钻井液技术交流资料耿铁.ppt

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1、WWW.COSL.COM.CN,钻完井液技术交流,中海油服油田化学研究院耿铁2011.8,第一部分：中海油服钻完井液简介第二部分：高温高压水基钻井液技术探讨第三部分：油基钻井液技术第四部分：深水钻井液技术,钻/完井液设计、优化 现场钻完井液服务 钻完井液工程师服务 油田化学品供应 实验测试、分析 研发钻完井液体系及油田化学品 制造与销售 泥浆站服务,钻/完井液,提供环境友好和有利于储层的钻井液、完井液、修井液体系。为海内外作业者提供安全、优质、高效的钻完井液服务,服务能力,每年提供+300口井钻/完井液服务+35年海上油田作业经验+25年陆地油田作业经验+7年海外作业经验,为国内外+30油公司

2、提供优质专业服务并建立了良好合作关系,市场分布：国内,海上作业占有率 钻/完井液:90%以上,服务能力,作业团队 51,国内 45,国外 6,塘沽基地湛江基地深圳基地上海基地等,印尼阿联酋缅甸等,服务能力,人力资源,雇员总数 1039,QHSE管理体系1997年取得ISO9001资质认证,ISO 14001:2004,ISO 9001:2000,OSHAS 18001:1999,QA/QC&HSE 管理,钻/完井液体系,钻井液体系深水钻井液 无固相钻井液阳离子聚合物钻井液泡沫钻井液饱和盐水钻井液氯化钾/聚合物钻井液氯化钾/聚合醇钻井液水包油钻井液欠平衡钻井液甲酸盐钻井液高温高压钻井液合成基钻井

3、液聚胺钻井液,完井液体系隐形酸完井液聚胺完井液清洁盐水完井液胶联吸水修井液,技术与研发,油田化学研究院,实验设备齐全：全套符合API规范的钻/完井液研究评价设备完善的分析测试方法工作范围：钻/完井液体系评价与开发技术方案设计、提供技术支持油层保护工艺研究专业技能培训,论文及专利,“十一五”期间，发表论文71篇和申请专利62项，授权受理45项。,发明专利：快吸附、强抑制、低伤害的高效水基钻井液，海水硅酸盐钻井液一种海水基微泡完井液，泥饼性能综合评价方法，一种油基钻井液润湿剂的评价方法，抗高温、无粘土相低渗储层钻开液一种海水基聚胺完井液及其制备方法一种钻井液用保护低渗储层的封堵剂实用新型专利：可视

4、型高温高压沙床滤失仪一种带有磁力搅拌温控系统的极压润滑仪,仪器&设备,旋滴界面张力仪,主要功能采用旋转液滴法测量液液和气液界面间的界面张力;可以测量超低界面张力，有卓越的温度恒定系统和高精度的测量系统;主要用于乳化剂的评价；表面活性剂研究；非溶解相的活性的优化；溶解度界限的定性分析；相边界吸附特性的研究；温度上升时界面张力的变化。,主要技术参数温度范围：0100C测量范围：10-610mN/m测量精度：0.001mNm,KRUSS-site 04,仪器&设备,Fann-50 HTHP粘度计,FAN77 LTHP&HTHP 粘度计,低剪切粘度计,仪器&设备,运动粘度测定仪,常温常压页岩膨胀仪,高

5、温高压页岩膨胀仪,极压润滑仪,仪器&设备,Fann-90 HTHP dynamic filter press,常温堵漏仪,高温高压多功能动态评价试验仪,用于评价高温高压堵漏，裂缝型漏失堵漏等实验,高温高压动失水仪,测量钻井液静态或动态条件下对岩心造成的伤害程度,仪器&设备,高温高压岩心流动实验仪,测量岩心的油相渗透率、也可用于岩心的五敏实验评价,三维荧光仪,测量钻井液材料的荧光级别,仪器&设备,测量钻井液材料的粒径分布曲线,马尔文Zeta电位仪,高温高压泡沫流体试验装置,MLT-2001,储层伤害评价仪,仪器&设备,可进行不同温度、压力条件下的岩石液体渗透率测定入井工作液对储层岩石渗透率影响程

6、度、影响深度研究,仪器及设备,提供有效、及时的泥浆站设备支持,第一代高性能水基钻井液体系PHPA System-1980 第二代高性能水基钻井液体系Glycol System-1990 第三代高性能水基钻井液体系Physical and Chemical Sealing to improve membrane efficiency-2000储层钻进液体系弱凝胶钻开液完井液体系清洁盐水等,PEM体系PEC体系HEM体系PRD体系MOM体系SBM体系,隐形酸完井液体系聚胺完井液体系,属于氯化钾、聚合物和聚合醇共同作用的体系，也是环境可接受的水基防塌强抑制性的钻井液体系，并且部分具有油基泥浆特性的水

