53胜利油田无固相抗高温钻井液体系的研究与应用
胜利油田无固相抗高温钻井液体系的研究与应用
李公让武学芹薛玉志刘宝峰李海斌张敬辉
（胜利石油管理局钻井工艺研究院油化所）
摘要针对埋藏较深的潜山油藏、碳酸盐岩储层的地层温度较高，固相颗粒是其主要的损害因素的特点，研制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，并以此为主剂研制了淡水、复合盐水、海水等无固相钻井液体系，分别在胜利油田四个不同区块的13口井上进行了现场应用。现场应用结果表明：在井深超过4000米，井底温度在150℃以上，最高达170℃的情况下，该体系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，提高了无固相体系的高温稳定性和携岩能力，保证了钻井施工安全顺利，具有良好的技术经济效益。
关键词：钻井液无固相抗高温
前言
对于潜山油藏、碳酸盐岩储层，固相颗粒是其主要的损害因素，该类储层一般埋藏较深，地层温度较高（一般在150℃左右），有些甚至超过200℃；随着勘探和开发难度的加大，低压、高温地层越来越多，研究发现，在钻井过程中保护该类储藏最好的钻井液为无固相钻井液体系；在无固相钻井液体系中，聚合物是其中的主体，所以抗高温聚合物的选择是该体系的技术关键。
目前，应用于钻井液体系的聚合物主要有两类：一类为天然聚合物（生物聚合物、纤维素类、淀粉类），使用温度均低于110℃；另一类为以聚丙烯酰胺为主体的高聚物，以其配制的无固相钻井液体系的使用温度低于120℃。对于我国现有的大多数油田已处于中后期开发，低压、高温地层越来越多，所以对钻井液体系所用聚合物的抗温性能提出了更高的要求，希望配制无固相钻井液用聚合物在150℃以上能够保持稳定的性能。因此，开发一种抗高温聚合物，对于深部油层、裂缝性油层的勘探开发和油气层保护，实现胜利油田的长期稳产高产，提高整体经济效益具有十分重要的意义。
虽然国内外对无固相钻井液的研究与应用自从二十世纪八十年代就已经开始了，而且在某些地层和井段的应用也已经取得了良好的效果，但是应用范围只（本项目是胜利石油管理局重点科技项目，项目编号04-05-2003-03（局）
能局限于温度较低、较浅的井段，只有国外的一种以聚乙烯吡咯烷酮（PVP）为增粘剂的无固相油基钻井液的使用温度达到或略高于120℃，仍不能满足深井钻井的要求。为此，我们在对国内外技术资料调研和对国内外钻井液用聚合物抗温性能评价的基础上，进行聚合物分子结构设计，以研制出抗温能力超过150℃的抗高温聚合物增粘剂TV-Ⅰ，以及以此为主剂的无固相抗高温钻井液，相继在CG206等13口井上进行了现场试验，现场试验井的实际井深都在4000米以上，井底温度大都超过了150℃，在采用以TV-Ⅰ为增粘剂的无固相钻井液进行钻进时没有因为粘切力的降低造成无法携岩而产生井下事故，各井均顺利完井。
无固相抗高温聚合物TV-Ⅰ的研制
一、研制机理
为了确定抗高温聚合物的分子结构，首先对国内外钻井液用处理剂的抗温性进行了评价和剖析，结果表明无固相钻井液中抗温效果好的分子结构分别是以丙烯酰胺为主链、含有磺酸基团或具有环状结构。
从调研的文献资料表明，设计合理有效的抗温、抗盐聚合物的分子结构应从以下几方面考虑：（1）提高聚合物分子热稳定性的单体——引入大侧基或刚性侧基团可使聚合物具有较高的热稳定性；（2）含有耐盐基团的单体——在分子中引入对盐不敏感的磺酸基可使高分子化合物的耐盐性明显提高；（3）含有疏水基团的单体——在聚合物中引入疏水基团，通过疏水基团的疏水缔合作用改善聚合物耐温抗盐性能也是一条有效途径。
根据实验结果分析和文献资料的介绍，最后确定合成路线为：以AMPS与丙烯酰胺共聚引入磺酸基团，同时引入含苯环结构的疏水基合成水溶性疏水缔合物，提高丙烯酰胺聚合物的抗高温性及抗盐性。
二、TV-Ⅰ的合成
室温下通过苯胺的酰基化合成疏水单体；然后在40℃、通氮气的条件下，依次加入表面活性剂、疏水单体、AMPS以及引发剂等，搅拌条件下反应3小时，得胶块状产物，产物经剪切、烘干、粉碎，即得抗高温聚合物TV-Ⅰ。
无固相抗高温聚合物性能评价
取1.5%的聚合物水溶液进行高温滚动试验，结果列于表1。
表1温度对聚合物性能的影响
温度
表观粘度（加量为1.5%）
淡水4%盐水海水
室温46.0 52.0 58.5
150℃48.5 47.0 53.0
180℃30.0 33.5 35
200℃18.5 21.0 21.0
试验结果表明聚合物水溶液具有良好的抗温能力，在200℃时结构破坏较为严重，但是在180℃时效果还比较理想。这是由于温度升高一方面使疏水基和水分子的热运动加剧，疏水基周围的水合层发生变化，破坏疏水基团周围的“冰山”结构；另一方面，疏水缔合作用是一个吸热的熵驱动过程，升高温度有利于分子间的缔合，使粘度上升。因此在一定温度范围内增加温度有利于疏水缔合，因而粘度上升，但温度的继续增加使第一方面的作用加强，所以溶液的粘度总体上呈下降趋势。
无固相抗高温钻井液配方设计
首先考察TV-Ⅰ与常用处理剂(CMC、PAC、SJ-1、聚合醇以及复合盐、甲酸盐等)的配伍性，结果是合成的聚合物与上述处理剂的配伍性好，没有出现沉淀或絮状物。在此基础上通过正交实验设计了淡水、4%盐水和海水三种不同体系的钻井液配方。
（1）经过正交实验所优化的海水无固相钻井液配方:海水+1.5%TV-Ⅰ+3%聚合醇+0.5%纯碱+1%SR-1，其常规性能见表2。
表2 海水钻井液配方性能评价
性能指标室温150℃/8h 180℃/8h
AV（mPa.s）42 42.5 35
PV(mPa.s) 14.5 15 12.5
YP(Pa) 9 9 6.5 Gel(Pa/Pa) 5/12.5 4/11 2/8
（2）经过正交试验确定了以下盐水无固相钻井液配方：5%复合盐+1.5%TV-Ⅰ+1%SJ-1 +1%PAC +3%聚合醇，其常规性能见表3。
表3盐水钻井液配方性能评价
性能指标室温150℃/8h 180℃/8h
AV（mPa.s）46 39 33
PV(mPa.s) 16 13 11.5
YP(Pa) 8 7 6 Gel(Pa/Pa) 5/12 3/8 1/5
（3）经过正交试验确定了以下淡水无固相钻井液配方：1.5%TV-Ⅰ +1%SJ-1 +3%聚合醇，其常规性能见表4。
表4淡水钻井液配方性能评价
性能指标室温150℃/8h 180℃/8h
AV（mPa.s）54 43 38
PV(mPa.s) 21 16 13
YP(Pa) 12 9 7 Gel(Pa/Pa) 8/15 5/10 2/6
现场应用
无固相抗高温钻井液体系先后在胜利油田CB30区块、富台油田、渤南油田渤深6块以及王家岗油田等13口井进行了现场应用（见表5），取得了良好的效果。
表5 试验完成井一览表
井号完钻井深（m）井底地层温度（℃）备注
车古206 4795 160 顺利完钻
CB30A-1 4303.88 170 井漏，强行钻进，顺利完钻CB30B-1 3518 170 顺利完钻
车571-7 4450 158 顺利完钻
车571-8 4316 156 顺利完钻
车571-9 4350 156 顺利完钻
渤深6-1 4444 150 顺利完钻
渤深6-6 4620.06 150 顺利完钻
渤深6-4 5056 180 顺利完钻
王古1 4192 162 配合欠平衡充氮气钻井技术
王古2 4020 160 无漏失
