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关于钻井完井液新思路 　　【摘　要】在以往的钻井完井过程中，我们使用了表面活性剂来解决完井过程中出现的不相溶性问题，但是仍有很多废品的问题要处理而且不相溶性也不能得到彻底的解决。本文探讨了在加入适当类型的表面活性剂的同时加入适当量的溶剂或者互溶剂则能有效的解决不相溶性的问题。 　　【关键词】钻井;完井;不相溶性;表面活性剂;溶剂;互溶剂 　　科学技术的进步使世界范围的页岩资源开发成为可能，新挑战则是要寻找一种效率最高的成本最低的方法。一如既往，每桶最低成本的钻井液不会产生钻井的最低成本。当确定什么是效率最高成本最低的方法时应该把ROP、摩阻扭矩、井芯稳定性以及废品管理考虑进来。 　　１．提高钻井、完井液以及其它深水油井的钻孔处理液的相溶性 　　在墨西哥（GOM）深水油井完井液中，在钻油层剖面大量的使用合成基础泥浆（SBM）。随着井深度的增加、油层压力越大，越是需要使用密度更高的钻井液。据观察，随着钻井液密度的增加，钻井液、完井液与其它钻孔处理液的不相溶性在钻井及完井过程中会引起额外的问题。通常由这种不相溶性造成的损害是很难补救的。为防止在钻井液、完井液与其它钻孔处理液之间产生这种不相溶性研究了化学添加剂。 　　在深水油井中，井芯的清洗对钻井与完井都是至关重要的。在墨西哥湾曾有这样的情况，即：要获得满意的清洗效果则需要额外更多的时间。而且当驱替不充足时，残余的泥浆会对随后的完井造成损坏。驱替遇到的一个问题是当盐水完井液或者隔离液与SBM相混合时会形成一种粘性的、胶一样的物质，很难驱替出去或者对振动器的运转造成损坏。 　　在GOM的完井生产过程中，在用压裂方法或者烁石包装法清理后射孔完井丸之前，有时泵入酸帮助清洗射孔提高完井液的注入率。然而SBM与酸的不相溶性会严重的影响井的生产率，而且在注入压裂液之前泵入HCL、有机酸及无机泥酸（例如：HCL/HF 或者有机酸/HFD 的调和物）清洗射孔或者井芯附近的损坏。如果井芯中存有泥浆或者SBM遗留在了油层中，酸可能与其接触，产生粘性的像胶水一样的混合物，它比SBM与盐水完井液或者SBM与隔离液的混合物更??。 　　SBM与水基液或者酸的不相溶性主要是由乳化剂、用于油润重晶石或者其它颗粒的油润湿剂、泥浆中的亲有机物质的粘土引起的。化学添加剂（例如：表面活性剂、聚合物或者共聚物）可以改变乳化剂的稳定性，降低不相溶性。为此，应该使用改变乳化稳定性及颗粒油润性质的溶剂与互溶剂。 　　2.化学添加剂的性能标准 　　为了成功的驱替，工作管柱或者套管必须水润，没有SBM膜。而且盐水的最终浊度必须小于20比浊法浊度单位或者尽可能的低。然而指导原则与实验室数据之间没有直接的关联。在泥浆的驱替过程中，需要把已循环的液体流变学保持很低以便能获得足够的循环率。通常紊流是最理想的，所以，当其它液体来与泥浆接触时切勿产生高粘度是非常重要的。在现场操作过程中，可以用基液稀释或者化学处理方法来降低泥浆的流变学。 　　当所有的SBM被遗留在了地层中并与所消耗的盐水完井液或者注入液如：酸、NH4CL或者压裂液相混合时，实验室试验结果对这一问题没有一个明确的标准。本研究旨在用流变学测量以及外观观察的方法试验化学添加剂在相溶过程中的性能。建议使用下列标准去选择水基溶液中使用的化学添加剂。 　　·低粘度的SBM/水基-液混合物 　　·以各种SBM/水基溶液比率形成的不黏或不粘性的淤泥 　　3.试验性研究 　　为调查SBM与水基液包括盐、酸与压裂液之间的不相溶性，使用了若干种试验方法。包括钻屑或模拟钻屑的泥浆样本在每口井的井底以静态温度热轧预处理16小时。每次取泥浆样品时，泥浆都经过了预搅拌这样取的样品才均匀。另外，每个试验批次都要试验一个泥浆样本作为其外观与流变学的对照试样。无论何时都尽可能的在现场取样。如果不具备去现场取样的条件，使用了含有模拟钻屑的实验室泥浆或工厂样本。盐水完井液的样本是在现场取的。5%-NH4CL盐水与酸是在实验室从现场的样本中提取的。隔离液的样本也是从现场取的。泥浆与水基液的体积比是20:80、50:50、80:20. 　　4.化学添加剂 　　本研究着重了像表面活性剂、溶剂这样的化学添加剂的效能，旨在减少泥浆与水基液的不相溶性。表面活性剂是含有一个非极性疏水链和一个极性端基的亲水亲油分子。分子中疏水性与亲水性的平衡使表面活性剂在不混合相的边界层相溶于水与凝结物。表面活性剂在固体/液体、液体/液体、固体/气体及液体/气体界面都是活性的。在水基液中选择使用合适的添加剂还不是很明显， 因为几种表面活性剂在SBM中被当做乳化剂来使用，例如重晶石与钻屑中使用的油润湿剂以及用于其它用途的，例如防止有机土水合的。本研究调查了各种结构的表面活性剂对SBM与水基液特别是酸的相溶性的效能以及作用。 　　5.试验结果