磺酸盐共聚物高温海水基钻井液研究与应用新(修改)课件

磺酸盐共聚物高温海水基钻井液研究与应用201010中石油集团海洋工程公司钻井事业部中国石油集团海洋工程有限公司磺酸盐共聚物高温海水基钻井液研究与应用201010中石油集简介磺酸盐共聚物DSP性能评价抗高温海水基钻井液体系配方

抗高温海水基钻井液体系性能评价现场应用结论目录中石油集团海洋工程公司钻井事业部简介目录中石油集团海洋工程公司钻井事业部1、简介滨海地区高温深井段的事故与复杂：卡钻井塌起下钻划眼电测仪器阻卡钻井液高温稠化中石油集团海洋工程公司钻井事业部1、简介滨海地区高温深井段的事故与复杂：中石油1、简介技术难点：①井底温度高达180℃

~190℃，要求钻井液有较强的高温稳定性，密度可调和流变可调性；②钻遇的地层跨度大，岩性复杂，井壁稳定性差，要求钻井液具有良好的防塌性；③钻遇岩性多变，要求钻井液具有同时满足不同岩性需要的性能。中石油集团海洋工程公司钻井事业部1、简介技术难点：中石油集团海洋工程公司钻井事业部2.1DSP的合成将配方量的丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、2-丙烯酰氧丁基磺酸（AOBS）、环氧氯丙烷和二甲基二烯丙基氯化铵(DADMAC)

溶于水，用适当浓度的氢氧化钠溶液将单体混合液的pH值中和至所需值，在搅拌条件下加人一定量的引发剂水溶液，在指定温度下反应5～10min，得凝胶状产物。将产物剪切成颗粒状，于100～120℃下烘干粉碎，即得抗高温聚合物DSP。中石油集团海洋工程公司钻井事业部2、磺酸盐共聚物DSP合成与性能评价2.1DSP的合成中石油集团海洋工程公司钻井事业部2、磺酸2、磺酸盐共聚物DSP合成与性能评价2.2DSP抗温性(1)热重分析

磺酸盐共聚物DSP热失重曲线图中石油集团海洋工程公司钻井事业部上图表明，220℃之前，曲线非常平稳，基本没有失重，说明DSP在220℃之前基本没有分解，能够抗200℃的温度。2、磺酸盐共聚物DSP合成与性能评价2.2DSP抗温性(2)高温老化分析磺酸盐共聚物DSP高温老化性能实验条件PVmPa.sYPPaFLmLFLHTHPmL老化前30328.6150℃老化后40278.228180℃老化后23168.629200℃老化后21149.030220℃老化后12115.664注：FLHTHP在180℃下测定。6%膨润土淡水基浆中加入0.5%DSP中石油集团海洋工程公司钻井事业部从上表可以看出，200℃以下的失水变化较小，说明DSP能够抗200℃的温度。2、磺酸盐共聚物DSP合成与性能评价(2)高温老化分析磺酸盐共聚物3.1高温海水基钻井液配方通过室内一系列的加量优选和验证，确定了磺酸盐共聚物高温海水基钻井液配方为：6%膨润土海水基浆+0.2%Na2CO3+0.15%NaOH+0.3%DSP+0.5%WNP-1+3%SD-101+2%HFT-301+2%FF-2+1%AP-1。3、抗高温海水基钻井液体系配方中石油集团海洋工程公司钻井事业部3.1高温海水基钻井液配方3、抗高温海水基钻井液体系配方中3.2主要处理剂成份及功能天然高分子降滤失剂WNP-1是利用植物胶、纤维素等天然材料经特殊工艺加工而成，该产品具有良好的热稳定性、降滤失性能、抗盐、钙能力，在钻井液中不增黏，抗温达200℃；SD-101为羧甲基磺化酚醛树脂，是在磺化酚醛树脂分子中增加了羧甲基和磺酸基团，能抗15%氯化钠和1%氯化钙的复合污染，耐高温200℃；HFT-301为主要抑制防塌剂，是由天然有机物与树脂类接枝而得，并且钾离子含量高达10%，有抗高温、降滤失作用，相对膨胀降低率大于50%；FF-2为阳离子乳化沥青是由多种表面活性剂及阳离子页岩抑制剂和一定范围软化点的沥青经特种工艺加工而成；低渗透成膜润滑剂选用胺基聚醇AP-1，胺基聚醇分子链中引入了胺化合物，依靠特殊结构牢牢吸附在黏土上，减少黏土层间距，并形成憎水润滑膜，阻止水进入地层，稳定井壁，降低钻具扭矩。3、抗高温海水基钻井液体系配方中石油集团海洋工程公司钻井事业部3.2主要处理剂成份及功能3、抗高温海水基钻井液体系配方中4.1钻井液体系抗温流变性能

4.1.1DSP加量对钻井液性能的影响4、抗高温海水基钻井液体系性能评价不同DSP加量的高温性能DSP%PVmPa.sYPPaGelPa/PaFLmLFLHTHPmL07.00.50.5/1.06.020.00.17.51.50.5/1.04.017.00.211.03.00.5/1.02.816.80.312.03.01.0/2.02.416.00.418.04.01.0/3.02.215.6注：FLHTHP在180℃下,压差3.5MPa测定。ρ=1.05g/cm3，200℃高温老化16小时。中石油集团海洋工程公司钻井事业部