王古1-1 4350 165 顺利完钻
王古100 4208 170 发现H2S，提高密度后顺利
完钻
下面简要介绍无固相抗高温聚合物在CB30A-1、渤深6-1和王古1三口井上
的应用情况及开发效果。
1．无固相钻井液抗高温聚合物在CB30A-1井的应用
CB30区块由于长期风化剥蚀及构造运动的作用，使得潜山内幕断层发育，地层保留不全，横向变化大。钻井中易发生井喷、井漏等复杂现象。根据地层测试资料，油层压力系数为0.99~1.12，属正常压力系统，温度梯度3.7℃/100m，属偏高温系统。试油资料表明，该裂缝性储层原油的气/油比较高，储层温度较高（可达170℃）。使用普通的水基泥浆，泥浆中的固相（膨润土、加重材料以及钻屑等）在压差的作用下，会在滤饼形成前侵入油层的内部，堵塞孔隙、裂缝等，使渗透率下降。
综合分析，决定采用无固相抗高温钻井液。通过对多个钻井液配方的常规性能、抗温性能以及保护油层的综合评价，最终确定无固相钻井液的室验室配方为：海水+10%有机盐+3%聚合醇+0.5%TV-Ⅰ+0.5%JT-888+0.5% SJ-1+3%SMP-II +0.5%KMJ-1。
CB30A-1井是在CB30A井组钻探的1口定向井，完钻井深4303 .88m，最大井斜27 .120，井底最大水平位移650m。该井四开使用无固相抗高温钻井液，满足了复杂情况下钻井液应有的抗高温、润滑、稳定作用。在发生井漏情况下，强行钻进并顺利完钻。
CB30A-1现场应用表明：电测显示该区块地层温度梯度为3.8℃/100m，在井底温度170℃左右，抗高温无固相钻井液能发挥出较好的抗高温稳定性，钻井液粘度保持在45s以上，塑性粘度在20mPa·s左右，屈服值为4Pa，钻井液失水控制8 mL以下。该性能保证了钻井液具有良好的流变性，起下钻情况下，井眼畅通无阻，满足了复杂情况下对钻井液的要求。
该井完钻后于2003年2月进行了试油，古生界3819.28-4303.88m井段，10mm 油嘴，油压8.5Mpa,折算日产液240t，日产油236.8t,日产气9800m3，含水1.3％；8mm油嘴，油压10.5Mpa,折算日产液189t，日产油186.5t,日产气7400m3，含水1.3％。
2．无固相抗高温钻井液在渤深6-1井的应用
渤深6潜山油藏属于孔隙-裂缝性油藏，根据渤深6井的测压资科，压力系数为1.18。地层温度较高，150℃。通过试验确定用无固相抗高温盐水钻井液体
系，具体配方如下：33%复合盐+1.5%增粘剂TV-Ⅰ+2%SJ-1+1%PAC+2%聚合醇。
渤深6-1井于2003年6月16日四开，当密度由1.13g/cm3降至1.05g/cm3，井深在4300米时出现井涌，并伴有10分钟左右的井喷，火柱达15米高，油气显示明显。关闭封井器后，使用 1.28g/cm3的复合盐水压井。恢复循环后，用1.18g/cm3的复合盐水钻井液替出压井液进行钻进，逐渐降低钻井液密度，密度降至1.08g/cm3，钻进过程中不时伴有少量井涌，钻至井深4444米完钻，完钻时钻井液密度1.08g/cm3。2003年7月底，该井开始投入生产，自喷原油600多吨/天，气6万方/天。而使用有粘土相的水基钻井液，同样采用先进的欠平衡钻井技术钻井的相邻井渤601井，每天靠泵抽油，只得到每天抽油100方的产量。充分显示出无固相抗高温复合盐水钻井液的油气层保护效果。
3．无固相抗高温聚合物钻井液在王古1井应用
王古1井是胜利油田在王家岗油田为探测深部奥陶系灰岩地层含油气情况部署的一口重点探井。该井自2003年6月16日打导管开始，至8月15日三开下入φ177.80mm的技术套管结束，完钻井深4192米，井底温度162℃。该井在3423米时，使用无固相复合盐水钻井液进行钻进，密度为1.08 g/cm3。在3438～3440米试油显示全烃0.06~37.9%，甲烷0.06~14.38%，该井在钻至井深3444.5m 后，中途测试日产油467m3，天然气3504m3。为了更有效地保护和发现油气层，解决该井因地层压力系数低（1.01）、井底温度高、井漏严重，导致岩屑录井及钻井施工无法进行的难题，决定采用无固相抗高温钻井液体系配合欠平衡充氮气钻井新技术。新技术的成功应用，有效地降低了钻井液的循环当量密度，既满足了岩屑等地质资料的录取工作，又较好地解决了长达770多米漏失井段的严重漏失问题，真正体现了“压而不死，活而不喷”，有效地保护了油气层。
结束语
通过不同区块不同体系十三口井的现场应用表明：
1、无固相抗高温钻井液配伍性良好，适用于海水、复合盐水以及淡水无固相钻井液体系，能够满足不同区块不同地质特征钻井的需求。
2、解决了无固相钻井液抗高温的问题；具有热稳定性好，抗温抗盐能力强（高达180℃），能够满足胜利油区深井钻井的要求，在裂缝性潜山油藏能够有效控制低密度钻井液固相含量，有利于固相清除，提高钻井液稳定性，减少钻井
液处理频率，其抗温抗盐能力显著优于传统无固相聚合物钻井液体系。
3、在钻进中钻井液性能维护简单，使用方便，保护油气层效果好。统计结果表明，在钻深井过程中，无固相抗高温钻井液与传统的聚合物钻井液相比，钻井液成本平均降低13.5%，显示出较好的技术经济效益和社会经济效益。
参考文献
1．胥思平，薛立国.坨-胜-永断裂带高密度深井钻井液技术.钻井液与完井液，2003(04)
2．于进海，石莉莉，王立泉等.硅氟钻井液的研究与应用. 钻井液与完井液，2003(04)
3．SPE39284 Open Hole Completions：Drilling Fluid Selection-Solids Free Fluid 第一作者简介：李公让（1970-），男，高工，1992年毕业于华东理工大学有机化工专业，2000年获石油大学（华东）油气井工程工学硕士学位，现在胜利石油管理局钻井工艺研究院油田化学研究所从事钻井液研究工作。
地址：山东省东营市胜利油田钻井工艺研究院油化所
邮编：257017
电子邮箱：lgryhs@https://www.360docs.net/doc/1c1551695.html,
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钻井液堵漏材料及防漏堵漏技术研究进展_张希文
文章编号:1001 5620(2009)06 0074 03 钻井液堵漏材料及防漏堵漏技术研究进展 张希文1,2 李爽1 张洁1,2 孙金声1 杨枝3 (1.中国石油集团钻井工程技术研究院,北京;2.中国石油勘探开发研究院,北京;3.中国地质大学,北京)摘要 概述了近年来钻井液堵漏材料及防漏堵漏技术的研究进展。主要介绍了桥接、高滤失、柔弹性、聚合物凝胶、水泥浆、膨胀性典型钻井液堵漏材料及防漏堵漏技术的特点、作用机理和部分应用实例,并分析了钻井液堵漏材料及防漏堵漏技术研究的发展方向。 关键词 钻井液;钻井液添加剂;堵漏材料;防漏;堵漏;综述中图分类号:T E282 文献标识码:A 随着油气勘探开发的深入,钻井过程中遇到的地层越来越复杂,在钻进压力衰竭地层、破碎或弱胶结地层、裂缝发育地层及多套压力层系等时,井漏问题非常突出。由井漏诱发的井壁失稳、坍塌、井喷等问题是长期以来油气勘探开发过程中的世界性难题,是制约勘探开发速度的主要技术瓶颈;同时井漏造成钻井液损失巨大,而在储层发生的漏失对储层的伤害更是难以估量。因此,近年来国内外进行了大量钻井液堵漏材料及防漏堵漏技术方面的研究工作,并取得了较好的应用。 