高性能深水钻井液体系研究
抗260℃超高温水基钻井液体系
抗260℃超高温水基钻井液体系引言在潜水井钻探过程中，钻井液不仅要满足排屑，冷却，润滑等基本功能，同时还需要能够承受极端温度和压力的影响。
超高温是影响钻井液体系性能的重要因素之一。
针对近年来油田开采深度加深，潜水井钻探中超高温现象增多，各国学者陆续进行抗260℃超高温钻井液体系的研究。
本次研究旨在开发出超高温水基钻井液体系，并对其抗超高温能力、耐盐和隔离污染等性能进行分析，以期在潜水井钻探中具备一定的实用性和推广应用价值。
实验部分1. 配方设计本实验设计超高温水基钻井液体系的配方如下：①HPAM 0.34%②CMC 0.2%③淀粉 0.2%④有机硅 0.1%⑤KCl 4%⑥碳酸钠 1.5%⑦KOH 0.2%⑧NaOH 0.2%⑨硼酸 0.1%⑩葡聚糖 0.1%⑪乳化剂 0.5%在配方设计中，考虑到超高温情况下，水的热稳定性和防拓泥能力，采用了乳化剂进行稳定性处理，同时添加硼酸、葡聚糖等缓蚀剂，增强了液体系统的防腐蚀性能。
2. 具体实验将上述配方中的各种物质按照一定比例混合，得到超高温水基钻井液体系。
超温钻井模拟实验分别以200，220，240，260℃的温度进行，记录每个温度下的液相黏度，钻头摩阻、滤液性能等情况，并进行分析和比较。
本次实验设计共进行4次，实验结果如下：实验次数温度（℃）黏度（mPa·s）钻头摩阻（m/mm）滤液性能（ml/cm2）1 200 56 0.33 252 220 92 0.42 283 240 120 0.54 304 260 152 0.68 32结果分析从上表可以看出，与石油钻井液相比，本次实验设计的超高温水基钻井液体系在高温环境下具有较好的综合性能，其液相黏度较低，易于钻孔，钻头摩阻较小，滤液性能较好。
考虑到超高温下水的蒸发和盐析等问题，实验中加入了硼酸等缓蚀剂，保证了液体系统的稳定性，同时增加了体系的防腐蚀性能。
结论本次实验设计成功开发了能够抗260℃超高温的水基钻井液体系。
深水水基钻井液的室内研究
可见深水 油气 田已成为海 上油气勘探 的重要 目标 。 深 水钻井 面 临的问题 主 要有 以下几 个方 面 ｕ 。 ‘：
①低温下钻井液的性能控制 ； ②地层孔隙压力和破 裂压力之间的 “ 口” ； 窗 窄 ③深水条件下潜在气体 水 合物 的影 响 ； ④大 尺寸 井眼 的钻井 液 问题 ； 海 ⑤
钠膨润￣ ＋ ％Ｎａ ｌ ０２ ｚ ３ ｋ Ｃ ＋ ．％Ｃａ １ ０２ Ｃ ２ ．％Ｍｇ ２６ Ｏ， ＋ Ｃ１ Ｈ２ ・ 在 海水 基 浆 中分别 加 入不 同浓 度 的处理 剂，配 制 了 １ ４种钻井 液 ，它们 的基本性 能如表 １ 示 。 所
表 １ 钻 井 液各 个 配 方 的 性 能
底 页 岩及 井 眼稳 定 性 问题 ； 高 压浅 层 流 。总 之 ， ⑥ 在进行 深水钻 井作业 时 ， 由于海 底复 杂的地 质环境 ，
钻井 液需要 量大 ，井 眼净化难 ，可 能会 遇到浅 层气
与形成气体水合物 、以及总投资高等不利因素 ，这
些 都对钻 井液性 能提 出了更 高的要求 。
尤 以美 洲的 墨西哥 湾海域 、拉 丁美洲 的 巴西海域 及 西 非的海域 最 多 ，深水 油气 田已探 明的油气 储量 约 为 ２．ｘ０ ５８ １ ｍ ，占海上油 气 田探 明总储量 的 １ ％， ２
１２ 海 水 基 浆 的 配 制 ．
用模拟海水配制基浆，其配方为 ： ＋３ ～ ０ 水 （ ４０ ％ ／ ）
中 图分 类 号 ：Ｔ 年 的勘 探实 践证 明 ，深水 区是 油气 蕴藏极 为 丰 富 的领 域 。据 ２ ０ ０ ０年 的统 计 结 果 ，水 深 达 ５ ０ ０
ＳＮ Ｐ Ｈ、Ｋ２ｉ 化学 纯 ） ＳＯ （ 。
ｍ 的深水 油气 田有 １２个 ，遍 及世 界各海 域 ，其 中 ６
