盐水钻井液pH值影响因素和缓冲方法研究

在深井钻井中钻遇盐膏层、盐膏泥复合盐层、高压盐水层等地层时,极易发生井下复杂情况,盐水钻井液在钻遇此类地层时,pH值极易快速降低,难以调节。实验考察了盐类、表面活性剂、有机胺等对饱和盐水基浆老化前后pH值的调控作用。结果表明,强碱弱酸盐、阴离子表面活性剂和非离子表面活性剂及2者间复配体系、有机胺等对饱和盐水基浆老化前后pH值均具有一定的缓冲效果。探究了矿化度及聚合物类处理剂、磺化处理剂等盐水钻井液常用处理剂对体系pH值的影响规律。结果表明,膨润土基浆矿化度增大会导致pH值的快速下降;聚合物类处理剂对饱和盐水基浆pH值影响较大;磺化处理剂对体系pH值有一定的缓冲作用。提出一种表面活性剂体系“0.3% WJG+0.1% SDBS”的pH缓冲办法,其对海水钻井液、高密度饱和盐水钻井液、高密度有机盐体系老化前后pH值具有较好的缓冲作用。      

钻井液用低荧光高效极压润滑剂 BDLU-100L的性能研究

为获得荧光等级低、润滑性能好的钻井液用润滑剂,以白油为基础油,辅以高效乳化剂、极压剂氯化石蜡和渗透剂琥珀酸烷基酯磺酸钠制备了一种低荧光高效极压润滑剂 BDLU-100L,研究了 BDLU-100L的荧光级别、乳化稳定性、润滑性能和抗温耐盐性能,考察了 BDLU-100L对钻井液流变及失水造壁性能的影响。结果表明, BDLU-100L荧光等级小于3级、乳化稳定性好、抗温达 200℃、抗盐达饱和。BDLU-100L润滑性能良好,加量为 0.5%时可使淡水浆润滑系数降低 90%以上,加量为 3%时可使海水、复合盐水及饱和盐水基浆的润滑系数分别降低 82%、73%和71%;对淡水和高温高密度钻井液流变性能的影响较小,适用于200℃以下的高含盐钻井液和高密度钻井液体系。图2表3参14     

控流管路中降滤失剂的合成与性能研究

针对高压喷射钻井时,传统阴离子降滤失剂不能克服水眼黏度的问题,以2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）、丙烯酰胺（AM）和丙烯酸钾（AA）为原料,在控流管路中共聚得到钻井液降滤失剂AMPS/AM/AA,确定AM与AMPS、AA与AMPS之间的最优投料比为7:6:1,总单体浓度为17%。考察了共聚物在淡水钻井液、盐水钻井液和饱和盐水钻井液中的降滤失及流变性能。结果表明:在控流管路中合成的聚合物黏度低于同条件下釜式反应中合成的,解决了传统阴离子降滤失剂使水眼黏度过高的问题;AMPS/AM/AA能使高矿化度水基钻井液的滤失量降低94%,在淡水基浆、盐水基浆和饱和盐水基浆中,共聚物均表现出较强的降滤失性能和较弱的增黏性能;热稳定性分析及高温老化评价表明,AMPS/AM/AA可抗330℃的高温,满足现场对高温钻井液的要求。      

高密度饱和盐-稀硅酸盐钻井液技术

塔里木盆地巴楚地区寒武系地层组成复杂,盐岩、膏泥岩及裂缝性灰岩往往出现在同一裸眼井段,且地层压力高,在该地层钻进极易导致钻井液性能恶化,发生井下复杂情况。为有效解决这一技术难题,在对饱和盐-稀硅酸盐作用机理研究的基础上,研制出一种适合复合盐膏层钻进的高密度饱和盐稀硅酸盐钻井液配方。室内试验和现场应用证明,该钻井液具有良好的抑制性能,能有效降低盐岩和石膏的溶解;具有较好的流变性、滤失性、抗温性能和抗盐及石膏污染的能力。现场应用的欠饱和盐稀硅酸盐钻井液,很好地解决了巴楚地区复合盐膏层中潜在的复杂情况,大幅度降低了钻井液成本。     

