钻井液技术规范

钻井液除气工艺技术

优质文档在您身边/双击可除 钻井液除气工艺技术 钻井液除气工艺技术 时志国 ***钻井公司 一、引言 在钻井过程中，钻开天然气层后，气体有可能侵入钻井液；振动筛、除砂器、除泥器、钻井液枪、搅拌器等设备在工作过程中有可能使空气侵入钻井液。这些气体侵入钻井液后，会造成钻井液密度降低；会增加钻井液上返速度，引起循环罐过满或外溢；会使离心泵气锁、使水力旋流器、钻井液枪、离心机、灌注泵等无法工作，甚至会引起井喷的发生。气侵钻井液一直是钻井工程所遇到的难题。 人们一直在探索去处气侵钻井液中气体的方法，最初人们发现，向气侵钻井液中加水，会使钻井液密度上升（钻井液密度回复说明气体离开了钻井液），于是产生了最原始、最简单的除气办法；向循环罐内钻井液表面上洒水除气、向振动筛筛网面喷水除气。在弄明白水能除气的原理之后，人们发明了除泡剂代替水除气，并一直沿用至今。 在没有发明除气设备之前，一般使用搅拌器和泥浆枪搅动钻井液除气，这种方法见效慢、除气效率低。上个世纪40年代产生了除气设备，发展到现在已经有常压、真空、立式、卧式等不同结构、不同原理的除气设备，并形成了成熟的除气工艺流程。 二、气泡必须浮至钻井液表面并破裂 无论除气设备的外形、结构怎样变幻、无论除气设备采用的除气原理怎样不同，所有除气设备的基本除气原理都是一样的，就是使气泡浮至钻井液表面破裂。 侵入钻井液中的气体以大小不一的气泡形式存在于钻井液中，要想去除这些气体，必须使气泡脱离钻井液。分析气泡在钻井液中的存在状态（如图1），根据阿基米德定律，气泡的上升浮力等于气泡排开相同体积钻井液的重量： 其中，F——气泡浮力, g r——气泡半径，cm

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。

VersaClean低毒油基钻井液技术

第31卷第6期2003年12月 石 油 钻 探 技 术 PETROL EUM　DR I LL I N G　T ECHN I QU ES V o l.31,N o.6 D ec.,2003 　 　 收稿日期:2003203205;改回日期:2003206205 作者简介:安文忠(1973—),男,黑龙江巴彦人,1997年毕业于 大庆石油学院钻井工程专业,钻井工程师。 联系电话:(022)25801734 !固井与泥浆# V ersaC lean低毒油基钻井液技术 安文忠1,张滨海1,陈建兵2 (11中国海洋石油有限公司天津分公司,天津塘沽　300452;21渤海石油实业公司,天津塘沽　300452) 摘　要:阐述了V ersaC lean低毒油基钻井液的基本配方、各种主要处理剂的作用机理以及钻井液的基本性能。给出了钻井液现场维护处理方法、固相控制及钻屑回注等技术方法。使用该低毒油基钻井液可以保护储层在钻完井作业过程中不受伤害,提高油田的采收率。 关键词:海上钻井;油基钻井液;钻井液配方;钻井液性能;乳化剂;降滤失剂;蓬莱1923油田 中图分类号:T E254+12 文献标识码:A 文章编号:100120890(2003)0620033203 中国海洋石油总公司在渤海海域蓬莱1923油田的I期开发过程中,选择使用V ersaC lean低毒油基钻井液钻进生产井段。该钻井液为低毒环保钻井液,广泛应用在海洋钻井作业中。在南中国海使用该钻井液,当钻屑含油量低于15%时,钻屑直接排放入海;在渤海湾使用时,限于内陆海的环境特点,使用钻屑回注技术处理,有利于环境保护[122]。 1　钻井液配方及性能 111　钻井液配方 V ersaC lean低毒油基钻井液以无荧光低芳香烃矿物油为连续相,水加CaC l2为盐水相,与乳化剂、油润湿剂、增粘剂、降滤失剂等亲油胶体及碱度控制剂和加重材料组成。连续相是逆乳化钻井液的主要成分,它是一个非极性的连续相,它的主要作用是防止钻井液与地层间的极性反应。 盐水相是保证油基钻井液具有良好流变性和滤失性的基础。盐水相通过乳化剂降低表面张力,分散成细微滴,在乳化剂的包围下,分散在油相中。盐水相的细微滴使得油基钻井液相产生一定的粘度,同时这些细微滴在井壁上相当于一层非渗透性膜,防止油相渗入地层,使油基钻井液具有优良的滤失性。 盐水相中的盐分是用来调节盐水的活度,使其与地层水的活度相等,防止地层水向钻井液或钻井液中的水向地层中渗透。但通常盐水相的活度偏低(盐度偏高),以防止钻井液中的水向地层渗透。 加重剂和钻屑都是亲水的固相,通过油润湿剂的作用稳定在油相中。 V ersaC lean低毒油基钻井液的主要成分为基油和盐相,配合使用各种钻井液添加剂控制钻井液的性能,其基本配方见表1。 表1 钻井液的配方 钻井液材料功能含量 钻井水水相30%(体积分数) 低毒矿物油连续相70%(体积分数) V ersam ul主乳化剂1114kg m3 V ersacoat润湿剂 乳化剂517kg m3 95%CaC l2活度控制9215kg m3 V ersatro l降滤失剂517kg m3 L i m e碱度控制剂1711kg m3 Barite加重剂23119kg m3 V G2p lug主增粘剂2010kg m3 112　处理剂的作用机理 V ersam u l是碱土金属脂肪酸盐,在油基钻井液中作主乳化剂,还具有润湿、增粘、降滤失和改善热稳定性的性能。 V ersacoat是聚酰胺类有机表面活性剂,是一种多功能油基钻井液处理剂,主要作用是乳化和润湿,具有改善钻井液热稳定性,控制高温高压滤失的性能。 V ersam od是有机增切剂,增加油基钻井液低剪切速率时的粘度和切力,改善井眼清洁。特别适合于大井眼、水平井、大位移井钻井,可提高钻井液的携屑能力。 V G2p lug是经长链胺基化合物处理的膨润土,油