1 堵漏材料及其应用 1.1 桥接堵漏材料 桥接堵漏材料包括各类形状不同、大小各异的单一惰性材料及级配而成的复合材料,具有操作简单、取材方便、不影响钻井液流变性等特点,可减少由孔隙和裂缝造成的部分漏失和失返漏失,如国外的C SEAL 系列颗粒复合堵漏剂、M AX BRIDGE 材料等,在中国以果壳、云母、纤维及它们复配的形式为主,各种廉价化工副产品、废弃化工原料也作桥堵材料。其作用原理包括挂阻架桥、堵塞和嵌入、渗滤、拉筋、膨胀堵塞、卡喉等作用。在英国布伦特油田,研制出了一种由涂有表面活性剂和分散剂的玻璃丝纤维组成的新型改性纤维材料[1] ,能抗232 高温,解决了该地区的井漏问题。1.2 高滤失堵漏材料 该材料由渗滤性材料、纤维状材料、硅藻土、多 孔惰性材料、助滤剂、增强剂等复合而成,适用于处理渗漏、部分漏失及少量漏失。该材料进入漏失层后,在压差作用下迅速滤失,固相聚集变稠形成滤饼,继而压实堵塞漏失通道,形成高渗透性微孔结构堵塞,钻井液在堵塞面上迅速滤失形成光滑平整的泥饼,严密封堵漏失通道。菲利普斯公司的Diaseal M [2]即为高滤失堵漏材料,如中国的DSL 、Z DTR 、DT R 、DCM 等都为类似的高滤失堵漏产品。1.3 柔弹性堵漏材料 柔弹性材料具有较好的弹性、一定的可变形性、韧性和化学稳定性。在扩张填充和内部挤紧压实双重作用下,自适应封堵不同形状和尺寸的孔隙或裂缝。LC LUBE 系列、STEELSEAL 系列、Rebound 等均为弹性石墨材料。这些材料具有双组分碳结构,均有多种规格和广泛的粒度分布,可随着井下压力的改变而扩张和收缩,能滞留在裂缝中形成有效封堵。弹性石墨与碳酸钙或聚合物材料的混合处理 [3] 能解决相关井漏问题。 由可变形性胶态颗粒组成的可变形性封堵材 料[4],通过在低渗透、小孔喉处和泥岩微裂缝处形成内部架桥来降低孔隙压力的传播,同时还提高外泥饼的质量,其在南德克萨斯油田等得到较好应用。清华大学研制的工程润滑材料柔性石墨[5]具有纯度高、柔韧性好、弹性大等优点,即将其应用于防漏堵漏中。中国石油勘探开发研究院采油所研制的柔性堵剂[6]为以含芳基单体为原料合成的柔性聚合物材料,可任意变形、拉伸韧性强、强度高、封堵效果好, 基金项目:国家科技重大专项研究课题资助(2008ZX05000 021 004)。 第一作者简介:张希文,1985年生,中国石油勘探开发研究院07级硕士研究生,主要从事钻井液防漏堵漏技术研究。地址: 北京市海淀区学院路20号910号信箱钻井液所;邮政编码100083;电话(010)62097412;E mail:zhang xiwentust@https://www.360docs.net/doc/1c1551695.html, 。 第26卷第6期 钻 井 液 与 完 井 液 V ol.26No.62009年11月 DRILLING FLU ID &COM PLET ION FLU ID N ove.2009
钻井液中固相含量的测定实验报告
中国石油大学（油田化学）实验报告 实验日期：成绩： 班级：学号：姓名：教师： 同组者： 实验四钻井液中固相含量的测定 一．实验目的 1．掌握固相含量测定仪的操作方法。 2．学会钻井液中固相含量的计算方法。 二．实验原理 根据蒸馏原理，取一定量钻井液用电热器将其蒸干，收集并测出冷凝的体积，用减差法即可求出钻井液中固相含量。也可通过称重方法算出其固相含量。 三．实验仪器 ZNC型固相含量测定仪；电动搅拌器；台称；量筒。 四．实验步骤 1．拆开蒸馏器，称出蒸馏杯重量：W 杯 （克） 2．用注射器取10毫升均匀钻井液样，注入蒸馏水杯中，称重W 杯+浆 （克）。 3．将套筒及加热棒拧紧在蒸馏杯上，再将蒸馏器引流管插入冷凝器出口端。 4．将加热棒插头插入电线插头，通电加热蒸馏，并计时间。通电约3~5分钟后冷凝液即可滴入量筒，连续蒸馏至不再有液体滴出为止，切断电源。 5．用环架套住蒸馏器上部，使其与冷凝分开，再用湿布冷却蒸馏器。 6．记下量筒中馏出液体体积毫升数，若馏出物为水与油且分层不清时可加入 1~3滴破乳剂。油、水体积分别以V 油、V 水 表示。 7．取出加热棒，用刮刀刮净套筒内壁及加热棒上附者的固体，全部收集于蒸馏杯中，然后称重W 杯+固 （克）。 注意事项：
1．操作时蒸馏器必须竖直。 2．蒸馏时间一般为20分钟，不应超过30分钟。 3．注意保护加热棒和用电安全。 4．若钻井液泡多，可加数滴消泡剂。 五．实验数据处理： 设为淡水非加重钻井液： 固相质量体积百分含量（W 杯+浆－W 杯 ）×10（克/100ml） 固相体积百分含量 = 固相质量体积百分含量÷ 土 （ml/100ml）注：粘土比重γ土=2.5。 六．实验数据计算 原始数据记录表 表1 泥浆中固相含量的测定 泥浆的质量（W 杯+浆－W 杯 ）=115.25-105.04=10.21g 干馏后固体的质量（W 杯+固－W 杯 ）=105.43-105.04=0.39g 固相质量体积百分含量G=0.39*10=3.9（克/100ml） 固相体积百分含量 V =固相重量体积百分含量÷γ土 =3.9/2.5 =1.56（ml/100ml） 实验五钻井液中膨润土含量的测定一. 实验目的
姬塬油田钻井液技术管理措施及现场处理维护方法
姬塬油田钻井液技术管理措施及现场处理维护方法 第四项目部今年施工的堡子湾、樊学、冯地坑、王盘山、张涝湾区块，表层黄土层较厚，易发生浅表层漏失；洛河段长，易发生粘卡，且漏失量严重；直罗组页岩中蒙脱石含量高，易吸水发生剥落垮塌；完钻井深均超过2000米，属于深井施工，这就对日常钻井液维护和完井钻井液处理提出了更高的要求。通过去年和今年的施工，我们逐渐掌握了此区块的地层特点，制定出了一套成熟的处理及维护措施，为今年的生产大提速奠定了坚实的基础。 一、表层钻进 由于第四系黄土层对流体冲蚀特别敏感，易发生大型漏失，故表层钻进以防漏为主，配制30方的白土浆（粘度35秒以上）开钻，50米后，如果无漏失，则采用聚合物无固相钻井液钻进，钻进时泥浆总量达到150方以上，聚合物主要以PAM为主，淡水配制PAM：15kg/10m3，苦水配制PAM:20kg /10m3。性能控制在密度：1.00-1.02g/cm3，粘度：28-30s，PH值7-8。钻进时采用高泵压、高转速、低排量，快速钻穿黄土层。若在钻进过程中发生只进不出的严重漏失，视情况（漏失层位、井深、水源等）确定堵漏方案或采取清水抢钻。浅表层井漏严禁清水抢钻。 钻完表层后配制30方高粘度清扫液，200米以内的井配聚合物胶液，粘度35秒以上配方：PAM：200Kg或KF-1：200Kg；200米以上的井配白土浆，配方：CMC：100Kg+白土：2000Kg+SM-1：150Kg, 漏斗粘度50秒以上，
