油基钻井液再利用技术研究

油基钻井液的性能会随着使用次数的增多逐渐下降,对其进行再利用研究才能较好地节省生产成本。对深圳番禺的4-2B油基老浆进行了调配处理再利用研究,经过化学处理、性能评价、配伍性优化、配比优选、污染试验和模拟现场试验。试验结果表明:深圳番禺4-2B现场油基老浆经化学破乳得到的上层油样可以回收再利用。提出的调配方案为:油水体积比80∶20、新配钻井液占钻井液体系体积分数50%～70%、旧浆中加入乳化剂。对现场老浆进行调配处理后,大幅降低了钻井液的结构强度,减少了新油基钻井液的配制量,有效降低了钻井液站的运转能耗,优化了钻井液体系性能。     

新沟致密油水平井水基钻井液性能优化评价

新沟油区水平井的水平段短,且目前现场所用混油硅酸盐体系会出现井径扩大率偏大现象,对于水平井施工具有较大潜在风险,为此,研制出一种多功能抑制封堵剂,以优化混油硅酸盐体系的抑制性、润滑性和封堵性,优化后的混油硅酸盐体系的各项性能均达到了新沟油区致密油1500米以上水平井钻井作业需求对钻井液的性能要求。同时,为提高后续致密油长水平井开发的高润滑、强抑制、优良经济性等,研制出了低油水比油基钻井液体系。针对该油区优化和研制的两种钻井液体系,有效保持井壁稳定和井下安全,为该区块致密油藏后续的低成本、高效开发提供了技术支持。     

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％.     

钻井中泥球形成的影响因素与控制措施

为解决气田钻井过程中出现的大量泥球问题,室内进行了大量实验研发出抑制钻屑相互粘结的粘土防粘剂FNJ,通过泥球生成模拟实验以及对粘土防粘剂FNJ的性能评价。实验结果表明:钻井液体系中加入2%粘土防粘剂FNJ有效地抑制泥球的形成,热滚回收率高达89.7%,对水基钻井液体系的塑性粘度(PV)、动切力(YP)和高温高压滤失量(FL_(HTHP))影响均较小,并能改善钻井液体系的润滑性能,降低钻具与井壁的摩阻力。     

新型水基钻井液用页岩抑制剂LSM-2的合成及性能评价

采用水溶液聚合法,以小分子胺(HA-2)、丙烯基单体(HA-3)、环氧丙烷(PO)、二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)和2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)为原料,合成了一种新型两性离子聚合物页岩抑制剂LSM-2,考察了该抑制剂对页岩滚动回收率、膨润土膨胀率、基浆粒度分布、泥页岩压入硬度及现场钻井液性能的影响。结果表明:合成的抑制剂LSM-2具有较好的抑制性能,当质量分数为2.0%时,泥页岩钻屑的滚动回收率能够达到90%以上,膨润土的16 h线性膨胀率降至10.9%,基浆颗粒比表面积比未加LSM-2时降低了87.5%,压入硬度保留率可以达到75%以上;LSM-2与现场钻井液体系的处理剂具有良好的配伍性,随着LSM-2质量分数的增加,体系流变性和滤失量变化较小,钻屑滚动回收率显著增大,能够较好地抑制钻屑的水化分散作用,提高了目标区块泥页岩储层段水基钻井液体系的抑制性。     

适用于高温高密度油基钻井液的降滤失剂的研制及性能评价

为满足海上深井油基钻井液高温高密度条件下的作业需要,通过室内试验,采用有机胺和十二烷基三甲基氯化铵对腐植酸进行亲油改性,研制出了一种适用于高温高密度油基钻井液体系的降滤失剂FLS-2。通过测定钻井液的流变性、高温高压滤失量和破乳电压,对降滤失剂FLS-2的性能进行了评价。结果表明:当钻井液体系中FLS-2加量为3.0%时,可使油基钻井液体系抗温达到200℃,钻井液密度最高可配制到2.0 g/cm3,并且具有良好的抗钻屑和抗海水污染的能力。此外,通过与其他常用降滤失剂性能对比可知,FLS-2的综合性能优良,能够满足海上深井高温高压条件下的作业需要。     