高温高密度钻井液的润滑剂研究与应用

随着深层油气资源的勘探开发需求,井身结构的不断优化,深层大斜度大位移钻井对钻井液体系的润滑性能提出了更高的要求,高温高密度水基钻井液的润滑性研究是目前深层油气资源勘探开发的关键技术之一。高密度水基钻井液在高温环境、高固相及高矿化度条件下,润滑性能普遍较差,摩阻较大,严重影响钻井施工时效及质量。根据目前钻井施工过程中的工程需求,以植物油及植物油酸为原材料,通过酸酯化反应,生成含有不饱和双键的酯基基团的长链脂肪酸酯,通过接入含氯、硫、磷具有极压抗磨能力的化学元素,同时引入羟基、氨基等吸附基团,研制一种热稳定性好、吸附性强的高效钻井液润滑剂HLG。评价结果表明,润滑剂HLG抗温能力达到180℃,抗盐抗钙能力强,可以满足密度达到2.2 g/cm³的高密度水基钻井液需求,有效提高钻井液体系润滑性能,降低摩阻,适合深层复杂地层及大斜度大位移井型的勘探开发,应用前景良好。     

耐温抗盐改性淀粉钻井液降滤失剂的合成及性能研究

以淀粉和一种自制的同时带有磺酸基和季铵阳离子的烯烃单体为原料合成了一种耐温性能可达180℃的改性淀粉YS,并考察了其降滤失性能、抗盐及抗钙性能、耐温性能及抑制性能。研究结果表明:YS在淡水基浆、海水基浆、饱和盐水基浆、复合盐水基浆及含钙盐水基浆中均具有较好的降滤失效果;添加1.5%数2.5%的YS后,钻井液的滤失量均可显著降低并控制在10 m L之内;抗盐及抗钙性能均可达到饱和,且随含盐量的增加,降滤失效果和提黏切能力反而增强;与淡水基浆相比,加入2.0%YS后的基浆的表观黏度上升率可由300%降至73.3%;与清水相比,2.0%YS水溶液可将黏土块的线性膨胀率由51.5%降至10.2%,YS表现出较好的抑制黏土水化分散、膨胀的性能。图1表5参9     

高密度甲酸盐钻井液配方优选及其性能评价

针对超深井复杂井高温高压高矿化度等"三高"苛刻井下环境,在饱和盐水磺化钻井液基础之上,综合各种单因素的影响,优选出高密度甲酸钾饱和盐水磺化钻井液体系。该钻井液由高浓度甲酸钾基液、抗高温抗盐磺酸盐复合共聚物D300、复合磺化处理剂、pH值缓冲剂、磺化沥青以及表面活性剂等组成。该体系能够抵抗160~180℃高温,密度在2.2 g/cm3以上,抑制性远强于常用无机盐钻井液,润滑性良好,抗盐至饱和、抗钙达800~1 000 mg/L,还可循环利用。评价实验结果表明,该体系的综合性能优良,能显著降低循环压耗,可以适应深井、超深井、巨厚复合盐层以及盐下储层的钻井。     

高密度饱和盐水钻井液在大北30井的应用

塔里木山前克深、大北井区库姆格里姆层巨厚复合盐层发育复杂,埋藏深,盐底变化大,易塑性蠕变、造成阻卡;窄安全密度窗口导致溢流、井漏同存,钻井风险大;钻进中易造成高密度钻井液性能恶化,引起井下复杂。大北30井是塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带大北15号构造西高点一口预探井,实际盐层井段:2740-3837米,层位:库姆格列木群组。近几年山前大部分盐膏层段使用油基钻井液体系,但大北30井四开段1000米复合盐层使用水基钻井液完成。实钻中面临盐膏层段存在着长段盐岩、高盐膏层、高密度、窄密度窗口等钻井液技术难题。通过技术攻关使高密度饱和盐水钻井液体系在配制、维护、处理及现场应用得到了重大突破,四开段使用密度2.38g/cm3饱和盐水钻井液安全顺利钻穿1000米左右的盐膏层,助力该井顺利中完。     

