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塔里木油田库车山前高压盐水层油基钻井液技术

王建华 闫丽丽 谢盛 张家旗 杨海军

王建华, 闫丽丽, 谢盛, 张家旗, 杨海军. 塔里木油田库车山前高压盐水层油基钻井液技术[J]. 石油钻探技术, 2020, 48(2): 29-33. doi: 10.11911/syztjs.2020007
引用本文: 王建华, 闫丽丽, 谢盛, 张家旗, 杨海军. 塔里木油田库车山前高压盐水层油基钻井液技术[J]. 石油钻探技术, 2020, 48(2): 29-33. doi: 10.11911/syztjs.2020007
WANG Jianhua, YAN Lili, XIE Sheng, ZHANG Jiaqi, YANG Haijun. Oil-Based Drilling Fluid Technology for High Pressure Brine Layer in Kuqa Piedmont of the Tarim Oilfield[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2020, 48(2): 29-33. doi: 10.11911/syztjs.2020007
Citation: WANG Jianhua, YAN Lili, XIE Sheng, ZHANG Jiaqi, YANG Haijun. Oil-Based Drilling Fluid Technology for High Pressure Brine Layer in Kuqa Piedmont of the Tarim Oilfield[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2020, 48(2): 29-33. doi: 10.11911/syztjs.2020007

塔里木油田库车山前高压盐水层油基钻井液技术

doi: 10.11911/syztjs.2020007
基金项目: 国家科技重大专项“库车坳陷深层-超深层天然气田开发示范工程”(编号:2016ZX05051)、中国石油集团公司课题“重点上产地区钻井液评估与技术标准化有形化研究”(编号:2019D-4226)和中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“超深井钻井提速提质关键技术攻关”(编号:2018E-1808)联合资助
详细信息
    作者简介:

    王建华(1981—),男,湖北荆州人,2002年毕业于长江大学化学工程专业,2008年获中国石油大学(北京)油气井工程专业博士学位,教授级高级工程师,主要从事钻井液与储层保护工作。E-mail:wjhdri@cnpc.com.cn

  • 中图分类号: TE254+.3

Oil-Based Drilling Fluid Technology for High Pressure Brine Layer in Kuqa Piedmont of the Tarim Oilfield

  • 摘要:

    塔里木山前深层盐膏层钻井时,高压盐水侵入会导致高密度钻井液性能变差,引发阻卡等井下复杂情况,通常采用排水降压的方式来降低高压盐水层透镜体的压力,对油基钻井液的抗盐水侵能力要求较高。为此,研发了单链多团的新型乳化剂,通过增加乳化剂分子结构上亲水基团的数量,提高其乳化效率,从而提高了油基钻井液的抗盐水侵容量限。室内评价结果表明,采用新型乳化剂形成的油基钻井液密度最高可达2.85 kg/L,抗盐水污染能力达60%以上,高温稳定性良好。克深1101井等多口超深井应用了油基钻井液,钻井过程中钻井液性能稳定,未出现卡钻或其他井下故障。研究表明,该油基钻井液具有良好的流变性、沉降稳定性和抗盐水污染能力,能够解决深井巨厚盐膏岩层或高压盐水层污染的问题,可在塔里木油田库车山前钻井中推广应用。

     

  • 图 1  具有多个活性基团的新型乳化剂分子结构

    Figure 1.  Molecular structure of a novel emulsifier with multiple active groups

    图 2  乳液形成机理

    Figure 2.  Emulsion formation mechanism

    图 3  乳化剂抗盐水侵极限试验结果

    Figure 3.  Results of brine invasion risistance limit test of emulsifier

    图 4  不同密度油基钻井液抗盐水侵能力评价

    Figure 4.  Evaluation results of brine invasion resistance of oil-based drilling fluids with different densities

    图 5  不同密度油基钻井液的黏度计ϕ6和ϕ3读数(测试温度为65 ℃)

    Figure 5.  Value of viscosity meter in ϕ6 and ϕ3 of drilling fluids with different densities (test temperature is 65 ℃)

    表  1  不同有机土的胶体率和流变性

    Table  1.   Colloid ratio and rheology of different organic soils

    序号测试
    条件
    90 min成胶
    率,%
    表观黏度/
    (mPa·s)
    塑性黏度/
    (mPa·s)
    试验现象
    A1热滚前 955.53.5高搅起泡
    热滚后 957.04.0
    A2热滚前1003.22.5高搅起泡
    热滚后10012.5 2.0热滚后增稠
    A3热滚前1004.02.5高搅起泡
    热滚后10010.8 1.5热滚后高搅增稠
    A4热滚前1005.00.0高搅起泡
    热滚后10027.5 6.0热滚后高搅增稠
    A5热滚前 607.02.5高搅起泡
    热滚后 975.00.0
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    表  2  油基钻井液基液加入不同降滤失剂后的基本性能

    Table  2.   Performance evaluation results of different fluid loss additives

    降滤失剂测试条件表观黏度/(mPa·s)塑性黏度/(mPa·s)动切力/Paϕ6/ϕ3静切力/Pa高温高压滤失量/mL破乳电压/V备注
    天然沥青热滚前37.5334.56.0/5.04.5/6.010.2 1 286
    热滚后54.0477.07.0/6.05.0/6.01 452无沉淀
    氧化沥青热滚前43.0376.07.0/6.06.0/7.08.41 079
    热滚后53.0449.09.0/8.08.0/9.01 160无沉淀
    磺化沥青热滚前37.0325.05.5/4.56.0/8.0 919
    热滚后36.0360 2.0/1.01.5/2.0 557破乳硬沉
    腐殖酸酰胺热滚前36.5324.55.0/4.05.0/6.012.41 201
    热滚后35.0341.04.0/3.03.5/6.01 116无沉淀
     注:热滚条件为180 ℃/16 h;测试温度为50 ℃。
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    表  3  油基钻井液加入不同量盐水后的性能

    Table  3.   Properties changes of drilling fluid after brine invasion of different proportions

    盐水加量,%密度/
    (kg·L–1
    表观黏度/
    (mPa·s)
    塑性黏度/
    (mPa·s)
    动切力/
    Pa
    ϕ6/ϕ3破乳电
    压/V
    02.4571.068 3.05/41 748
    102.3466.059 7.08/61 533
    202.2271.06011.010/81 371
    302.1079.06514.012/101 131
    401.9989.07118.011/14 917
    501.88102.5 8121.516/13 741
    601.76123.5 9726.519/14 662
    701.6425/20 484
     注:流变性测试温度为65 ℃。
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    表  4  油基钻井液抗温性能评价结果

    Table  4.   Performance evaluation results at different temperatures

    热滚
    温度/℃
    表观黏度/
    (mPa·s)
    塑性黏度/
    (mPa·s)
    动切力/
    Pa
    ϕ6/ϕ3破乳
    电压/V
    常温88.57711.510/81 369
    15086.57511.511/91 341
    16092.08111.010/81 430
    17097.08611.012/91 474
    180118.0 9919.021/181 253
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出版历程
  • 收稿日期:  2019-05-27
  • 修回日期:  2020-01-06
  • 网络出版日期:  2020-02-27

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