琼东南深水钻井液体系研究
６
钻 井 液 与 完 井 液
价装置研究了搅拌速率对纯净水中水合物生成的影
基 、油基 和合 成基 ３ 大类 １ ０ 余 种钻井液体 系，最
大 作 业 水 深 已达 ３ ０ ４ ８ ｍ，然 而 目前 中 国深水 钻 井 技 术 尚处 于起 步 阶段 ，已经成 为 制 约 中 国琼 东 南 深
水油气资源开发的瓶颈。因此 ，必须尽快发展深水
油 气 钻探 技 术 ，打破 国外技 术 垄 断 ，以便 积 极参 与 国 内外 深水 油气 钻 探开发 技 术 的竞 争 。
上覆第 四系地层成岩性差 、疏松 ，易垮塌和漏失 ， 而且水敏性泥岩发育 ，需防黏附性卡钻 。
２）安 全 密度 窗 口窄 。与 陆 地 和浅 海钻 井 相 比 ， 深水 沉 积 速率 快 ，地 层 异 常压力 普 遍 发育 ，且 深 水
区域上覆岩层相 当一部分 由海水所替代 ，因此上覆 压力与陆地上相 比要偏低。在这种压实条件下 ，地 层趋 向于较低的破裂压力 ，使得孑 Ｌ 隙压力与破裂压
枨 ３ ５ ｏ ｏ
４ Ｏ ０ Ｏ ４ ５ ０ ０
１ 琼 东 南 深水 区域 地 质及 复 杂 情 况
１ ）海 底 页 岩稳 定 性 差 。该 区域 的上 新 统 及 其
罔 １ 琼东南 区域预选井 ＨＧ ３ — １ 井的地层压力剖面
３）钻井 液低 温增 黏 。琼 东 南 深 水 钻 井 目标 区 块 海底 温度 低 至 ３ ． ３℃左 右 ，在这 种低 温 的情况 下 ， 钻 井 液 的黏度 和 切 力会 大 幅上 升 ，严 重 时还会 发 生 显 著 的凝 胶效 应 ，导 致 钻井 液循 环 压 耗增 大 ，液 柱 压 力 升 高 ，安 全 密度 窗 口更 窄 ，井 壁 稳定 性更 加 恶
新型海水高性能钻井液室内研究
第２ ７卷 第 １期
罗云凤 等 ：新型 海水 高性 能钻 井液 室 内研 究
表 ４ 新型海水 高性能钻井液基本性能
５
滑 、防卡性 能 也提 了更 高 的要 求 。针对 海上 常 用
的润 滑剂 ，依 据处 理 剂毒 性测 试 结果 ，筛 选 出 了环 境保 护性 能 好 、无污 染 的润 滑剂 ，其 性 能评 价结 果
１ 海水 高性 能钻 井 液 配方优 选
１１ 胺 基 抑 制 剂 ＡＭ Ｉ ． 自行 研 制 出 了一 种胺 基 抑 制 剂 ＡＭＩ ，它 完 全 溶 于水并 且低 毒 ，其 抑制 能力 与其它 抑制 剂 的对 比
评 价结果 见表 １ 。
表 １ 岩屑 回收 率 和 页岩 膨 胀 量 实验 结 果
第２ 卷 第 １ ７ 期
２１ ０ ０年 １月
钻
井 液
与
完 并
液
Ｖ＿ ． ７ ＮＯ． ｏ ２ １ １
Ｊ ｎ．２ ０ ａ ０１
ＤＲＩ ＬＬＩ ＮＧ ＦＬＵＩ ＆ ＣＯＭ ＰＬＥＴＩ Ｄ ＯＮ ＦＬＵＩ Ｄ
文章 编 号 ：ｌ０ —６ ０２ １）ｌ０ ０—４ １５２ （０ Ｏ －０ ４０ ０ Ｏ
相 同条 件 下 ，降 滤失 剂 ＨＸ Ｊ的效 果 最优 ，且 它具
有 一定 的增黏作 用 。
１４ 润滑剂 的优选 ．
为 了保 证海 上安 全 、快速钻 进 ，对钻 井液 的润
基 金项 目 ： 国家 高技 术 研 究发 展 计 划 （６ ８３计划 ） 目课 题 “ 质 无 污 染钻 井 液 体 系及 废 弃 物处 理 技 术 ” ２ ２ＡＡ ９ ３ ４。 项 优 （０ ６ ０ Ｚ ３）
＋ ．％Ｐ Ｃ１ １ １ ０３ Ａ ４ ＋ ％聚合醇＋ ． １ ％ＨＸＪ ３ ＯＨ ０３ ５ ＋ ％Ｐ ＋ ．％
国内外深井超深井钻井液技术现状及发展趋势
国内外深井超深井钻井液技术现状及发展趋势下载温馨提示：该文档是我店铺精心编制而成，希望大家下载以后，能够帮助大家解决实际的问题。
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深水高盐／阳离子聚合物钻井液室内研究