7、基泥浆。,PEM 体系,体系优点与其他钻井液添加剂有良好的兼容性；钻井液性能可保持长时间稳定，现场维护简单；有利于改善钻井液流变性，可提高固相容量限1020%；优良的防塌效果，井径规则，平均井眼扩大率5%；优良的润滑性；低荧光对录井影响小；优良的油层保护功能；低生物毒性(LC50大于30000ppm)对环境影响小；,PEM 体系,25,PEM钻井液的体系说明,PEM钻井液的基本配方,注：PF-JLX 的 浊点必须与井底和地层温度匹配,26,PEM钻井液的体系说明,PEM钻井液的功能材料,27,PEM钻井液的体系说明,PEM钻井液的性能指标,K+利用K+的抑制机理，提高钻井液对储层的保护机能和对

8、泥页岩的抑制机能；,PF-PLH 大分子水解聚丙烯酰胺类产品，能有效对泥岩进行包被和絮凝作用,PF-LPF无荧光的低渗透成膜封堵剂,PEM体系作用机理,PF-JLX的浊点效应,A:低于浊点，全部可溶。B:在浊点处，不溶且为雾滴状。C:高于浊点，形成胶束。,PEM体系作用机理,A,B,C,PF-JLX 胶素能够侵入孔吼并堵塞,防止泥浆进一 步进入地层.PF-JLX 包被钻屑防止分散和水化.PF-JLX 能吸附在钻具和井壁改善润滑性.PF-JLX 能增加泥饼韧性，降低失水.,PEM体系作用机理,PF-JLX的浊点效应,PF-JLX 的类型PF-JLX的浓度无机盐的类型无机盐的浓度聚合物的浓度,影响

9、浊点的因素,PEM体系作用机理,PF-JLX醇对油水界面张力影响（60）,PEM体系作用机理,聚合醇除具有优异的防塌抑制性、润滑性及低荧光外，还具有降低油水界面张力作用，因此，从这种意义上讲又是一种保护低渗油气藏的助排剂。,适用于大斜度井、大位移井的作业适用于中高温度和压力的井作业适用于复杂井段作业适用于探井作业适用于油层段作业,PEM体系应用范围,作业经历,1995年以来共完成+600 wells,PEM 体系,示例 1,20”CSG*535M,KOP=1378M,133/8”CSG2000M,95/8”CSG3844.44M,KOP=4060M,TD 4735M,QK18-1-P4 wel

10、l,Max.inc.:62.5oDisplacement:2517 MWell period:41 days,QK17-2-P32h/P31LD4-2/5-2/10-1所有大于60度的井BZ25-1水平井SZ36-1水平井QHD32-6水平井DF1-1水平井WZ13-1水平井,示例 2,简 介,PEC体系具有以下优点：具有强的携砂性；能提高机械钻速；提高钻井液体系的固相容量限 2030%；低荧光对录井影响小；体系的膜效应能有效地保护储层；低的生物毒性(LC50大于 30000ppm)对环境影响小,PEC 体系,应用：,MW 12ppg Temperature 250 适用于生产井开发，作业时间

11、较短、工艺较为复杂的大斜度 大位移井，环境敏感区作业井的作业。,COPYRIGHT:泥浆塘沽基地2006,38,软泥岩地层的井壁情况,图示：滤液侵入地层简图,远井壁带水化膨胀，膨胀压升高 离子局部浓集粘土颗粒界面间短程斥力增加；造成渗透水化膨胀压增高 无机盐类抑制剂无法根本解决膨胀压的问题 化学因素难以从现有工艺上消除 物理因素 化学因素,P0,PM,R,P,孔隙压力在高渗透地层的扩散,P0,PM,R,P,孔隙压力在低渗透地层的扩散,驱使钻井液流入页岩的力,页岩孔隙压力传递特征,什么半渗透膜？,Dp=25 MPa for 3%and 20%NaCl Solutions Separated wi

12、th Ideal Membrane,!,!,!,理想及非理想型的半透膜,二.国内外现状及发展趋势,粘土孔隙内的双电层,页岩的半透膜效率随时间递减,Deterioration of the reflectance coefficient,s for the Beerkanaal(BK)dredging sludge during the experiment.The values for s were calculated using the water flux from the fresh to the salt water reservoir.Th.J.S.Keijzer and J.P.

