适于西非深水油田的水基钻井液室内评价

通过分析西非深水油田钻井液技术难点,针对钻井液低温流变性调控与井眼清洗问题、气体水合物的生成与控制以及活性泥页岩井壁失稳问题,提出了相应的技术对策,构建了新型深水高性能水基钻井液体系。实验评价表明,该钻井液具有较低的黏度和较高的动切力,φ6读数保持在7~10,有利于井眼清洗;钻井液流变性受低温影响较小,2℃和25℃的表观黏度比和动切力比分别为1.28和1.10。该钻井液在不同层位的泥页岩岩样回收率均在90%以上,抑制性明显优于以往使用的KClPHPA钻井液体系,且在动态和静态条件下均具有优良的水合物抑制效果,抗污染能力强,满足西非深水油田钻井液技术需求。     

水基钻井液低温流变特性研究

深水钻井是中国石油近期和未来发展的必然趋势。温度对钻井液流变性能影响显著,深水低温给钻井液流变性调控带来了巨大挑战。分析了国外深水低温对钻井液流变性影响规律研究现状,利用自行研制的深水低温钻井液基本性能测试模拟实验装置和FANNIX77流变仪,研究了温度和压力对不同水基钻井液体系黏度和动切力的影响。结果表明,温度对不同钻井液体系的黏度影响规律基本相同,即随温度降低黏度增大,从高温到室温钻井液黏度增加比较缓慢,而从室温开始随温度降低黏度迅速升高;温度对含固相钻井液和无固相钻井液体系动切力的影响规律不同,无固相钻井液体系的动切力随温度降低而降低,而含固相钻井液动切力则随温度降低而增加;压力对水基钻井液体系黏度、动切力影响不大。研究结果为我国深水钻井实践提供了室内研究基础。     

缅甸西海岸深水气田水基钻井液优化设计

为解决缅甸西海岸深水气田钻井面临的水敏性泥页岩井壁失稳、海底低温高压条件下钻井液增稠和易生成天然气水合物的问题,以聚胺抑制剂SDJA为关键处理剂,在优化钻井液低温流变性及优选天然气水合物抑制剂等关键处理剂的基础上,构建了强抑制性水基钻井液HIDril。室内性能评价结果表明,该钻井液具有较低的黏度和较高的动切力及6值,有利于清洗井眼,并且在温度4℃时具有良好的流变性;水敏性泥页岩回收率最高可达96.33%,抑制性能优良;在模拟海底环境的低温高压条件下,可有效抑制天然气水合物的生成;渗透率恢复率大于85.57%,具有较好的储层保护效果。在此基础上,针对缅甸西海岸深水气田不同井段的特点进行了钻井液技术方案设计,可为该深水气田钻井提供借鉴。      

深水聚胺高性能钻井液试验研究

聚胺高性能钻井液是性能最接近油基钻井液的水基钻井液,在深水钻井领域具有广阔的应用前景。为降低钻井液成本,在研制聚胺强抑制剂的基础上,考虑水合物抑制及低温流变性等因素,通过优选处理剂,构建了适用于深水钻井的聚胺高性能钻井液体系,并对其进行了综合性能评价。结果表明,该钻井液可抗150 ℃高温,且低温流变性优良,2 ℃和25 ℃的表观黏度比和动切力比分别为1.36和1.14;其抑制页岩水化分散效果与油基钻井液相当,体现了其强抑制特性;在模拟1 500 m水深的海底低温高压(1.7 ℃,17.41 MPa)条件下,具备120 h抑制水合物生成的能力;抗钙、抗劣土污染能力较强;无生物毒性,能满足深水钻井环保要求。其主要性能指标基本达到了用于深水钻井的同类钻井液水平,可满足深水钻井要求。      

深水窄密度窗口地层封堵承压钻井液技术

针对深水地层压实程度低、钻井液安全密度窗口窄、易导致井漏的技术难题,以烯类单体、大分子交联剂及层状结构硅酸盐矿物等为主要原料制备了柔性颗粒封堵剂,以此为基础构建了深水抗高温封堵承压水基钻井液。室内实验证明,柔性颗粒封堵剂韧性好,抗温达160 ℃,在10%盐水中性能稳定,对渗透性岩心、裂缝及砂床均具有良好的封堵效果,显著提高承压能力;构建的深水抗高温封堵承压钻井液160 ℃老化前后流变性能稳定,黏度和切力合适,4 ℃与25 ℃下的动切力比值小于1.35,具有显著的低温恒流变特性,封堵后岩心的渗透率接近于零,承压能力达11 MPa,抗膨润土粉及氯化钠污染的能力强,保护储层效果良好,岩心渗透率恢复率大于90%。该深水抗高温封堵承压水基钻井液在南海陵水区块进行了现场应用,提高了易漏地层的承压能力,承压能力提高6～11 MPa,确保了复杂井段的钻井安全。      

