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定北区块储层深埋温高导致常规钻井液体系失效且复杂情况多发,研制一套抗高温钻井液体系已成为解决定北区块钻井复杂情况多发的重要途径。总结分析定北区块钻遇复杂情况及钾铵基钻井液体系性能测试结果,明确了钻井液优化方向——抗高温抑制性、稳定性、降滤失性和封堵能力。针对目前现场常用多种抗高温钻井液处理剂开展了流变性、滤失性、封堵性、润滑性等性能测试实验,优选SMC和SPNH作为抗高温降滤失剂、KCl和聚胺作为抗高温抑制剂、HQ-10作为抗高温封堵剂、白油及石墨作为抗高温润滑剂、SF-1作为抗高温稀释剂,并得出最佳土粉含量为4%,最终得到了抗高温钻井液体系配方。室内性能评价实验表明,该抗高温钻井液体系在180 ℃热滚72 h后粘度、切力及失水仍满足设计要求,且抗NaCl及CaCl2污染分别达到10%和4%,储层岩心伤害渗透率恢复值可达80%以上。定北抗高温钻井液配方的形成将为定北区块安全高效钻进提供保障。 相似文献
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为满足深部高温地热钻探需求,针对钻井液在高温作用下流变性能难以控制及重晶石等惰性材料堵塞地热储层等关键技术难题,开展抗温240℃水基钻井液技术研究。通过优选造浆材料、高温增黏剂及高温降滤失剂等抗高温材料,研发了一套具有良好的高温流变稳定性和储层保护特点的抗高温甲酸盐钻井液体系,对该钻井液体系的流变性能、滤失性能、悬浮稳定性、高温封堵性能及抗岩屑污染性能进行了评价。同时研发了一套抗高温甲酸盐钻井液与抗高温可循环泡沫钻井液之间相互转化的工艺方法,可实现在不同孔隙压力地层钻探施工中不同密度钻井液的相互转化。 相似文献
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为了解决深海油气井工程和大洋科学钻探深部高温井段钻井液流变稳定性和护壁性能等变差问题,以复合粘土为造浆材料,通过优选抗温抗盐降滤失剂、防塌剂和高温稳定剂等关键处理剂及钻井液配方优化研究,研发了一套耐230 ℃高温海水钻井液配方。采用高温高压流变仪、六速旋转粘度计和高温高压滤失仪等仪器,开展耐230 ℃高温海水钻井液的综合性能评价,如热稳定性、高温流变性等。实验结果显示,密度1.5 g/cm3的钻井液在230 ℃老化16 h前后,表观粘度变化率为2.5%,高温高压滤失量为23 mL。研究结果表明,该海水钻井液抗温可达230 ℃,具有良好的抗高温稳定性、高温流变性能以及较低的高温高压滤失量,可满足深海高温硬岩钻探要求。 相似文献
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高温盐水钻井液技术难点及国内外研究现状 总被引：3，自引：0，他引：3
在分析高温盐水钻井液面临的主要问题的基础上,对国内外抗高温、抗污染钻井液处理剂及钻井液体系的研究与应用情况进行了介绍。深井、超深井钻探中会面临各种复杂情况,因此对钻井液抗温、抗污染能力的要求也越来越高,主要技术难点是高温高压及高污染条件下对钻井液流变性、滤失量、腐蚀性的控制。耐260℃以上抗高温、抗盐处理剂及体系,耐高温钻井液测试仪器是未来抗高温钻井液发展的方向。 相似文献
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位于南海西部的莺歌海-琼东南盆地（下称:莺-琼盆地）具有井底压力与温度双高、安全作业密度窗口极窄等特点,在高温高压工况下引发钻井液流变性难以控制、井下恶性漏失、电测仪器阻卡和储层保护难度大等情况.因此,基于此区块复杂的地质条件,经过多次的室内试验研究,在常规聚磺高温高压水基钻井液的基础上,通过引入甲酸钾作为配方抑制剂,同时优选抗高温聚合物以及磺化钻井液材料,在提高了体系的抑制性同时,有效地降低了钻井液的活度,并且通过加重材料的优选,钻井液的流变性得到了改善,使得体系具有较低的高温高压滤失量,密度2.5 g/cm3的体系可以抗高温达240℃.现场实践表明,新型高温高压水基钻井液体系具有良好的抗高温性和流变性,较低的高温高压滤失量,优良的滤饼质量,同时根据电缆测井井壁取心结果,此新型水基钻井液体系的储层保护效果良好. 相似文献
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超深井高温钻井液技术概况及研究方向的探讨 总被引：7，自引：0，他引：7
[摘 要] 我国未来深部大陆科学钻探深度为12000m ～ 13000m,井底温度将达到350℃以上,钻井液将面临超高温高压环境,钻井液技术将面临严峻考验。本文重点介绍了国内外典型深井及超深井钻探和高温地热井钻探钻井液使用情况,提出了抗高温钻井液的主要技术难点是高温高压及污染条件下钻井液流变性、滤失量、润滑性控制。耐温250℃以上钻井液处理剂及体系、耐高温钻井液试验仪器和地面循环降温系统是超高温钻井液技术研究方向。 相似文献
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Hofmann法制备新型两性离子AM-AMPS共聚物降滤失剂 总被引：4，自引：0，他引：4
采用溶液聚合的方法使丙烯酰胺(AM)和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)共聚,然后进行一定程度的Hofmann降解,得到了一种新型两性离子AM-AMPS共聚物降滤失剂(HL).讨论了反应条件对产物性能的影响,对其结构进行了红外光谱表征,用胶体滴定法测定了其胺化度,并考察了HL在淡水钻井液、盐水钻井液、饱和盐水钻井液、人工海水钻井液、含钙盐水钻井液的降滤失性能及其在180℃下16 h滚动老化前后的性能变化.结果表明,HL具有良好的降滤失作用,抗高温、耐盐能力也较强. 相似文献
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页岩气开发以水平井为主,由于页岩地层裂缝与层理发育,在长水平段钻井过程中极易发生垮塌等井眼稳定问题,同时还有携岩、摩阻等一系列问题;大量的研究工作表明,硅酸盐钻井液的抑制性是较为接近油基钻井液体系的,但其能否用于页岩气水平井的钻井过程中是值得探讨的。本文在对硅酸盐钻井液体系及页岩稳定分析的基础上,建立了一套硅酸钾钻井液体系,该钻井液体系除了具有良好的抑制性能以外,更具有较低的滤失量(高温高压滤失量＜6 mL),并且流变性易于控制,润滑性好,分析认为该体系能够满足页岩气水平井钻井的要求。 相似文献
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松科二井完钻井深为7108.88 m;完钻时停止钻井液循环后38 h,实测井底温度241℃。针对地层和温度情况,研究出了3种高温水基钻井液:抗温180℃的氯化钾聚磺钻井液;抗温230℃的高温聚合物钻井液;抗温250℃超高温的甲酸盐聚合物钻井液。其中,250℃钻井液以新型高温稳定剂为核心处理剂,凹凸棒土与钠膨润土黏土相,形成了新型甲酸盐聚合物体系。数据表明这几种钻井液具有良好的高温稳定性和较低的高温高压滤失量。工程现场的钻井液实验室结合取心作业特点,实时测试评价现场井浆的常规性能,同时监测井浆的抗温能力和高温流变性,根据实验数据和现场工况针对性的对井浆进行维护、调整,确保高温井段取心作业期间钻井液具有良好的性能。且在长时间裸眼、多次起下钻的工况下井壁稳定,测井、固井作业均得以顺利进行。各体系钻井液在转换时实现了安全平稳的过渡,极大的节约了成本。 相似文献