聚醚胺基烷基糖苷类油基钻井液研究

以NAPG为主剂,优选增粘剂、降滤失剂、封堵剂等配伍处理剂,通过钻井液体系构建及配方优化,形成了环保型、低成本、高性能的NAPG类油基钻井液体系。对钻井液性能进行了评价。结果表明,钻井液页岩一次回收率为99.90%,相对回收率为99.98%;钻井液抗温达150℃,流变性好,动塑比0.327,初终切适宜,中压滤失量0 m L、高温高压滤失量6.0 m L;润滑系数降低率达69.62%;滤液表面张力26.60 m N/m;钻井液抗盐达饱和,抗钙10%,抗土、钻屑20%,抗水40%,抗原油20%;岩心动静态渗透率恢复值为91.4%和96.8%;钻井液EC50值为528 800 mg/L,无生物毒性。对NAPG类油基钻井液和油基钻井液从抑制、润滑、降滤失、储层保护及生物毒性等方面进行了对比。结果表明,两者性能相当,且类油基钻井液在环保方面具有显著优势。NAPG类油基钻井液适用于强水敏性泥岩、含泥岩等易坍塌地层及页岩气水平井钻井施工,可缓解目前油基钻井液环保压力,扩大水基钻井液适用范围,具有较好的推广应用前景。     

大位移井油基钻井液的优化

为解决大位移井钻井作业中的井壁稳定、井眼清洁和润滑问题,对常用的HMO油基钻井液的封堵性能和流变性能进行了优化,并对优化后的油基钻井液的性能进行了评价。结果表明,最佳的封堵方案为"3%MOHCP+1%MOLPF+1%MOLSF",最佳提切剂HSV-4的加量为0.5%~0.8%;优化后的油基钻井液基本性能良好,且具有良好的抗污染性能和储层保护性能。     

泸203井钻井液技术优化研究

泸203井是我国页岩气示范区长宁区块的页岩气深井,由于地层的复杂性,现场钻井液存在抑制性不足、封堵性能不佳、滤失量大、无法有效稳定井壁、井眼垮塌风险大等难点。针对此难点,室内对现场钻井液进行了优化改造,改造后的钻井液体系相比优化前,大幅降低了老浆的黏度和切力,表观粘度降为18mPa·s,滤失量2mL,体系抑制钻屑分散和钻屑造浆能力显著提高,二次滚动回收率大于90%,20%钻屑污染后体系粘切均在合理范围内,且形成的封堵层承压能力强。现场203H55-4井使用该优化体系后,流变性稳定,抑制封堵性强,应用效果良好。     

高密度油基钻井液在威204H37-5井的应用

威204H37-5井是四川威远地区的一口页岩气水平井,三开油基钻井液使用密度大于2.15g/cm~3。通过正交实验优选了该井油基钻井液体系配方,并分析了各处理剂对钻井液性能的影响。研究了温度、油水比和CaCl_2浓度对不同密度油基钻井液性能的影响。研究发现,高密度油基钻井液受温度、油水比和CaCl_2浓度的影响程度比低密度大。数据表明,威204H37-5井高密度油基钻井液黏度和破乳电压控制得当,抑制性和封堵性较好,具有良好的性能。     

延长气田致密砂岩区块高效防塌钻井液体系研究

针对延长气田某致密砂岩区块钻井过程中易出现井漏、井塌等严重井下复杂事故的情况,通过优选合适的抑制剂和封堵剂,并结合其他处理剂,研制了一套适合延长气田致密砂岩区块的高效防塌钻井液体系,室内对其综合性能进行了评价.结果表明:该钻井液体系高温滚动老化后的流变性能稳定,滤失量较小;钻井液的抑制性能较强,对目标区块储层段岩屑的一次滚动回收率在95％以上,二次滚动回收率仍能达到90％以上;钻井液的封堵性能较强,能够有效阻止钻井液滤液进入地层深部;与聚磺钻井液体系相比,高效防塌钻井液体系的润滑性能更好,极压润滑系数和泥饼黏附系数明显更低;此外,该钻井液体系还具有良好的抗污染性能,体系中分别加入15％岩屑、15％NaCl和1％CaCl2后,其流变性和滤失量的变化幅度较小.     

雷家地区全油基钻井液技术

在裂缝性页岩钻井过程中,如果出现井壁失稳现象,单纯提高钻井液密度重新使井眼达到稳定状态,会造成如压差卡钻、降低钻进速度等一系列工程问题,更严重的是如已揭开油气层,会对油气层造成严重的伤害。针对辽河油田雷家地区井壁失稳现象突出的问题,利用自主研发的处理剂形成了一套全油基钻井液体系,通过页岩膨胀率、滚动回收率、砂床实验以及三轴压缩实验等方法对全油基钻井液的抑制性、封堵性及保持页岩强度能力进行了评价。结果表明:自主研发的全油基钻井液体系能够有效抑制页岩水化膨胀,封堵地层微裂缝,对页岩强度有很好的保持能力。在高28井施工过程中,全油基钻井液性能稳定,井壁稳定,符合现场施工要求。     