钻井液工艺学复习资料

1.钻井液的主要功能（答出四点即可） ①携带和悬浮岩屑 ②稳定井壁和平衡地层压力 ③冷却和润滑钻头、钻具 ④传递水动力 ⑤保护油气层 ⑥传递井下信息、及时发现油气显示和高、低压地层 2.粘土矿物表面带有负电荷的原因：同晶置换或晶格取代 3.泥饼的概念与描述方法及其对钻井作业的影响： ①泥饼：自由水渗入地层、固相附着井壁，行程泥饼。 ②描述方法：硬、软、韧、致密、疏松、薄、厚等 ③泥饼薄而韧有利于降低失水，保护孔壁；厚而疏松则失水大，减小孔壁直径、引起压差卡钻。不利于孔壁稳定。 4.Na2CO3在钻井液中的作用及作用原理： 纯碱能通过离子交换和沉淀作用使钙粘土变成钠粘土，即 Ca –粘土+Na 2CO 3 → Na-粘土+CaCO 3↓ 早钻井泥塞或钻井液受到钙侵的时候，加入适量纯碱使Ca 2+沉淀变成CaCO 3，从而使钻井液性能变好。 Na 2CO 3 + Ca 2+ →CaCO 3↓+2Na + 5.根据水镁石Mg(OH)2和正电胶结构，说明MMH 晶片带有正电荷的原因： MMH 中由于高价的Al 3+取代了部分低价的Mg 2+，使得正电荷过剩，所以MMH 经ian 带正电荷。 6.钻井液密度及其对钻井作业的影响，并说明钻井流体密度设计基础和调节密度的方法： ①钻井液的密度是指每体积钻井液的质量，常用3g cm （或3kg m ）表示； ②通过钻井液密度的变化，可调节钻井液在井筒内的静液柱压力，以平衡 1）地层空隙压力，或m p ρρ≥； 2）地层构造压力，以避免井塌的发生。或m c ρρ≤； ③如果密度过高，将引起钻井液过度增稠、易漏失、钻速下降，甚至压裂地层m f ρρ≤； ④密度降低有利于提高机械钻速，但密度过低则容易噶生井涌甚至井喷，还会早晨井塌、井径缩小和携屑能力下降； ⑤加重剂可以提高密度，混入气体则可降低密度。 ⑥设计原理：地层坍塌压力或地层空隙压力≤（泥浆密度产生的静液柱压力+动压力+循环压力）≤地层破裂压力 ⑦对机械钻速的影响：随着泥浆比重的增加，钻速下降，特别是泥浆比重大于 1.06~1.08时，钻速下降尤为明显 7．井壁不稳定和产生的原因： 井壁不稳定是指钻井或完井过程中的井壁坍塌，缩径，地层压裂等三种基本类型，前两者造成井孔扩大或减小，后者易造成井漏。井壁不稳定实质是力学不稳定。当井壁岩石所受力超过其本身的强度就会发生井壁不稳定，其原因十分复杂，主要原因可归纳为力学因素，物理化学因素和工程技术措施等三个方面，但后两个因素最终均因影响井壁应力分布和井壁岩石的力学性能而造成井壁不稳定。

钻井液技术发展历史及未来趋势

钻井液技术发展历史及未来趋势 2014-08-14能源情报文/蔡利山中国石化石油工程技术研究院 钻井液技术的发展与钻井工程的技术需求不可分割，从20 世纪初始以自然造浆方式进行钻探作业到今天专业化多功能的钻井流体的广泛应用（各种钻井液体系的应用情况详见表1），时间经过了大约 1 个世纪。在此期间，钻井液工艺和材料一直在不断发展。由于理论与手段（甚或思维方式）的局限性，其发展过程可能会出现反复，发生技术革命的因素正在积累，但最终的突破点在哪里，目前仍显得扑朔迷离。 从表 1 可以看出三大特点：一是应用于特定环境下的特种钻井流体，如气基、泡沫、盐基流体等，这类技术自出现以后一直应用至今；二是效果稳定、操作简单的体系一直在沿用，如油基钻井液；三是具有持续技术传承的体系，如聚合物及其衍生体系，就目前的发展情况看，由于新材料研发因素的支撑，可能是最具生命力的一个领域。 从本质上讲，钻井液的功能实际上有两个：一是保持井壁稳定，以确保井眼在钻达设计深度之前，上部裸眼井段几何形状的变化不会影响正常的钻进作业；二是及时高效地将钻头破碎的岩屑携带至地面，以保持井筒清洁。除此之外的所有功能都是钻井液的衍生或附加功能，从钻井工程的性质看，保持已钻成井眼的稳定是第一位的，没有这一基础，与钻井工程有关的所有技术环节都无从谈起。鉴于此，围绕井壁稳定需求进行的技术探索从未停止过，相关研究多集中在钻井液体系、工艺材料、应力平衡技术以及能量变化对井壁稳定性影响的研究等方面。 1 钻井液体系的研究 这方面的研究一直是重点，且较为活跃。 1.1 钾基聚合物体系