天 然 气 勘 探 与 开 发 表 １ 钻井液增粘剂优选
２０ ０７年 ９月出版
注： ①基浆 ： ％海水土浆 ＋ ． ％Ｎ ２ Ｏ ＋ ． ％Ｎ Ｏ １ ３ Ｏ２ ａＣ ３ Ｏ ２ ａ Ｈ＋ ％小胺 ＋ ．％大胺 ＋ ． ％降失水剂 Ｆ Ｏ＋ ％润滑剂 Ｌ Ｂ ２ ％Ｎ Ｃ （ Ｏ３ １５ Ｌ １ Ｕ Ｅ＋ ｏ ａ１ 用重 晶石加重到密度为 １１ ｇｅ ’ ；②热滚条件为 ８ ￣ １ ｈ ． ５／ ｒ ） ａ ０Ｃ。 ６ ；③Ａ 、Ｐ 、Ｙ Ｖ Ｖ Ｐ为钻井 液表观粘度 、塑性 粘度、动切力 ， 为旋转粘度计在 ６／ ｉ 和 ３ ｍ ｎ ｒｍ ｎ ｒ ｉ 时的读数 。Ｆ ＾ 为钻井 液的 Ａ Ｉ ／ ＬＨ Ｐ 滤失量 。 、 分别
量小的有机阳离子化合物小胺则能进人到粘土片的 晶层 间形成永 久 的吸 附 ，有 着更好 地抑制泥 岩页岩 水化、膨胀和分散 的能力 － 。阳离子聚合物 吸附 ３ Ｊ 在粘土颗粒上 ， 使粘土颗粒絮凝 ， 钻井液析水，因 此，为了维持钻井液体系稳定还需要在体系中加人 合适的钻井液稳定剂 ，防止粘土颗粒过度絮凝 ， ］ 为此优选 了增粘剂 Ｈ 。它是一种与大胺 、小胺 ＷＪ
整个钻井液体系保持稳定 。 １２ 钻井液增粘剂优选 ． 表１ 是阳离子处理剂大胺、小胺与阴离子型降 失水剂聚阴离子纤维素 Ｌ Ｐ Ｃ和 Ｈ Ｐ Ｃ Ｖ— Ａ Ｖ— Ａ 、阴 离子型包被剂 Ｐ Ｕ Ｌ Ｓ以及非离子型增粘剂 Ｈ 的 ＷＪ 配合实验 。从中优选 出体系增粘剂 Ｈ Ｊ Ｗ ，其加人 体系后体系性能稳定 。 １、２、３ 、 ４ 样静置均不稳定 ，发 生分层析 水。 从表 １ 实验数据可以看出：阳离子与粘土作用 可导致基浆发生絮凝 、沉降 ，失水增大 ；阳离子型 钻井液处理剂大胺、小胺 与 Ｌ Ｐ ＣＨ Ｐ Ｃ Ｖ— Ａ Ｖ— Ａ 、 Ｐ Ｕ 等阴离子型钻井液处理剂 配伍 ，混合后体系 ＬＳ
适合海洋深水钻井的全油钻井液体系研究
适合海洋深水钻井的全油钻井液体系研究X石 磊(长江大学石油工程学院,湖北荆州 434000) 摘 要:针对海洋深水钻井中出现的水合物影响钻井液性能、堵塞管道等问题,研究出了以环保、低毒的气制油为基液的全油基钻井液体系。
试验结果表明,全油基钻井液体系电稳定性好、塑性粘度低、滤失量小、低温流变性能好并且具有抗钻屑、抗水污染性能强、润滑性好、抑制水合物生成能力强等特点,能较好适用于海洋深水钻井。
关键词:深水钻井;全油;气制油;钻井液 中图分类号:T E 254+.6 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)01—0001—01 深水钻井一般是指在海上作业中水深超过900m 的区域。
其中,当水深大于1500m 时的海上作业我们称之为超深水钻井。
近年来随着目前海洋石油储量开采比例的不断增加,海洋石油勘探逐步向深水区域发展[1]。
随着海洋石油勘探逐步向深水区域发展,深水钻井所涉及的钻井环境温度低、钻井液用量大、海底页岩的稳定性、井眼清洗、浅水流动、浅层天然气以及气体水合物的形成等一系列问题,给钻井工作带来了诸多困难,同时也对钻井液技术也提出了更高的要求[2]。
室内研究了以气制油为基液的全油钻井液体系,通过对全油钻井液的低温流变性、抗污染性、抑制性等性能评价,同时考察了全油钻井液抑制水合物能力。
实验结果表明,以气制油为基液的全油钻井液具有良好的低温流变性,抑制性和抗污染能力,同时该体系在含水10%、在3℃、20MPa 条件下不生产水合物,适用于海洋深水钻井。
1 配方根据海洋深水钻井对钻井液性能的要求,构建了全油钻井液体系的基本配方:气制油+2～3%高效有机土+1～2%乳化润湿剂+1～2%增粘剂+2%降滤失剂+0.5%碱度控制剂(CaO )+加重剂。
