足塔里木油田深井超深的钻井需求。     

抗高温高密钻井液的研究及效果评价

在高温深井钻井过程中,要求钻井液在高温高密度下能有效满足钻井工程及地质录井的要求。因此,就要求使用各种性能优良的抗高温高密度钻井液。本文着重研究抗高温高密度的水基钻井液配方及其性能。该配方的建立采用单因素法确定降粘剂、降失水剂、高温防塌抑制剂、高温稳定剂等几种主要处理剂的加量,进行钻井液的优组优配,形成一套老化前后流变性能及失水造壁性能较好的抗高温高密度水基钻井液。     

抗高温高密度水基钻井液研究

本文针对高温深井钻井对钻井液抗高温高密度性能的要求,在分析研究目前抗高温高密度水基钻井液处理剂性能的基础上,优选、研制出高温降滤失剂LOSR、高温降粘剂THIN、高温稳定剂XP和储层保护剂XB。在大量实验的基础上,优化各处理剂加量,组配可抗220℃,密度为1.9g/mL～2.4g/mL抗高温高密度水基钻井液体系,并对体系进行室内评价。结果表明:该体系具有较强的抗电解质能力,抗钙达3000mg/L,抗盐达1.5%;通过储层保护剂的引入,储层渗透率恢复值可达93%;该体系具有极好的抗钻屑和红土污染性能,体系中钻屑和红土含量达5%时,体系性能无明显变化;体系具有良好的沉降性,静置72小时后,上下密度差为0.02g/cm3。     

抗高温水基钻井液处理剂研究进展

概述了水基钻井液处理剂在高温下存在的问题,从增强分子结构、改善聚集态结构、添加纳米材料等方面综述了近年来抗水基钻井液关键处理剂的研究与应用进展,对抗高温水基钻井液处理剂的发展方向提出了展望,以期对抗高温水基钻井液关键处理剂的进一步研发提供参考。     

HPT高温强抑制水基钻井液体系的室内研究

室内研制出HPT高温强抑制水基钻井液体系,对高效抑制剂、降滤失剂、防塌封堵剂的配比进行了分析,并对该钻井液体系的性能进行了评价。结果表明,该水基钻井液具有优良的加重能力、流变性、抑制性、润滑性和抗温性能,且具有环保和成本低的特点。     

干热岩抗高温钻井液体系研究

为了满足干热岩的开发需要,研制了一种抗温性能达到260℃的高温水基钻井液;主要通过研制的高温护胶剂HDC保持钻井液体系中的各种胶粒的稳定,配合相应的高温降滤失剂和高温封堵剂等其它配伍性处理剂的协同增效作用,来提高钻井液的抗温性能。结果表明,该钻井液抗温性能好,稳定性高,经过260℃高温老化后,仍能保持稳定的流变性能和滤失性能,适合各种类型的高温井的钻井作业。     

环境友好型无铬高温高压水基钻井液的应用研究

介绍了一种环境友好型高温高压水基钻井液体系,该体系使用新型无铬合成聚合物,具有稳定的高温流变性,能有效控制钻井液高温高压滤失量、防止钻井液高温胶凝。现场应用结果表明,基于新型无铬合成聚合物的高温高压水基钻井液配方具有良好的灵活性,可用于开发适用于不同要求的环境友好型高温高压水基钻井液体系。     

石油深井水基钻井液性能控制因素及应用探究

石油深井钻井过程中,水基钻井液的"性能"对钻井液作用的发挥能够产生决定性的影响。本文重点从高温稳定性、失水性、沉降性能、流变性能等方面介绍了深井水基钻井液性能控制原理及其影响因素,并简单分析了水基钻井液在石油深井钻井中的应用问题,这对深井钻井中于水基钻井液的选择、应用具有一定的现实意义。     

高温水基钻井液用降滤失剂的合成与评价

针对深井、超深井钻探开发过程中高温、盐水等复杂环境下降滤失剂失效的问题,开发了一种高温水基钻井液用降滤失剂HF-1。以丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)、二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)为原料,采用水溶液自由基共聚合成,水解引入阴离子以提高高温稳定性和抗盐性能。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220℃,抗盐至饱和;在饱和盐水基浆中加量为1.5%时,220℃老化16 h后的180℃HTHP滤失量降至26 m L;降滤失效果与国外同类产品相当,而成本大大降低。该钻井液用降滤失剂具有较好的应用前景。     