国内外深水钻井液技术进展

深水井钻井作业过程中钻井液面临低温糊筛跑浆、大尺寸井眼携岩、天然气水合物、泥页岩地层的水化分散、窄密度窗口的防漏堵漏等难题,因此提出了相应的解决措施和技术手段。同时,归纳了国内外近年来深水水基钻井液技术和合成基钻井液新技术的发展及体系在现场的应用情况。介绍了国外深水恒流变体系的新进展,该体系主要由乳化润湿剂,少量有机土配合聚合物增黏剂,以及流型调节剂组成。英国BP公司对恒流变合成基钻井液体系从4个性能参数上给予了界定,包括4.4℃,49℃下塑性黏度和动切力的比值,初切(10 s)和终切(10 min)以及10 min和30 min切力的比值,为恒流变体系的设计提供一定的指导。     

国内外深水钻井液技术进展

深水井钻井作业过程中钻井液面临低温糊筛跑浆、大尺寸井眼携岩、天然气水合物、泥页岩地层的水化分散、窄密度窗口的防漏堵漏等难题,因此提出了相应的解决措施和技术手段。同时,归纳了国内外近年来深水水基钻井液技术和合成基钻井液新技术的发展及体系在现场的应用情况。介绍了国外深水恒流变体系的新进展,该体系主要由乳化润湿剂,少量有机土配合聚合物增黏剂,以及流型调节剂组成。英国BP公司对恒流变合成基钻井液体系从4个性能参数上给予了界定,包括4.4℃,49℃下塑性黏度和动切力的比值,初切(10 s)和终切(10 min)以及10 min和30 min切力的比值,为恒流变体系的设计提供一定的指导。     

无毒环保型高性能水基钻井液室内研究

由于油基钻井液存在使用成本高、环保处理难度大等弊端,使用水基钻井液替代油基钻井液已成为大势所趋。针对页岩地层对钻井液性能的要求,以无氯、无重金属离子、无黑色材料等环保指标为基本原则,优选了胺基聚醇和乳液大分子作为环保型高性能水基钻井液的包被抑制主剂,配合甲酸钾进一步提高体系的抑制性,并通过高效封堵剂提高体系对页岩地层纳微米孔缝的封堵能力,构建了无毒环保型高性能水基钻井液体系。性能评价结果表明,该钻井液在密度为1.22~2.18 g/cm3范围内均具有优良的流变性及滤失造壁性能,该体系静置24 h后上下密度差为0.03~0.06 g/cm3,沉降指数低于0.508,悬浮稳定性好,触变性高,钻井液样品API泥饼黏滞系数最低达到0.026 2,润滑性能好,并兼具较强的抑制性和抗岩屑污染性能,5.0%及8.0%英国评价土或古巴VDW**井岩屑污染前后的塑性黏度、动切力、静切力的变化率均控制在25%左右,能够满足不同压力系统页岩地层钻井的需要。      

深水钻井抗高温强抑制水基钻井液研制与应用

深水钻井时存在复杂地层井眼失稳、大温差下钻井液流变性调控困难等技术难题,需要研发适用于深水钻井的抗高温强抑制性水基钻井液。以丙烯酰胺、烷基季铵盐和2–丙烯酰胺基–2–甲基丙磺酸为单体,采用水溶液聚合法合成了深水钻井用低相对分子质量的聚合物包被抑制剂Cap;以Cap为主要处理剂,并优选其他处理剂,构建了深水抗高温强抑制水基钻井液。室内性能评价表明,低相对分子质量的聚合物包被抑制剂Cap对钻井液流变性的影响较小,包被抑制作用强;深水抗高温强抑制水基钻井液低温流变性良好,可抗160 ℃高温,高温高压滤失量小于9 mL,三次岩屑滚动回收率大于70%,抑制性强,可分别抗25.0%NaCl、0.5%CaCl₂和8.0%劣土污染。该钻井液在南海4口深水油气井钻井中进行了现场试验,取得了良好的应用效果,解决了低温增稠及井眼失稳等技术难题,具有现场推广应用价值。      

深水钻井抗高温水基钻井液体系研究及应用

深水钻井时存在易形成气体水合物、高温和低温并存对钻井液性能产生严重影响等问题。因此,为满足深水钻井作业的需要,通过对水合物抑制剂、抗高温增黏剂以及抗高温降滤失剂的优选与评价,研制了一套适合深水钻井施工的抗高温水基钻井液体系,并对钻井液体系的综合性能进行了评价。结果表明,该钻井液体系在低温到高温变化过程中黏度和切力变化幅度不大,仍能保持良好的流变性能;当钙膨润土的加量为15%时,钻井液体系仍能保持较好的流变性和较低的滤失量,具有良好的抗污染性能;钻井液体系的沉降因子在0. 5左右,具有良好的沉降稳定性;钻井液体系对储层钻屑的滚动回收率可以达到94. 5%,具有良好的抑制性。现场应用结果表明,S-1井钻井施工过程顺利,无井下复杂情况出现,说明该钻井液体系能够满足深水高温高压井的钻井施工需求。     