为了尽可能发挥高价金属离子的化学抑制作用，在钻井液中常常同时加入KCl 和石灰（CaO），以利用Ca2＋稳定矿物晶格的能力，这种体系国外被称为钾钙基或钾石灰聚合物体系。 国内的高钙盐体系于2000 年前后开始投入现场应用，其特点是采用抗钙能力很强的聚合物助剂与CaCl2共同形成Ca2＋高于1000mg/L（滤液）的稳定钻井液体系。考虑到成本因素，现场维护时滤液中的Ca2＋通常保持在1200～1400mg/L，很少超过1600mg/L。此技术有效发挥了Ca2＋能够提高体系化学抑制能力的效率，极大地提高了钾钙基钻井液体系的化学防塌能力，可以认为是钻井液在防塌技术上的一个进步。 1.2 阳离子体系 随着化学抑制理论的不断发展，人们认识到阳离子基团在有序吸附排列于黏土矿物晶层的同时可以有效地将吸附水分子排挤出来，使黏土矿物产生去水化效应，亦即阳离子化以后的钻井液体系能够最大限度地发挥抑制防塌作用。国内在1987 年前后开始在现场试用阳离子钻井液体系（或者是以阳离子化的钻井液助剂对常规钻井液体系进行改造），1995 年以后，关于阳离子钻井液体系及其相关助剂的研究与现场应用案例明显增加。在对以往10 年阳离子钻井液技术研究与应用总结的基础上，殷平艺在1998 年首次提出了“新的钻井液研究必将以带有正电固相颗粒的阳离子钻井液体系为主体”的观点。但就总体效果看，这方面的研究没有突破性进展，但探索性的工作一直没有停止，直到现在仍可看到个别井使用阳离子体系的报道，但大多数时候是将阳离子助剂作为抑制剂或包被剂使用。 1.3 正电钻井液体系 2000 年以后，正电钻井液开始进入现场试用，这实际上是一种完全阳离子化的体系，其标志是体系（或滤液）的ξ 电位至少应大于0，考虑到正、负两种电荷中和效率极高，最终形成的正电钻井液的ξ 电位应不低于20mV，以便能够有足够多的正电荷用于支付以钻屑为主的负电性物质的消耗，如此方可投入现场试用。从部分井的现场应用情况看，正电体系实质上是阳离子化程度较高的阳离子体系，其ξ 电位一般不高于-20mV（传统水基钻井液的ξ 电位通常在-40～-30mV），这主要是因为现场条件下进入浆体的各种物质大多是负电性的，加之体系配伍的正电助剂不成熟，维护处理时仍以常规助剂为主，正电助剂反而成为辅助添加剂，导致正电体系在短时间内回归为常规体系。纵观钻井液化学抑制理论的发展历程，在防塌技术实践中，正电钻井液体系的研究原本是最有希望出现革命性突破的节点，但因理论的运用与现实发生了严重冲突，最终导致这种技术性的探索工作前景黯淡。 1.4 KCl—聚胺强抑制体系

钻井液完井液技术手册(09)

1.3.4页岩抑制剂 实际上，钻井液中所用的所有的处理剂在钻井过程中的主要作用只有两个，一个作用是维护钻井液性能稳定，另一个作用是保证井眼稳定。这种起稳定井眼作用的处理剂就称之为页岩抑制剂，又称页岩抑制剂。页岩抑制剂的作用是防止页岩水化膨胀和分散引起的井壁坍塌、破裂和掉块，以防造成钻井事故。 1.3.5.1钻井液和泥页岩的水化作用 钻井液对泥页岩的化学作用，最终可以归结到对井壁岩石力学性能参数、强度参数以及近井壁应力状态的改变。泥页岩吸水一方面改变井壁岩石的力学性质，使岩石强度降低；另一方面产生水化膨胀，体积增加，若这种膨胀受到约束便会产生膨胀压，从而改变近井壁的应力状态。如何将钻井液对泥页岩的化学作用带来的力学效应定量化，并将其同纯力学效应结合起来研究井壁稳定问题；F.K.Mody 和A.H.Hale 认为，钻井液和泥页岩间存在的活度差驱使钻井液中的自由水进入泥页岩，从而使近井壁地带的孔隙压力增高，岩石强度降低。井内水进入泥页岩主要受钻井液与泥页岩井壁间的孔隙压力差和化学势差的控制。 钻井液与泥页岩间化学势差引起的孔隙压力变化为： 式中：λ-有效半透膜系数，R -气体常数，T -绝对温度，V -水的偏莫尔体积，A S 、A m -分别为泥页岩和钻井液的水活度，P -钻井液液柱压力，P p -远场孔隙压力，?μ-化学势差。 如果?μ大于零，即井眼水化学势大于孔隙水化学势，井眼水就可以进入岩石孔隙内，从而使泥页岩吸水后产生水化膨胀，且井壁的孔隙压力增大，岩石的强度降低，不利于井壁稳定。反之，泥页岩产生解吸脱水，使井壁的孔隙压力减小，岩石强度增大，有利于井壁的稳定。因此，从活度平衡的理论出发，要求降低钻井液中水的活度。这可以通过控制调节钻井液中不同盐的含量或使用特殊的处理剂来改变钻井液中水的活度。钻井液中水的活度可以通过实验来测定出来，而泥页岩中水的活度却较难确定，一般可以通过地层条件下泥页岩的含水量来测定。具体做法是：用已知不同活度的溶液在恒湿气中与页岩达到活度平衡后（至少静置15天），测定页岩的吸水量，再绘制该页岩的吸水量与其活度的等温关系曲线。在已知地层水成分和矿化度的情况下，将岩样置于恒湿器中与溶液达到活度平衡后测定页岩的含水量。然后和曲线相对照即可得出页岩中水的活度。 不过该模型只反映了井壁岩石与钻井液直接接触所产生的水化现象，而未能描述井壁内岩体中水化过程的应力变化。 p m s P P P A A V RT -=?±==?)/ln(λμ