抗高温水基钻井液技术研究

在钻井过程中,高温使钻井液中原本不反应的各组分可能发生剧烈反应,降低了钻井液体系性能和热稳定性。通过室内评价,以三磺淡水基浆为基础,研究了200℃下黏土含量对高温增稠、高温减稠的合适土量范围,然后研究了降黏剂SMC、降滤失剂SMP-3及固化剂HF-1的影响。建立了抗200℃,具有良好的流变性和失水造壁性的水基钻井液,完全能满足悬浮的要求。     

抗高温水基钻井液降滤失剂的研制及性能评价

针对深井钻井过程中高温高压条件下对钻井液体系性能的特殊要求,在室内试验中通过水溶液聚合法研制出一种适合于深井高温地层的水基降滤失剂SLA-3。对其性能进行了评价,结果表明:降滤失剂SLA-3的相对分子质量适中,对水溶液的黏度增加有限,不会造成钻井液体系的黏度变化过大;经过180℃高温老化后,仍具有较好的热稳定性。在基浆中加入质量分数3%的SLA-3,200℃下老化16 h后的高温高压滤失量可以控制在9.4 m L,具有良好的抗温性能。考察了降滤失剂对不同类型钻井液体系性能影响,试验结果表明:SLA-3在淡水钻井液体系、盐水钻井液体系以及含钙钻井液体系中均表现出良好的降滤失效果,适应性较强,可以满足深井钻井作业对钻井液性能的要求。     

页岩气开发钻井液技术研究

由于页岩气井特殊的储层特征,对钻井液的抑制性以及润滑性等提出了很高的要求,油基钻井液虽然能够满足页岩气水平井钻井的需要,但其环保问题以及成本问题等成为制约其大规模应用的瓶颈.为此,针对页岩气储层的特点,室内开展了适用于页岩气水基钻井液的抑制剂、增粘剂、降滤失剂以及润滑剂的优选,形成了一种高性能的页岩气水基钻井液体系.并对该体系进行了综合性能的评价,结果表明,体系具有良好的流变性能,在90 ℃下老化16 h后的高温高压滤失量仅为5.6 mL,摩阻系数为0.11;体系的钻屑热滚回收率达到了98.88%,具有良好的抑制性能;体系在150 ℃高温下老化后仍可保持较好的流变性能和降滤失性能,表明体系具有较强的抗温能力;体系在加入5%的粘土和氯化钠后流变性变化不大,说明体系具有较强的抗污染能力.说明优选的高性能页岩气水基钻井液体系具有优良的综合性能,能够满足页岩气水平井钻井的需要.     

适合海上油田的耐温抗盐型水基钻井液体系研究

为满足海上油田高温储层段钻井施工对钻井液性能的要求,室内通过对抗温型增黏剂、抑制剂和封堵剂的优选及评价,研究出了一套适合海上油田的耐温抗盐型水基钻井液体系,并对钻井液体系的综合性能进行了评价。实验结果表明,该钻井液体系在密度范围为1.3～1.7 g/cm3内时均具有良好的流变性能和降滤失性能;当老化温度为180℃时,体系仍能保持良好的黏度和切力值,滤失量小于10 mL,具有良好的抗温性能;在钻井液体系中加入5%的NaCl后,体系的黏度和切力稍有下降,滤失量稍有增大,具有良好的抗盐性能;体系中加入10%的钻屑后,体系的各项参数变化幅度整体较小,具有良好的抗钻屑污染能力。储层岩心使用钻井液体系污染后渗透率恢复值在60%以上,切除污染端面后渗透率恢复值可以达到90%以上,具有良好的储层保护效果。     

AM／AOBS／DMAM共聚物超高温钻井液降滤失剂合成

随着油气勘探开发向深部发展,钻遇地层温度越来越高,钻遇复杂情况越来越多,钻井完井所面临的困难也就越大．因此对钻井液在超高温条件。近年来．国内外研究者根据抗高温水基钻下性能提出了更高的要求。对于高温钻井液来说,其核心是抗高温钻井液处理剂井液的需要,在抗高温钻井液处理剂研制方面开展了大量的研究。国外研制了以COP-1、COP-2等为代表的独具特色的抗高温处理剂产品,并形成了专用超高温钻井液体系,     