开大排量循环清洗井眼，循环2周以上，保证表层套管座到井底。 姬塬油田表层深度都在200-450米，且黄土层较厚，具有胶结疏松，欠压实，承压能力低，渗透性强等特点。黄土层在钻进中一旦发生漏失，形成漏失通道，则堵漏难度大，堵漏的成功率低。随着漏失量增加、漏失时间增长，可能会导致灾难性后果：漏出地表会造成环境污染、井架基础下沉等，严重影响钻井时效。所以表层钻进以防漏为主，核心是控制压差及压力激动。四部区块表层深度300米以上的井，表层施工按以下技术措施执行： 1、表层防漏及钻井施工技术措施 （1）、表层开钻前（包括冲大小鼠洞）必须配制低固相白土-CMC泥浆体系，加入粗型综合堵漏剂。该体系具有堵漏作用，能有效的预防井漏。 基本配方为： 清水+3-4%白土+0.15%CMC+0.25%SM-1+2-3%HD-1+2-3%锯末。 性能要求：密度1.02-1.03g/cm3，粘度40-45秒。 （2）、采用双凡尔或开回水或在回水闸门处安装喷嘴的方法控制排量(15 l/s左右)，开泵前先启动转盘，平稳开泵，上提下放要控制速度避免压力激动导致井漏。 （3）、每钻完一个单根，应适当循环，确保钻屑带出地面，避免井筒内钻屑堆积太多产生压差压漏地层。 （4）、钻至60米后泥浆方面可考虑加水逐步稀释，同时加入聚合物絮凝剂PAM，控制性能为：密度1.01-1.04 g/cm3，粘度35-40秒。钻具结构可换用螺杆钻具完成表层作业。
钻井液种类简介
钻井液种类简介 1、聚合物无固相钻井液体系 特点是不含土相，固含低、机械钻速快，用于提高上部地层机械钻速。处理剂以选择性絮凝处理机为主，常用PHP（0.05～0.15%）和K-PAM(0.05～0.3%)。 适用范围：1. 适合于地质情况熟悉的非高地层倾角（≤30°）无流体显示的非易塌构造或区块，主要用于表层的快速钻进。2. 适合于井漏严重、非易塌层位、无流体显示的各构造短时间的强钻。 2、聚合物钻井液体系 聚合物具有很强的包被抑制能力，可以防止粘土矿物进一步水化，防止钻井液性能变差，有利于携带钻屑，保持井壁稳定。 适用范围。 1. 非高地层倾角井的表层易水化分散的泥页岩井段，既有利于防塌，又能适当提高机械钻速。 2. 中深井井段出现恶性纵向裂缝漏失，而上部裸眼井段又易因清水浸泡出现垮塌情况下，作为井底清水强钻时覆盖易塌层的钻井液。 3. 适用于44 4.5mm井眼段大于200m，或311.2mm井眼段1000-2500m，地层倾角小于30度和无固相钻井液已不能适应的井段。 调整原则 随地层破碎程度增加，胶结性变差或裂缝发育，应在保持矿化度的前提下（防起泡）提高沥青类处理剂含量作封堵只用。易塌区块辅
以0.5～1.0%聚合醇或无渗透抑制剂，加强体系的防塌抑制性。 3、聚磺钻井液体系 聚磺钻井液体系具有如下特点：1. 利用KPAM、KPHP、PAC等高分子聚合物作为包被抑制剂，既能提高钻井液体系粘度，同时提供体系K+增强钻井液的抑制性。2. 加入分散型磺化系列处理剂提高钻井液体系的降滤失性能，如加入磺化沥青改善泥饼质量提高护壁能力。 3. 聚磺钻井液体系配制和转化方便。 适用范围 1. 高压力系数的易塌层钻进，能在防塌的基础上适当地提高机械钻速。 2．深井段高温、高密度条件下的易塌层钻进。 3. 适合于非特殊工艺的深井，有利于提高机械钻速，适合于川东地区所有区块。 钻井液现场配制与维护 1、检查井场钻井液材料质量检验单等有关资料，保证钻井液材料的质量。 2、配制钻井液前必须清洗钻井液罐。 3、若需要，必须处理配浆用水。 4、应按钻井液设计要求配制钻井液，并确保其性能达到设计要求。
钻井液中固相含量的测定
中国石油大学油田化学实验报告 实验日期：2015.4.9 成绩： 班级：学号：姓名：教师： 同组者： 实验四钻井液中固相含量的测定 一．实验目的 1．掌握固相含量测定仪的操作方法。 2．学会钻井液中固相含量的计算方法。 二．实验原理 根据蒸馏原理，取一定量钻井液用电热器将其蒸干，收集并测出冷凝液的体积，用减差法即可求出钻井液中固相含量。也可通过称重方法算出其固相含量。 三．实验仪器 1.ZNC型固相含量测定仪一台 2.电子天平一台； 3.10ml注射器一支； 4.经充分搅拌的泥浆100ml。 四．实验步骤 1．拆开蒸馏器，称出蒸馏杯重量：W杯（克） 2．用注射器取10毫升均匀钻井液样，注入蒸馏杯中，称重W杯+浆（克）。 3．将套筒及加热棒拧紧在蒸馏杯上，再将蒸馏器引流管插入冷凝器出口端。 4．将加热棒插头插入电线插头，通电加热蒸馏，并计时间。通电约3~5分钟后冷凝液即可滴入量筒，连续蒸馏至不再有液体滴出为止，切断电源。 5．用环架套住蒸馏器上部，使其与冷凝器分开，再用湿布冷却蒸馏器。 6．记下量筒中馏出液体体积（ml），若馏出物为水与油且分层不清时可加入1~3滴破乳剂。油、水体积分别以V油、V水表示。 7．取出加热棒，用刮刀刮净套筒内壁及加热棒上附着的固体，全部收集于蒸馏杯中，
然后称重W杯+固（克）。 注意事项： 1．操作时蒸馏器必须竖直。 2．蒸馏时间一般为20分钟，不应超过30分钟。 3．注意保护加热棒和用电安全。 4．若钻井液泡多，可加数滴消泡剂。 五．实验数据处理： 实验数据记录如下： 对于淡水非加重钻井液： 固相质量体积百分含量=（W杯+浆－W杯）×10（克/100ml） =（106.12-105.02）×10 =11（克/100ml） 固相体积百分含量= 固相质量体积百分含量÷ρ土（ml/100ml） =11÷2.5 =4.4（ml/100ml）
合理配套使用泥浆固相控制设备
合理配套使用泥浆固相 控制设备 任安德 2017年11月16日
1 概述 钻井固相是泥浆中所含固体成分，其体积或质量百分比即为我们通常所说的泥浆固相含量。钻井固相按其作用可分为两类：有用固相和有害固相。正因为泥浆固相含量及颗粒大小与钻井综合成本有着如此重要的关系，泥浆固相控制才在钻井工程中显得至关重要。泥浆固相控制就是要清除泥浆中的有害固相，保存有用固相。以满足钻井工艺对泥浆性能的要求。固相控制的方法很多常用的有大池子沉淀、稀释法、替代法、机械法、化学絮凝法五种。稀释法是用清水或其他较稀的液体来稀释泥浆；替代法是利用清水或性能符合要求的泥浆来替代出一部分固相较高的泥浆，从而减轻总的固相含量；机械法是通过振动筛、除砂器、除泥器、离心机等机械设备，利用筛分、离心分离等原理，将泥浆中的固相成分按颗粒、密度大小不同而分离开，根据需要进行取舍，以达到控制固相的目的；化学方法是利用不分散体系泥浆来控制钻屑，使之不分散或絮凝，他常常是机械或其他方法的补充。其中由于机械法固控效果好，成本低，且尚无新的固控方法可以替代，故在钻井施工中被普遍采用。 对泥浆循环固控系统研究探索主要针对流程的科学设计，同时以流程为主线来合理配置固控设备，其最终目的是为了更好地满足钻井作业的需要，因此，首先要从钻井工艺要求的角度考虑，其次要符合高效、节能、环保的要求，另外，要安装方便、操作简单、降低劳动强度。
2 泥浆的分类和作用 2.1 泥浆的分类 泥浆是粘土颗粒分散在介质中而构成的。构成泥浆的分散体不止是粘土颗粒，而分散介质也不止是水。以分散和分散介质不同来划分泥浆的分类和组成(见表2.1)。 表2.1 泥浆的分类 注：上表均系指一般比重的泥浆。若重泥浆，则分散体里还有加重剂颗粒。 目前普遍使用水基泥浆和油基泥浆。
钻井液中固相含量对钻井液的影响及控制(精)