(QC)提高口井钻井液现场管理水平

提高口井钻井液现场管理水平

前言 在钻井液现场管理方面，本公司技术科按照分队承包责任制模式进行管理。由于基层队泥浆工频繁更新，技术素质参差不齐,对钻井液技术交底的精神理解有偏差，在钻井液施工中，口井钻井液性能达不到最优化。因为钻井液管理问题，造成井下情况不正常，甚至出现复杂情况，影响了钻井速度及效益。本课题就提高口井钻井液现场管理水平开展QC小组活动，通过几个月的QC活动，取得了一定的成效。

一、小组概况 表一小组概况表 二、选题理由 由于我公司目前各井队基层队泥浆工频繁更新，技术素质参差不齐，对钻井液技术交底的精神理解有偏差。在钻井液施工中，因为钻井液管理问题，造成井下情况不正常，甚至出现复杂情况，影响了钻

井速度及效益。为提高口井钻井液现场管理水平，特选择本课题开展QC 小组活动。 三、现状调查 2006年共开钻311口，交井310口。针对钻井液管理QC 小组活动的主题，我们统计出38口井钻井液现场管理问题，并逐一进行分析，然后分类列出现状调查表(见表二)。 表二 现场管理薄弱点现状调查表 制表人： 日期：2007.01.10 根据调查表，我们画出了柱形图（见图一）。由现状调查柱形图可明显看出影响钻井液现场管理水平的主要原因是口井性能达不到最优化。 图一 现状调查柱形图 制图人： 日期：2007.01.10 76.32% 10.53% 7.89% 5.26% 0.00% 10.00% 20.00% 30.00% 40.00% 50.00% 60.00% 70.00% 80.00% 口井性能达不到最优化系列

四、目标确定 尽最大努力使口井钻井液性能达到最优化，从而提高钻井液现场管理水平。 五、目标可行性分析 目标确定以后，小组成员进行了可行性论证。大家一致认为，经过小组成员的共同努力，以及公司领导对钻井液现场管理的高度关注，实现目标是可行的。 1.钻井液技术是钻井技术很重要的一部分，本次活动受到公司领导的极大关注和支持。 2.小组成员由技术科钻井液现场管理全体人员组成，人人都有多年的现场管理经验。有信心、有能力完成本次活动的主题。 3.历年来获奖情况：小组成员具有多年的QC小组活动经验，自1991年成立以来，先后获总公司优秀QC小组成果一等奖8次、二等奖5次，局级一等奖4次、部级二等奖3次。 六、原因分析和要因验证 1.原因分析 小组成员对造成口井性能达不到最优化的原因进行了认真地分析，找出了造成口井性能达不到最优化的各种因素，做出亲和图，如图二。

《钻井液工艺原理》综合复习资料

《钻井液工艺原理》综合复习资料 一、概念题 二、填空题 1、钻井液的主要功能有（）、（）、（）、（）等。 2、一般来说，钻井液处于（）状态时，对携岩效果较好；动塑比τ0/ηp越（）或流性指数n越（），越有利于提高携岩效率。 3、粘土矿物基本构造单元有（）和（）。 4、井壁不稳定的三种基本类型是指（）、（）、（）。 5、在钻井液中，改性褐煤用做（）剂，磺化沥青用做（）剂。 6、油气层敏感性评价包括（）、（）、（）、（）和（）等。 7、一般来说，要求钻井液滤失量要（）、泥饼要（）。 8、现场钻井液常用四级固相控制设备指（）、（）、（）、（）。 9、影响钻井液滤失量的主要因素有（）、（）、（）、（）。 10、按API标准钻井液常规性能测试包括（）、（）、（）、（）、（）、（）。 11、聚合物钻井液主要类型有（）、（）、（）。 12、钻井液常用流变模式有（）、（）。 13、常见粘土矿物有（）、（）、（）等。 14、钻井过程可能遇到的复杂情况有（）、（）、（）等。 15、钻井液的基本组成（）、（）、（）。 16、钻井液的流变参数包括（）、（）、（）、（）和（）等。 17、在钻井液中，钠羧甲基纤维素用做（）剂，铁铬盐（FCLS）用做（）剂，氢氧化钠用作（）剂。 18、现场常用钻井液降滤失剂按原料来源分类有（）、（）、（）、（）。 三、简答题 四、计算题 1、使用范氏六速粘度计，测得某钻井液600rpm和300rpm时的读数分别为：Ф600=29，Ф300=19，且已知该钻井液为宾汉流体。 ⑴计算该钻井液的流变参数及表观粘度； ⑵计算流速梯度为3000S-1时钻井液的表观粘度。 2、用重晶石（ρB=4.2g/cm3）把400 m3钻井液由密度ρ1=1.20g/cm3加重到ρ2=1.60g/cm3，并且每100kg重晶石需同时加入9L水以防止钻井液过度增稠，试求： ⑴若最终体积无限制，需加入重晶石多少吨？ ⑵若最终体积为400 m3，需加入重晶石多少吨，放掉钻井液多少方？ 3、用重晶石（ρB=4.2g/cm3）把200 m3钻井液由密度ρ1=1.10g/cm3加重到ρ2=1.50g/cm3，并且每100kg重晶石需同时加入9L水以防止钻井液过度增稠，试求： ⑴若最终体积无限制，需加入重晶石多少吨？ ⑵若最终体积为200 m3，需加入重晶石多少吨，放掉钻井液多少方？ 五、论述题