抗220℃深水高密度钻井液体系构建及性能评价

针对常规深水钻井液体系无法适应南海西部深水高温高压的地层环境等问题,室内研制及优选了抗高温增黏提切剂HTV-8、抗高温降滤失剂4%SMP-2+4%SPNH+3%DYFT-2以及水合物抑制剂5%NaCl+10%KCOOH,以此为基础构建了一套抗220℃深水高密度钻井液体系,并对其性能进行系统评价。结果表明,该钻井液体系在深水"低温-高温-低温"的温度变化条件下仍能保持稳定的流变性能,具有良好的抗低温和抗高温性能;钻井液体系对储层钻屑的滚动回收率达90%以上,而泥饼黏滞系数低至0.136 3,沉降因子为0.5左右,说明钻井液体系具有良好的抑制性、润滑性和沉降稳定性;钻井液体系中分别加入1.2%CaCl_2、1.2%MgCl_2、15%钻屑后,黏度、动切力和滤失量的变化幅度均不大,说明钻井液体系具有良好的抗污染能力;钻井液体系在4℃、20 MPa条件下无水合物生成,具有良好的水合物抑制能力;经过钻井液体系污染后的天然岩心渗透率恢复值在85%以上,说明钻井液体系具有良好的储层保护效果。     

高温高密度水基钻井液体系流变性控制及机理研究

高温高密度钻井液流变性调控是高密度钻井液工艺存在的首要问题,本文通过添加多种抗高温处理剂而复配成几种不同配方,从中选出一种配方作进一步的性能评价试验。考察了老化温度及固相含量对钻井液流变性能的影响,研究了水基钻井液高温作用机理。试验表明,高密度钻井液的流变性受固相含量大小和温度的影响明显,对于高密度钻井液体系,黏土侵污量应控制在4%,钻屑侵污量应控制在5%以内。     

微锰在高密度水基钻井液中加重性能分析

微锰加重剂作为国外研发的一种新型钻井液加重材料,目前其在高密度水基钻井液中的加重性能有待深入研究。本文综述了国内外微锰在水基钻井液中的加重性能研究的发展现状,调研了加重剂的评价方法以及其对高密度水基钻井液性能影响及其机理分析。通过微锰与API重晶石单独加重以及复配加重,将微锰在高密度水基钻井液中的加重性能研究拓展到密度2.6g/cm~3,从流变性、滤失性、润滑性、沉降稳定性及抗温性综合评价微锰的加重性能。结果表明,微锰加重高密度水基钻井液的流变性、润滑性和沉降稳定性明显优于重晶石体系,而滤失性能较差,不过这点可以通过与重晶石复配得以改善。API重晶石与微锰复配加重体系下(ρ=2.6g/cm~3),复配比例为60∶40时高密度水基钻井液的滤失流变性最优,润滑性和沉降稳定性也较好,钻井液抗温可达160℃。     

几种常见的水基钻井液的室内试验评价

介绍了新疆油田目前使用的有机盐聚合醇钻井液、硅酸盐钻井液和聚胺盐钻井液的性能特点,对上述3种水基钻井液的流变性、抑制性、热稳定性、封堵性以及抗钙盐和岩屑污染能力进行了室内评价,为现场应用提供相关数据和技术指导。结果表明:3种钻井液的抗温性能良好,老化160℃时,仍具有良好的流变性和较低的滤失量,其中有机盐聚合醇钻井液体系可抗温180℃;3种钻井液的抑制性从高到低依次为有机盐聚合醇,硅酸盐,聚胺盐;3种钻井液抗钙盐能力较差,但均具有较好的抗岩屑污染性;3种钻井液均具有良好的封堵能力,在140℃,3.5~4.9 MPa的试验条件下,30 min的滤失量在正常范围。综合室内评价结果,有机盐聚合醇钻井液的性能最为优良。     

浅谈新型钻井液技术

本文综述了国内外最新出现的几种钻井液技术:无渗透钻井液技术、水基成膜钻井液技术、抗高温水基钻井液、逆乳化钻井液和高性能水基钻井液等,并提出了新型环保、超低侵害钻井液发展要求,并针对大庆油田特殊地层要求,简单介绍几种有代表性的新技术。通过分析钻井液技术发展现状及存在的问题,对环保钻井液的发展趋势提出了一些建议。     

抗高温高密度油基钻井液体系研究及性能评价

为满足高温高压深层油气资源勘探开发的需求,通过处理剂的优选,研制了一套抗高温高密度油基钻井液体系,并在室内对其综合性能进行了评价.结果表明:该油基钻井液体系具有良好的抗高温性能,经过200℃老化后,钻井液体系的流变性能稳定,高温高压滤失量小于5 mL,破乳电压值可以达到1000 V以上;体系具有良好的沉降稳定性能,经过高温老化后上下密度差较小,未发生明显沉降;体系具有良好的抑制性能,能使目标区块储层段岩屑的滚动回收率达到98％以上;在油基钻井液体系中加入淡水、NaCl和岩屑后,体系的流变性能、破乳电压和高温高压滤失量变化均不大,说明该钻井液体系具有良好的抗污染性能;该油基钻井液体系具有较好的储层保护效果,天然岩心使用钻井液污染后,渗透率恢复值仍能大于90％.