一种低土相高密度抗钙钻井液体系

土库曼斯坦阿姆河右岸区块地层基莫利阶为一套盐岩及石膏岩,且含有高压盐水层,在钻进该井段时,高密度钻井液易被侵入的钙镁污染,导致钻井液的流变性、滤失量等性能发生剧烈变化,流变性与沉降稳定性更加难以平衡,易导致复杂情况发生。针对现场地层情况,研究开发了一种低土相高密度抗钙钻井液体系D-ULTRACAL,通过使用新型增黏降滤失剂DSP-1,减少膨润土的加量,提高了钻井液的抗钙能力,并保持较低的滤失量;应用钻井液密度为2.0 g/cm3,以防止井涌,稳定井壁;钻井液含有浓度接近饱和的氯化钠,可以抑制盐膏层的溶解。该体系抗温达150℃,API滤失量小于3.0 mL,高温高压滤失量小于15.0 mL ;抑制性强,与自来水相比,岩屑回收率提高率达113.7%,岩心膨胀降低率达80.5%;抗钙离子污染能力达4 936 mg/L。在土库曼斯坦阿姆河右岸区块基尔桑气田Gir-24D井的现场试验表明,该钻井液体系在钻巨厚盐膏层特别是厚石膏层时具备优异的流变性能和滤失性能,现场钻井过程顺利。      

水基磺化钻井液的流变性规律

实验分别选取了塔里木油田低、中、高密度具有代表性的几口深井的水基磺化钻井液,使用高温高压流变仪Fann 75,对高温高压下温度及压力对该钻井液性能的影响进行了研究.结果表明,在180℃以下,表观黏度随温度升高而降低,在180～230℃范围内表观黏度随温度升高而升高;塑性黏度在50～230℃范围内随温度升高而降低;动切力在100℃以内随温度升高而降低,在100～230 ℃范围内随温度升高而升高;压力和温度同时变化时,水基磺化钻井液各流变参数的变化规律与温度对各参数的影响规律相同,温度是影响钻井液流变性的主要因素.     

低固相超高温水基钻井液研究及应用

冀东油田南堡构造深部潜山储层温度高、压力低、裂缝发育,为满足保护储层和井下携岩的需要,基于开发的聚合物增黏剂SDKP以及对抗高温降滤失剂、油溶性封堵剂、润滑剂、高温保护剂和防水锁剂的优选,优化出一套低膨润土低固相超高温水基钻井液。室内评价结果表明,1%SDKP溶液在165℃老化16h后,表观黏度保持率仍可达20%,表明SDKP的耐温性能好;SD-101和SD-201复配可显著降低1.0%膨润土基浆的滤失量,油溶性封堵剂HQ-10可显著降低高温高压滤失量;该钻井液抗温达235℃,在200℃下的塑性黏度达到15mPa·s,满足携岩需要,抗污染能力强,能抗10%NaCl、2%CaCl_2、10%劣质土污染,抑制性好,膨胀率降低率达78%,页岩回收率从8.24%提高到84.45%,储层损害小。在探井南堡3-82井五开井眼的现场应用表明,该钻井液在220℃井底温度下的流变参数基本稳定,API滤失量不变,携岩性好,顺利钻达井深6037m完钻,自喷求产,产液量为43.20 m~3/d。证明该钻井液可满足现场高温低压储层的钻井需要。     

高密度水基钻井液高温高压流变性研究

高密度水基钻井液属于较稠的胶体-悬浮体分散体系,固相含量大,固相颗粒分散程度高,自由水量少,在深井高温高压条件下流变性容易失控。以室内研制的抗高温高密度淡水基和盐水基钻井液为基础,采用Fann50SL高温高压流变仪对钻井液在不同温度下的流变性进行了测试。结果表明,温度是影响高密度水基钻井液流变性的主要因素。随着温度升高,淡水基钻井液的表观黏度和塑性黏度都出现降低趋势;而盐水基钻井液的塑性黏度在150℃达到最低值,然后升高,表观黏度呈降低趋势。利用测试数据,运用宾汉、幂律、卡森和赫 巴4种流变模式进行线性拟合发现,无论是淡水基还是盐水基钻井液,赫-巴模式最佳,幂律模式最差。建立了预测淡水基钻井液表观黏度与温度、压力关系的数学模型,实测数据验证表明,该模型可以应用于生产实际。     