钻井液中固相含量对钻井作业的影响及其控制摘要钻井液中的固相含量是指固相物质体积占中的循环钻井液体积的百分比。钻井液中固相的含量对钻井液的性能及钻井工艺有着重要影响, 通过调整钻井液中固相的含量可以控制钻井液密度, 使其与地层保持相同压力,避免井喷,井涌等事故。清除有害的岩屑,可以减小钻井液与设备之间的摩擦力,减小设备的受损程度,提高钻速,减少成本。 关键词固相含量影响控制 钻井液中的固相物质一般是指粘土, 调节钻井液密度的材料 (如重晶石和岩屑。前者可以调节钻井液的性能,加入粘土可以提高钻井液的粘度和切力;后者属 于有害固相,使钻井液性能变坏,岩屑含量过高,会使滤饼的渗透率增加,滤失量增大,滤饼增厚,易发生卡钻事故,此外还会降低钻速,增大设备的磨损程度,钻井成本增高。可见,钻井液中的固相含量必须加以控制,清除有害固相,保持一定量有用固相。如果将钻井液中的有害固相控制在合适范围内, 会有一下几个方面的好处:降低钻井液的扭矩和摩阻; 减小抽吸压力和压力激动;减小压差卡钻的可能性;减小测井工具的阻卡;改善下套管的条件;提高固井质量;延长钻头寿命;减轻设备磨损;增强井眼稳定性;提高钻速;降低钻井及钻井液成本等。 一、钻井液中的固相物质 钻井液中的固相可按不同的标准分类: (1 若按来源分类, 固相可分为配浆粘土、岩屑、密度调整材料和 处理剂中的固相物质等。 (2 若按密度分类,固相可分为高密度(>=2.7g/cm^3固相和低密度(<2.7g/cm^3 固相。前者如重晶石(密度在 4.2~ 4.6g/cm^3范围 , 后者如膨润土和钻屑 (密度在 2.4~ 2.7g/cm^3范围。 (3 若按表面的化学活性分类, 固相可分为表面活性固相和表面惰性固相。前者如膨润土, 它的表面易与水和一些处理剂发生作用;后者如重晶石,它的表面不与
钻井液文献综述
甲酸盐钻井液和完井液体系研究进展 张新明(2002100060) 工程技术学院2010级研究生1班 摘要：回顾了用甲酸盐体系进行油气田钻井和完井开发的历史，综述了甲酸盐水的理化性能，重点介绍了甲酸盐液钻井完井液优异特性的研究进展和趋势。 关键词：钻井液；甲酸盐；储层损害；测井 1 动机与意义 随着钻井新技术的发展，大斜度井、水平井、多支测钻井尤其是小眼井深井的钻井需求越来越高。在降低小眼井深井和裸眼完井中的摩阻、保护油气层以及高温稳定性能等方面，对钻井液和完井液提出了更高的要求。同时由于环境保护的日益加强，需要开发一种具有优良特性的环境友好型钻井液体系，而甲酸盐体系在这些方面表现突出。我国于90年代初期引入此项技术，并得到迅猛发展。90年代后期以来，甲酸盐钻井液和完井液在实际应用中获得巨大成功，相继开发出了不同类型、性能优良的甲酸盐流体[1~3]。 用甲酸盐水作为新型低固相钻井液和完井液主要成分具有以下优点[4~5]：(1)可以随意调节密度，一般不需添加重晶石，从而避免了重晶石沉降问题；(2)在高温下可保持添加剂的性能，具有很好的高温稳定性和极强的抑制性；(3)可配制无固相钻井液和完井液，润滑性能好，降低扭矩和摩阻，从而提高钻速、缩短钻井周期、节约钻探成本；(4)对地层损害小，保护储层效果好，并具有提高采收率、延长生产期的良好作用；(5)腐蚀速率低，不产生应力腐蚀裂缝，并且可被生物降解，对生物的影响小；(6)其中甲酸铯盐水可提高高温高压(HTHP)气藏的清晰度解释[51]。 2 历史与现状 20世纪80年代中期，甲酸盐钻井液和完井液体系由壳牌公司研制开发，相继在世界各国和地区用于小眼井和连续管钻井。1999年9月[1]，甲酸铯钻井液首次在高温高压井中应用，壳牌公司在井底温度高达185℃的Shearwater油田使用
钻井液工(高级)
泥浆工【中国石油】细目表 **细目表注释** [职业工种代码] 601050203 [职业工种名称] 钻井液工 [扩展职业工种代码] 8000000 [扩展职业工种名称] 中国石油 [等级名称] 高级 [机构代码] 80000000 **细目表** <1> 基本知识 <1.1> 基础化学知识 <1.1-1> [X] 溶液的基本性质 <1.1-2> [X] 物质的量 <1.1-3> [Z] 电解质的电离 <1.1-4> [X] 溶液的酸碱性 <1.1-5> [Y] 酸碱中和反应 <1.1-6> [Y] 盐类的水解 <1.1-7> [Y] 沉淀与溶解 <1.1-8> [Z] 氧化还原反应 <1.1-9> [X] 有机物的特点 <1.1-10> [Y] 有机物的氧化和取代反应 <1.1-11> [Y] 有机物的消去和加成反应 <1.1-12> [X] 高分子化合物的特点 <1.1-13> [Y] 高分子化合物的重要反应 <1.1-14> [X] 高分子溶液 <1.1-15> [Z] 高分子浓溶液的流变性 <1.1-16> [X] 分析误差 <1.1-17> [X] 有效数字 <1.1-18> [Y] 滴定分析的概念 <1.1-19> [Y] 标准溶液 <1.1-20> [X] 沉淀滴定法 <1.1-21> [X] 络合滴定法 <1.2> 石油地质基础 <1.2-1> [Z] 地质作用 <1.2-2> [Z] 岩石分类 <1.2-3> [Y] 沉积岩组成 <1.2-4> [Y] 地质构造 <1.2-5> [X] 油气储集的条件 <1.2-6> [Y] 地质录井 <1.2-7> [Y] 岩层性质与钻井的关系 <1.2-8> [X] 影响钻井液性能的地质因素 <1.2-9> [X] 钻进油气水层时钻井液录井资料的收集
钻井液固控设备
1．钻井液固控设备组成 钻井液固控设备的性能和质量是固相控制技术的关键。钻井液固相控制系统主要包括钻井液循环罐、钻井液净化处理设备和电器控制设备三大部分，其中钻井液净化处理设备主要有振动筛、除砂器、除泥器、除气器、离心机、砂泵、搅拌器和混合器等，针对环保敏感地区，还可以配置钻屑回收及废液处理装置。 2．钻井液固控设备发展趋势 目前，固控设备着重发展除砂、除泥、除气器等占用面积小、效能高、寿命长的设备，并与高速离心机一体化，实现自动检测和按检测结果实施控制的固控系统。 3．国外钻井液固控设备现状 国外固相控制设备性能良好、工作稳定、寿命长，已实现设备类型的标准化、系列化和专用化。国外的固控设备水平以美国的BRANDT、SWACO、DERRICK等公司为代表，质量和性能处于世界首位。国外特别重视固控系统设备的优化配置和整个固控系统的效率评价，并为此开发了钻井液固相控制专家系统。 美国石油工具有限公司固相控制系统由4台振动筛和两台干燥器(即干燥型振动筛)组成。4台振动筛和一台干燥器并联在一起，井内返出的钻井液由钻井液分配器分流到4台振动筛和一台干燥器进行处理，它们分离出的固相颗粒再由另一台干燥器进行处理，使颗粒进一步脱水。脱出的液体回收，干燥的颗粒被排掉。 干燥器实际上是强力细目振动筛，筛架上倾10°，以减少液体的损失。4台振动筛用的筛网是三维细目波形筛网，而不是传统的平板式线状筛网，三维结构允许重力迫使迎面而来的固体向下进入褶皱槽，从凸起区域离开，从每个褶皱的上部把固体分离。因此增加了通过流体的数量，不会淹没凸起部分，而凸起部分能增加流体流动能力。两层细筛布附在一层粗筛布的上面，三层筛布粘合在一起，做成波纹状，然后再粘合在开孔的板上。波形叠加筛网面积比普通平板筛网的面积大约增加了40%，比平板筛网细大约2～3个筛孔尺寸。处理流体的能力增加70%，且不容易堵塞，处理效果很好。 4．国内钻井液固控设备的发展 近年来，国内钻井液固相控制设备的理论研究和制造工艺水平都有较大的发展，特别是在理论研究方面，例如振动筛的工作原理、旋流器的工作原理等，已达到或接近世界先进水平，但国产的固控设备在性能，寿命方面与国外固控设备有一定差距，主要是材料、加工工艺、加工精度和配套使用的通用设备(例如电动机)的质量。高压(承压80MPa)、大排量(30L/s)固控设备还没有。国内振动筛类型少，今后需加快研制开发干燥型细目振
钻井液