耐高温高盐钻井液润滑剂的研制与性能评价

针对深井超深井钻井过程中高扭矩和高摩阻等难题,利用硼酸、多元醇和长链脂肪酸等原料,合成出一种耐高温高盐钻井液润滑剂SOB,该润滑剂在高温高盐条件下具有良好的润滑性能。在5%基浆中加入1%润滑剂SOB后,润滑系数降低率为92.7%,泥饼的黏附系数降低至0.0405,极压润滑持效性强;210 ℃下润滑系数降低率保持在90.2%,210 ℃、35%NaCl条件下润滑系数降低率保持在81.3%。高温高盐条件下SOB在高密度钻井液中配伍性良好,200 ℃老化后对钻井液的流变性无影响,能够降低钻井液滤失量,润滑系数降低率为45.09%,相比常规润滑剂性能优越,这是由于润滑剂能够在钻具表面有效吸附,形成一层疏水性较强的膜,使钻具与井壁的直接接触变成了润滑膜之间的接触,从而降低摩擦。      

水基钻井液用抗超高温聚合物刷润滑剂的研制

深部复杂地层油气钻探过程中，为了满足钻井液抗高温、抗盐的技术要求，以甲基丙烯酸甲酯、丙烯酸月桂酯、丙烯酸羟乙酯为主要原料，偶氮二异丁腈作为引发剂，制备了一种水基钻井液用聚合物刷润滑剂HLM。通过傅里叶红外光谱、核磁共振、热重分析和凝胶色谱分析对产物进行了表征。然后评价了HLM与钻井液的配伍性以及高温、高盐、高密度条件下的润滑性能，利用多功能材料表面性能测试仪和四球摩擦实验仪进一步分析了润滑性。实验结果表明，HLM的热稳定性较好，重均分子质量为3494;HLM在室温下与基浆配伍性良好，对流变性基本没影响，抗温可达260℃；加量2%时，常温下润滑系数降低率达91.16%, 260℃老化后润滑系数降低率达88.24%；在饱和盐水基浆中润滑系数降低率为75.69%，在高密度基浆中润滑系数降低率大于40%。表面摩擦实验进一步证明了HLM可以大幅度降低金属-金属间的摩擦力，四球摩擦实验证明了HLM可在金属表面形成稳定的润滑膜。由于HLM具有多个吸附位点且吸附能力强，在高温、高盐条件下吸附膜仍具有一定的强度，因此赋予HLM良好的润滑性能。可为深层超深层钻井液体系的构建提供技术借鉴。     

水基钻井液用润滑剂SDL-1的研制与评价

高摩阻高扭矩问题是制约水基钻井液在大位移长水平段井应用的因素之一。针对这一问题,利用长链脂肪酸、小分子多元醇等原料,合成出了多元醇合成酯主剂,然后与极压添加剂复配形成水基钻井液用润滑剂SDL-1。性能评价结果表明,4%淡水基浆中加入1%润滑剂SDL-1,润滑系数的降低率为85.2%,泥饼的黏附系数降低率为59.3%;在150℃下老化16 h后,润滑系数的降低率可达94.0%,泥饼的黏附系数降低率为62.3%;在180℃下老化16 h后,润滑系数降低率仍可达90%,因此润滑剂SDL-1可抗温180℃;此外还能抵抗30% NaCl和30% CaCl₂的污染。四球摩擦实验表明,经30 min摩擦后,SDL-1能有效减少划痕,降低表面磨损,抗磨效果优于国外润滑剂DFL。在2.0 g/cm3无土相钻井液体系和2.2 g/cm3环保钻井液体系中加入2%的SDL-1润滑剂后对体系的流变性影响较小,并能将体系的润滑系数降至0.08。整体而言,SDL-1具有良好的润滑性能和抗温抗盐污染性能,在深层大位移井中具有一定的应用前景。      

KL2-H1水平井高密度饱和盐水混油钻井液技术

KL2-H1井是西气东输2007年在克拉区块的一口水平井.该井三开段为高压盐膏层,四开段为白云岩高压气层;钻井液密度为2.00～2.25 g/cm<'3>,压井液密度为2.40 g/cm<'3>,使用混10%～15%原油基液,固相含量相对高,且容量限低,同时由于带POWVER或MWD定向工具钻进,只能使用重晶石加重,使得钻井液的流变性较差,现场施工困难.经过室内实验,研究出了一套适用于现场要求和用重晶石加重的流变性较好的高密度饱和盐水钻井液和压井液配方.现场应用表明,该钻井液的各项性能均能很好地满足钻进要求.     