钻井液工艺学

钻井液工艺学 第一章钻井液概论 1、钻井液密度：单位体积钻井液的质量。 钻井液密度对钻井的影响： (1)影响井下安全（井喷、井漏、井塌和卡钻等）(2)与油气层损害有关(3)影响钻井速度 2、钻井液对pH值要求：一般控制在（8-11）范围，即维持在一个较弱的碱性环境。 控制在这一范围的原因：(1)粘土具有适当的分散度，便于控制和调整钻井液性能 (2)可以使有机处理剂充分发挥其效能(3)对钻具腐蚀性低(4)可抑制体系中钙、镁盐的溶解 3、钻井液的主要功用: (1)携带和悬浮岩屑(2)稳定井壁和平衡地层压力(3)冷却和润滑钻头、钻具(4)传递水动力 (5)传递井下信息、及时发现油气显示和高、低压地层(6)保护油气层 4、水基钻井液是由膨润土、水、各种处理剂、加重材料以及钻屑组成的多相分散体系。 5、油基钻井液是以水滴为分散相，油为连续相，并添加适量乳化剂、注湿剂、亲油的固体处理剂、石灰和加重材料等所开成形的乳状液体系。 6、钻井液的分类，综合分类法：分为10类 ①分散钻井液②钙处理钻井液③盐水钻井液④饱和盐水钻井液⑤聚合物钻井液 ⑥钾基聚合物钻井液⑦油基钻井液⑧合成基钻井液⑨气体型钻井流体⑩保护储层的钻井液 7、钻井液流变性是指在外力作用下，钻井液发生流动和变形的特性，其中流动是主要的方面。 8、随着泥饼的不断加厚以及在压差作用下被压实，泥饼对裸眼井壁起到有效稳定和保护作用，这是钻井液的造壁性 9、固相含量：钻井液中全部固相的体积占钻井液总体积的百分数 10、固相含量对钻速的影响: (1)固相含量越高，钻速越小。(2)固相类型不同，钻速影响不一样。 第二章粘土矿物和粘土胶体化学基础 1、常见的粘土矿物有三种；高岭石、蒙脱石、伊利石。 2、粘土矿物的两种基本构造单元： (1)硅氧四面体与硅氧四面体片(2)铝氧八面体与铝氧八面体片

油基钻井液介绍及应用

油基钻井液 一、油基钻井液发展概述 1、定义及类型 油基钻井液是指以油作为连续相的钻井液。 两种油基钻井液——全油基钻井液和油包水乳化钻井液。在全油基钻井液中，水是无用的组分，其含水量不应超过10%；而在油包水钻井液中，水作为必要组分均匀地分散在柴油中，其含水量一般为10~60%。 2、油基钻井液的优缺点 与水基钻井液相比较，油基钻井液具有能抗高温、抗盐钙侵、有利于井壁稳定、润滑性好和对油气层损害程度较小等多种优点。 目前已成为钻高难度的高温深井、大斜度定向井、水平井和各种复杂地层的重要手段，并且还可广泛地用作解卡液、射孔完井液、修井液和取 心液等。 油基钻井液的配制成本比水基钻井液高得多，使用时往往会对井场附近的生态环境造成严重影响。 为了提高钻速，从20世纪70年代中期开始，较广泛地使用了低胶质油包水乳化钻井液。 为保护环境，适应海洋钻探的需要，从80年代初开始，又逐步推广使用了以矿物油作为基油的低毒油包水乳化钻井液。 3、油基钻井液的发展阶段

二、油基钻井液的组成 1、基油(BaseOil) 油包水乳化钻井液是以水滴为分散相，油为连续相，并添加适量的乳化剂、润湿剂、亲油胶体和加重剂等所形成的稳定的乳状液体系。 ?在油包水乳化钻井液中用作连续相的油称为基油，目前普遍使用的基油为柴油(我国常使用零号柴油)和各种低毒矿物油。 ?为确保安全，其闪点和燃点应分别在82℃和93℃以上。 ?由于柴油中所含的芳烃对钻井设备的橡胶部件有较强的腐蚀作用，因此芳烃含量不宜过高，一般要求柴油的苯胺点在60℃以上。苯胺点是指等体积的油和苯胺相互溶解时的最低温度。苯胺点越高，表明油中烷烃含量越高，芳烃含量越低。 ?为了有利于对流变性的控制和调整，其粘度不宜过高。 各种基油的物理性质 注：Mentor26、Mentor28、Escaid110、LVT和BP8313均为常用矿物油的代号。 2、水相(WaterPhase)： ?淡水、盐水或海水均可用作油基钻井液的水相。但通常使用含一定量CaCl2

钻井液技术新进展

钻井液技术新进展 摘要：钻井液技术的革新对加强石油勘探开发，提高石油采收率具有重要作用。本文介绍了国外钻井液技术的新进展，包括井壁稳定、防漏堵漏、抗高温钻井液、提高机械钻速的钻井液、低密度钻井液流体、储层保护等技术，同时介绍了国内钻井液技术的相关进展，通过分析比较，指出开发新型钻井液技术的关键在于研发新的处理剂，为钻井液技术的发展指明了方向。 关键词：水基钻井液；油基钻井液；钻井液处理剂；纳米技术 油气井工作液指在钻井、完井、增产等作业过程中所使用的工作流体，包括钻井液、钻井完井液、水泥浆、射孔液、隔离液、封隔液、砾石充填液、修井液、压裂液、酸液及驱替液等。近年来，钻井液在保障钻井井下安全、稳定井壁、提高钻速、保护储层等方面的作用日益突出，随着当前复杂地层深井、超深井及特殊工艺井越来越多，对钻井液技术提出了更高的要求。为此，国内外对应用基础理论和新技术方面进行了广泛的研究，取得了一系列的研究成果和应用技术，有效的解决了钻井过程中迫切的难题，并为钻井液技术的进一步发展奠定了基础指明了方向。本文在调研近几年国内外钻井液新技术的基础上，对国外和国内钻井液技术的新进展分别进行阐述[1-3]。 1国外钻井液技术新进展 1.1井壁稳定技术 1.1.1高性能水基钻井液技术 国外各大钻井液公司均研发了一种在性能、费用及环境保护方面能替代油基与合成基钻井液的高性能水基钻井液（HPWM）代表性技术有M-I公司的ULTRADRIL体系、哈利伯顿白劳德公司的HYDRO-GUADRTM体系[4-5]。该钻井液体系中，聚胺盐的胺基易被黏土优先吸附，促使黏土晶层间脱水，减小水化膨胀；铝酸盐络合物进入泥页岩内部后能形成沉淀，与地层矿物基质结合，增强井壁稳定性；钻速提高剂能覆盖在钻屑和金属表面，防止钻头泥包；可变形聚合物封堵剂能与泥页岩微孔隙相匹配，形成紧密填充[6]。 在墨西哥湾、美国大陆、巴西、澳大利亚及中国的冀东、南海等地的现场应用效果表明，高性能水基钻井液具备抑制性强、能提高机械钻速、高温稳定、保护储层及保护环境的特点[7-8]。 1.1.2成膜水基钻井液技术 通过在水基钻井液中加入成膜剂，使钻井液在泥页岩井壁表面形成较高质量的膜，以阻止钻井液滤液进入地层，从而在保护储层和稳定井壁方面发挥类似油基钻井液的作用。

