硅酸盐钻井液的组成与流变性的关系

配制了一系列钻井液，并对其流变性进行了测试，研究了硅酸盐钻井液的组成对其流变性的影响。试验结果表明，未水化粘土和岩屑的积累使硅酸盐钻井液粘度和切力迅速升高，这是硅酸盐钻井液流变性变差的首要因素。较高模数的硅酸盐对各种浓度的膨润土基浆均有解絮凝和降粘作用，而对含有许多劣土和处理剂的钻井液有显著的增粘作用。硅酸盐阳离子中钾／钠值越高，对基浆的降粘作用就越小，对钻井液的增粘作用则越大。简单盐对硅酸盐钻井     

莺琼盆地高温高密度水基钻井液流变性调控方法

南海莺琼盆地高温高压地层钻井安全密度窗口窄,对钻井液流变性要求苛刻,而高密度钻井液因固相含量高其流变性调控难度大,因此研究高密度钻井液流变性的影响因素和调控方法对确保该地区高温高压钻井安全至关重要。本文提出通过控制钻井液处理剂液相粘度来调节水基高温高密度钻井液流变性新方法,并通过毛细管黏度法评价了莺琼盆地两套高温高压水基钻井液体系的流变性能以及液相黏度,对高密度水基钻井液流变性影响因素进行了评价和分析。结果表明,钻井液的液相黏度和固相含量是影响高密度钻井液的关键因素,钻井液体系的液相黏度由处理剂液相黏度决定,而固相含量主要由加重材料的品质决定。进一步评价结果表明,磺化类降失水剂液相黏度最低,其次为改性天然高分子降失水剂,合成类的聚合物型降失水剂液相黏度最高;钻井液在相同组成和密度条件下,重晶石品质越高,即密度越高,粒径越小,所配制的高密度钻井液流变性越优。由研究结果可得出,选择低液相黏度处理剂、低剂量膨润土和优质重晶石是高密度水基钻井液流变性调控的主要技术手段。     

三相比率对三元料浆流变性及燃烧性的影响

选用适当的分散剂和乳化剂制备出了油、水、煤组成的三元混合料浆——水基油水煤浆及油基油水煤浆。并研究了三相比率对两种三元料浆流变性和粘度的影响，探讨了三元料浆的燃烧特性。结果表明：油基和水基三元混合料浆均为屈服假塑性流体，油基煤浆的粘度随外相油含量的减少及内相煤水比率的增加而增大；水基煤浆的粘度随水油比率的降低及煤油比率的增加而增大。燃烧性实验表明．三元料浆的燃烧性能良好．燃烧效率高．是一种工业应用前景广阔的浆体。     

硅酸盐钻井液室内评价与研究

着重对硅酸盐钻井液的性能进行研究。通过分析硅酸盐钻井液体系稳定井壁的机理,优选了基浆和与硅酸盐配伍性好的有机处理剂。结合硅酸盐钻井液在辽河油田的岩样中的应用进行室内评价研究,得出一套完整的硅酸盐钻井液体系配方,并对该配方进行综合性能的评价。     

界面处理对聚丙烯/玻璃微珠体系流变性能的影响

研究了偶联剂(KH 550)和马来酸酐接枝聚丙烯(M PP)表面偶联反应对聚丙烯(PP)/玻璃微珠(GB)复合材料界面形态和流变性能的影响。采用ARES型旋转式流变仪和扫描电镜(SEM)对材料的熔体粘度、动态特性以及界面形态作了研究。实验结果表明:玻璃微珠对材料有增加模量和粘度的作用,并且GB含量越高材料的模量和粘度就越高。使用KH 550偶联剂处理GB后,其表面变得更为粗糙,且体系相容性未得到改善,材料的粘度与模量有所上升。在基体中加入少量能与KH 550反应的低分子量M PP,虽然体系相容性得到了改善,但是降低了粘度;然而KH 550与M PP界面反应形成的“聚合物刷”又具有增粘作用,因此体系中增粘作用和降粘作用相互竞争。实验证明降粘作用为主导作用,体系粘度下降。     

吐温80对PVC增塑糊降粘机理研究

通过对不同PVC增塑糊粘度与凝胶化时间的测试,以及吐温80在糊树脂表面吸附量的分析,讨论了表面活性剂对糊粘度影响的可能作用机理.结果表明:3种增塑糊的凝胶化时间依次为IPPP＜ DINP＜DOA,增塑糊粘度则相反.表面活性剂吐温80对增塑糊的降粘效果最佳.吐温80的降粘机理在于其在PVC糊树脂表面的优先吸附,从而阻碍了增塑剂对糊树脂颗粒表面的吸附、浸润与溶胀、溶解等作用,因此,使得增塑糊的凝胶化延迟.吐温80的饱和吸附量约为7.23 mg/100 gPVC树脂.     

