抗220℃高温油包水钻井液研究与应用

介绍了抗220℃高温油包水钻井液的室内试验与现场应用情况。在葡深1井的现场应用表明,该油包水钻井液具有流变性优异、稳定性好、滤失量低等特点,顺利地完成了松辽盆地最深（5500m）、国内井温最高井（井底温度220℃）的钻探任务,达到预期目的,解决了国内钻井液的一大技术难题。     

抗高温油包水钻井液研究成功

本刊讯　国家 86 3高科技计划研究项目“葡深 1井抗高温油包水钻井液的研究与应用”于近日在大庆通过国家验收。该项目由大庆石油管理局钻井研究所承担 ,实现了 7项技术创新 ,填补了国内抗高温钻井液的技术空白 ,整体技术达到国内、国际领先水平。葡深 1井完钻井深 5 5 0 0 m,井底温度高达 2 2 0℃ ,是松辽盆地井深最深、温度最高的一口井 ,此前国内外还未有能满足如此高温钻井要求的钻井液 ,大庆钻井研究所精心组织 ,刻苦攻关 ,终于研制出能抗 2 2 0℃高温的油包水钻井液抗高温油包水钻井液研究成功…     

抗高温高密度环保低毒油包水钻井液的研究

为有效地保护自然环境,成功研制出了抗高温(215℃)高密度(2.1 g/cm3)低毒油包水钻井液,并对该钻井液的原材料选择、室内配方试验及配方毒性等方面进行了研究.结果表明,低毒油包水钻井液满足了钻井施工的要求,其毒性满足了环境保护的要求.     

新型白油基油包水钻井液体系研究

为了满足深井、超深井、页岩气井等复杂结构井的钻井要求,优选了油基钻井液用处理剂,确定了新型白油基油包水钻井液体系配方,并通过室内实验研究了钻井液体系的性能。通过研究各主要处理剂加量对油包水钻井液体系性能的影响,确定了各组分的加量,研制的不同密度不同油水比的油包水钻井液均有良好的基本性能。室内实验评价结果表明,研制的白油基油包水钻井液沉降稳定性较强,抗温可达220℃,密度在0.95~2.2g/cm3可调,抑制性能强,抗伤害和润滑性能较好,储集层保护效果好,具有泥页岩水化抑制作用。     

抗高温油基钻井液的研究

油包水钻井液在抗高温、稳定井壁、油气层保护方面具有明显优势。研制了一套抗高温油基钻井液体系,该体系在经过220℃高温老化之后,具有较好的流变性能、降滤失性能、强的抑制性能和抗污染能力,密度调节范围广。     

抗220℃高温油包水钻井液研究与应用

介绍了抗 2 2 0℃高温油包水钻井液的室内试验与现场应用情况。在葡深 1井的现场应用表明 ,该油包水钻井液具有流变性优异、稳定性好、滤失量低等特点 ,顺利地完成了松辽盆地最深 ( 5 5 0 0 m)、国内井温最高井 (井底温度 2 2 0℃ )的钻探任务 ,达到预期目的 ,解决了国内钻井液的一大技术难题。     

新型抗高温水包油钻井液研究与应用

针对渤海油田潜山地层压力控制钻井中水包油钻井液抗高温性、稳定性、可重复利用性不足等问题,通过优选抗高温乳化剂、增粘剂、降滤失剂等研制了新型抗高温水包油钻井液.室内评价结果表明,新型抗高温水包油钻井液具有良好的抑制性、润滑性、稳定性、抗污染性和油气层保护能力.根据JZ25-1S等油田潜山地层井中低温特性,为降低钻井液成本,对新型抗高温水包油钻井液配方进行了优化,取得了成功应用,可在渤海其他油田潜山地层中推广.     

大庆油田"九五"期间钻井液技术发展

在总结“九五”期间大庆油田钻井液技术发展情况的基础上,重点介绍了在井壁稳定,高温深井,欠平衡钻井,保护油气层和提高二界面胶结强度等方面开展的诸多钻井液研究和应用,结果表明,水基加重钻井液性能良好,润滑性和防漏效果明显,对油层具有更好的保护作用,保证了侧钻水平井钻井施工的顺利进行;抑制性与封堵型聚合物钻井液具有很强的抑制性,解决了井壁稳定,防卡和防漏问题,电测遇阻率比常规井眼降低10％,卡钻事故率减少3％,井漏井塌事故率减少25％,保证了小井眼钻井完井施工的顺利;抗高温油包水钻井液,水包油低密度蝇液,硅酸盐钻井液,甲酸盐钻井液和多元硅钻井液,性能稳定,抗高温能力强,有效地保护和发展了油气层,具有较好的提高二界面胶结质量作用,提高了二界面的固井质量,这些钻井液技术的发展,解决了大庆油田高温井,疑难井和特殊工艺钻井技术问题。     

