抗高温钻井液降滤失剂JHW的评价与应用

以2－甲基丙烯酰氨基－2－甲基丙磺酸等单体为基本原料,合成新型抗高温多元聚合物降滤失剂JHW,评价了该降滤失剂的性能并对其作用机理进行了分析。试验结果表明,JHW在3％的钠膨润土基浆中的抗温能力达210℃,可抗盐至饱和,抗5?Cl2,它在淡水,盐水,饱和盐水,海水及含钙钻井液体系中的抗温降滤失性能均优于国内外同类产品,具有广泛的应用前景。     

抗高温高密度饱和盐水聚磺钻井液的高温稳定性

针对高密度饱和盐水磺化钻井液抗高温稳定性差这一问题,通过对其机理进行分析,优选出了抗盐抗高温稳定剂A,并在此基础上进行改进,得到了抗盐抗高温稳定剂B。研究结果表明,在三高磺化钻井液中加入改进后的抗盐抗高温稳定剂B后,钻井液的终切力降低幅度超过50%;经170℃老化5 d后,钻井液的流变性、高温高压滤失量变化较小,克服了高密度磺化钻井液高温稳定性差、高温高压滤失量难以控制、维护处理等问题。     

钻井液处理剂高温交联性能评价

针对深井水基钻井液实践中高温对钻井液性能的破坏问题,采用黏度法研究了钻井液处理剂SMP、SMC、SMK及SMP与SMC、SMK复配体系水溶液的高温交联随影响因素的变化规律及对应条件下高温交联与钻井液性能的关系,发现影响钻井液处理剂高温交联的因素有:介质矿化度(NaCl和CaCl_2)、处理剂类型、处理剂浓度配比、pH值、温度等。结果表明,在复配处理剂(SMP/SMC、SMP/SMK)配比大于1、NaCl浓度为10%~20%、pH值为8.0~11.0、温度为150~200℃时,有利于钻井液处理剂高温交联,从而改善钻井液性能。     

抗高温水包油钻井液体系评价及应用

针对潜山储层的特点,室内采用具有抗温性和强乳化能力的表面活性剂作为乳化剂,配套抗高温增黏剂及流型调节剂,研制出了抗220℃高温水包油钻井液体系,并对其性能进行了评价。实验结果表明,该钻井液具有乳化稳定性强、抗温稳定性好、储层保护效果好等特点,适合于奥陶系潜山储层深井钻探。该体系在某A1井水平段进行了现场应用,表现出良好的高温稳定性及易维护等特点,满足了本区块潜山高温储层开发,欠平衡钻井技术的要求。     

抗高温钻井液体系的研究与应用

通过对抗高温处理剂的优选及对处理剂间协同作用的考察,研制了一种抗高温水基钻井液体系。室内评价了该钻井液体系的高温稳定性、抗盐污染性、抑制性、润滑性、油层保护性和高温高压滤失性能等,结果表明,该体系具有很高的热稳定性（抗温可达250-260℃）,优良的抑制防塌能力、抗污染能力和润滑性能,岩心的渗透率恢复值平均为83．11％。在民深1井、车66区块的现场应用中,该抗高温钻井液的性能稳定,未发生井壁垮塌现象,电测一次成功,施工顺利,应用效果显著。     

新型抗高温高密度纳米基钻井液研究与评价

针对高密度钻井液体系抗高温和低黏的需求以及纳米材料优异的物理化学特性,在高密度钻井液中引入了一种纳米材料HTSi-01.纳米材料HTSi-01是一种白色蓬松粉体改性纳米二氧化硅,其平均粒径在20 nm左右,比表面积大于600 m2/g,能在黏土颗粒和处理剂分子不饱和残键上形成牢固的物理化学吸附,从而显著改善钻井液润滑性,降低体系的黏度和切力,并能增强泥饼的致密性,降低体系的滤失量.通过一系列处理剂及其浓度优选和处理剂配伍性实验研究,得到了抗180℃高温、密度达2.36 g/cm3的新型纳米基钻井液体系.该钻井液体系具有优异的流变性及滤失造壁性能,抑制性良好,抗盐在29％以上,抗氯化钙达0.5％,48 h沉降稳定性良好,能悬浮和携带岩屑,并降低钻井液当量循环密度,满足高温高压深井钻进的需要.     