抗高温高密度油基钻井液在塔里木油田大北12X井的应用

大北12X井是2018年塔里木油田的一口高温高压评价井,位于库车坳陷克拉苏构造带大北段大北12号构造东高点,该区块库姆格列木群膏盐岩段（4267～5287 m）普遍为高压～超高压,局部存在高压盐水层、漏层。钻井过程中,易出现井壁失稳、漏失、盐水侵等复杂技术难题。针对该区域的地质特点和作业要求,分析了高温高压作业条件下油基钻井液体系的技术难点,优选出抗高温高密度油基钻井液体系配方,并且通过室内实验,模拟高温高压井段作业可能出现的风险,进行了系统的工况模拟评价。实验结果表明,抗高温高密度油基钻井液体系性能稳定,破乳电压为1562 V、高温高压滤失量为1 mL,体系抗30%体积分数的近饱和NaCl盐水污染,污染后体系表观黏度变化小于10%,滤失量小于2 mL,破乳电压为1002 V。体系抗温稳定能力强,室内实验170℃老化10 d后体系流变性能稳定,沉降因子为0.522。现场应用表明,抗高温高密度油基钻井液体系能够解决塔里木油田库车坳陷克拉苏构造带高温高压超高压盐膏层作业难题。四开井段,钻井液密度为2.43 g/cm3,油基钻井液保持了良好的钻井液流态,较低的黏度、切力及ECD等优良参数,未造成黏度、切力过高引起井漏等复杂情况。该井钻遇盐膏层厚度达2135 m,油基钻井液抗石膏污染能力强,流变性能稳定。      

无土相高密度饱和盐水钻井液用降滤失剂的研究

针对当前石膏层、盐膏层和高压盐水层所用高密度饱和盐水钻井液土相堵塞、污染油气储层,高温导致黏度失控和大量磺化材料的使用使体系呈强凝胶状态,流变性优控不能解决的问题,通过合成改性淀粉和合成聚合物研制了具有"互穿聚合物网络"的无土相高密度饱和盐水钻井液用降滤失剂BH-HSF。BH-HSF抗温可达150℃,抗Ca、Mg可达4000 mg/L,在高密度无土相饱和盐水钻井液中,API滤失量低于4.0 mL,对加重材料悬浮能力强,静置后无硬沉,并可优化体系流变性,克服现用钻井液流变性优控不能解决的缺点。BH-HSF与同类国际先进产品HT-Starch性能相当,且与其他钻井液处理剂配伍性良好。      

一种钻井液用高效抗磨润滑剂

长水平井段高摩阻扭矩及深井高温高压环境,对钻井液润滑剂的润滑抗磨能力提出了更高的要求。传统钻井液用润滑剂难以满足上述技术要求。基于“固-液”协同高效润滑技术思路,优选改性植物油MVO-3、改性可膨胀石墨GIC,结合分散剂、乳化剂的优选及制备条件的优化,研制出了一种高效抗磨润滑剂SDL-1。评价结果表明,5%淡水基浆、4%盐水浆中加入0.5% SDL-1时,其润滑系数降低率分别为不小于85%、大于70%。SDL-1与现场钻井液的配伍性良好,抗温达150℃,起泡率低,且荧光级别小于5级。销-盘式摩擦磨损实验结果表明,SDL-1的抗磨耐磨效果优良,润滑持效性较好,可有效缓解或解决复杂井高摩阻扭矩技术难题,具有良好的推广应用价值。      