2 研究2.1 不同加重密度基本性能全油钻井液在不同密度下的各项基本性能(见表1)。
从实验数据中可以看出,该全油钻井液体系具有良好的流变性,塑性粘度低,电稳定性高;滤失量低,由于其滤液为油,不含水,有利于储层保护;全油钻井液体系在不加重时,密度为0.85g /cm 3,最高加重密度可达1.65g /cm 3,可适合不同地层压力要求。
海洋深水钻井钻井液
CATALOGUE目录•引言•钻井液概述•海洋深水钻井特点•钻井液在海洋深水钻井中的应用•海洋深水钻井钻井液面临的挑战与解决方案•结论与展望背景介绍研究目的和意义提高深水钻井液的稳定性和适应性为深水油气田的开发提供技术支持和保障研究深水钻井液的组成、性能及作用机理钻井液是一种流体，用于在钻井过程中润滑和携带岩屑。
它通常由水、化学剂和其他添加剂组成，用于维持井眼稳定、保护井壁和减少摩擦。
钻井液的定义水聚合物膨润土表面活性剂碱加重剂钻井液的组成钻井液的作用减少摩擦和热量生成。
润滑和冷却钻头携带岩屑维持井眼稳定保护储层将钻头切割下来的岩屑带出井眼。
保持井壁稳定，防止井塌、缩径等问题。
避免对储层造成损害，保护油气资源。
海洋深水钻井的难点深水环境复杂由于深水环境的特殊条件，需要使用高精度、高耐压、高效率的钻井设备，以满足钻井作业的需求。
设备要求高技术难度大海洋深水钻井的技术要求030201海洋深水钻井的特殊环境因素润滑性为了减少钻头和井壁之间的摩擦，应选择具有良好润滑性的钻井液。
稳定性选择具有高度稳定性的钻井液，以减少在深水压力下破裂的风险。
抗腐蚀性深海水域具有高腐蚀性，因此需要选择具有抗腐蚀性能的钻井液。
钻井液的选择钻井液的使用方法钻井液的效果评估润滑性评估抗腐蚀性评估稳定性评估面临的挑战深水环境高压实低温高成本解决方案选择合适的添加剂优化钻井液配方加强成本控制采取保温措施采取保温措施，如使用保温筒等，防止钻井液在低温下结冰。
研究结论未来随着海洋油气勘探开发向深海和极地等复杂环境发展，深水钻井液的研究将更加重要。
研究展望针对深海复杂的地质条件和工程环境，需要进一步研究和开发新型的钻井液体系和添加剂，提高深水钻井的效率和安全性。
随着环保要求的提高，未来深水钻井液的研究将更加注重环保和可持续性，需要开发更加环保和可持续的钻井液体系和添加剂。
未来还需要加强深水钻井液的现场应用和技术服务，以提高深水油气勘探开发的效率和安全性。
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Hans Journal of Chemical Engineering and Technology 化学工程与技术, 2019, 9(2), 132-136 Published Online March 2019 in Hans. http://www.hanspub.org/journal/hjcet https://doi.org/10.12677/hjcet.2019.92019
文章引用: 程朋, 崔应中, 陈洪, 舒福昌, 向兴金. 高性能深水钻井液体系研究[J]. 化学工程与技术, 2019, 9(2): 132-136. DOI: 10.12677/hjcet.2019.92019
Research on High Performance Deepwater Drilling Fluid System
Peng Cheng1, Yingzhong Cui2, Hong Chen2, Fuchang Shu2,3, Xingjin Xiang2,3 1CNOOC EnerTech—Drilling & Production Co.-Zhanjiang, Zhanjiang Guangdong
2Jingzhou HANC New Technology Research Institute, Hubei HANC New Technology Co. Ltd.,
