高温高密度无土相钻井液体系研究与性能评价.pptxVIP

高温高密度无土相钻井液体系研究与性能评价

汇报提纲一、概述二、体系构建三、体系配方研究四、结论及认识

一、概述美国海恩斯威尔页岩产层，使用无土相水基钻井液，温度最高达204℃、密度2.0g/cm3、现场应用温度176℃国外冀东油田低膨润土低固相超高温水基钻井液，温度200℃、密度1.06g/cm3国内西部地区：顺南7井、顺南501井密度1.8g/cm3、温度达200℃，固相含量高、钻井液流变性差、非均质缝洞型储层保护难度大西南地区：元坝区块钻井液密度1.9g/cm3、温度达160℃

一、概述高温高密度无土相钻井液技术难点：无土相钻井液高温状态下悬浮稳定性差—常规生物聚合物能够为体系提供结构力，悬浮加重材料，但抗温性不足，温度大于120℃时即完全降解，加重材料沉降提黏切剂加量/%实验条件AV/mPa·sYP/PaXC2.0常温80.027.0100℃/16h53.06.0170℃/16h1.00HV-CMC2.0常温130.065.0100℃/16h45.039.0170℃/16h00

一、概述高温高密度无土相钻井液技术难点：无土相钻井液难以形成致密泥饼，滤失量控制困难常规线性聚合物黏度效应大，高密度钻井液中难以提高加量，且降解快，钻井液性能调控困难，高温稳定性差迄今为止，密度高于1.8g/cm3、温度大于200℃的无土相钻井液现场无应用先例无固相钻井液4%浆+2.82%PAMS

汇报提纲一、概述二、体系构建三、体系配方研究四、结论及认识

二、体系构建高温高密度无土相钻井液构建原则：针对高温高密度无土相钻井液的特殊性，材料研选及应用要满足钻井液流变性、高温悬浮稳定性和降滤失性能，同时兼顾经济可行性加重材料选择原则—纯度高、来源稳定、经济适用、稳定性好—复合加重兼顾钻井液性能和经济性—无机盐、有机盐和具有合理粒度分布的固相加重材料

二、体系构建高温高密度无土相钻井液构建原则：针对高温高密度无土相钻井液的特殊性，材料选择及应用要满足钻井液流变性、高温悬浮稳定性和降滤失性能，同时兼顾经济可行性处理剂选择原则—弱凝胶提黏切剂：含有大侧基弱交联聚合物—封堵聚合物降滤失剂：含有刚性基团高交联度聚合物交联度不同处理剂分子链的降解和增强程度不同，二者协同作用，通过控制加量，满足钻井液高温下的悬浮稳定性和降滤失性能要求。

汇报提纲一、概述二、体系构建三、体系配方研究四、结论及认识

三、体系配方研究（一）关键处理剂的研制（二）体系配方优化（三）性能评价

（一）关键处理剂的研制弱凝胶提黏切剂研制思路根据高固相无土相对处理剂的要求，研制的弱凝胶提切剂通过凝胶网络分子链增强和氢键作用提供结构力，满足无土相钻井液高温状态下的悬浮稳定性的难题结构示意图弱凝胶提黏切剂的分子结构

（一）关键处理剂的研制条件优化优选乳化剂考察HLB值、油水比、单体浓度、单体配比、引发剂、交联剂，确定了最佳合成条件微观形态分析产品结构表征：弱凝胶提黏切剂为交联微球，粒径0.1μm~1.8μm。含有磺酸基、酰胺基和五元环结构红外谱图

（一）关键处理剂的研制产品性能：提黏切能力提切剂加量，%AV/mPa·sPV/mPa·sYP/PaYP/PVPa/PaGel/（Pa/Pa）0.540.025.010.00.401.5/1.51.0150.052.098.01.8811.0/16.5高温稳定能力提黏切效果好，170℃/16h后，AV：40mPa·s、YP：10Pa连续老化72h后，AV：91.0mPa.s、YP/PV：0.68老化时间/hAV/mPa·sPV/mPa·sYP/Pa动塑比Pa/PaGel/（Pa/Pa）16150.052.098.01.8811.0/16.548105.560.045.50.755.0/5.07291.054.037.00.683.0/3.0

（一）关键处理剂的研制聚合物抑制剂研制思路：引入阳离子强吸附基团、耐温单体、耐水解单体，通过控制阳离子基团比例及相对分子质量，研制高阳离子度抗高温聚合物抑制剂。温度/℃一次回收率，%二次回收率，%相对回收率，%17092.091.899.84.2420090.290.21003.6聚合物抑制剂的分子结构抑制性能—页岩回收率

（一）关键处理剂的研制封堵聚合物降滤失剂研制思路：粒径范围在0.5μm~5.0μm具有一定强度的可变形抗温凝胶微粒采取内外部交联方式，提高凝胶微粒结构强度，延缓溶涨时间达到目的：降低高温高压滤失量，对微裂缝进行封堵、阻隔压力传递，达到物理降低滤失、防塌的目的。

（一）关键处理剂的研制反相乳液聚合方式优化合成条件：交联度油水比引发剂单体浓度单体配比确定了最佳合成配方粒度分布粒径范围：0.5μm~5μm承压封堵条件优化

（一）关键处理剂的研制封堵聚合物降滤失剂