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针对页岩水平井钻井过程中使用水基钻井液时面临的井壁易失稳、钻具摩阻扭矩大,井眼清洁困难等技术难题,通过引入硅酸钾钠、有机硅改性腐植酸钾盐、聚倍半硅氧烷等硅基处理剂,构建了环保型多硅基水基钻井液体系.该体系所用处理剂EC50>3×104 mg/L,为无毒级别,抗温180℃,流变性能稳定,具有良好的抑制性、封堵性和润滑性,... 相似文献
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预测井眼稳定性的力学化学耦合方法 总被引:5,自引:8,他引:5
在井眼力学稳定性评价的基础上,将硬脆性页岩水化后岩石强度等参数的变化规律用于页岩水化前后坍塌压力变化的对比分析,结果表明,地层坍塌压力当量密度随页岩水化程度的增加逐渐升高。给出了预测井眼稳定性的力学化学耦合方法,并将该方法应用于现场生产中,取得了较好的预测效果 相似文献
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三轴应力状态下页岩水化破坏实验研究 总被引:6,自引:2,他引:4
泥页岩井眼稳定不仅与其水敏性有关,而且与岩石所受应力等条件有关。利用三轴应力防塌实验方法提示了泥页岩在不同流速、压力、流体条件下的水化破坏规律。 相似文献
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高温高压油基钻井液乳化稳定性评价仪主要由高温高压不锈钢腔体、测试电极、温度控制系统、压力控制系统以及测试系统组成,高温电极选用PEEK材料,测试的电极距离设计为1.5 mm,电极的放电电压最高设计为2000 V,温度控制系统以T89C51 单片机为核心,采用铸铝电加热器包裹在高温高压不锈钢腔体外部进行加热,压力控制系统采用液压方式加压。对仪器的稳定性进行了测试并与常温常压下电稳定性测试仪进行了对比,结果表明,该仪器可以实现高温高压油基钻井液乳化稳定性评价,并且测试数据稳定、可靠,测量误差不大于5%。研究了油基钻井液在高温高压下乳化稳定性的规律,当维持压力不变时,随着温度的升高,破乳电压值呈下降趋势;当温度低于120 ℃时,随着压力的升高,破乳电压值有所减小,当温度达到120 ℃以上时,破乳电压值基本不随压力的变化而发生改变。 相似文献
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针对超高密度钻井液中加重剂用量大、货源稀少、价格昂贵,或硬度较大、磨损钻具、具有毒性等问题,选择目前应用最广泛的重晶石粉和国外开发的微锰粉MicroMAX为加重剂,研究了其对钻井液性能的影响。分别用扫描电镜和激光粒度仪分析了重晶石粉和微锰粉的微观形态和粒度分布,并将其按一定比例复配为加重剂,配制出2.85~2.90 kg/L的超高密度钻井液,高温老化后进行流变性、滤失性和沉降稳定性的评价试验。试验结果表明:纯度较高的重晶石粉能够配制出具有良好流变性、悬浮稳定性的超高密度钻井液,且高温高压滤失量小;用重晶石粉和密度更高、粒径较小的微锰粉复配加重,高温老化后钻井液的黏度和动切力下降,流变性有一定改善,但高温高压滤失量增大。综合考虑钻井液性能、经济性和实用性,建议用性价比相对较高的重晶石粉为加重剂。用重晶石粉加重的2.75~2.89 kg/L的超高密度钻井液在官深1井三开井段进行了现场试验,安全钻进约745 m。 相似文献
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针对传统油包水钻井液黏度高、切力低、携岩能力差的问题,合成了一种Gemini主乳化剂,其与辅乳化剂有较好的协同效应,钙皂分散性好,兼具润湿功能,在2.0%~3.5%的低加量下具有好的乳化能力。研制出了密度在1.0~2.0 g/cm3之间、抗温达170℃的低黏、高切油基钻井液。室内研究结果表明,该钻井液密度为1.00~1.70 g/cm3时,塑性黏度小于40 m Pa s,动塑比为0.35~0.50 Pa/m Pa s,具有低黏高切的特点;破乳电压在800 V以上;抗水达15%,抗钻屑达10%,并且润滑性能好,密度在2.0 g/cm3以下时润滑系数小于0.085。在焦页54-1HF井水平段的应用表明,该钻井液性能稳定,具有突出的低黏高切流变特性,破乳电压高,保证了施工顺利、井壁稳定、井眼通畅。 相似文献
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针对焦页54-3HF井三开对油基钻井液封堵性和携岩能力要求高、回收油基钻井液利用率低的技术难点,以聚合物类表面活性剂为主乳化剂,优化了乳化剂、有机土的加量,构建了具有良好稳定性和流变性的油水比65:35的油基钻井液,并对其性能进行了评价。结果表明,油水比65:35油基钻井液的稳定性、携岩能力和封堵性能达到了钻井要求,并确定了低油水比油基钻井液与回收油基钻井液的最佳体积配比为1:2。焦页54-3HF井三开井段在钻进过程中采用了低油水比油基钻井液与回收油基钻井液按体积比1:2混合的钻井液,钻井液的油水比控制在67:33~76:24,破乳电压600~1 000 V,动塑比0.30~0.40,三开井段井壁稳定、井眼清洁、摩阻低、起下钻顺利。这表明,低油水比油基钻井液技术可完全满足页岩气水平井钻井需求,具有良好的应用前景。 相似文献