高性能抗高温聚合物钻井液研究与应用

为满足环境敏感性海域高温深井钻井作业和环境保护要求,研究了抗温200℃,生物毒性值LC₅₀大于10×104mg/L的高性能抗高温聚合物钻井液,其以合成聚合物为主要处理剂,辅以优选出的纳米封堵剂、页岩抑制剂和极压润滑剂,该体系具有了油基钻井液抑制泥页岩水化的分散性能和润滑性能,对环境友好,可直接排海。实验表明,分别以重晶石和甲酸盐为加重剂,该抗高温聚合物海水基钻井液体系在200℃高温热稳定时间长达48 h以上,高温高压滤失量为12～25mL,抗20%氯化钠和0.5%氯化钙污染,生物毒性卤虫96 h半致死浓度LC₅₀大于10×104 mg/L,发光细菌半数有效浓度EC₅₀大于30×104 mg/L,符合一级海区生物毒性排放要求。在环渤海油田进行了现场应用,取得了良好的试验效果,试验最深井深6 066 m,最高井底温度204℃。      

抗高温高密度海泡石钻井液体系

为了开发深部的油气藏，在钻进事需要使用性能更为优良的加重钻进液。为此，研制了一种新型的抗高温高密度水基钻井液体系。     

抗高温水基钻井液技术研究与应用现状及发展趋势(Ⅱ)

综述了高温对水基钻井液的要求及抗高温水基钻井液的特点,超深井钻井技术对抗高温水基钻井液的新要求,国内外抗高温水基钻井液处理剂及其作用机理发展概况,抗高温水基钻井液体系发展概况,国内外抗高温水基钻井液评价方法及评价实验装置发展概况,抗高温钻井液流变性研究、高密度水基钻井液流变性,抗高温钻井液技术面临的问题及抗高温钻井液体系发展方向等。     

抗高温水基钻井液技术研究与应用现状及发展趋势(Ⅰ)

综述了高温对水基钻井液的要求及抗高温水基钻井液的特点,超深井钻井技术对抗高温水基钻井液的新要求,国内外抗高温水基钻井液处理剂及处理剂作用机理发展概况,国内外抗高温水基钻井液体系发展概况,国内外抗高温水基钻井液评价方法及评价实验装置发展概况,国内抗高温钻井液体系的现场应用概况、抗高温钻井液流变性研究、高密度钻井液流变性,抗高温钻井液技术面临的问题及抗高温钻井液体系发展方向等。     

一种新型抗温抗盐聚合物降滤失剂的室内研究

为了解决现阶段降滤失剂在高温、高盐条件下的降滤失效果差等问题,室内采用2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)、丙烯酰胺(AM)、二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC),N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)等单体为原料,合成并优选了一种聚合物降滤失剂PAA-330。通过红外表征可知产物满足设计要求,并在室内评价了其各项性能。结果表明:其在淡水浆、盐水浆和饱和盐水浆中,API失水量均在5 mL以下,HTHP滤失量在16 mL以下,表明该剂在高温、高盐条件下均具有良好的降滤失效果。该降滤失剂的热分解温度为304℃,热稳定性良好,能够满足井下较高的井底温度。在复合盐水钻井液中加量2%,经200℃老化后滤失量仍在15.8 mL,且对钻井液流变性无明显影响,表明其耐温性能优异,与钻井液配伍性良好,未来前景广阔。     