13、G.Loch,“Chemical Osmosis in Compacted Dredging Sludge”,p 1045-1055,Soil Sci.Soc.Am J.,Vol.65,2001.,钻井液压力如何能更有效地用于稳定井壁,46,作用于岩石上的钻井液压力是有效压力被传递到岩石内部的钻井液压力是有无效压力有时增加钻井液比重将导致岩石内部空隙压力增加,从而需要进一步增加钻井液比重,From SPE 116139,“Wellbore Stability Performance of Water Base Mud Additive”,Russell T.Ewy and E.Keith Mo

14、rton,Chevron Energy Technology Company,页岩孔隙压力传递测试设备示意图,PEC体系作用机理,50,PEC钻井液的体系说明,PEC钻井液的基本配方,注：裸眼段大于2500米的大斜度井，使用浓度为515 kg/m3的液体PF-COK,51,PEC钻井液的体系说明,PEC钻井液的功能材料参考加量,PEC体系典型性能,PEC 体系,应用实例：渤海湾,范例 1：BZ34-1 油田水平井,PEC 体系,HEM钻井液是一种以聚胺等三种材料为主剂的水基钻井液体系，适用于相对复杂地层、储层及深水钻进。PF-HAB聚胺为主抑制剂，（抑制造浆，使泥浆流变性稳定）；中等分子量的阳

15、离子聚合物PF-HIP为包被剂，抑制泥页岩分散；可生物降解的油脂及多种表活剂制成的防泥包润滑剂PF-HLUB，防止泥包，提高泥浆润滑性。,HEM 体系,流变性好控制；润滑性好；滤液油水界面张力低；低温流变性平稳；储层损害小，油保效果好；处理剂种类少，维护简单；极易造浆地层抑制不是很完全，如渤中地区极易水化地层处理剂消耗相对较快。,钻井液特点,HEM 体系,由于胺基氮原子上具有孤对电子，孤对电子很容易进入泥页岩铝氧八面体晶片中央的铝、铁或镁原子的空轨道而被粘土吸附；对膨胀性和分散性页岩均有抑制作用。,聚胺溶于水,释放出有机阳离子和氢氧根离子:NHR2+H2O=N+H2R2+OH-有机阳离子通过静

16、电吸附在搬土或钻屑表面:,作用机理 PF-HAB作用机理,作用机理PF-HAB结构表征-IR,图中 3282.3cm-1处为NH吸收峰；1110.8cm-1和1039.5cm-1处吸收峰为C-O-C伸缩振动峰，说明PF-HAB为含活性胺基醚类化合物。,2.7-3.0ppm处的两组峰是A2B2一级谱系统。说明主要组分分子中有OCH2CH2N类似结构。综上所述，合成的PF-HAB主要为聚醚胺类化合物。,作用机理PF-HAB结构表征,-1H NMR,作用机理 PF-HAB吸附实验,吸附等温线均为典型的L型吸附等温线。在较低的平衡浓度时，吸附量急剧增加，随着平衡浓度的增加，吸附量的增加趋缓，当平衡浓度

17、达到临界胶束浓度(CMC)附近时，吸附趋于饱和。加入电解质后，吸附平台值减小，由此可以推断PF-HAB在蒙脱土上吸附的主要驱动力是静电作用力。加入电解质后，压缩了双电层，静电吸引作用明显减弱，因此吸附量有所降低。,电解质的影响,温度升高后，吸附量都有所降低，一方面是由于温度升高，高温去水化作用使得蒙脱土发生聚结，颗粒表面有效的吸附面积减小。,作用机理 PF-HAB吸附实验,温度的影响,作用机理 XRD测定,PF-HAB-MMT层间距的变化,从XRD曲线可以看出，聚胺PF-HAB能进入膨润土的晶层，从而可以阻止水分的进入，防止泥页岩的膨胀。,处理剂性能评价 PF-HAB抑制造浆,自行研制的PF-

18、HIP阳离子聚合物包被剂抑制泥页岩分散效果好。,处理剂性能评价 HEM包被剂PF-HIP,通过研究国外高效包被剂，自行研制了阳离子高效包被剂PF-HIP,处理剂性能评价 HEM防泥包润滑剂,（1）常规性能,HEM 体系,滚动回收率（BZ28-2钻屑对比）,HEM 体系,HTHP防膨率,HEM 体系,（4）吸水量,BZ34-1人造岩心在不同钻井液中浸泡后的吸水量对比,BZ34-1人造岩心在HEM钻井液中吸水最少，为7.3%，在PEM钻井液中吸水其次，在PEC钻井液中吸水相对来说最高，为11.2%，这说明HEM钻井液抑制水化膨胀最强。,HEM 体系,（5）岩石强度,BZ34-1人造岩心在不同钻井液

19、中浸泡后的强度对比,BZ34-1人造岩心在四种不同的钻井液中浸泡后强度与未浸泡的岩样相比，有较大的变化。岩样在PEM钻井液中浸泡后强度最高，在PEC钻井液中浸泡后强度最低。,HEM 体系,（6）钻屑粘附率及润滑性,HEM 体系,（7）抗污染实验,HEM 体系,实验表明：HEM钻井液在130以下时性能非常稳定，在140时适当调整配方仍可现场应用。,（8）抗温性测试,HEM 体系,老化条件：10016hPPT试验条件：100500psi35微米陶瓷盘,9.PPT实验,HEM 体系,（10）储层保护实验评价,HEM 体系,HEM聚胺钻井液体系的低温(4)粘压曲线,低温性能评价,HEM 体系,HEM聚