油包水钻井液降滤失规律研究

钻井液滤失性是钻井液的重要性能。通过对加入不同降滤失剂的油包水钻井液体系滤失规律的试验研究,表明油基钻井液体系的滤失性和水基钻井液有着相同的规律,滤失量的大小和时间的平方根呈线性关系,油包水钻井液降滤失剂的评价方法可以采用与水基钻井液相似的方法进行评价,但是需要对破乳电压进行测定。当油基钻井液体系经过高温老化后,油包水钻井液的滤失量会大幅度降低,这使得油基钻井液在高温地层钻井时有很好的优势,能更好地维持钻井液的性能稳定。     

抗高温高密度无土相柴油基钻井液室内研究

针对常规高密度油基钻井液不利于提高机械钻速且流变性难以控制的缺点,通过分子结构设计,合成了抗高温乳化剂HT-MUL和提切剂ZNTQ-I,并配制了抗高温高密度无土相柴油基钻井液。通过电稳定性试验和高温老化试验,评价了乳化剂、提切剂的单剂效果,并对研发的无土相油基钻井液进行了抗温性、稳定性、抗污染能力和抑制性试验。试验结果发现:HT-MUL乳化剂具有较高的破乳电压,抗温达220℃;提切剂加量为0.5%时提切效果显著;在150~220℃条件下,2.50 kg/L无土相油基钻井液破乳电压在2 000 V左右,可抗质量分数25%蒸馏水的污染和质量分数15% CaCl2溶液的污染。研究结果表明,抗高温高密度无土相柴油基钻井液的密度可达2.50 kg/L,抗温达220℃,具有良好的稳定性、悬浮性和抗污染能力,能够满足提高钻速和保护油气层的要求。      

南堡潜山油气层钻井完井液技术

冀东油田南堡潜山油气藏埋藏深(4000~5600 m),地温梯度大(4.22°/100 m),井底最高温度为223℃,地层压力系数低,为0.96,储层微裂缝发育,气油比大。为满足其储层保护和安全生产的需要,研究了抗220℃高温低密度低固相钻井液和抗170℃高温冻胶阀技术。抗高温低密度低固相钻井液选择2种四元共聚物分别作抗高温增黏剂和抗高温降滤失剂,并配合使用SMP和SPNH以及耐温封堵剂FT3000,抗高温水包油钻井液由研制的抗温能力强、抗盐能力好的HWZR和HWFR乳化剂,优选出的增黏剂HVF-H和抗高温降滤失剂HWFL-H与HVS-H等组成,2套体系在220℃老化48 h性能良好,可满足井眼清洁的需要,使用密度范围为0.98~1.08 g/cm3;抗高温冻胶阀实现了起下钻和套管回接过程分隔油气层和保护油气层的目的。目前已钻井22口,8口探井应用了抗高温低固相钻井液,13口开发井应用了水包油钻井液,2口井应用了抗高温冻胶段塞封堵技术,均取得良好的效果,确保了全过程油气层保护。     

南堡潜山油气层钻井完井液技术

冀东油田南堡潜山油气藏埋藏深(4 000~5 600 m),地温梯度大(4.22°/100 m),井底最高温度为223℃,地层压力系数低,为0.96,储层微裂缝发育,气油比大。为满足其储层保护和安全生产的需要,研究了抗220℃高温低密度低固相钻井液和抗170℃高温冻胶阀技术。抗高温低密度低固相钻井液选择2种四元共聚物分别作抗高温增黏剂和抗高温降滤失剂,并配合使用SMP和SPNH以及耐温封堵剂FT3000,抗高温水包油钻井液由研制的抗温能力强、抗盐能力好的HWZR和HWFR乳化剂,优选出的增黏剂HVF-H和抗高温降滤失剂HWFL-H与HVS-H等组成,2套体系在220℃老化48 h性能良好,可满足井眼清洁的需要,使用密度范围为0.98~1.08 g/cm3;抗高温冻胶阀实现了起下钻和套管回接过程分隔油气层和保护油气层的目的。目前已钻井22口,8口探井应用了抗高温低固相钻井液,13口开发井应用了水包油钻井液,2口井应用了抗高温冻胶段塞封堵技术,均取得良好的效果,确保了全过程油气层保护。     

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。     

超高温钻井液在杨税务潜山深井中的应用

华北油田杨税务区块奥陶系储层埋深普遍较深,一般在6000 m以上,地层岩性主要为灰岩、泥岩,井底最高温度预计在210～230℃。继低固相超高温钻井液技术在安探4X井成功应用后,由于该技术所用材料多为国外进口,室内再次研选抗高温处理剂、高温保护剂等关键处理剂,以国产材料替代进口材料,构建了抗230℃的低固相钻井液配方,同时高温滚动实验和高温流变性测试表明:体系具有良好的抗超高温性能,高温条件下的流变性能仍能有效满足携岩要求。目前该套钻井液体系在杨税务区块已经成功开展了7口井现场应用,保障了钻井施工的顺利进行,形成一套满足华北油田冀中区块深潜山地层的超高温钻井液技术。      

