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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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高温地热钻井过程中,温度会对泡沫钻井液体系稳定性造成影响。针对高温地热井泡沫钻井液的技术要点,分别对发泡剂、稳泡剂、抗温土的优选,在此基础之上分别对泡沫钻井液的抗高温性能、抗污染能力进行了评价。实验结果表明:(1)优选出的发泡剂/聚合物/粘土体系在不同温度下进行测试,均具有良好的泡沫稳定性和发泡能力,说明初步形成的泡沫体系具有良好的抗230℃高温的能力。(2)通过模拟欠平衡钻进过程中地热水对泡沫钻井液体系的污染发现,该体系耐一价盐能达到20%,而且在加入5%CaCl_2后析液半衰期仍在5 min以上,最终形成一套抗高温能力可达230℃,具有较好悬浮携带能力的地热井抗高温环保钻井液体系。 相似文献
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针对普通凝胶抗温能力较差难以适用于高温地层堵漏作业的问题,通过设计合成抗高温凝胶主剂GN-1并运用二次交联技术,研发了新型抗高温凝胶堵漏材料。优选配方为：淡水+1.5%GN-1+0.15%地面交联剂+1%井下交联剂+0.2%抗氧化剂。通过热滚老化与高温流变测试相结合的手段对凝胶抗温能力进行评价。结果表明,该凝胶材料具有良好的热稳定性,在180 ℃下老化24 h后,7.34 s-1下剪切粘度＞10000 mPa?s。大幅加重后180 ℃老化24 h仍能保持较好的粘弹性。此外还考察了不同温度和pH值下的成胶性能以及与聚磺钻井液体系的配伍性,为抗高温凝胶堵漏材料在现场的应用奠定基础。 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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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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GL-1井完钻井深为6300.83 m,预计井底温度高达260 ℃。至完钻使用抗260 ℃高温白油基油包水钻井液施工6个月。应用结果表明：该钻井液具有抗温性（260 ℃ ）、抗污染能力强、有利于井壁稳定、润滑性好和对油气储层损害程度小等优点。该井的成功为大庆油田下一步高温深层顺利勘探开发提供了安全有效的技术保障。 相似文献
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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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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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高温下水基钻井液中膨润土颗粒会发生高温分散或高温聚结作用,从而导致钻井液性能发生剧变,针对这一问题,开展了合成锂皂石用作钻井液造浆材料实验研究。采用X射线粉晶衍射、扫描电镜及红外光谱对合成锂皂石H-6样进行了结构表征,对其分散性、抗盐性及抗温性能等进行了评价,并分析了合成锂皂石抗高温增稠机理。试验结果发现:合成锂皂石H-6样层间存在Na+与Li+两种阳离子,其阳离子交换容量(CEC)为149. 1mmol/100g,而且远高于钠膨润土的CEC值;合成锂皂石极易分散在水中,能明显提高水相的黏度,而且不受水化时间及水化温度影响。例如,当H-6加量从0. 5%增加至4%时,其分散体系的表观黏度从1. 5mPa·s增加至63. 5mPa·s;随着温度增加,合成锂皂石分散体系的表观黏度呈先增加后基本不变趋势,未出现高温明显增稠或高温减稠现象。例如,2%H-6分散体系在180～240℃高温老化后,其表观黏度在22～24mPa·s变化;合成锂皂石H-6样与其它处理剂配伍性好,采用其作为造浆材料配制的超高温水基钻井液具有优良的抗高温稳定性及高温流变性能,无需添加抗高温增黏剂及抗高温稀释剂来调整钻井液的流变性能。研究结果表明,合成锂皂石具有优良的抗高温分散性能,适合用作抗高温造浆材料,用于配制超高温水基钻井液。 相似文献
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在如今传统能源储量日益减少的趋势下，干热岩这类新型地热资源的开发显得尤为重要，而干热岩钻井由于其井下的超高温环境，对传统钻井液系统提出了非常严格的要求。传统钻井液在高温作用下滤失量大大增加，普通的辅助添加剂往往不能发挥出功效。常用的以“三磺材料”为核心的钻井液虽然具有令人满意的耐温效果，但因其含有大量有毒物质，污染程度十分严重，需要开发新的环保型钻井液耐高温体系。国外干热岩研究早于国内三十余年，有着十分重要的耐高温钻井液经验与技术，作为刚起步的国内干热岩研究，也有着“青海共和盆地恰不恰干热岩”这样十分重要的项目工程。本文首先介绍了当前干热岩钻井概况以及对钻井液的性能要求，并结合国内外学者对耐高温钻井液与环保钻井液的研究进展，了解其配方组分与设计思路，结合干热岩特点探讨干热岩耐高温钻井液发展趋势，旨在为干热岩钻井液技术研究上提供支持。 相似文献
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极地冰盖底部暖冰层冰的脆性小而粘弹性大，且温度和压力较高，可钻性差。回转钻进时产生的切削热量极易使冰屑处于熔融或半融状态，致使冰屑相互聚结成团，甚至会在钻具局部位置再次冻结，导致孔内事故频发。为了解冰层回转钻进时切削具的温度变化规律，本文对切削具的受力特性和传热规律进行了理论研究，建立了钻井液循环条件下切削具温度计算理论模型，对切削具的温度变化及影响因素进行了深入分析。结果表明，回转速度、切削深度、冰与切削具间的摩擦系数、切削具刃前角及冰的抗剪强度等参数对切削温度均有重要影响，而低温钻井液虽有良好的冷却、降温效果，但仍可使切削具温度升温2～5 ℃，为暖冰层钻进带来不利影响，需深入优化钻进参数组合。 相似文献
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南极冰层取心钻进的关键之一是钻井液的耐温能力。根据南极冰层钻进的特点及对钻井液的特殊要求,在综合分析国内外冰层钻进钻井液应用经验的基础上,对有机硅、氟代烃、一元脂肪酸酯及二元脂肪酸酯进行了理论上的分析研究,测试了各自在不同温度条件下的粘度和密度,分析了粘度与密度变化的机理。确定出分子间相互作用中无氢键形成的物质的粘温系数最小,脂肪酸酯的粘温系数受到分子间氢键的数量影响最大,指出了介质密度的增加是由于体积收缩所致,与介质的分子结构与形态无关。所得到的结论对于极地冰层取心钻进钻井液的选择与确定具有重要的理论与实际意义。 相似文献