20、胺钻井液体系的粘温曲线,HEM聚胺钻井液低温流变性平稳。,HEM 体系,HEM在BZ34-1N-C4,国外聚胺在BZ34-1A29井,HEM在BZ34-1A D2h,国外聚胺在BZ34-1A26井,相对国外的聚胺钻井液，HEM的漏斗粘度平稳,HEM 体系,应用实例1:BZ34-1N C4,HEM在BZ34-1N-C4,HEM在BZ34-1A D2h,国外聚胺在BZ34-1A26井,国外聚胺在BZ34-1A29井,相对国外的聚胺钻井液，HEM的PV及YP均比较平稳,HEM 体系,应用实例1:BZ34-1N C4,钻完井时间,起钻、电测、下套管时间,与国外聚胺钻井液相比，HEM钻井液钻完井及起下钻

21、时间短，起下钻顺利，电测成功，下套管一次到位。,HEM 体系,应用实例1:BZ34-1N C4,扭矩和泵压,非生产时间,应用实例1:BZ34-1N C4,HEM 体系,PRD体系是一种快速弱胶凝体系 PRD体系具有很好的热稳定性 剪切力的时间无依赖性能有效地阻止岩屑床的形成 高的低剪切粘度能有效地阻止固液相侵入储层和对井壁的冲蚀,PRD 钻进液体系,体系优点钻井液性能可保持长时间稳定，现场维护简单；优良的低剪切速率性能，携砂能力强；良好的防塌能力，井径规则；具有优良的润滑性；低荧光对录井影响小；特别适合大斜度井、水平井钻进，油层保护效果明显；低生物毒性(LC50大于30000ppm)对环境影响

22、小；,PRD 钻进液体系,83,PRD钻井液的体系说明,PRD钻井液的基本配方,PRD钻井液的功能材料参考加量,84,PRD钻井液的体系说明,PRD钻井液的性能指标,Brookfield Viscosifier,Brookfield LV,独特的流变性能,PRD 钻进液体系,低泵冲下最大限度减少岩屑床的形成,PRD 钻进液体系,High LSRV(Low Shear Rate Viscosity),Viscosity,1000 cp,0.01,0.1,1,10,10,20,30,40,Shear Rate,sec,-1,Fann rpm,3,6,0.7%,PF-VIS,0.7%,HEC,Mak

23、e a polymer plugging to resist filtrate further invasion,PRD 钻进液体系,最大限度减少对地层的侵害,LSRV40,000cp,LSRV1,000cp,Sandstone Core(500 md),Diameter:2”,Thickness:1.0”,Hole Diameter:0.25”,PRD 钻进液体系,A3:水平段 1900-2402m,502m.A6:水平段 1745-2342m,597m.A8:水平段 2853-3362m,509m.LSRV 0.06 S-1:50,000-60,000 cps,WC13-1 区块三口水平井

24、,实例,塔里木油田TK425 水平井,完钻井深 5600m,PRD 钻进液体系,体系介绍：一种新型抗高温无粘土相钻井液体系适合于高温低孔低渗油气层的开发。,HSD 体系,适用温度 360最大比重 14 ppg无固相，有效降低磨阻适用于低孔低渗油气层良好的环境保护,应用范围,分散测试,线性膨胀实验,*高效抑制性，有效抑制页岩分散&膨胀*高渗透率恢复值,试验性能测试,HSD 体系,现场应用-油气层保护效果,室内验证实验,选取BZ13-1-1井4号岩样，通过动态污染实验评价了抗BZ13-1 A2s现场钻井液的储层保护效果。实验条件如下：污染条件：90，3.5MPa，30min；切片0.5厘米。表5-

25、20 钻屑污染实验数据,现场钻井液体系对储层的伤害保持在较低水平，具有良好的油层保护效果。BZ13-1A2s井投产后最高产量油519方/日,气44万方/日，远远高于之前作业的同井位探井试油产量（200方/日），体现出了抗温无固相聚胺钻井液体系非常好的油气层保护效果。,HSD钻井液体系,完井液体系,隐形酸完井液聚胺完井液清洁盐水完井液胶联吸水修井液,保护油气层,体系分类：,95,体系优点：,隐形酸完井液,相容性好，最大限度减少因配伍产生的沉淀，保护了储层；解除了射孔也难以解除的孔眼之间纵向上的屏蔽暂堵环；将完井液与酸洗液相结合，保持或扩大了油气运移的通道；对酸溶出高价金属离子进行螯合作用，防止二

26、次沉淀对储层的损害；不含聚合物处理剂，避免了其在储层孔隙中吸附、滞留、附集导致的储层损害。,优点,良好的泥岩稳定抑制性 低腐蚀速率 30000 ppm,JZ9-3,SZ36-1,QHD32-6 油田,应用,典型性能:,隐形酸完井液,NTU,PF-HTA can decrease NTU to 30，help for reservior.,隐形酸完井液,Chelate inorganic sedimentation,隐形酸完井液,Anti-swelling,隐形酸完井液,实例应用,+700 wells,首次应用激光粒度仪,隐形酸完井液,开发思路,101,聚胺完井液,特点：呈中性或碱性，PH值在7