油田钻井液增粘剂聚丙烯酸钠的合成研究

介绍了钻井液增黏剂的作用和一些常用的钻井液增黏剂,然后在实验的基础上研究了以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)和氢氧化钠(NaOH)为原料合成聚丙烯酸钠(PAAS)的方法。在通过初步探索性实验后,拟定了4水平3因素的正交实验方案,合成了九个实验样品。通过比较同样加量的样品对淡水基浆所产生的增黏率的大小,筛选出最佳的实验配方。增黏性能评价实验结果表明:当丙烯酸,丙烯酰胺,引发剂占总单体的质量百分比分别为54%,25%和1%时,聚合反应的温度为70℃时,所合成的聚丙烯酸钠在加量为1%的时候对基浆的增黏率就可达到243.1%,对基浆具有很好增黏效果。     

两性离子降粘剂AMTA性能研究

通过对已合成的新型、高效两性离子降粘剂ＡＭＴＡ（ａｍｐｈｉｏｎｔｈｉｎｎｉｎｇａｇｅｎｔ）在粘土表面的吸附量、Ｚｅｔａ电位、以及对不同类型钻井液降粘率的测定并与ＳＳＭＡ所得到的结果进行比较。发现ＡＭＴＡ很容易被吸附在粘土表面,饱和吸附量达５０ｍｇ／ｇ,并且对粘土的（ζ）影响不大,对粘土的水化分散有一定的抑制作用,在粘土浆和聚合物浆中,均有很高的降粘率。这是由于ＡＭＴＡ分子结构中有季胺阳离子存在,因此在粘土浆中很容易吸附在粘土片带负电荷的平表面上,拆散粘土颗粒间形成的卡片房子结构加上抑制粘土水化分散而降粘;加入ＡＭＴＡｗ为０１％时,降粘率达９０％以上。在聚合物浆中ＡＭＴＡ通过季胺阳离子对粘片带负电荷的平表面上的强吸附而将聚合物从粘土上顶替下来,拆散粘土与聚合物间的空间网状结构而降粘。加入ＡＭＴＡｗ为０１％时降粘率达６０％以上。     

硅酸盐钻井液防塌机理研究与应用

利用Zetasizer3000电位-粒度仪、Turbiscan红外分散稳定仪、Novasina活度仪以及SHM泥页岩水化-力学耦合模拟实验装置等先进的实验仪器和研究手段,对硅酸盐钻井液防塌作用机理进行了深入研究,并开发了一套硅酸盐钻井液配方.研究结果表明,5%硅酸盐水溶液的粒度分布较窄,协同使用的无机盐最佳加量为3%,且受硅酸盐模数和pH值影响较大;硅酸盐胶体溶液zeta电位为-41.0～-31.0 mV时,对泥岩钻屑分散体系具有很强的稳定作用;硅酸盐与泥页岩作用可以形成致密的"隔膜",具有较理想的阻缓滤液侵入和压力传递作用.现场试验表明,该配方流变性合理、抑制性强,达到了稳定井壁的预期目的.     

硅酸盐钻井液防塌机理研究与应用

利用Zetasizer3000电位-粒度仪、Turbiscan红外分散稳定仪、Novasina活度仪以及SHM泥页岩水化-力学耦合模拟实验装置等先进的实验仪器和研究手段，对硅酸盐钻井液防塌作用机理进行了深入研究，并开发了一套硅酸盐钻井液配方。研究结果表明，5%硅酸盐水溶液的粒度分布较窄，协同使用的无机盐最佳加量为3%，且受硅酸盐模数和pH值影响较大;硅酸盐胶体溶液zeta电位为-41.0～-31.0 mV时，对泥岩钻屑分散体系具有很强的稳定作用;硅酸盐与泥页岩作用可以形成致密的“隔膜”，具有较理想的阻缓滤液侵入和压力传递作用。现场试验表明，该配方流变性合理、抑制性强，达到了稳定井壁的预期目的。     

环保型钻井液技术研究与发展方向

介绍了近年来几种环保型钻井液体系的研究及应用进展情况 ,其中包括聚合醇钻井液体系、多元醇钻井液体系、合成基钻井液体系、烷基葡萄糖苷钻井液体系、甲酸盐钻井液体系和硅酸盐钻井液体系 ,且对这 6个钻井液体系的作用机理和适用性进行了详细的分析 ,并总结了近两年来新研制开发的环保型钻井液处理剂 .最后指出了目前环保型钻井液技术存在的问题 ,对环保型钻井液技术的发展方向进行了展望     

无固相/低固相聚合物钻井液低温流变特性

研究低温条件对钻井液流变性的影响,对保证在冻土地区天然气水合物钻探安全顺利的开展有着重要的意义。通过对实验室研制出的无固相聚合物钻井液与低固相聚合物钻井液流变性进行对比研究,分析两种不同类型的钻井液低温流变性的变化规律。采用赫-巴模式中的参数对无固相与低固相聚合物钻井液的流变性能进行分析比较。对无固相聚合物钻井液与低固相聚合物钻井液建立了预测黏度与温度关系的数学模型。实测数据验证表明,数学模型拟合度高,可在现场根据不同类型的钻井液采用不同的模型进行分析研究。最后采用扫描电镜对两种体系钻井液的低温流变性进行了微观机理分析。     

