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钻井液流变性一直是高温深井水基钻井液的主要技术问题之一.研究出了疏水缔合聚合物,用它代替普通高分子量聚合物加入粘土含量低的钻井液中,可以提高钻井液的高温悬浮性.疏水缔合聚合物在钻井液中能和膨润土共同作用形成自身的空间网架结构,在低温、高温及高温老化后能有效地提高钻井液悬浮性;与普通高分子量聚合物相比,疏水缔合聚合物具有明显的抗温抗盐和抗剪切功能.室内试验评价了疏水缔合聚合物含量对低土量钻井液悬浮性的影响及其对不同膨润土含量钻井液流变性的影响、疏水缔合聚合物与其他处理剂的配伍性及疏水缔合聚合物加重钻井液的热稳定性和悬浮性.结果表明,将有双重悬浮功能的疏水缔合水溶性聚合物引入高温深井水基重钻井液(温度为150 ℃、密度为1.5 g/cm3)中,使钻井液在粘土含量为3%,粘度较低的情况下能具有良好的悬浮性;利用疏水缔合聚合物解决目前深井钻井液存在的流变性问题是可行的. 相似文献
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海洋深水高盐阳离子聚合物钻井液室内实验研究 总被引:1,自引:0,他引:1
海洋深水钻井作业条件复杂,钻井液中一旦形成天然气水合物,必将导致钻井液无法正常循环,从而使钻井作业时间延长。针对这一问题,通过室内实验优选出了适合海洋深水钻井作业的高盐阳离子聚合物钻井液配方。该钻井液是以20%NaCl作为水合物抑制剂,以高分子量阳离子聚合物作为絮凝剂,以小分子量阳离子聚合物作为粘土稳定剂,并配合使用降滤失剂、增粘稳定剂、润滑剂等处理剂配制而成。实验结果表明,所配制的钻井液具有较好的抗温性和较强的抗污染能力,以及良好的抑制性和油气层保护能力,能够阻止低温下天然气水合物的形成,可以满足海洋深水钻井作业的需要。 相似文献
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稀释剂TX具有两大特性:一是具有抑制粘土分散的聚合物特性,二是在高矿化度、高固相含量、高温条件下能显著降低钻井液粘度和切力的特性。通过与国内外部分先进稀释剂的对比,评价了TX的流变性能、抗温性、抗盐膏污染能力和抑制性。结果表明,TX能显著降低水基钻井液的粘度和切力,具有较强的抗盐膏污染能力,能有效地抑制粘土分散,抗温在240℃以上,并有利于井壁稳定和提高钻速,适用于高温、高矿化度、高固相含量及各种复杂地质条件。TX加入钻井液的最佳方式为,首先与碱按3:1的比例配成浓度为20%的溶液,然后以溶液的形式加入钻井液中。 相似文献
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抑制性钾铵聚合物钻井液的推广应用 总被引:1,自引:0,他引:1
河南油田多年来应用的阴离子型聚合物PAC钻井液存在抑制泥页岩分散造浆能力不足的缺陷,导致体系中亚微米粒子含量高、密度上升过快、固相过度积累(达13%),性能稳定时间短,严重影响了机械钻速和井下安全。2003年通过室内评价和现场试验,推广应用了抑制性钾-铵聚合物钻井液。该钻井液以“高分子强力包被剂乳液”聚丙烯酰胺钾盐TL-A02(分子量为600万~1400万)为主剂,中分子选用PAC141(或FA367),依靠超长分子链多点吸附钻届,不同分子量聚合物的协同增效作用,提高钻井液的抑制包被能力和控制滤失能力。该钻蚌液在一般固控设备条件下,就能实现低粘、抵切、低固相(≤7%)优质钻井液钻井,与同区块其它钻井液体系相比,机械钻速提高了24.7%(达11.29m/h),钻井周期缩短了38.9%,钻井液成本下降了8%,在钻进过程中还实现了劣质钻井液的零排放。 相似文献
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深水低温条件下油基钻井液流变性能实验研究 总被引:2,自引:0,他引:2
深水钻井过程中,海水低温环境对油基钻井液的流变性能有较大影响.文中采用Haake RS300流变仪测试了油基钻井液低温下的流变性能,并研究了基础油种类、提切剂、有机土和加重剂加量对钻井液低温流变性能的影响.结果表明,Haake RS300流变仪能精确描述油基钻井液低温下的流变性能,特别是低剪切速率下的流变性能;低温条件下,油基钻井液的剪切应力随剪切速率的变化呈现2个阶段(极低剪切速率下的线性阶段和中、高剪切速率下的剪切稀释阶段);基础油种类、提切剂、有机土和加重剂加量对油基钻井液低温下的流变性能影响显著,特别是低剪切速率条件下的流变性能. 相似文献
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国外高性能水基钻井液介绍 总被引:33,自引:14,他引:19
近年来高性能水基钻井液(又称胺基钻井液)在国外应用较广,它被认为是替代油基钻井液且又能安全钻进的一类高性能水基钻井液,并于2006年被列为一种新的钻井液体系分类。高性能水基钻井液的实质是应用了一种新的阳离子胺基聚合物———醚乙二醇聚胺类,该胺盐有更高的抑制能力和防泥包能力,符合环保要求,并具有成膜作用,高性能水基钻井液的应用效果与油基钻井液相当。介绍了新胺盐的抑制效果、防泥包数据、利用崩散性试验仪和硬度测试仪2种新仪器测出的各类钻屑的硬度数据和回收率数据,以及国外一家钻井液公司使用该体系的实例和在现场测定聚合物浓度的方法。 相似文献