27、.5-8.5之间界面张力低，一般都低于1mN/m具有较强的防膨能力，防膨率高于90%对于高价金属离子有很强的螯合能力渗透率恢复值高，一般都在95%以上,体系配方:过滤海水+1%HAB+0.5%HTA-AL+0.5%CA101,102,聚胺完井液,应用范围：适用于酸敏储层适用于含粘土胶结物的疏松砂岩储层适用于低孔低渗油层储层,103,聚胺完井液,表面张力，mN/m（铂金环法、室温31）,防水锁剂的筛选,104,聚胺完井液,防水锁剂的筛选,界面张力 mN/m,105,聚胺完井液,N80钢片,50，72小时，均匀腐蚀无点蚀,过滤海水+1%HAB+0.5%HTA-AL+0.5%CA101,体系评价-腐

28、蚀试验,106,聚胺完井液,与SZ36-1原油不乳化,SZ36-1原油与海水1：4 SZ36-1原油与完井液1：4,放置48小时后,体系评价配伍性实验,107,聚胺完井液,与PEM泥浆滤液配伍,体系评价配伍性实验,108,聚胺完井液,与PRD泥浆滤液配伍,与JFC泥浆滤液配伍,109,聚胺完井液,完井液与地层水混合1：5 1：10,静置48小时,体系评价配伍性实验,与SZ36-1地层水配伍,110,聚胺完井液,综合性能评价,111,聚胺完井液,体系评价-储层保护试验,112,聚胺完井液,113,聚胺井液对天然岩心的储层保护效果注：45#为LD32-2油田天然岩心，63#为JZ9-3油田天然岩心

29、目前聚胺完井液已经成功在LD等区块成功应用58口井，油气产量均超过ODP或者靠上限。储层保护效果好。,聚胺完井液,海水,过滤,检测NTU值及固相粒径分布,按设计加药,NTU30 合格,粒径90%2m,不合格,搅拌1小时后静置2小时以上,入井,返出液排放或用罐回收利用,检测NTU值,记录留存,现场工艺,现场工艺,胶联吸水树脂堵漏原理,通过颗粒的吸水膨胀和紧密堆积，降低自由水的渗流通道。,高压区,低压区,胶联吸水修井液,交联吸水修井液的破胶状态,破胶前,破胶中,破胶后,胶联吸水修井液,QK18-1P3作业后生产恢复期由原来的30天减少为5天产量由原来的69方增加为96方，原油产量提高37%，含水由

30、原来的1.3%降为0.4%。,实例一,胶联吸水修井液,QK18-1P6作业后产量提高由原来的100方增加为125方，原油产量提高25%，含水由原来的50%降为47%,胶联吸水修井液,实例二,收集钻屑 岩屑回注,钻井废弃物管理服务,固相控制服务,固控设备租赁固控设备操作与维护重晶石回收系统服务,重晶石回收 缅甸 RM19-3-1 well回收体积:1813 方 运转时间:+950 小时回收重晶石:1622 吨回收率:约 68%回收价值:约4000万美金,现场重晶石回收系统,应用实例,第一部分：中海油服钻完井液简介第二部分：高温高压水基钻井液技术探讨第三部分：油基钻井液技术第四部分：深水钻井液技术

31、,125,HTHP井概述,HTHP钻井液技术,二,一,HTHP钻井液评价技术,HTHP钻井液关键技术,四,三,提纲,预计或实测井底温度大于150和井底压力大于68.9MPa（10000lbin2）或地层孔隙压力梯度大于1.80gcm3的井，称为高温高压井。,126,高温高压井定义,HTHP井概述,当今世界油气钻井作业，由于勘探领域的扩大和向深层发展，钻高温高压井成为钻井作业中最突出的技术难题之一。特别是在海上钻井，高温高压所带来的安全问题更加重要，其风险更大，困难更多。南海莺琼地区、英国北海的谢尔瓦特地区和墨西哥湾是目前世界海上三大高温高压地区,127,世界高温高压井的分布,HTHP井概述,1

32、28,欧洲深层HTHP油气藏主要集中在英国北海和挪威的海上,HTHP井概述,129,美国的HTHP井主要分布在墨西哥湾北部和落基山脉,HTHP井概述,130,中国的HTHP井主要分布在塔里木盆地和莺琼盆地,HTHP井概述,131,LD8-1,DF29-1,LT32-1,LD15-1,YC21-1,YC16-1/11-2,DF1-1,YC26-1/26-2,异常高压区约 25000km2,莺琼盆地高温高压井分布,HTHP井概述,132,对钻井装备提出更高的整体要求。必须使用适合高温高压的热稳定性能好的高密度优质钻井液。选择合理的井身结构设计。坚持平衡钻井，搞好压力监测及管理。地层压力变化幅度大，