深井抗高温钻井液体系的研究与应用

深井钻井液的热稳定性一直是国内外研究的关键问题。室内试验在优选抗高温处理剂的基础上，通过引入新型的硅氟共聚物降粘剂GF-260，开发出了一种新型抗高温硅氟聚合物钻井液，即4％钠膨润土＋3％MMH＋5％MF-1（复合降滤失剂）＋2％Na2SO4（抗高温稳定剂）＋2％RH-1＋2％GF-260＋1％ZH-Ⅲ（缓蚀剂）＋其它辅剂。室内对该钻井液的抗温性、页岩膨胀性和悬浮稳定性进行了评价。结果表明，抗高温硅氟聚合物钻井液具有优良的抗高温悬浮稳定性、抑制防塌能力和很高的热稳定性（抗温可达220℃）。在和参1井和莱深1井应用中，抗高温硅氟聚合物钻井液性能稳定，钻井施工顺利，电测和下套管一次成功，未发生井壁垮塌现象，钻井周期比该地区同类井缩短了1／3，综合钻探效果显著。     

PAMS聚合物钻井液体系的研究与应用

介绍了PAMS聚合物在钻井液中的防塌性、抗温性、抗污染能力以及与其他添加剂的配伍性。室内研究和现场应用表明,PAMS聚合物与常用的丙烯酰胺、丙烯酸等多元共聚物相比,具有较强的耐温抗盐能力、防塌能力及抑制地层造浆能力,热稳定性及配伍性好;能协同其它处理剂提高综合效果;用量小,维护周期长,可降低钻井液成本。     

耐温抗盐聚合物钻井液在中原油田水平井的研究与应用

根据中原油田地层具有高温、高盐、易塌、易漏失的特点。研究了水平井用耐温抗盐聚合物正电胶钻井液。优选出的新型阳离子流型调节剂SPJ-1和SPJ-2，抗温达120℃．抗盐可达饱和。同时SPJ-2又是一种理想的抗温原油乳化剂．SPJ-2乳化的钻井液原油不分层，在120℃时钻井液不增粘。室内试验结果表明，耐温抗盐聚合物正电胶水基钻井液具有良好的井眼净化、摩阻控制、井壁稳定及油层保护等性能。现场应用表明，该钻井液悬屑携砂能力强，流变性能易于控制，在大井眼段排量不能满足要求的情况下，结合短起冲砂能满足水平井及高难度定向井井眼净化的要求；抗盐污染能力强，钻进盐膏层后性能变化小；抑制性能好，井壁稳定。实验井的平均井径扩大率明显低于邻井；井下摩阻小，循环开泵摩阻为30～40kN；保护油气层效果好，岩心静态渗透率恢复值在85％以上。     

强抑制性高钙盐聚合物钻井液体系的研究与应用

研究形成了以无机-有机单体聚合物SIOP、两性离子磺酸盐聚合物CPS-2000、聚合铝防塌剂AOP-1及固相化学清洁剂ZSC-201等为主处理剂的强抑制性高钙盐聚合物钻井液体系.该体系游离钙离子质量浓度大于1.5/L,具有良好的抑制防塌性能,抗温达到180℃,抗盐达饱和,抗钙达到30g/L,流变性能良好,在中原、塔河、...     

硅磺聚合物钻井液研究及应用

室内试验研究了不同模数的速溶硅酸钠、固体硅酸钠和不同模数的固体硅酸钾对岩屑回收率的影响,得出硅酸盐的模数越大,抑制性越好,硅酸盐加量大于2%时有好的防塌效果,硅酸钾的抑制性大于硅酸钠的结论.根据此结果,考虑到硅酸钠和硅酸钾的价格因素,将硅酸钾和硅酸钠按一定比例混合形成复合硅酸盐CS-1.通过评价复合硅酸盐CS-1与不同钻井液处理剂的配伍性,研究出了硅磺聚合物钻井液基本配方.介绍了硅磺聚合物钻井液的室内研究及其在文299井的应用情况.结果表明,该硅磺聚合物钻井液抗温达150 ℃,抗盐达饱和,有较好的抗钙、镁离子污染和粘土污染的能力;有较好的防塌效果和润滑性能,渗透率恢复值高,对油气层有较好的保护作用;现场转换简单,维护方便,在钻井过程中钻井液性能稳定,对电测、固井等完井作业无不良影响.     