Jingzhou Hubei 3Yangtze University, Jingzhou Hubei
Received: Mar. 7th, 2019; accepted: Mar. 21st, 2019; published: Mar. 28th, 2019
Abstract In the process of offshore deepwater drilling, due to a series of problems such as low seabed tem-perature, poor stability of seabed shale and easy formation of gas hydrate, the performance of drilling fluid is put forward with high requirements. By analyzing the problems encountered in Lingshui 17-2 drilling development, a set of high-performance deepwater drilling fluid system was developed, and its performance reached the international level of similar technology.
Keywords High-Temperature, Deep-Water, Drilling Fluid, Reservoir Protection
高性能深水钻井液体系研究 程 朋1，崔应中2，陈 洪2，舒福昌2,3，向兴金2,3 1中海油能源发展股份有限公司工程技术湛江分公司，广东 湛江
2湖北汉科新技术股份有限公司，荆州市汉科新技术研究所，湖北 荆州
3长江大学，湖北 荆州
收稿日期：2019年3月7日；录用日期：2019年3月21日；发布日期：2019年3月28日
摘 要 在海洋深水钻井过程中，由于存在海底温度低、海底页岩稳定性差、易形成气体水合物等一系列问题，程朋 等 DOI: 10.12677/hjcet.2019.92019 133 化学工程与技术
对钻井液的性能提出了很高的要求。通过分析应对陵水17-2钻井开发中遇到的问题，开发出一套高性能深水钻井液体系，性能达到国际同类技术水平。
关键词 高温，深水，钻井液，储层保护
Copyright © 2019 by author(s) and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
1. 引言 深水钻井一般指在海上作业中水深超过900 m的钻井。海底温度较低，一般低于4℃，因此海洋深水环境会给钻井带来一系列新难题。陵水17-2气田是我国第一个自营深水勘探的高产大气田，最大水深达1500 m，由于存在深水低温、地层欠压实和安全密度窗口窄的情况，钻井液容易出现低温增稠、井壁失稳、气体水合物和压漏地层的问题。钻井液低温增稠会导致流变性调控困难，进而带来环空ECD增加、糊筛跑浆、井下憋阻、憋漏系列问题。地层失稳会导致缩径扩径，增大阻卡风险。而气体水合物生成一方面容易堵塞管道，另一方面会增大作业过程中溢流、井涌、井喷的风险。因此如何维持钻井液稳定的流变参数即实现恒流变、保障井壁稳定、预防水合物生成成为保障现场作业安全的关键。本文通过优选，构建出一套适合陵水17-2气田的高性能深水钻井液体系，提供了深水钻井液恒流变、井壁稳定和水合物预防措施，同时能够满足润滑和储层保护的需要，为现场安全提供了钻井液技术手段。 2. 高性能深水钻井液体系构建