抗高温强封堵防塌钻井液体系研究与应用

针对高温深部复杂地层的钻探需求,通过分子设计研发出一种抗温达200℃、具有刚性结构和高温形变能力的抗高温封堵防塌剂SMNA-1。该剂在140~200℃广谱温度范围内,能够通过其变形性和黏结性有效地堆积填充黏结滤饼,同时利用其自身的疏水性能在滤饼表面形成封堵膜,束缚自由水,增强滤饼的韧性和致密性、降低高温高压滤失量,提高钻井液的封堵防塌能力。以抗高温封堵防塌处理剂为主剂SMNA-1,优选抗高温降滤失剂SMPFL-L、SML-4和高效润滑剂SMJH-1等抗高温处理剂,构建出抗高温强封堵钻井液体系。抗高温聚合物降滤失剂SMPFL-L以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基长链烷基磺酸、双烯磺酸等单体采用自由基聚合制得,分子量较低,且分子量分布具有多分散性,饱和盐水基浆中加入2% SMPFL-L后可使高温高压滤失量降低至54 mL,该剂还具有良好的解絮凝作用,耐温达210℃。抗高温抗盐降滤失剂SML-4是针对高密度钻井液固相加重材料含量高对降滤失剂要求,研发的一种降滤失剂,其能够部分改变加重材料表面性质,提高加重材料的分散性,降低水化膜厚度,4% SML-4可使高密度盐水浆的API滤失量由164 mL降至5.8 mL,且不增加钻井液的黏度。在密度为2.0 g/cm3钻井液中加入2%高效润滑剂SMJH-1,极压润滑系数降低率为24%。该体系在新疆顺北1-1H井三开井段现场应用近1 300 m,施工顺利,未出现任何复杂情况,试验井段平均井径扩大率仅6.88%,井身质量好,取得了良好的应用效果。      

ZQ2井盐膏层高密度欠饱和盐水聚磺钻井液技术

ZQ2是库车凹陷秋里塔格构造中秋2号构造的一口预探井,吉迪克组～库姆格列木群泥岩段（N1j2 ～ E_1-2km1）盐膏层埋藏深度在4545～5827 m,地层特性膏盐层段长、石膏含量高、压力系数高、盐间软泥岩欠压实高含泥质高含水与软黏特性、φ333.375 mm大尺寸井眼,原设计为油基钻井液,后更改为水基钻井液,且井深结构更改为高低压层套打,对水基钻井液技术提出了较高要求。针对地层特性通过改变传统钻井液体系思路引入烯丙基磺酸钠四元共聚物降滤失剂MYK、改性植物胶包被抑制剂NXX、国内首次在欠饱和盐水体系中引入有机盐Weigh2对传统的欠饱和盐水磺化钻井液进行改造升级为聚磺高密度欠饱和盐水钻井液,在实钻过程中表现出包被抑制性强、抗盐膏污染能力强、性能稳定、维护简单、岩屑代表性强,流变性控制优于邻井欠饱和盐水磺化钻井液,在ZQ2井该段盐膏层取得了良好效果,解决了传统欠饱和盐水磺化体系因使用稀释剂致强分散、强依赖性而出现“加～放～加、增黏～降黏～增黏”难题,实现了该层位盐膏层及软泥岩安全快速钻进、井壁稳定、井下安全,电测、下套管一次性成功,为该区块优化井身结构奠定了基础。      

ZQ2井盐膏层高密度欠饱和盐水聚磺钻井液技术

ZQ2是库车凹陷秋里塔格构造中秋2号构造的一口预探井,吉迪克组～库姆格列木群泥岩段（N1j2 ～ E1-2km1）盐膏层埋藏深度在4545～5827 m,地层特性膏盐层段长、石膏含量高、压力系数高、盐间软泥岩欠压实高含泥质高含水与软黏特性、φ333.375 mm大尺寸井眼,原设计为油基钻井液,后更改为水基钻井液,且井深结构更改为高低压层套打,对水基钻井液技术提出了较高要求。针对地层特性通过改变传统钻井液体系思路引入烯丙基磺酸钠四元共聚物降滤失剂MYK、改性植物胶包被抑制剂NXX、国内首次在欠饱和盐水体系中引入有机盐Weigh2对传统的欠饱和盐水磺化钻井液进行改造升级为聚磺高密度欠饱和盐水钻井液,在实钻过程中表现出包被抑制性强、抗盐膏污染能力强、性能稳定、维护简单、岩屑代表性强,流变性控制优于邻井欠饱和盐水磺化钻井液,在ZQ2井该段盐膏层取得了良好效果,解决了传统欠饱和盐水磺化体系因使用稀释剂致强分散、强依赖性而出现“加～放～加、增黏～降黏～增黏”难题,实现了该层位盐膏层及软泥岩安全快速钻进、井壁稳定、井下安全,电测、下套管一次性成功,为该区块优化井身结构奠定了基础。