应用化学1205 秦玉文1201020504 国内外钻井液技术发展概述 一、国内外钻井液技术新发展概述 钻井液作为服务钻井工程的重要手段之一。从90年代后期钻井液的主要功能已从维护井壁稳定，保证安全钻进，发展到如何利用钻井液这一手段来达到保护油气层、多产油的目的。一口井的成功完井及其成本在某种程度上取决于钻井液的类型及性能。因此，适当地选择钻井液及钻井液处理剂以维护钻井液具有适当的性能是非常必要的。钻井液及钻井液处理剂经过80年代的发展高潮以后，逐渐进入稳定期，亦即技术成熟期。可以认为，由于钻井液及钻井液处理剂都有众多的类型及产品可供选择，因此现代钻井液技术已不再研究和开发一般钻井液及钻井液处理剂产品，而是在高效廉价、一剂多效、保护油气层、尽可能减轻环境污染等方面进行深入研究，以寻求技术更先进、性能更优异、综合效益更佳的钻井液及钻井液处理剂。 1．抗高温聚合物水基钻井液 所使用的聚合物在其C-C主链上的侧链上引入具有特殊功能的基团如：酰胺基、羧基、磺酸根（S03H）、季胺基等，以提高其抗高温的能力。不论是其较新的产品，如磺化聚合物Polydrill，或早己生产的产品如S.S.M.A.（磺化苯乙烯与马来酸酐共聚物）均是如此，并采取下列措施： ①利用表面活性剂的两亲作用来改善钻井液的抗温性； ②抗氧化剂可以大幅度提高磺化聚合物抗高温降滤失剂的高温稳定性能。 ③膨润土一直是水基钻井液的基础。但随着温度的升高和污染，它是最难控制和预测其性能的粘土矿物。而皂石和海泡石最重要的特征是随着温度的升高而转变为薄片状结构的富镁蒙脱石，比膨润土能更好的控制流变性和滤失量。 2．强抑制聚合物水基钻井液 随着钻井液的发展，研制成功了阳离子聚合物钻井液。这种抑制能力很强的新型钻井液与原阴离子的聚合物钻井液的本质区别就是在“有机聚合物包被剂”这一主剂上引入了阳离子基团即（-N一）基基团（如阳离子聚丙烯酰胺），另外又添加了一种分子量较小的季胺盐类，（如羟丙基三甲基氯化胺）。 另外，在PAM分子链上引入阳离子基团、疏水基团和AMPS（2-丙烯酰胺基—2—甲基丙磺酸），从而使改性的PAM赋予了新的性能。通过改性，使聚合物分子中的阳离子中和了粘土颗粒上的负电荷而减小静电斥力，使聚合物能在更多位置上与粘土发生桥链，对粘土能够起到很好的保护作用。由于分子链中含有疏水基团，使吸附在粘土表面的聚合物表现为憎水性质，故有利于阻止水分子的进入，从而能有效地抑制页岩的膨胀。 3．合成基油包水钻井液 合成基钻井完井液体系在组成上与传统的油基钻井液类似，主要由有机合成物基液、乳化剂、水相、加重剂和其它性能调节剂组成。其中有机合成物为连续相，水相为分散相，加重剂用于调节密度，乳化剂和其它调节剂用于分散体系的稳定及调节流变性。体系中常用的合成基液类型有酯类、醚类、聚-а-烯烃类和直链烷基苯类等，而尤以酯类用得最多，其次是聚-а-烯烃类。多元醇（Polyols）类和甲基多糖（Methyl Glucoside）类是合成基钻井完井液中广为使用的两种多功能添加剂，它们具有乳化、降滤失、润滑和增粘的功效，也可以单独作为多元醇钻井液和甲基多糖钻井液两种新体系的主要添加剂。合成基钻井液的乳化剂有专用的，如水生动物油乳化剂：但多数使用与普通油基钻井液相同的乳化剂，如脂肪酸钙、咪唑啉衍生物、烷基硫酸（酯）盐、磷酸酯、山梨糖醇酐酯类（Span）、聚氧乙烯脂肪胺、聚氧
固相含量分析
固相含量分析 功能与说明: 本程序对水基与非加重钻井液及油基 DRILLFAZE?钻井液进行较全面的固相分析。对于水基钻井液在输入CEC(阳离子交换容量)及CB(钻屑阳离子交换容量与搬土的阳离子交换容量之比), 根据较多的现场经验, 本程序取做0.11, 也可根据您所在地区的实测结果输入值，将进行将低密度固相分解为搬土与钻屑。若无CEC测量值, 输入0。对于油基钻井液, 程序除输出CaCl2的含量外, ?还输出CaCl2溶液的重量百分数及密度。 运行本程序首先应根据需要, 在窗体上选择钻井液体系, 水基加重钻井液(1), 水基非加重钻井液(2)。注意必须对窗体上的选项进行选择，否则，程序将出错或得不出正确的结果，然后输入数据再进行计算。在本程序中对油基和水基钻井液将分别单独进行计算。 理论与实验依据 1．水基钻井液 1．1．NaCl含量分析 根据实验,在一定Cl-含量下,盐水溶液体积与纯水体积之间有下列关系： Vc=Vw*A (1) A=1/(1.00099-5.875*10^（-7）*Cl) (2) 可得NaCl在钻井液中的体积百分数及每立方米钻井液中重量含 量： PC=Pw*(A-1) (3) CW=Pw*A*Cl*1.64875*10^（-5） (4) 1．2．加重水基钻井液固含的分析 SP=PS-PC (5)
SW=MW*100-PW*1-PO*0.84-CW/10 (6) SP=LP+HP (7) SW=LP*2.6+HP*SG (8) LP=(SG*SP-SW)/(SG-2.6) (9) HP=SP-LP (10) 1．3．非加重水基钻井液固含分析 由固相、水及盐在钻井液中的含量可得： SP2=100-PO (11) SW2=MW*100-PO*0.84 (12) SP2=SP+PW+PC (13) SW2=SP*2.6+Pw*1+CW (14) PW=(SW2-2.6*SP2)/(1+A*(CL*1.64875*10^（-6）))) (15) LP=100-PO-PW-PC (16) 1．4．搬土与钻屑分析 CEC=(BP+CB*DP)*2.6/100 (17) LP=BP+DP (18) DP=(LP-CEC/0.026)/(1-CB) (19) BP=LP-DP (20)
钻井液的固相及其含量的控制
钻井液的固相及其含量的控制 舒儒宏 (渤海钻探钻井技术服务公司泥浆公司) 摘要钻井液的固相含量是指单位体积钻井液中固相物质的质量。钻井液的固相控制，就是使用一切可以利用的手段，最经济地、最大限度的清除在钻井液中的钻屑，目的是维护钻井液性能，减少钻井事故，提高钻速，降低成本。认识钻井液的固相类型、掌握它在钻井液中作用及对它的要求、控制方法等，对今后的工作意义重大。 关键词类型作用要求方法 钻井液中的固相，包括人为加入的粘土和加重材料以及钻屑。前两者是钻井液的主要成分，使钻井液具有所需要的性能，后者属于有害成分，使钻井液的性能变坏，如果钻井液中的钻屑过多，将会引起一系列问题。例如：钻井液密度升高，粘切增大，泥饼变厚，会加剧设备的磨损，会影响固井质量，影响测井，损害油气层；也可能引起卡钻，、井漏等井下复杂情况；还会使钻速降低，钻井液维护处理费用增加和钻井总成本增加等。可见，搞好钻井液固相含量的控制，维持有用的固相含量，清除钻屑，对于保证钻井工艺的顺利进行，对于提高钻速和降低成本都是至关重要的。如果将钻井液中的有害固相控制在适当的范围，可以有以下几方面的好处：降低钻井的扭矩和摩阻；减小抽吸压力和压力激动；减小压差卡钻的可能性；减小测井工具的阻卡；可以改善下套管的条件；提高固井质量；延长钻头寿命；减轻设备磨损；增强井眼稳定性；提高钻速；降低钻井液和钻井成本等11方面。 一、钻井液中固相的类型 1、按照作用可分为 (1)有用固相：例如粘土和加重材料以及非水溶性或油溶性的化学处理剂。 (2)有害固相：例如钻屑、劣质土和砂粒等。 2、按照尺寸大小 (1)砂：不能通过200目筛网，即大于74微米的固体。 (2)淤泥：即2--74微米的固体。 (3)粘土：即小于2微米的固体。 各种颗粒尺寸的API标记法及其在钻井液中的含量 3、按照固体的密度可分为 (1)低密度固体，即密度小于2.7的固体，如粘土和钻屑。 (2)高密度固体，即密度大于4.2的固体，也就是平时说的加重剂。