33、容易引发地层压力敏感问题。必须重视和处理好钻井作业中地层流体侵入井眼对钻井液性能和固井质量的影响。,高温高压井钻井有别于常规钻井作业的主要特点,HTHP井概述,133,高温高压井钻井的挑战,HTHP井概述,134,高温稳定性,在一定温度条件下，保持钻井液性能不发生高温老化。在海上钻井，由于受台风的影响，一般要求钻井液性能至少保持7天不发生高温老化,高密度钻井液的流变性,有效地防止起下钻引起的压力激动和循环压力降的增加，避免压力敏感地层发生喷漏复杂情况，要求钻井液在高密度条件下保持较好的流变性能；,高温高压井钻井对钻井液的要求,HTHP井概述,135,抗污染能力强,地层中常含高浓度氯、钙、镁离子

34、和二氧化碳、硫化氢等酸性气体。在高温条件下，要求钻井液具有较强的抗污染能力。,良好的防塌性能,使用高密度钻井液的井段存在泥页岩时，需要严格控制失水，以防止泥页岩膨胀、缩径或垮塌,密度控制,坚持平衡钻井，加强压力管理，主要是对钻井液密度的控制,HTHP井概述,136,条件允许的前提下要求低粘低切-ECD的控制要求。采用较高的PH值-抗老化和防气体污染。尽可能的减少材料加量和种类 较强的封堵防塌能力钻进高压油、气、水层时，应连续不断地测定返出的钻井液密度和漏斗粘度，随时监测钻井液性能变化；进入高温高压和复杂井段，应定时定量取样送基地化验室进行分析试验。特别要作好钻井液高温高压老化试验。,高温高压井

35、钻井对钻井液的具体技术要求,HTHP井概述,137,HTHP井概述,HTHP钻井液技术,二,一,HTHP钻井液评价技术,HTHP钻井液关键技术,四,三,提纲,从世界范围内看油基泥浆体系在高温高压井应用居多。阿科公司在南海所钻高温高压井采用SYN-TEQ和PAO合成基钻井液。南海西部海域自营高温高压井主要是水基Duratherm泥浆体系，曾使用溴盐作为测试液。Duratherm水基高温高压钻井液体系在世界范围内应用已十分成熟。,高温高压钻井液发展现状,HTHP井钻井液技术,所有者：Mobil德国说明：一价甲酸盐能够作为常规聚合物如XC的高温稳定剂。1996年首次用甲酸盐钻井液钻高温高压井并获得了

36、成功。在甲酸盐的作用下，聚合物可以抗154的高温特点：钻井液能高效地清洗井底，机械钻速较常规钻井液提高20，无油层损害，表皮系数为零，泥饼薄且易清除，黏土抑制性好。应用：Mobil用甲酸钾聚合物钻井液在德国北部钻15口深气井，均取得了较好的效果。,139,甲酸盐钻井液,HTHP井钻井液技术,应用：Belanak油田在印度尼西亚的沿海(Natuna海)，该油田油层温度达157，水平井段为1 064-1 368 m，其中有特别弯曲的井段。用低固相甲酸钠钻井液钻了6口井。Kvitegjorn气藏是北海地区挪威区块上的另一个高温高压凝析气藏，井底温度为145。在2004至2005年，已经使用密度为2.

37、02 gcm3的甲酸铯钻井液钻进多口井的高压高温油气层，钻进中循环当量密度很低。,140,HTHP井钻井液技术,所有者：MI美国说明：乙烯酰胺和磺化乙烯的共聚物，用于降低滤失量，抗温达200；达到API标准的改性黏土，提供基本黏度；具有不同颗粒大小分布的碳酸钙颗粒，满足桥接堵漏和提供密度的需要；三氮杂苯基流体的H2S净化剂，抑制硫化物；水溶的缓蚀剂，防止工具失效；亚硫酸钠，提高聚合物热稳定性；氧化镁，作pH缓冲剂；乙二醇，用作润滑剂特点：实验研究、现场应用、油藏调查结果表明，该钻井液的表皮损害小，应用井的产能高，因此不需要实施额外的增产措施，从而降低了开发成本。该体系在180220下保持稳定。

38、应用：Kalinovac和Molve气田的5口高温高压井中成功应用，其中4口井井斜较大。,141,无膨润土抗高温钻并液,HTHP井钻井液技术,所有者：-说明：海泡石粘土基浆能抗电解质，有较高的温度稳定性，高的胶凝强度和优良的抗剪切能力。在高温静置情况下，海泡石基浆保持可逆的胶体结构，在剪切条件下粘度不降低。特点：在高温静置情况下，海泡石基浆保持可逆的胶体结构，在剪切条件下粘度不降低。另外海泡石是通过增加基浆的屈服值来增粘的，与基浆的塑性粘度无关应用：加利福尼亚南部10口井的现场使用数据也证明，在238的情况下，海泡石的热稳定性要优于其它粘土,142,海泡石钻井液,HTHP井钻井液技术,所有者：