钻井液现场技术服务管理规定

钻井液现场服务技术管理规定 拟制人: xxxxxx 审核人: xxxxxx 批准人: xxxxxx 钻井液技术服务公司 2019.10.15

钻井液现场服务技术管理规定 1.钻井液主要技术指标总体要求 1.1钻井液密度除满足平衡油、气层压力要求外，还要考虑平衡地层坍塌压力等异常地层压力的需要（在保持井眼稳定、安全钻进的前提下，钻井液密度宜采用低限；对高压水层、盐膏层等特殊复杂地层及塑性地层，钻井液密度宜采用高限）。 1.2低固相钻井液的劣质固相含量宜控制在2%（体积百分数）以内；钻井液含砂量宜控制在0.5%（体积百分数）以内；在储层井段钻进时，含砂量宜控制在0.2%（体积百分数）以内。正常情况下，钻井液固相含量（非加重体系）应控制在8%（体积百分数）以内，般土含量控制在25—50g/l（特殊井、特殊体系除外）。 1.3在确保井眼清洁的前提下，宜选用较低的粘切值，钻速快导致环空当量密度增加时，宜适当提高钻井液粘度和动切力，在造斜段和水平段钻进时，宜保持钻井液较高的动切力和较高的低转速（3rpm和6rpm）读值；钻井液动切力与塑性粘度之比YP/PV：淡水体系一般控制在0.2-0.4Pa/mPa.s，盐水体系一般不得低于0.15Pa/mPa.s。 1.4泥饼摩擦系数不大于0.2，定向井、深井等根据单井钻井设计要求确定。1.5在高渗透性砂泥岩地层、易水化坍塌泥岩地层采用水基钻井液钻进时，钻井液API滤失量宜控制在5mL以内；在水化膨胀率小、渗透性低、井壁稳定性好的非油气储层段采用水基钻井液钻进时，可根据井下情况适当放宽API滤失量。 1.6高温高压深井段施工中，在较稳定的非油气储层段钻进时，高温高压滤失量宜小于25mL；在井壁不稳定井段和油气储层段钻进时，高温高压滤失量宜控制在15mL以内。 1.7盐水体系含盐量(矿化度)应保证体系具有稳定性和高于油气层盐敏下临界值，一般滤液Cl- 浓度要大于6×104mg/l。 1.8不分散型钻井液的pH值宜控制在7.5～8.5；分散型钻井液的pH值宜控制在8～10；钙处理钻井液的pH值宜控制在9.5～11；硅酸盐钻井液的pH值宜控制在11以上；在含二氧化碳气体地层钻进时，钻井液的pH值宜控制在9.5以

全油基钻井液沉降性研究与应用

全油基钻井液沉降性研究与应用 摘要：针对全油基钻井液静止时间长，容易出现沉降，影响井下作业安全的问题，研制了一种油基钻井液，它具有良好的流变性、电稳定性和悬浮性，并在HZ21-1-18井成功应用。应用结果表明，全油基钻井液配方能适应现场钻井和测试9天的要求，有效地保护油气层和保证了作业安全。 关键词：全油基钻井液；沉降性；现场应用 1全油基钻井液体系特点简介 根据不同的地质特点、储层的保护及井身结构，并考虑到现场施工及维护等方面的综合因素，我公司开发出新型全油基钻井液体系，从而达到满足于各种复杂情况下对钻井液的要求。良好的温度稳定性；良好的流变性稳定性；高的动塑比；高的电稳定性；良好的抗侵污效果；处理剂加量低；良好的剪切稀释效果。全油基钻井液体系具有非常好的适应性，不同的密度条件下，通过改变处理剂的加量，能够获得性能优异的全油基钻井液体系。全油基钻井液体系40～180℃温度下具有较好的适应性，密度范围可以达到0.92～2.30g/cm3，并通过调整处理剂的加量获得优异的性能，是一套新型优异的全油基钻井液体系；该体系具有动塑比和电稳定性高，高温高压失水小，处理剂加量低，适用性广等特点。 2处理剂及作用 （1）5#白油：油基钻井液基液，作为连续相；（2）HIEMUL主乳化剂：油基钻井液乳化剂，形成油包水乳液；功能：a、可形成稳定的油包水乳状液；b、可降低滤失速率；c、提高油基钻井液的热稳定性；（3）HICOAT辅乳化剂：辅助乳液稳定，与HIEMUL主乳化剂配套使用；功能：a、提高油水乳化钻井液的油湿性；b、提高体系电稳定性：c、改变乳化钻井液流变参数；（4）HIRHEO-A 提切剂：提高和调节油基钻井液的粘度；功能：a、可对任何油基钻井液增粘；b、改善钻进与完井过程中的井眼清洁性；加强油基封隔液和管内填充液内部网架结构，防止加重材料沉降。（5）JHS增粘剂：提高和调节油基钻井液的粘度；功能：a、提高乳化钻井液和纯油基钻井液悬浮能力；b、抑制斜井和大位移井段的固相沉降；c、调整油基泥浆性能以便储存。（6）HIFLO降滤失剂：降低和控制油基钻井液的滤失；功能：a、减小HTHP滤失速率；b、提高油包水乳化钻井液稳定性。（7）MOSEAL膨胀堵漏剂：膨胀封堵，降低滤失。（8）重晶石、碳酸钙：调节油基钻井液的密度。 3全油基钻井液体系性能评价 5#茂名白油配方：5#茂名白油+3.0%HIEMUL主乳化剂+1.0%HICOAT辅乳化剂+3%HIRHEO-A提切剂+2.%CaO+3.0%JHS高温增粘剂+2.0%HIFLO降滤失剂++2%MOSEAL膨胀堵漏剂+2%MOLPF+2%MOLSF+300目碳酸钙加重。依据密度需要加入300目碳酸钙（下述性能密度为1.10g/cm3）。实验条件：150℃老

