【摘 要】
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长探1井是部署在松辽盆地南部长岭断陷神字井洼槽哈尔金构造上的一口风险探井,完井井深为5400?m.为解决该井三开井段中存在的井底温度高、设计密度低、火成岩地层坍塌掉块、二氧化碳侵等技术难点.经室内研究形成了一套抗温200?℃、高温流变性好、封堵性强、有一定抗污染能力的抗温防塌水基钻井液体系,该钻井液利用磺酸盐共聚物降滤失剂的高温护胶作用提高了体系的抗温和抗污染能力,通过纳米二氧化硅提高了体系的流变调节和封堵能力.在现场应用中,该钻井液具有良好的高温稳定性,抑制了火成岩井段地层坍塌,高温流变性良好,解决了井
【机 构】
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天津市复杂条件钻井液企业重点实验室, 天津 300280;中石油集团渤海钻探泥浆技术服务分公司, 天津 300280;吉林油田钻井工艺研究院, 吉林松原 138001;中石油集团大庆钻探钻井四公司,
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长探1井是部署在松辽盆地南部长岭断陷神字井洼槽哈尔金构造上的一口风险探井,完井井深为5400?m.为解决该井三开井段中存在的井底温度高、设计密度低、火成岩地层坍塌掉块、二氧化碳侵等技术难点.经室内研究形成了一套抗温200?℃、高温流变性好、封堵性强、有一定抗污染能力的抗温防塌水基钻井液体系,该钻井液利用磺酸盐共聚物降滤失剂的高温护胶作用提高了体系的抗温和抗污染能力,通过纳米二氧化硅提高了体系的流变调节和封堵能力.在现场应用中,该钻井液具有良好的高温稳定性,抑制了火成岩井段地层坍塌,高温流变性良好,解决了井底火成岩掉块携带问题;同时该体系具有较好的抗污染能力,在被二氧化碳污染后,仍具有较好的性能,且易于处理.该井顺利完井,期间无任何事故复杂发生,创松辽盆地南部长岭地区地层埋藏层位最深记录.
其他文献
针对深水地层压实程度低、钻井液安全密度窗口窄、易导致井漏的技术难题,以烯类单体、大分子交联剂及层状结构硅酸盐矿物等为主要原料制备了柔性颗粒封堵剂,以此为基础构建了深水抗高温封堵承压水基钻井液.室内实验证明,柔性颗粒封堵剂韧性好,抗温达160?℃,在10％盐水中性能稳定,对渗透性岩心、裂缝及砂床均具有良好的封堵效果,显著提高承压能力;构建的深水抗高温封堵承压钻井液160?℃老化前后流变性能稳定,黏度和切力合适,4?℃与25?℃下的动切力比值小于1.35,具有显著的低温恒流变特性,封堵后岩心的渗透率接近于零,
高密度油基钻井液稠化的主要原因之一是钻井过程中劣质固相的侵入,特别是低密度固相含量的不断增加.劣质固相经过油基钻井液中的润湿剂、乳化剂作用后使其具有了一定的活性,增强体系的网架结构,导致钻井液的黏度和切力上涨.以月桂酰胺、硬脂酸酰胺和芥酸酰胺为原料,按照质量比1:2:1合成了分子链中具有可吸附胺基、酰胺基的多元活性基团的降黏剂CQ-OTA.降黏评价实验表明:CQ-OTA能够将固相含量为48.5％高密度稠化油基钻井液的塑性黏度降低25.0％,静切力降低60.0％,其在油基钻井液中的推荐加量为0.5％～1.5
四川龙马溪组页岩地层水敏性强、微裂缝及裂缝发育,钻井过程中井壁坍塌事故频发,严重制约了页岩气的高效开发.为解决上述难题,引入了一种既能抑制页岩水化膨胀与分散,又能封堵孔隙、微裂缝及裂缝,同时使页岩表面疏水的改性二氧化硅封堵剂.并以该封堵剂为核心,优选降滤失剂、润滑剂等,研制了一种疏水强封堵水基钻井液.该钻井液既具有良好的流变性、降滤失性,又具有优异的抑制、封堵、疏水和抗污染能力.该钻井液的页岩回收率达90.2％,对40～60目砂床渗入深度仅为1.5?cm,密度为2.2?g/cm3时高温高压滤失量为7.2?