39、斯伦贝谢说明：选用了一种能在163和高pH值下保持稳定的共聚物克服高温状态下硅酸盐的高pH值时聚合物降解的问题特点：因为高固相含量且对钻屑的低容限，高密度硅酸盐钻井液的滤失量仍然比较难控制。应用：-,143,抗高温硅酸盐钻井液,HTHP井钻井液技术,水基泥浆体系DURATHERM最高比重 2.33 S.G.最高温度 241C有在南海西部和塔里木等高温高压区块的成功经验油基泥浆体系VERSACLEAN最高比重 2.34 S.G.最高温度 220C有在南海西部和塔里木等高温高压区块的成功经验近期大庆古龙-1井成功经验,麦克巴高温高压泥浆体系,HTHP井钻井液技术,说明：一种适于极高温度（230以上

40、）条件下工作的水基聚磺钻井液该体系的抗热稳定性除了与钻井液处理剂XP-20和ResineX产品本身的耐高温降解能力有关外，胶凝添加剂含量尽可能减少并使用适宜的聚合物材料，使整个体系的活性固相浓度低，从而减轻了性高温下活固相絮凝所引起的问题，并减轻了因盐水、二氧化碳、可溶性钠、钙盐污染引起的增稠作用。特点：良好的抗温性，并且在有可溶性钠、钙盐和二氧化碳的影响下，具有好的抗污染性。应用：世界范围内广泛应用，理论最高温度260,145,DURATHERM水基钻井液体系,HTHP井钻井液技术,保持较低的低固相含量和搬土含量，搬土含量随井温和比重的升高而降低；保持较低的流变性以获得较低的ECD，流变性随

41、井温和比重的升高而降低；抗高温材料浓度随井温和比重的升高而增加；控制HTHP失水以获得较好的泥饼质量；保持较高的泥浆碱度(pH10.5,多余石灰量2 kg/m3);保持泥浆中有适量的“自由水”。,DURATHERM水基钻井液体系,HTHP井钻井液技术,1992 DF1-1-2井:DURATHERM 体系在南海海域（莺歌海）的第一口井;1999 DF1-1-11井:DURATHERM 体系在南海海域（莺歌海）泥浆比重最高的井 MW=2.29 sg，BHT=157C/3508m；2002 LD22-1-7井:DURATHERM 体系在南海海域（莺歌海）温度最高(207 C/4568m)的井，但最后

42、的8.5”井段使用油基泥浆(VERSACLEAN HT,MW 2.25sg)，DURATHERM最高比重1.90sg，BHT176 C/3690m；19931995 塔里木东秋5井:DURATHERM 体系(饱和盐水)在中国区域泥浆比重最高的井：MW 2.42sg，BHT 183 C/5318m；19941995 塔里木喀参1井:DURATHERM 体系(饱和盐水)在中国区域最深的井：MW 2.20sg，BHT 227 C/6213m；,DURATHERM水基钻井液体系,HTHP井钻井液技术,1999 DF1-1-11井:6”井眼至TD3508m，MW2.24sg，电测完下钻通井循环，最大后效

43、气85（比重1.85sg)，提比重2.27sg，开泵起钻到2577m,溢流1bpm，关万能强下至3250m，节流循环，最大后效气85（比重1.72sg)，加重至2.29sg，井漏1bpm5spm，开泵起至尾管顶（2485m)，起钻，下5“尾管。（在起钻和下尾管期间，每隔3-5小时向环空挤罐2.29sg泥浆78m3。试油作业，泥浆在井下静止9天未出现高温胶凝，但井底泥浆有增稠效应(井底返出泥浆粘度86，基浆为50)；2002 LD22-1-7井:12.25”井眼在3549m掉钻头，侧钻后35173519m产生台阶，在TD3690m(比重1.90sg)下9-5/8”套管，2次不能通过，通井，井底泥

44、浆静止长达80hrs，未发现有胶凝和重晶石沉淀现象。,DURATHERM水基钻井液体系,HTHP井钻井液技术,VERSACLEAN 油基泥浆体系,HTHP井钻井液技术,VERSACLEAN 油基泥浆体系,LD22-1-7井 8-”3690-4568m最高井底温度:207,HTHP井钻井液技术,国内陆地高温高压钻井液发展现状,HTHP井钻井液技术,国内海上高温高压钻井液发展现状,HTHP井钻井液技术,153,国内HTHP水基钻井液经历三个发展阶段,HTHP井钻井液技术,154,钙处理钻井液,用CMC、FCLS、NaC、表面活性剂调节流变和降滤失性能用Ca(OH)2、CaSO4H2O、CaCl2或