纳米颗粒对高温高压钻井液性能的影响

随着油气行业对深部储层的不断勘探,对钻井液的性能要求越来越高。纳米颗粒的添加可以提高高温高压钻井液特定性能。同传统钻井液添加剂相比,纳米颗粒能够有效改善钻井液的流变性,降低滤失量,提高热稳定性、润滑性,以应对高温高压油藏条件。基于纳米颗粒优异的热性能、机械性能、化学性能以及与基液相容性,对金属纳米颗粒、碳基纳米颗粒、二氧化硅纳米颗粒在耐高温高压钻井液中的应用进行了论述。同时,讨论了纳米颗粒在高温高压条件下对钻井液性能的影响,阐述了纳米颗粒的形状、尺寸和添加浓度是影响其性能的关键因素。将纳米颗粒作为高温高压钻井液添加剂也为降低其环境影响和生产成本提出了新思路。     

磁场对泡沫钻井液流变性能的影响

泡沫钻井液是一种适用于欠平衡钻井的新型低密度钻井液。采用试验方法研究了磁场对泡沫钻井液流变性能的影响程度 ,对磁处理前后泡沫钻井液的流变参数进行了对比。结果表明 ,磁处理能明显改变泡沫钻井液的性能 ,可以使塑性粘度和视粘度减小。磁处理能影响切应力的大小 ,动切力和静切力随磁处理条件的不同而有增有减 ,但它的流体性质并未改变     

钻井液作用下页岩破裂失稳行为试验

为揭示富有机质脆性页岩与钻井液之间的相互作用对井壁失稳潜在影响,以层理发育的脆性页岩为研究对象,利用蒸馏水、油基钻井液、硅酸盐钻井液及其滤液,开展钻井液高温浸泡试验,从宏观和微观方面描述页岩破裂失稳过程与机制。结果表明:钻井液侵入带来的水化膨胀与碱液侵蚀是页岩化学损伤的主要形式,也是诱发脆性页岩破裂失稳的直接原因;钻井液作用下,页岩主要沿层理面破裂,破裂根本原因是层理微缝的扩展、延伸乃至贯通形成宏观裂缝,诱发页岩失稳。室内试验与现场应用均证实,提高钻井液封堵性、降低滤失量,减弱水化与碱液侵蚀对页岩破裂失稳影响,有助于提高井壁稳定性,也是页岩气井防塌水基钻井液体系设计的主要技术思路。     

硅酸钾钻井液体系的实验研究

考察了氯化钾和硅酸钾对钻井液流变性和失水造壁性的影响规律。建立起硅酸钾钻井液体系配方,即:4%土浆+3%硅酸钾+0.5%JT888-Ⅲ+3%FDJ-1+2%QS-2+2TY540+3%SMP-Ⅱ。综合实验结果表明,该配方配制的硅酸钾钻井液体系具有优良的流变性、失水造壁性和抑制性,优于相同加量下的氯化钾钻井液体系。同时,该体系还具有良好的热稳定性和抗污染能力(5% NaCl、0.7% CaSO4),抗温能力强(达120℃)。     

有机硅钻井液CO2污染及处理室内实验

CO2侵入钻井液后的模拟实验表明,CO2侵入有机硅钻井液后会使钻井液颜色变暗,粘度和切力急剧增大,流变性变差,增大了HCO3-和CO32-的浓度,降低OH-的浓度,即降低了钻井液的pH值。当污染严重时已不能使用,从而不能满足正常钻井的要求,所以必须及时除去。经过室内实验,优选了KOH和CaO胶液配方体系,具有很好的预防和处理CO2污染的能力。     

页岩气层钻井压力穿透效应研究

页岩段井壁稳定问题是钻井工程中的难点之一,国内外许多学者在研究钻井液与页岩之间的化学势差和水化膨胀作用方面作了大量工作,但对于压力穿透方面的研究工作则相对较少。为此,通过在压力容器中充满钻井液,模拟近井壁过平衡钻井所导致的压力穿透环境,测量压力对垂直于页岩层理和平行于页岩层理方向应变的影响。结果表明,垂直于层理方向的应变随压力增大呈现出显著的阶梯式变化,同一压力作用时页岩压力穿透效应具有时间延迟效应和各向异性。通过理论分析发现,在页岩有效孔隙度一定的条件下,页岩压力穿透效应主要受滤饼渗透率、钻井液液柱压力与地层孔隙流体压力之间的压差、页岩与钻井液接触时间以及钻井液黏度的综合作用。页岩压力穿透效应对研究页岩段钻井过程中井壁稳定与控制具有重要意义。     

渤海中部BZ34-2EW区块防塌钻井液试验研究

对ＢＺ３４２ＥＷ区块地层岩样进行了理化性能分析和电镜分析,结果表明,该区块属于层理、裂隙发育的易剥落坍塌的硬脆性页岩地层。无机盐几乎不能抑制岩样水化膨胀,而合适的钻井液可以抑制其水化膨胀,且具有较高的页岩回收率。加入硅酸钠的低粘土相海水聚合物钻井液体系的流变性能好,抑制能力强,泥饼质量好,可用于层理、裂隙发育的硬脆性页岩地层的钻进。