论文部分内容阅读
目前抗高温高密度钻井液流变性调控是高密度钻井液工艺存在的首要问题,本文通过文献调研对抗高温高密度钻井液的主要特点进行分析,通过实验考察老化温度、pH值及膨润土含量对膨润土基浆主要性能的影响,研究了水基钻井液高温作用机理。通过实验,优选出一种新型抗温抗盐降滤失剂JZA-1作为抗高温高密度钻井液体系的主要降滤失剂,JZA-1具有良好的抗温性、抗盐性及抗钙性。对该处理剂的降滤失机理进行了研究,吸附实验表明,JZA-1能很好地吸附在粘土颗粒表面上,其吸附效果优于SPC-220及SMP-1,从而可提高粘土颗粒的ξ电位,增大粘土表面水化膜厚度,使体系中的粘土颗粒具有更强的聚结稳定性。以JZA-1及与之配伍性好的SPC-220为主要处理剂,通过实验确定了抗高温高密度钻井液体系的主要处理剂类型并优选出钻井液配方。室内所研制的钻井液体系能抗220℃高温,密度高达2.2g/cm3,该体系抗盐性、抗钙性能良好,能抗15%的劣质土。通过研究钻井液体系流变性,发现体系中膨润土含量,KCl加量、降滤失剂加量及处理剂加入顺序对钻井液的流变性能影响较大。实验发现,在配制高密度钻井液体系过程中,应首先加入适量的KCl,使钻井液中粘土颗粒先聚结成粗分散状态,然后再加入其它处理剂。通过高温高压流变性实验,研究了温度对钻井液流变参数的影响,随温度升高,钻井液的表观粘度及塑性粘度随温度升高先降低后升高,这是温度和压力共同作用的结果。以宾汉、幂律、H-B、卡森四种流变模式来描述高密度钻井液的流变参数,模拟结果表明:在50～220℃的考察范围内,H-B模式为最佳模式,宾汉模式和卡森模式在温度为220℃的情况下模拟效果欠佳,幂律模式误差较大,不适合模拟高密度钻井液的高温高压流变情况。