研究了2种乳化剂RHJ-Ⅰ和RHJ-Ⅱ的油/水界面活性及温度的影响.以国产合成油为基础油,25％?CaCl2水溶液为水相,并添加Ca(OH)2制备了油包水(W/O)型乳状液,考察了体系组成、老化处理温度和静置温度等对其稳定性的影响,探讨了稳定机理.结果表明,所研究的乳化剂可显著降低合成油/水界面张力,在油/水界面形成黏弹性界面膜.所制备的W/O型乳状液具良好的分散稳定性,RHJ-Ⅰ和RHJ-Ⅱ复配具协同增稳效应.乳状液经高温(180和232?℃)老化处理后,其稳定性明显增强,缘于乳化剂与Ca(OH)2作用
针对油基钻井液封堵性不足的难题,以N,N-二甲基丙烯酰胺(DAM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和二烯丙基二甲基氯化铵(DMDAAC)为单体,以N,N-亚甲基双丙烯酰胺(MBA)为交联剂,采用悬浮聚合法合成了一种两性离子聚合物凝胶微球.采用核磁共振氢谱对凝胶微球进行了分子结构表征,并考察了单体投料比、交联剂加量、乳化剂加量等对凝胶微球粒径与封堵性能的影响规律,最终将单体投料比优选为DAM:AMPS:DMDAAC=7:1:2,MBA加量优选为单体总质量的0.2％,乳化剂加量优选为单体总质量的3
传统能源储量日益减少,干热岩类新型能源的开发变得尤为重要.然而干热岩井底温度较高、井深较深且存在造斜井段、其周边有自然保护区,对钻井液的高温稳定性、环保性有着严格的要求.如果能设计高效的抗高温钻井液体系,将会对干热岩的开发起到事半功倍的效果.因此对30余种处理剂进行常规性能测试与热滚老化实验,通过控制变量、正交实验等方法,根据干热岩特征对钻井液的组分、含量进行设计筛选,得到一套干热岩抗高温钻井液体系,并对该体系在不同温度、密度、老化时长的条件下进行抗温性能测试.实验结果表明,该钻井液体系在240?℃高温下
以实验为基础,观察了微泡沫流体3种失稳形式:析液、沉降或两者同时存在,研究了微泡沫体系的黏度和切力、稳泡剂分子量、搅拌速度、温度、Na+和Ca2+等对失稳形式的影响,并对比各失稳状态前微泡沫流体的界面膜黏度和强度,分析了其内在失稳机制,为构建抗温抗盐的微泡沫体系提供技术借鉴.总体来说,当基液黏度及动塑比低,或者稳泡介质为轻质凝胶时,微泡沫流体失稳表现为析液;当基液稳泡介质密度高,或凝胶分子量过高致使束缚自由水增多,造成液膜厚重时,微泡沫体系失稳表现为沉降;而经不同高温老化或者被不同浓度金属离子污染情况下,
关于自修复剂掺入水泥浆后对水泥石力学性能及微观结构的影响研究较少.自修复乳液掺量分别为0％、5％、10％、15％和20％,液固比均为0.44,各水泥浆试样在90?℃水浴中养护3?d.结果表明,自修复乳液的掺入,降低了水泥石的弹性模量,随掺量的增加,水泥石的弹性模量降低较显著;自修复水泥石的强度高于普通水泥石,掺量较小时抗压强度更高,掺量较大时,抗折强度增幅更大.自修复乳液改变了水泥水化产物Ca(OH)2晶体的微观形貌,使其不再呈叠片状堆积,而是乱向、松散分布且晶体形貌不规则,自修复胶粒沉淀分布于水化产物凝
针对目前油基钻井液存在因所含矿物油和处理剂的生物毒性大,而被限制或禁止排放的问题,制备出生物毒性低的油基钻井液基油,合成高效低毒的一体化乳化剂和新型高凝胶改性有机土,并对钻井液处理剂及加量进行优选,最终形成了一套环保型油基钻井液体系.该钻井液体系的生物毒性LC50达到15000?mg/L以上,生物可降解性好;体系的流变性良好,破乳电压达到800?V以上,高温高压滤失量小于6?mL;钻井液体系能抗5％石膏、5％钻屑和15％盐水污染;该油基钻井液应用性良好,油水比可在60/40～90/10的范围内调节,密度可
针对塔里木库车山前超高压气井四开低返速固井过程中钻井液实际处于低剪切流动状态和现场采用全剪切速率流变测试数据拟合其流变模式和流变参数的不足,研究了库车山前钻井液在低返速固井过程中的低剪切速率范围、对应的流变模式和流变参数及其对注水泥环空流动摩阻系数的影响.研究结果表明,在低返速固井过程中,钻井液的剪切速率明显小于1022?s?1(600?r/min),且对应的流变模式及流变参数与全剪切速率范围内的差异巨大,导致基于二者的注水泥环空摩阻系数也存在较大的差异,从而影响对注水泥环空压力计算的精确控制.为此,对低