45、NaCl增强抑制性，提高抗污染能力。,三磺钻井液,使用SMK、SMC、SMP，并配合FCLS、CMC、Ca(OH)2、K2CrO7、表面活性剂（SP-80、AS等），成功钻成女基井（6011m）和关基井（7175m）抗温超过190 C，标志着我国深井钻井液技术已接近于国际先进水平。,HTHP井钻井液技术,155,聚磺钻井液,即聚合物钻井液与三磺钻井液相结合，其广泛应用是我国深井钻井液技术的又一大进步。三磺钻井液+阴离子型丙烯酰胺、丙烯腈类聚合物三磺钻井液+两性离子型聚合物（FA-367、XY-27、JT-888等）三磺钻井液+阳离子型聚合物（大阳离子CPAM、CHM、SP-2等；小阳离子NW-

46、1、CSW-1等）,HTHP井钻井液技术,国内高温高压水基钻井液多数以聚磺类钻井液体系为主，技术比较成熟；抗温聚合物材料抗温能力和稳定性有待提升；油基钻井液在高温高压井作业过程中应用不足（仅COSL有应用）降失水处理剂在高温条件下整体加量偏大,国内高温高压钻井液技术发展现状,HTHP井钻井液技术,157,HTHP井概述,HTHP钻井液技术,二,一,HTHP钻井液评价技术,HTHP钻井液关键技术,四,三,提纲,158,高温高压钻井液性能评价,HTHP钻井液评价技术,159,高温高压钻井液滤失仪,HTHP钻井液评价技术,高温高压流变仪FANN77,HTHP钻井液评价技术,井下流变性能(油基2.12

47、s.g.),HTHP钻井液评价技术,162,高温高压页岩抑制剂,HTHP钻井液评价技术,163,高温高压钻井液动态滤失仪,HTHP钻井液评价技术,164,高温高压钻井液滤失仪,高温高压重晶石沉降仪,HTHP钻井液评价技术,用一般旋转粘度计来测量重晶石在不同剪切速率下的沉降趋势也可用来测量重晶石床是否能被冲洗掉最高测试温度82C使用和分析结果时应考虑井下条件的不同,VSST-粘度计沉降鞋,HTHP钻井液评价技术,166,HTHP井概述,HTHP钻井液技术,二,一,HTHP钻井液评价技术,HTHP钻井液关键技术,四,三,提纲,167,高温高压钻井液关键技术,HTHP钻井液关键技术,高温稳定性,HT

48、HP钻井液关键技术,粘土分散,处理剂失效,粘土含量高，含Ca2+,高温降解，高温交联,合理的粘土含量(通常控制在1-2%)较高的PH值，通常高于9选用抗温性较好的处理剂随时监测性能变化，及时调整随时监测离子含量变化适量加水,高温稳定性的控制,HTHP钻井液关键技术,重晶石沉降,HTHP钻井液关键技术,BOYCOTT 发现血细胞在斜管中沉降速度比在直管中快在斜管中，下降的粒子与上升的液体分开路径在直井中，下降的粒子要排开必须上升的液体,HTHP钻井液关键技术,172,流变,排量,密度,时间,什么条件下重晶石会沉降,HTHP钻井液关键技术,173,钻杆旋转,井斜角,钻杆偏离中心,HTHP钻井液关键

49、技术,重晶石沉降不只是泥浆的问题:避免在低剪切速率下作业(环空流速0.5 m/s)滑动钻进时经常旋转钻杆(旋转速度75 rpm)下套管和固井前避免降低泥浆粘度避免起下钻时延长时间循环时测量和作出泥浆比重随时间变化曲线来测定沉降”指纹“起钻时间长后分段下钻比较测量和计算的循环当量密度泵压浮动可能意味着沉降（轻浆或重浆）长时间测井后应下井一次,用循环来调节泥浆性能新浆应充分剪切后再加入循环系统,怎样在作业中防止重晶石沉降,HTHP钻井液关键技术,ECD控制,HTHP钻井液关键技术,176,ECD控制技术,当同一井段地层的破裂压力与孔隙压力或坍塌压力最小值非常接近时，通常称为窄安全密度窗口井段，这在

50、深井（HT/HP）是非常普遍的现象,适用于窄安全密度窗口钻进:避免起下钻时延长时间，起钻时间长时分段下钻监控钻井液ECD变化避免压力机动，起下钻速度不宜过快调节钻井液较低的流变性合理的排量提高钻井液的承压能力通过提高钻井液的防塌能力降低密度,窄安全密度窗口钻进注意事项,HTHP钻井液关键技术,尽可能采用低粘低切的钻井液尽可能减少钻井液材料加量，加重材料的选择，以使用尽可能低的不溶固相为原则配套重晶石（铁矿石）表面改性技术随时测量和计算的ECD控制泥浆中土相含量,钻井液ECD控制技术,HTHP钻井液关键技术,第一部分：中海油服钻完井液简介第二部分：高温高压水基钻井液技术探讨第三部分：油基钻井液技