徐闻X3井抗高温钻井液体系室内研究

徐闻X3井是中国石化的一口重点探井,设计井深5 658 m,设计最大井斜角为34.67°,预计井下温度高达184℃。该地区涠洲组地层的泥岩井段易缩径和垮塌,流沙港组的硬脆性黑色泥岩易垮塌。针对井深、井下温度高、地层不稳定、大尺寸长裸眼井段井眼净化困难等多项钻井液技术难点开展了抗高温钻井液室内研究,利用正交试验方法和滚动老化试验对多种抗高温处理剂进行优选,对优选出的钻井液处理剂进行配伍试验,优化出了抗高温钻井液配方。在180℃温度下,对该抗高温钻井液的高温稳定性能及二开转三开的钻井液的配伍性能进行了评价,结果表明,该钻井液高温性能稳定,二开转三开钻井液性能稳定,且工艺简单,能够满足徐闻X3井钻井施工的要求。     

超高温高密度钻井液体系的研究与应用

针对大多数采用重晶石加重的高密度钻井液在高温下存在的流变性能调控难、高温高压滤失量大、重晶石沉降等技术难题,从抗温、降滤失、控制黏度和切力、提高沉降稳定性能等方面提出了钻井液体系的设计思路,通过研发超高温封堵降滤失剂SMPFL-UP、超高温高密度分散剂SMS-H等核心处理剂,优选抗高温封堵防塌剂SMNA-1、高温稳定剂GWW、高效润滑剂SMJH-1等关键配套处理剂,经过配方优化及评价,研发出了一套超高温高密度钻井液体系（SMUTHD）,抗温达220℃。SMUTHD密度不超过2.40 g/cm3时,经220℃老化后流变性能稳定,高温高压滤失量小于12 mL,极压润滑系数为0.178,在220℃下静置7 d沉降系数（SF）小于0.54,表现出良好流变性能、滤失性能和高温沉降稳定性能。SMUTHD在顺南蓬1井五开进行了成功应用,累计进尺581 m,井底温度为207.4℃,实钻钻井液密度为1.75～1.80 g/cm3,不同施工阶段井浆的SF均小于0.52,施工期间钻井液性能稳定,井下安全,取心顺利。SMUTHD的成功研发及现场应用,有力保障了深部油气层的勘探发现、增储建产和低成本高效开发,提高了我国超高温高密度钻井液技术的自主化水平。      

海洋超高温高压井钻井液设计与测试方法及国外钻井液新技术

介绍了国外高温高压井的最新定义和分级,以及全球海上高温高压井的分布。阐述了海洋高温高压井钻井液性能设计方法,主要包括密度、高温热稳定时间、抗高温能力、高温高压滤失量、抗污染能力、低温流变性能和水合物抑制能力等,提出高温热稳定时间、抗高温能力、高温高压滤失量应为高温高压井钻井液3个关键性能设计及评价指标,建立利用极高温高压流变仪Chandler 7600模拟高温高压井钻井液静态高温热稳定时间和动态循环抗高温能力的评价方法。详细介绍了国外抗232℃超高温无铬环境友好型水基钻井液、抗220℃超高温高密度甲酸铯钻井液、抗180℃高温无黏土储层钻井液、抗260℃超高温油基钻井液、抗315℃极高温氟基逆乳化钻井液。上述技术对中国超高温乃至极高温钻井液技术的研究具有一定的借鉴意义。     

抗220℃高密度油基钻井液的研究与应用

针对超高温深井、超深井钻井液体系抗温能力不足、使用密度低、动态沉降稳定性差等问题,研制出抗温220℃的乳化剂、增黏剂、降黏剂及最高使用密度为2.30 g/cm3的油基钻井液配方。室内评价结果表明,超高温乳化剂SD-HTPE和SD-HTSE对钻井液的流变性影响小,220℃热滚后破乳电压达到1201~1856 V;超高温增黏剂SD-OIV可使体系的LSRYP由3 Pa增大至13 Pa,动态沉降稳定系数由0.2096增大至0.6466,高温高压滤失量降低率最高达76.74%;超高温降黏剂SD-ORV可使体系LSRYP降低85.71%;体系在220℃、40 MPa、低剪切速率下具有良好的动态循环流变性及热稳定性。该套体系在川南塔探1井得到成功应用,应用结果表明,超高温高密度油基钻井液体系在214℃下热稳定性、流变性、沉降稳定性和高温高压滤失量等性能较好,施工过程无阻卡,起下钻顺利,具有良好的现场应用效果,满足超高温深井、超深井的钻井需求。      

用多元回归法预测水基绒囊钻井液当量静态密度

由于地层温度、压力的影响,预测水基钻井液井下当量静态密度比较困难。水基绒囊钻井液的囊核包裹一定量气体,温度和压力不仅影响基液密度,而且影响囊核体积,使得井下当量静态密度变化规律更加复杂。室内研究首先用PVT实验仪测定密度为0.85 g/cm3的无固相绒囊钻井液在1~20 MPa、30~130 ℃下的密度,然后利用多元回归法处理测定的220个密度数据点,建立绒囊钻井液不同井深时的井下静态密度预测模型。此模型相关系数0.96、相对误差小于5%,可信度高。用该模型计算2 500 m井深时绒囊钻井液密度与磨80-C1试验井实际测量结果比较,相对误差小于4%,表明此模型可预测井下水基绒囊钻井液的当量静态密度。     

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。