浅谈一种新型无固相钻井液
浅谈一种新型无固相钻井液 摘要：无固相钻井液不含固相物质，主要成分为高分子聚合物，其综合流变性能、防塌护壁、降滤失性能均优于普通钻井液，是钻井液的发展方向，新型无固相钻井液是优质处理剂的复配产品，具有推广价值。 关键词：无固相流变性能钻井液 随着科技的飞速发展，地质勘探、工程勘察行业对钻井液的要求越来越高，新型钻井液的研究日益被重视。好的钻井液应具备防漏、防塌、减阻、携带能力强等特点。近年来兴起的小口径金刚石绳索取心钻井技术要求必须使用无固相钻井液，它不但可防塌、防漏，更能防止钻杆内壁结泥皮和降低压损。 1、钻井液的作用机理和研制 1.1 作用机理探讨 SWG的有效成分防塌剂、降滤失剂、稀释剂都是有机高分子物质，其性能是由有机高分子的分子结构决定的。 ST-1防塌剂是采用反相乳液聚合法制得的一种部分水解的聚丙烯酰胺油包水型高分子胶乳，其主要成分为聚丙烯酰胺，聚丙烯酰胺以微颗粒的形式分散在饱和烷烃的介质中，它是以C-C链为骨架，在碳链上按一定规律重复分布着酰胺基与羧钠的柔软性很大的链状高分子聚合物。分子量为600～800万，水解度为20%～30%。整个长链由一种或两种链节交替组成。每个链节中的原子或原子团也是链状分布的，故线性好、柔软性大，可弯曲和扭转，每个链节为一个作用基团。以上特点使整个分子链具有很强的变形能力和架桥能力。 以上物质通过助剂与添加剂复配后，使得各自的功能更加突出，充分体现出低密度、低粘度、低滤失、护壁功能强、润滑性能好的优点。 泥浆的比重是影响钻速的较大因素。无固相泥浆SWG比重很低，仅为1.010～1.005g/cm3，所以可有效保持较高钻速；选择性絮凝作用.钻井液中长链型高分子化合物具有众多的能溶于水的强吸附基团，其分子链有强的旋转作用，使随钻进时进入钻井液的井壁固体颗粒聚集在一起而产生沉降，从而保持了无固相泥浆的清洁；降失水作用。SWG中众多的水化基团，特别是-OCH2COO-，可使粘粒周围（特别是表面）吸附溶剂化水膜增厚，电位大大提高，粘粒间静电斥力也增大，提高了粘粒（特别是聚结趋势大的细粘粒）的聚结稳定性，并使钻井液中自由水减少，于是形成的泥饼薄而致密，故滤失量下降；护壁、防塌性能。钻井液在井底温度作用下，通过分裂蒸发，颗粒相互聚结，在液固界面上具一定的吸附作用，在井壁上形成具有一定强度的膜；润滑作用。钻井液中ST-1、降滤失剂等都具有一定润滑性，可在摩擦面上形成一层与介质性质不同的薄膜，这层薄层叫边界膜，它具有良好的润滑性和一定的强度，大大降低钻具、岩屑之间的磨擦阻力，同时减少自由水向井壁的渗滤。 1.2 实验过程 无固相钻井液的研究实质是处理剂的研究，优质的处理剂会使无固相钻井液具有优良的性能。 （1）ST-1防塌剂、降滤失剂与稀释剂之间比例的选择。ST-1防塌剂、降滤失剂与稀释剂之间适当的比例是SWG具有优异性能的重要因素，经正交试验确定，当ST-1防塌剂、降滤失剂与稀释剂之间的比例为7：10：25时，复配液性能为最佳。
钻井液固相的数学分析
钻井液固相的数学分析 非加重钻井液的固相分析 1．连续相全部是水时，有V l = 0.625（ρm －1） 【V x (某种固相的百分数%)=(ρm-1)/(ρx-1)】 2．连续相中混有部分油时，有V l = 0.625（ρm －1－ρo V o ） 3．特殊情况下，当体系中的固相全部为重晶石时，有V h = 0.3125（ρm －1） 式中：V l —低密度固相的体积百分数，%； V h —高密度固相的体积百分数，%； ρm —钻井液密度，g/cm 3；【ρx —某种固相或加重剂的密度】 ρo —油的密度，一般取0.84 g/cm 3； V o —液相中油的体积百分数，%。 加重钻井液的固相分析 1．在非含油的淡水体系中，各固相组份有如下关系： l h m s h s l V V V ρρρρρ--?+-=)1(水 l h s s l m h V V V ρρρρρ---?-=)1(水 V s = V l + V h 式中：V s —体系中总固相的体积分数，%； ρ水—水的密度，取1g/cm 3； ρl —低密度固相的密度，一般取2.6g/cm 3； ρh —加重材料的密度，g/cm 3；其余同上。 2．加重钻井液体系中含有部分油相时的固相分析 l h m o o s h o s l V V V V V ρρρρρρ--+?+--=)1(水 l h o s o o s l m h V V V V V ρρρρρρ----?-?-=)1(水 式中符号意义同上。 3．含有可溶性盐的加重钻井液体系固相分析 l h m o o s h w w l V V V V ρρρρρρ--+?+?=
甲酸盐无固相钻井液高温高压流变性研究
甲酸盐无固相钻井液高温高压流变性研究 史凯娇 （中国石油集团长城钻探工程有限公司钻井液公司，北京 １００１０１） 摘 要：甲酸盐钻井液在国外高温高压井的应用效果表明，其弥补了常规高密度钻井液的缺陷，在高温高压井中具有较好的应用前景。为考察在高温高压条件下甲酸盐钻井液的流变性能，以实验室研制的甲酸盐钻井液为研究对象，用Ｆａｎｎ５０ＳＬ型高温高压流变仪对甲酸盐钻井液的流变性能进行了测定，并利用回归分析的方法对实验数据进行处理。实验结果表明，在高压条件下，甲酸盐钻井液的表观粘度和塑性粘度随温度的升高而降低。回归分析表明在高温高压条件下，甲酸盐钻井液流变模式遵循着赫－巴模式；同时建立了预测井下高温高压条件下甲酸盐钻井液表观粘度的数学模型。实验数据验证表明，利用该数学模型计算出的数值与实测值吻合度较高，这为甲酸盐钻井液的现场应用提供了计算依据。 关键词：甲酸盐；钻井液；高温高压；流变模式；数学模型 中图分类号：ＴＥ２５４＋．１ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００６—７９８１（２０１８）０１—０００１—０４ 随着石油勘探向深井方向发展，致使高温高压井的数量增加。这就出现了高温高压井中钻井液流变性能难以控制的问题。流变性是钻井液重要性能之一，对机械钻速和井眼清洁有着重要的作用［１－２］。在高温高压井中由于常规钻井液具有较多的固相含量，固相颗粒分散度高，钻井液中自由水含量少，钻屑的侵入和积累不易清除，导致其流变性能难以控制，给钻井工作带来了负面影响，而甲酸盐无固相钻井液可以弥补这一缺点，这在国外的高温高压井中得到证实［３－４］。在国内外学者开展过对水基钻井液高温高压流变性能的研究［５－６］。赵胜英［７］和王富华［８］曾对水基钻井液高温高压流变性进行研究，但研究都是基于含有固相高密度钻井液，并未对无固相甲酸盐钻井液的流变性进行研究。笔者以实验室研制的甲酸盐钻井液为研究对象，用Ｆａｎｎ５０ＳＬ型高温高压流变仪对甲酸盐钻井液的流变性能进行了测定，并利用回归分析的方法对实验数据进行处理。分析温度对甲酸盐钻井液流变性能的影响以及高温高压下钻井液的流变模式，并建立高温高压井中甲酸盐钻井液表观粘度的数学模型。 １ 实验 １．１ 测试仪器 采用美国Ｆａｎｎ公司的Ｆａｎｎ５０ＳＬ型高温高压流变仪作为测试仪器，最高工作温度为２６０℃，工作 压力为７ ０００ＫＰａ，剪切速率范围在０～１ ０２２ｓ－１之间固定分级变化。进行超高温高压流变性测试时，可根据试验需要设定条件（温度、恒温时间、压力和转速）。