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水基恒流变钻井液是一种适用于深水钻井作业的新型工作流体,目前关于该体系的报道较少。通过对一定温度压力下钻井液性能的检测以及流变模型分析,研究了水基恒流变钻井液的流变行为,并初步探索了恒流变机理。结果表明,在0.1~35.4 MPa范围内,当温度从4℃升高到65℃,黏度计读数φ6/φ3、动切力、塑性黏度等流变参数的变化幅度较小,分别在10~13、9~12、13~18 Pa及15~22 mPa·s范围内,且φ6与φ3读数随温度呈“U”型分布;在温度压力组合条件下,拟合经验流变方程的相关性排序为:宾汉塑性≈幂律<卡森≈赫-巴≈罗-斯模型,其中双参数卡森模型的相关系数较高,且表达式简洁,适于描述水基钻井液的恒流变特性;以卡森模型为初始方程,引入T/P因子建立了高预测精度的动力学流变方程f(T,P,γ),相对误差平均值为7.19%±4.07%,偏差极大值集中在100( r/min)/65℃;分析了关键处理剂的分子形貌、结构及其与黏土片层的缔合作用,提出了基于分子形态的定性构效假设,揭示水基钻井液的流变稳定性本质。 相似文献
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钻井液pH值的影响因素研究 总被引:1,自引:0,他引:1
讨论了各种因素引起钻井液pH值降低的原因并研究了滚动老化后放置时间、老化温度及含盐量的影响。参考胜利油田聚合物钻井液配方,由6%膨润土浆与多种处理剂配成实验淡水钻井液。pH值12.87的淡水钻井液在150℃老化16小时后,pH值随时间而降低,46小时降至10.01。在不同温度下(80-150℃)老化16小时后,该钻井液的pH值在前15小时内下降较快,此后下降缓慢,老化温度越高,pH值下降越快,降幅越大。在该钻井液中加入活性再生盐配成的盐水钻井液,150℃老化后pH值下降的幅度随含盐量增大(1%-35%)而增大。表面活性剂对150℃老化后饱和盐水(35%NaCl)钻井液pH值降低的影响程度因类型而不同,加量0.1%-0.5%时稳定该钻井液pH值的作用,阳离子型的CTMAB基本上无,阴离子型的AS和ABS很微弱,非离子型的Tween-80、OP-10、Span-80稍好,ABS/OP-10和OP-10/Span-80复配物更好,但稳定作用均不够强,老化后该钻井液的pH值一般均低于10.0。图4表4参6。 相似文献
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地层出水后的气体钻井携岩携水机理研究 总被引:5,自引:0,他引:5
近年来,由于气体钻井技术在某些方面有着常规钻井液钻井不可比拟的优势而在国内得以大范围地推广应用。但是,作为一项新技术,本身具有一定局限性,其实用范围尚不是完全清楚,因此,在实际应用过程中已经暴露出不少问题,地层出水后的携岩携水规律就是其中最为重要的关键技术难题之一。气体钻井过程中,地层出水将导致气体携岩规律复杂化,需要的最小注气量也会相应增加;当地层出水量继续上升时,可能会严重影响携岩效率,最终导致发生卡钻等井下复杂情况。文章对气体钻井过程中地层出水后的携岩携水基本规律和有关理论计算方法进行了研究,建立起相应的计算方法;并结合实际工程地质特征,对川西特殊复杂地区气体钻井过程中地层出水后的携岩携水规律进行计算分析,分析结果与现场施工情况基本吻合,表明文章给出的评价方法是可靠的。 相似文献
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XCR水基极压润滑剂的研制及应用 总被引:1,自引:0,他引:1
针对油基润滑剂对环境造成污染和常规水基润滑剂极压润滑持效性差的问题,室内合成了一种新型的水基极压润滑剂XCR。XCR极压润滑剂是一种含S、P、Zn等活性元素的润滑剂,能在金属表面形成无机、有机、聚合物多层复合膜,将金属与金属之间的摩擦转化为金属与多层复合膜间的摩擦。对其性能评价表明,该剂润滑效果好,加量为2%时极压润滑系数降低率在65%以上,而且极压润滑持效性强;抗温为150℃;对钻井液流变性基本无影响,略有降滤失作用,有一定的抑制性,可使钻井液钻屑回收率提高7%以上。该剂已在河南、中原、四川、江汉等油田应用。 相似文献
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水射流钻径向孔用喷管的前端牵引钻进方式存在自牵引力小,限制了喷管长距离钻进的问题;地面下放钻进方式又存在力传递情况复杂,下放速度波动大,地面难以实现井下钻进速度精确控制等问题。鉴于此,研究了水射流钻径向孔用步进式钻进系统。该系统通过低速钻进控制器实现喷管的低速钻进,通过步进式锚定送进机构保证喷管持续钻进。试验结果表明:该系统可实现喷管在地层中低速(0.5~3.0 mm/s)、大推力(2 k N)、长距离(≥10 m)钻进;该系统的钻进速度与射流破岩速度(0.3~5.0 mm/s)一致,能够使喷管与岩石之间保持较稳定的喷射距离,有利于喷管长距离钻进;在埋藏浅、岩石软、孔隙度大、围压小和温度高的情况下,破岩钻进效率高,反之则较低。研究结果可为喷射钻进技术的进一步研究应用提供一定的参考。 相似文献