胜利油田无固相抗高温钻井液体系的研究与应用

针对埋藏较深的潜山油藏、碳酸盐岩储层的地层温度较高,固相颗粒是其主要损害因素的特点,研制出了一种用于无固相钻井液体系、抗温能力超过150 ℃的高温增粘剂TV-Ⅰ,以此为主剂研制出了淡水、复合盐水、海水等无固相钻井液体系,并分别在胜利油田4个不同区块的13口井上进行了现场应用.结果表明:在井深超过4000 m、井底温度在150 ℃以上(最高达170 ℃)的情况下,该体系具有热稳定性好、抗温抗盐能力强(高达180 ℃)的特点,很好地解决了以往无固相钻井液高温状态下由于聚合物的降解而造成的降粘问题;携岩能力强,保证了钻井施工安全顺利;具有良好的技术经济效益.     

高温海水基压裂液研究及应用

通过室内实验研究,得到了适合海上高温深井压裂的高温海水基压裂液,其耐温达160℃,可以用矿化度40 000mg/L以内的过滤海水直接配制;合成了含有羟丙基和磺酸基的耐盐稠化剂PA-SRT,并通过核磁共振方法进行了表征。通过使用溶解促进剂使耐盐稠化剂5 min内黏度可达到最终黏度的80%,满足连续混配装置和增产作业船的使用要求。在国内某油田153℃油井压裂施工中成功应用,压裂液采用过滤海水直接配制,用液量565.2 m~3,加入支撑剂39.69 m~3,支撑剂质量浓度最高为491 kg/m~3。说明该高温海水基压裂液综合性能达到了现场应用的要求。     

有机硅抗高温钻井液体系的室内研究

提出了一种新型的有机硅抗高温钻井液.该钻井液以高温稳定的硅基有机物为主要组分,并引入一种以2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)为单体的四元共聚物高温抗盐降滤失剂OCL-JB,基本配方为:4%膨润土 6%OCL-JB 4%OCL-JA(降滤失剂) 2%OCL-GLT(降滤失剂) 0.5%OCL-GNT(降粘剂) 重晶石.硅基有机物增加了甲基含量,并引入了抗高温稳定剂和磺化物,从而提高了其化学稳定性和高温稳定性.该有机硅抗高温钻井液具有好的页岩抑制性、润滑性和井眼稳定性;滤失量小,滤饼薄且致密,可有效防止钻头泥包;携砂能力强,流变性容易控制;在高矿化度下,钻井液性能稳定,能抗5%评价土、4%NaCl和2?SO4的污染;抗温能力强,在180 ℃以上;而且体系所用材料无毒、无荧光,适用于深井钻探.     

抗高温钻井液增黏剂的研制及应用

以N-乙烯基己内酰胺为温敏性单体,对苯乙烯磺酸钠为亲水性单体,N,N-亚甲基双丙烯酰胺为交联剂,采用自由基胶束乳液聚合法研制出了一种抗高温钻井液聚合物增黏剂.通过正交试验确定了最佳合成条件,借助元素分析、凝胶色谱分析、热重分析和急性生物毒性实验分别表征了该增黏剂的元素组成、相对分子质量、热稳定性和EC₅₀值,研究了其在水基钻井液中的增黏性能及温敏特性,探讨了增黏机理,优化出了一套适用于环渤海湾地区的可排放水基低密度抗高温钻井液体系,并进行了现场试验.结果表明:该聚合物增黏剂具有优异的增黏性能、热稳定性及温敏特性,在淡水基浆和盐水基浆中经220℃、16h老化后的表观黏度保持率分别为90.81% 和95.95%,EC₅₀值为15.529×10⁴mg/L,满足可排放海水基钻井液技术要求;新研制出的聚合物增黏剂在环渤海湾地区冀东油田深部潜山储层现场的成功应用表明该处理剂能够在深部超高温地层、低膨润土含量及低密度钻井液体系中有效发挥增黏作用,同时也有效地解决了以大量消耗常规磺酸盐共聚物等钻井液处理剂为代价的钻井液日常性能维护问题.