常用钻井液材料.

常用钻井液材料 一膨润土类 一、组成 膨润土是岩浆岩或变质岩中硅酸盐矿物（如长石）风化沉积形成的，其组成为 1、粘土矿物：蒙脱石、高岭石、伊利石和海泡石，钻井用膨润土主要粘土矿物为蒙脱石，含量在70%以上。 2、砂子：石膏、石英、长石、云母、氧化铁等含量越小越好。 3、染色物：木屑、树叶及腐质物起染色作用，膨润土有红色、黄色、紫色等不同颜色，就是这个原因。 4、可溶性盐类：碳酸盐、硫酸盐和氯化物等。 二、分类 膨润土分为钙基膨润土钠基膨润土和改性膨润土三种。 1、钙基膨润土：造浆率8-12立方米每吨。 2、钠基膨润：造浆率15-18立方米每吨。 3、改性膨润土：通过加入纯碱、烧碱、羧甲基纤维素、低分子量聚丙烯酰胺等无机盐和有机分散剂来提高膨润土的造浆率，达到钠基膨润土性能指标。 三、作用及用途 1、堵漏：黄土层漏失、基岩裂隙漏失都需要用来配浆堵漏。 2、护壁：在井壁上形成泥饼，减少钻井液内的水份向井壁渗透，起到保护井壁稳定的作用。 3、携砂：配制一定数量的高比重大粘度的膨润土泥浆定期打入井内，将井内掉块、岩屑顺利携带出井外，保持井内干净。 4、配治塌泥浆：井壁长时间浸泡发生垮塌，常规泥浆仍不能维护井壁时，就要加膨润土以提高比重、切力、粘度达到稳定井壁之目的。 5、配加重泥浆：遇到涌水或高压油气层时，都需在泥浆中加膨润土来平衡地层压力。 6、配完井液和封闭浆：为顺利测井，完钻时需配完钻液；在易塌井段需配封闭浆，这些都需加膨润土。 四、影响膨润土性能的因素 1、原矿质量：原矿石蒙脱石含量高低是影响膨润土性能最重要的因素，蒙脱石含量越高，膨润土造浆率相应地就高。 2、粒度：粒度越细造浆率相应的就越高，反之亦然。 3、添加剂：合理地加入分散剂，会明显改善膨润土的性能。 4、水质：膨润土在高矿化度和酸性中水造浆率会明显降低甚至不造浆。 五、简单测试 1、造浆率：1吨膨润土配制出胶体率95%以上的泥浆的体积。如造浆率15立方米每吨，就是在100克水中加6.67克膨润土搅拌30分钟倒入试管（100毫升）中，24小时胶体率在95%以上。 2、漏斗粘度：用马氏漏斗测其粘度，一般不低于28秒。 3、失水量：用ANS气压失水仪测失水量。一般不大于 18ml/30min。 4、含砂量：将100克膨润土加到1000克水中搅拌30分钟，再加1000克水搅拌30分钟静止30分钟。将沉淀物上面的泥浆全倒掉，然后用水再洗两次，把最后的砂子烘干，称其重量，即膨润土含砂量，含砂量小于5%为合格品。 二加重材料

《钻井液工艺技术》复习题及答案

《钻井液工艺技术》复习题 适用班级：10钻井—1、2、3、4、5班 绪论 一、选择题： 1．下列不属于钻井液组成的是（）d A、分散介质 B、分散相 C、各种化学处理剂 D、各种有用的物质 2．一般钻井液属于（）c A、分子分散系 B、胶体分散系 C、粗分散体系 D、全不是 3．钻井液按其中流体介质不同可分为多种，不属于此分类系统的是（）d A、水基钻井液 B、油基钻井液 C、合成基钻井液 D、加重钻井液 4．下列不属于气体型钻井流体特点的是（）b A、密度低 B、有很强的抑制性和抗盐、钙污染的能力 C、钻速快 D、能有效防止井漏等复杂情况的发生 5．钻井液的功用中不包括（）a A、控制在碱性条件下，使某些化学反应进行得更顺利 B、携带和悬浮岩屑 C、稳定井壁 D、平衡地层压力和岩石侧压力 E、传递水动力 F、冷却和润滑作用 G、获取地下信息 6、钻井施工对钻井液性能的要求中不包括（）c A、必须与所钻遇的油气层相配伍 B、必须有利于地层测试 C、必须是单项体系 D、必须对钻井人员和环境不产生伤害和污染7．下列说法错误的是（）a A、为了节省成本，尽可能采用自然造浆 B、聚合物不分散钻井液产生于20世纪70年代 C、新的钻井技术的不断出现，大大推动了钻井液技术的快速发展。 D、欠平衡钻井液技术是钻井液应用技术的发展方向之一 二、判断题 1.钻井液由分散介质（连续相）、分散相和化学处理剂组成的分散系。（）a 2.胶体分散系目测是澄清均匀的，但实际是多相不均匀体系。（）a 3.钻井液按固相含量不同可分为：低固相钻井液、基本不含固相钻井液。（）a 4.钙处理钻井液是指含有一定浓度Ca2+和分散剂的油基钻井液。（）b 5.气体型钻井流体是以空气或天然气为流体介质或分散有气体的钻井流体。（）a 6.钻井液必须与所钻遇的油气层相配伍，满足保护油气层的要求（）a 7.钻井液是“钻井的血液”。（）a 三、填空题 *1．钻井液工艺技术是油气钻井工程的重要组成部分。是实现健康、安全、快速、高效 钻井及保护油气层、提高油气产量的重要保证。 2．钻井液按其中流体介质不同可分为：水基钻井液、油基钻井液、气体型钻井流体、合成基钻井液 3．钻井液的功用主要有携带和悬浮岩屑、稳定井壁、平衡地层压力和岩石侧压力、冷却和润滑作用、传递水动力、获取地下信息。 4．水基钻井液的发展主要经历了自然造浆阶段、细分散泥浆阶段、粗分散泥浆阶段、聚合物