钻井液用高效桥联型防塌剂的研发及现场应用

井壁失稳一直是钻井过程中未能彻底解决的问题。根据防塌剂与钻井液中的黏土及地层矿物吸附联结的作用机理,采用AM、AMPS和一种强吸附单体M,通过以过硫酸钾作引发剂,在60℃反应4 h,合成了一种抗温达150℃的高温桥联型防塌剂QFT,产物为白色黏稠状,QFT分子量约为（8~60）×104 g/mol,有效含量为10%。该防塌剂具有强抑制、降滤失及对基浆黏度影响小的特点,对其进行了性能评价和机理分析,并介绍了其现场应用情况。与清水相比,3% QFT水溶液使泥页岩岩心线性膨胀量降低44.56%,泥页岩岩屑150℃滚动回收率提高34.1%,回收率大于KCl及KPAM和FA-367;在清水中浸泡10 min后完全分散开的岩心,在QFT溶液中浸泡24 h仍保存完整。X-射线衍射分析结果说明,QFT由于分子量较小,可以进入黏土层间,阻止水分子进入黏土层。含有QFT的基浆老化后黏土颗粒粒径较小,比表面积较大,说明该防塌剂可以通过与黏土的桥联吸附,阻止基浆中固相颗粒高温聚集,保证基浆中具有一定量的细颗粒,有利于形成薄而致密的滤饼,老化后3% QFT可以使4%基浆的API滤失量降低48.33%。钾钙基钻井液体系中引入QFT后,有效地降低了滤失量,现场的泥岩岩屑滚动回收率在95%以上,且120℃下浸泡后的人造岩心强度比原体系提高14%以上。通过在红山嘴H160井的应用,表明该防塌钻井液体系能够防止井塌等复杂事故。此外,由于该体系有良好的降滤失及抑制性,试验井钻井周期比邻井H170-X井缩短43%,钻机月速提高了70%,显著提高了钻井时效,降低钻井成本。      

海域天然气水合物低温抑制性钻井液体系

针对海域天然气水合物钻探所面临的深水低温、浅层窄安全密度窗口、水合物生成与分解抑制、海洋作业环保要求等工程和技术难题,开发了低温抑制性钻井液体系。研发了热力学抑制剂KCl复配动力学抑制剂A2的水合物抑制技术,优选了低温流变稳定性能良好的高分子处理剂,开发的钻井液体系流变性能良好,膨润土含量为2 %,API滤失量为4 mL,密度为1.07 g/cm3;低温流变稳定性优良,4 ℃较25 ℃时钻井液当量循环密度最大增量为0.004 g/cm3,优良的流变学性能有利于深水浅部地层窄安全密度窗口井段的井壁稳定和井眼清洁。该体系还具有优异的水合物生成抑制性能,4 ℃、20 MPa、20 h内完全抑制水合物生成,陈化10 d及被钻屑污染后抑制性能保持良好,同时具备明显的水合物分解抑制性能。各处理剂重金属含量达标,钻井液体系生物毒性半有效浓度EC₅₀值及半致死浓度LC₅₀值均大于30 000 mg/L,满足我国一级海区环保要求。该钻井液的综合技术性能满足海域天然气水合物钻探技术要求。      

延长油田水平井钻井液优化与应用

延长油田水平井现用KPAM聚合物钻井液体系存在着抑制性能不足、流变性能不佳等问题,导致现场卡钻、托压等问题频繁发生。提出用阳离子乳液聚合物DS-301与RHJ-1乳化石蜡取代原体系中的KPAM和水基润滑剂,以改善钻井液性能。DS-301为大分子阳离子聚合物抑制剂,带有大量的阳离子基团,其分子量可以达到600万以上,能够有效提高连续相的黏度;RHJ-1具有优良的润滑防塌性能,能辅助提高DS-301的化学抑制效果。通过室内实验优选,0.3% DS-301与2.0% RHJ-1复配的阳离子乳液聚合物钻井液体系在100℃老化16 h后塑性黏度为25 mPa·s,动切力为12.5 Pa,润滑系数为0.233,高温高压泥饼黏滞系数为0.052 4,滚动回收率高达92.8%,对比KPAM聚合物体系在流变性能和抑制性能上有了明显的提高,有利于大幅度减少了卡钻问题的发生;通过配合加入1%极压减摩剂JM-1,润滑系数进一步降低到了0.137,有效地提高了钻井液的润滑性能,解决了水平段出现的托压问题。现场试验3口井,在水平钻进井段控制钻井液滤失量在5 mL以下,保持动塑比在0.48 Pa/（mPa·s）左右,提高钻井液携岩性能,保持井壁的稳定,现场施工作业顺利。