仪器根据软件发出的运行指令测出钻井液在设定条件下的流变数据。工作原理同其他旋转式流变仪一样，转子／浮子组合符合ＡＰＩ旋转黏度计标准，转子转动时，带动浮子／转子环空间隙内的试液旋转，并将试液产生的剪切应力通过浮子顶部的弹簧及传感器传输到计算机上并记录下来。 １．２ 测试样品 测试样品是实验室研制的甲酸盐钻井液体系，配制３５０ｍＬ甲酸盐钻井液体系（密度为密度为２．０ｇ／ｃｍ３），按配方的先后顺序添加处理剂配制钻井液，并将配制好的钻井液在２００℃条件下热滚１６ｈ后备用。配方如下：５３０．５ｇ甲酸铯＋１０２．６ｇ甲酸钾＋１７．４３ｇ水＋３ｇＫ２ＣＯ３＋２ｇＫＨＣＯ３＋７．５ｇＤｒｉｓｔｅｍｐ＋５ｇ Ａｎｔｉｓｏｌ＋２ｇ ＭｇＯ＋１０ｇ Ｂａｒａ－ｃａｒｂ５０。 １．３ 测试方法 甲酸盐钻井液体系属于水基钻井液体系。由于盐水的可压缩性相对较小，甲酸盐钻井液的密度和流变性受压力及压力变化的影响不明显，而受温度的影响比较明显［９］。为此主要考察温度对甲酸盐钻井液的高温流变参数。先用低速搅拌器搅拌钻井液 １ ２０１８年第１期 内蒙古石油化工 ＊收稿日期：２０１７－１１－１０ 基金项目：国家８６３计划“海上大位移钻井液关键技术研究”（２０１２ＡＡ０９１５０２）；中石油集团重大专项“高温高密度钻井液及可排放海水基钻井液成套技术研究”（２０１３Ｅ－３８０２）。 作者简介：史凯娇（１９７９—），工程师，博士研究生，毕业于中国石油大学（北京）钻井化学工程专业，现在从事钻井液技术研究工作。
第6章钻井液设计
第8章钻井液设计 本章主要介绍了新疆地区常用的钻井液体系，结合A1-4井及探井资料，设计了A区块井组所使用的钻井液体系、计算了所需钻井液用量，提出了钻井液材料计划等。 8.1 钻井液体系设计 钻探的目的是获取油气，保护地层是第一位的任务，因此，搞好钻井液设计，首先必须以地层类型特性为依据，以保护地层为前提，才能达到设计的目的。 新疆地区常用钻井液体系简介[16]： (1)不分散聚合物钻井液体系：不分散聚合物钻井液体系指的是具有絮凝及包被作用的有机高分子聚合物机理的水基钻井液。该体系的特点是：具有很强的抑制性；具有强的携沙功能；有利于提高钻速；有利于近平衡钻井；可减少对油气层的伤害。 (2)分散性聚合物体系（即聚合物磺化体系）：聚合物磺化体系是指以磺化机理及少量聚合物作用机理为主配置而成的水基钻井液。该体系的特点是：具有良好的高温稳定性，使用于深井及超深井；具有一定的防塌能力；具有良好的保护油层能力；可形成致密的高质量泥饼，护壁能力强。 (3)钾基（抑制性）钻井液体系：该体系是以聚合物的钾，铵盐及氯化钾为主处理剂配制而成的防塌钻井液。它主要是用来对付含水敏性粘土矿物的易坍塌地层。该体系特点：对水敏性泥岩，页岩具有较好的防塌效果；抑制泥页岩造浆能力较强；对储层中的粘土矿物具有稳定作用；分散型钾基钻井液有较高的固相容限度。 (4)饱和盐水钻井液体系：该体系是一种体系中所含NaCl达到饱和程度的钻井液，是专门针对钻岩盐层而设计的一种具有较强的抑制能力，抗污染能力及防塌能力的钻井液。该体系特点：具有较强的抑制性，由于粘土在其中不宜水化膨胀和分散，故具有较强的控制地层泥页岩造浆的能力；具有较强的抗污染能力，由于它已被NaCl所饱和，故对无机盐的敏感性较低，可以抗较高的盐污染，性能变化小；具有较强的防塌能力，尤其再辅以KCL对含水敏性粘土矿物的页岩具有较强抑制水化剥落作用；可制止盐岩井段溶解成大肚子井眼。由于钻井液中氯化钠已达饱和，故钻遇盐岩时就会减少溶解，以免形成大井眼；缺点是腐蚀性较强。 (5)正电胶钻井液体系是一种以带正电的混合层状金属氢氧化物晶体胶粒(MMH或MSF）为主处理剂的新型钻井液体该体系的特点：具有独特的流变性;有利于提高钻井速度；对页岩具有较强的抑制性；具有良好的悬浮稳定性；有较
杏平1水平分支井钻井液技术
文章编号:1001 5620(2007)02 0015 04 杏平1水平分支井钻井液技术 蔺志鹏 陈恩让 胡祖彪 高洁 谭海嵘 (长庆石油勘探局工程技术研究院,陕西西安) 摘要 杏平1井为一口多分支(7分支)水平井。为了该井的顺利完成和对低压低渗透油层的保护,研究应用了低摩阻、低伤害无固相钻井液。现场应用证实,该体系有效控制了易塌层直罗组、富县组和煤层、炭质泥岩的井壁坍塌,在主水平井段钻完后静止浸泡达6d 的情况下顺利下钻;钻井液性能稳定,A P I 滤失量可控制在2mL 以内,3.5M Pa 、60 下的滤失量不大于20mL ,对水基无固相钻井液滤失量的有效控制进行了一次成功的尝试;钻井液润滑系数为0.065~0.15,摩阻扭矩小,井壁稳定,为长水平井段多分支井的顺利钻进提供了安全保证,水平及分支井段平均机械钻速达到6.84m /h;该钻井液无初失水,滤饼渗透率低,p H 值小于8.5,滤液对杏河区块长6油层岩心的伤害率小于20%,渗透率恢复值达到70%。 关键词 分支水平井 水基钻井液 无固相钻井液 钻井液性能 储集层 地层损害 现场试验中图分类号:T E254.3 文献标识码:A 1 工程概况 杏平1井是长庆油田第一口多分支水平井,其目的是增加低压低渗透油藏最大储层有效进尺,用分支代替压裂造缝,增大油井的泄油面积,提高单井产量和采收率。该井位于安塞油田西南部的杏河区块东北,目的层为长6油层,油层埋藏1350多m,于2006年5月1日开钻,8月10日完钻。完成钻井进尺5068m,主水平井眼长1203m,水平位移为1574m,比垂深多214m ,是垂直井深的1.16倍。完成与主水平井眼成30 ~40 的水平夹角、长300~422m 的7个分支井眼(如图1所示),水平井眼总进尺为3503m 。井身结构见表1 。 图1 杏平1井水平投影图 2 一开、二开钻井液技术 该水平分支井一开使用膨润土浆开钻。二开到 表1 杏平1井井身结构 钻井井段钻头mm 井深m 方位( ) 井斜角( )备注 一开444.50~1570二开311.1 157~1000 995~1565 111090直井段斜井段三开215.91565~1806111~115 88~92 主水平井段1706~20261123~7886~92第二分支井段1806~2768111~11588~92 主水平井段 2308~2625111~14788~91第七分支井段2182~2482 112~76 88~92第六分支井段2036~2458112~14788~90第五分支井段1938~2238112~15085~92第四分支井段1820~2161112~14686~93第三分支井段1588~1888112~147 87~93第一分支井段 注:一开 339.7mm 套管下至井深157m ,二开 244.5mm 技术套管下至窗口(井深1561m),三开水平及分支井眼 注原油裸眼完井。 小斜度井段使用强抑制无固相聚合物钻井液, 控制钻井液密度为1.01~ 1.02g/cm 3,漏斗黏度为29~38s,滤失量为不控~15mL ;大斜度井段到窗 第一作者简介:蔺志鹏,高级工程师,1986年毕业于西南石油学院开发系应用化学专业,现在长庆石油勘探局工程技术 研究院钻井液完井液研究所工作。地址:西安市兴隆园小区工程技术研究院;邮政编码710021;电话(029)86596597。 第24卷第2期 钻 井 液 与 完 井 液 Vo l.24No.22007年3月 DRILLING FLUID &COMPLET ION FLU ID M ar.2007