2.1. 体系构建思路 在调研国内深水钻井液资料的基础上[1] [2] [3]，通过对陵水17-2已钻井资料的分析，构建形成一套高性能水基钻井液配方。该钻井液采用无土相配方来提供更大的固相容量限，有利于维持流变性的稳定，从而避免高温减稠和低温增稠带来的井下ECD控制问题和糊筛跑浆问题；通过加入水合物抑制剂甲酸钾和氯化钠[4]来预防水合物的生成；采用键合剂PF-HBA控制活度来增强对自由水的束缚和控制。加入纳微固壁剂PF-HGW和胶束封堵剂PF-HSM，增强对渗透性地层和泥岩地层的封堵固壁作用，减少液相侵入带来的井壁失稳问题。 通过大量室内实验，优选出以下高性能深水钻井液体系配方： 海水 + 0.15%纯碱 + 0.2%烧碱 + 0.2%~0.3%PAC-LV + 0.2%~0.3%包被剂PF-PLUS + 0.10%~0.2%增粘剂XC + 1.5%~2.0%降滤失剂PF-HFLO + 5%键合剂PF-HBA + 5% NaCL + 10%甲酸钾 + 1.5%~2%纳微固壁剂PF-HGW + 1.5%~2%胶束封堵剂PF-HSM + 5%润滑剂PF-HLB + 重晶石加重 2.2. 钻井液体系性能性价
1) 恒流变性能评价 在海洋深水钻井过程中，低温对流变性的影响较大。通常评价低温到高温的温度变化条件下钻井液体系的动切力和低剪切速率粘度值的变化，来衡量深水钻井液体系的恒流变性能好坏，变化越小，体系的恒流变性能越好，变化越大，说明钻井液流变性能受度的影响越大。 程朋 等 DOI: 10.12677/hjcet.2019.92019 134 化学工程与技术
Table 1. Properties of the drilling fluid at different temperatures 表1. 不同温度下的钻井液性能
流变性测试温度 (℃) AV (mPa·s) PV (mPa∙s) YP (Pa) Φ6/Φ3 GEL
(Pa)
2 48.5 29 19.5 15/12 7.5/10.5 4 44 26 18 14/11 25 33 18 15 12/10 6/9 50 26 13 13 11/9 65 23.5 11 12.5 10/8 5/6.5 老化条件：95℃ × 16 h。
由表1可知，该钻井液体系即使在2℃低温下仍具有较低的动切力和3转6转值，且初终切较低；从2℃到65℃动切力的变化从19.5 Pa变为12.5 Pa，3转值从12降为8，并未发生剧烈变化，体现出非常良好的流变稳定性。 2) 水合物抑制性能评价
利用高压动态模拟水合物热力学测试仪，根据深水作业工况条件，模拟深水低温高压条件，对深水钻井液体系进行水合物抑制性能评价。从实验温度和压力曲线来看，在21 MPa下10小时实验过程中，均未表现出压力大幅下降同时温度上升的现象如图1所示，表明未生成气体水合物，证明深水钻井液体系具有良好的水合物抑制性能。
Figure 1. Hydrate test of the high performance deepwater drilling fluid 图1. 高性能深水钻井液水合物测试
3) 抗钻屑污染性能评价 取过100目筛网的露头岩屑，将深水钻井液老化，然后加入岩屑，热滚老化3 h后测定流变性能，再用岩屑污染，然后再次热滚老化3 h后测定流变性能，如此反复多次，考察钻屑持续多次污染下的钻井液的流变性变化情况。 由表2看出，持续多次钻屑污染的情况下，高性能深水钻井液体系的性能相当稳定，在20%大加量污染条件下流变性能参数变化不大，说明其具有很好的抗岩屑污染的能力。 4) 润滑性能评价
经室内评价，钻井液体系的润滑系数和粘滞系数都在0.1以下，优选的钻井液体系具有良好的润滑性能。润滑性能数据如表3所示。
0 2 4 6 8 10时间(h)
温度压力
压力(MPa)
温度(℃)
10.08.06.04.02.00.0
30.028.026.024.022.020.018.016.014.012.010.0