国外高性能水基钻井液技术发展现状

文章编号:100125620(2007)0320074204 国外高性能水基钻井液技术发展现状 张启根　陈馥　刘彝　熊颖 (西南石油大学化学化工学院,四川成都) 摘要　介绍了贝克休斯公司开发的高性能水基钻井液的基本组成、优良性能以及在世界部分油田的现场应用情况。该钻井液具有油基钻井液的各种性能,可有效稳定页岩、提高岩屑整体性和机械钻速、减小扭矩和阻力,且有利于环保,已被广泛应用于各种钻井。从应用效果看,无论是PDC 钻头还是牙轮钻头,机械钻速都达到了27.4 m/h ,实现了较低的稀释率和较高的固相清除率,其摩擦系数与油基钻井液相同,最大程度地减少了钻头泥包和聚 结现象。与油基钻井液相比,可大幅度节省钻井期间的完井时间,解决了高性能钻井与环保要求的协调问题。 关键词　高性能水基钻井液　钻井液性能　钻速　井眼稳定　综述中图分类号:TE254.3 文献标识码:A 随着全世界各油田的开发逐渐进入中后期,钻井作业的难度和油气井开发成本都在急剧地增加。典型的高难度井有超深井、高温井、高压井、大位移井和深水井,在多数情况下,井身剖面设计越复杂,在钻井中遇到的井下复杂情况也越多,经常遇到的问题有扭矩过大、起下钻遇阻、卡钻、机械钻速低、井眼失稳、井漏和地层伤害等。在国外,解决这些问题的传统方法是采用油基和合成基钻井液。但是,随着环保部门对钻井液和钻屑毒性的控制日益严格,油基和合成基钻井液的使用受到了很大程度的限制。因此各国石油工作者做了大量的工作,研制出了一系列的功能独特的新型环保钻井液,它们在解决世界各油田的复杂钻井过程中发挥了各自的作用。其中具有代表性的是美国贝克休斯公司近期开发出的高性能水基钻井液,其性能与油基钻井液相似,且具有环保和低成本的特点。 1　高性能水基钻井液介绍 贝克休斯公司的研究人员从考察油基逆乳化钻井液所具有的特性入手,研究了油基逆乳化钻井液的作用机理,做了大量的基础试验、处理剂的筛选试验、体系配伍性试验,采用了一系列来自于非石油行业领域的技术,研制、筛选、改性以及复配了各种新型处理剂,并使用了一些独特的专利产品,最终开发出了这种高性能水基钻井液。该体系的设计思路采 取了“总体抑制”理念,即在保证页岩、黏土和钻屑稳定性的同时,改善一些关键性能,如提高机械钻速、防止钻具泥包及降低扭矩、起下钻遇阻现象等。开发出的高性能钻井液基本配方为[2]: 25.7kg/m 3膨润土+4.3kg/m 3P HPA +10.0kg/m 3铝络合物+14.3kg/m 3聚胺+3.1kg/m 3 低黏度PAC +2.0kg/m 3常规PAC +11.4kg/m 3沥青颗粒 该体系已在世界范围内得到广泛应用,其应用效果已在墨西哥湾、巴西、利比亚、澳大利亚和沙特阿拉伯等地区的现场试验中得到证实。在中东钻井时测得的钻井液性能[2]如下。 <444.5mm 井眼:密度为1.28g/cm 3,塑性黏度为24mPa ?s ,动切力为104.3Pa ,胶凝强度为28.7Pa/71.8Pa/86.2Pa ,滤失量为4.8mL ,p H 值为10.8,高温高压滤失量为15.0mL ,膨润土含量为64.2g/L ,L GS (低密度固相)为7.49%(V /V )。 <311.1mm 井眼:密度为1.88g/cm 3,塑性黏度为36mPa ?s ,动切力为119.7Pa ,胶凝强度为38.3Pa/71.8Pa/91.0Pa ,滤失量为4.0mL ,p H 值为10.7,高温高压滤失量为12.5mL ,膨润土含量为57.1g/L ,L GS 为6.20%(V /V )。 从以上数据可以看出,高性能钻井液的组成与常规水基钻井液有较大的区别,其性能与油基钻井液相差很小,是性能优良又环保的新型水基钻井液。 第一作者简介:张启根,1981年生,西南石油大学在读研究生,主要从事油田应用化学的研究。地址:四川省成都市西南 石油大学硕05级5班;邮政编码610500;E 2mail :zhangqigen1981@https://www.360docs.net/doc/1f3273744.html, 。 第24卷第3期 钻　井　液　与　完　井　液 Vol.24No.32007年5月 DRILL IN G FL U ID &COMPL ETION FL U ID May 2007