适用于深水合成基钻井液室内研究

深水合成基钻井液是一种以水滴为分散相,气制油为连续相并添加乳化剂、润湿剂、亲油胶体等配制而成的乳化钻井液。深水钻井时由于温度变化明显,对钻井液在不同温度下钻井液流变性提出了很高的要求,室内通过对乳化剂加量、油水比加量确定,通过对降滤失剂优选最后构成一套适合深水钻井并且具有良好抗污染性能的合成基钻井液体系。     

页岩气水平井低油水比油基钻井液的应用

针对低油水比油基钻井液的应用,做了简单的论述。在页岩水平井钻井作业中,使用此类钻井液,能够保证井下作业的安全性,减少钻井施工的综合成本。除此之外,优化钻井液处理技术,提高其回收利用率,能够减少油基钻井液的应用成本,具有推广应用价值。     

MO-DRILL油基钻井液体系研究及在大位移井应用

为了满足东海油气田大位移井开发需求,研制了一套满足大位移井钻井要求的MO-DRILL油基钻井液体系。通过优选乳化剂、润湿剂及进行加量配比来保证油基钻井液的稳定性、开发流型调节剂来提高油基钻井液的低剪切速率粘度,提高动塑比,解决其携岩能力不足,易形成岩屑床等问题。研究结果表明,MO-DRILL油基钻井液体系具有流变易调控,低剪切速率粘度高,动塑比可调,抗温压能力强等特点,并具有较好的抗钻屑、海水污染能力,较好的储层保护性能。现场应用结果表明,MO-DRILL油基钻井液体系可满足复杂地层井、水平井安全高效作业要求。     

粘土防粘剂的研制与性能评价

针对东方气田快速钻井过程中出现的大量泥球导致起下钻不畅、井眼憋漏、卡钻等复杂情况,室内进行了大量实验研制开发出抑制钻屑相互粘结的粘土防粘剂HCBI,通过泥球生成模拟实验以及对粘土防粘剂HCBI的性能评价,主要包括流变性能、滤失性能、润滑性能、抑制性能、储层保护性能和抑制泥球形成性能进行了系统的评价,实验结果表明:钻井液体系中加入3%粘土防粘剂HCBI,体系的粘滞系数从0.140 6降低到0.043 7,热滚回收率高达89.4%,渗透率恢复值80%,露头岩样和现场钻屑模拟实验均无泥球生成。     

超低油水比油包水乳液的探索性制备及评价

根据油包水型乳化钻井液的作用机理及应用特点[1],通过与常规油水比的油基钻井液体系性能及特点进行对比,研选合适的乳化剂来制备低油水比(体积比油相︰水相50︰50)的油包水乳液并进行室内评价,并通过调整阴阳离子表面活性剂体系的分子结构和基团比例,以保证超低油水比下的乳液粘度和乳化稳定性,这一探索性技术如能研究成功将会大大降低油基钻井液的使用成本。     

生物柴油基钻井液体系的室内研究

为了改善油基钻井液所面临的环保压力,研究了一种生物柴油基钻井液体系,具有无毒可降解、闪点高、价格低等优势。通过研究各处理剂加量对生物柴油基钻井液体系性能的影响,最终确定配方为:生物柴油+3%有机土+0～1%乳化剂+3%MOTEX+1%CaO+1%润湿剂+重晶石。室内实验结果表明:生物柴油基钻井液体系流变性良好,具有良好的抑制性能、抗污染性能和储层保护性能,能够满足现场应用需求。     

油基钻井液流变性调控技术研究

油基钻井液与水基钻井液相比,具有显著的润滑和井壁稳定特性,是国内外复杂井、大斜度井、大位移井和高温深井钻井作业的首选钻井液体系。研究和评价了针对不同温度的油基钻井液的流变性调控技术。对于中低温条件,可使用提切剂HSV-4来保障油基钻井液的悬浮携岩性能;对于高温条件,可使用高温流变稳定剂MOHST与提切剂HSV-4配合来保障油基钻井液的流变性稳定。为高温复杂井油基钻井液作业预防岩屑沉降、增强携岩、保障清洁井眼提供了可靠的钻井液技术支持,现场结合工程作业措施,必将有助于减少现场复杂,加强钻井安全。     

可逆转油基钻井液用乳化剂的合成及性能研究

以9-烯十八酸甲酯和羟乙基乙二胺为原料,采用酰胺化反应合成了可逆转油基钻井液用乳化剂SHOE-I。对反应温度、反应时间、催化剂用量等反应条件进行了优化,得到了较佳的合成条件:反应时间为6h、反应温度为135℃、催化剂用量1.5%。在碱性条件下,乳化剂SHOE-I用量为4%的白油体系中,以油水比60∶40制成油包水油基钻井液体系,破乳电压达到758V,具有良好的乳液稳定性;而在酸性条件下,该体系破乳电压降为5V,转变为水包油体系,具有优良的可逆转性能。