从上表可以看出，随着DSP的加量增加，钻井液粘切逐渐上升，高温高压滤失量降低。表明不同DSP浓度的钻井液能够抗200℃的高温。4.1钻井液体系抗温流变性能4、抗高温海水基钻井液体系性能4.1.2不同密度钻井液高温流变性、润滑性4、抗高温海水基钻井液体系性能评价

不同密度钻井液高温流变性能和润滑性能ρg/cm3PVmPa.sYPPaGelPa/PaFLmLFLHTHPEPKf150℃180℃200℃1.051230.5/1.02.814.616.224.00.1100.0201.402662.0/7.01.613.815.020.40.1140.0451.603373.0/8.01.412.013.619.80.1200.0811.8045103.0/10.01.411.012.418.20.1350.092注：EP为极压润滑系数；Kf为泥饼粘附系数。200℃高温老化16hr。

从上表可以看出高温海水基钻井液在不同的密度情况下仍然具有良好的流变性，完全满足钻井液在高温条件下密度可调节、流性变参数可调节性。高密度低润滑系数反映出该钻井液体系具有良好的润滑性能。中石油集团海洋工程公司钻井事业部4.1.2不同密度钻井液高温4、抗高温海水基钻井液体系性能评价从上图可以看出:不同密度的钻井液流变曲线符合宾汉流体模式。

高温钻井液不同密度流变曲线4.1.3流变曲线中石油集团海洋工程公司钻井事业部4、抗高温海水基钻井液体系性能评价从上图可以4、抗高温海水基钻井液体系性能评价4.2钻井液体系防塌性能钙土膨胀高度与时间的关系上图表明，钻井液滤液比清水和10%KCl水溶液的膨胀高度降低了50%，说明钻井液具有较强的防塌能力，能够有效防止井壁坍塌。中石油集团海洋工程公司钻井事业部4、抗高温海水基钻井液体系性能评价4.2钻井液体系防塌性能4、抗高温海水基钻井液体系性能评价4.3钻井液体系抑制性项目岩芯回收率%10%KCl55.8清水34.2抗高温钻井液91.2上表显示，抗高温钻井液的岩芯回收率非常高，说明该钻井液具有良好的抑制性。注：使用滨海地区高温井段泥岩，在200℃高温滚动16hr中石油集团海洋工程公司钻井事业部岩芯回收率实验4、抗高温海水基钻井液体系性能评价4.3钻井液体系抑制性项4、抗高温海水基钻井液体系性能评价4.4钻井液体系抗盐性能

高温高压失水与盐浓度关系变化注：200℃热滚16h后，测试180℃高温高压失水

从图上可以看出，随着NaCl、CaCl2加量增大，体系滤失量增加，钻井液性能逐渐恶化。综合看来，该钻井液体系抗NaCl为8%，抗CaCl2为0.5%。中石油集团海洋工程公司钻井事业部4、抗高温海水基钻井液体系性能评价4.4钻井液体系抗盐性能中石油集团海洋工程公司钻井事业部4、抗高温海水基钻井液体系性能评价4.5抗粘土污染试验搬土含量PVmPa.sYPPaGelPa/PaFLmLFlHTHPmL6%2672/81.815.08%36123/91.614.610%43144/91.613.412%654510/192.618.4不同搬含条件下老化后的性能表注：ρ=1.60g/cm3，200℃老化16hr上表表明，搬土含量在12%时，钻井液的流变性恶化，说明该体系的搬含在12%时，达到了极限。中石油集团海洋工程公司钻井事业部4、抗高温海水基钻井液体系性4.6钻井液油气层保护效果4、抗高温海水基钻井液体系性能评价抗高温海水基钻井液岩芯渗透率损害实验岩芯号孔隙度%煤油K010-3um2K1K2K3封堵效率%渗透率恢复值%2925.4085.4211.3545.5075.3086.7188.173216.58158.7625.6470.25138.7584.8587.404010.2445.3218.4532.4035.7559.2978.88注：K1为截去泥饼后渗透率，K2为截取0.5cm后渗透率，K3为切片1cm后渗透率。使用动态岩芯损害仪评价。中石油集团海洋工程公司钻井事业部

经高温海水基钻井液侵入后，对岩心有着较高的封堵率，切去岩心封堵端后，岩心渗透率恢复值高达88.17%，滤液对岩心的侵入也仅仅在1cm范围内，这说明该体系对岩心的损害较浅，完全满足油保的要求。4.6钻井液油气层保护效果4、抗高温海水基钻井液体系性能评该钻井液技术在滨海地区的高温井段进行了现场应用，平均井深5100m，井底温度达到180℃～190℃。5、现场应用中石油集团海洋工程公司钻井事业部该钻井液技术在滨海地区的高温井段进行了现场应现场应用表明：该体系满足滨海地区高温复杂地层的钻井，明显降低了卡钻、电测仪器阻卡、钻井液高温稠化等复杂事故的产生，提高了钻井效率，具有广阔的应用前景。应用效果如下：5、现场应用中石油集团海洋工程公司钻井事业部现场应用表明：该体系满足滨海地区高温复杂地层的

（1）高温流变性好、钻井液长时间在井下静止，性能稳定。该体系在起下钻、下套管、电测期间，钻井液性能变化很小，更没有出现高温稠化的现象。5、现场应用（2）防塌性能强，自从使用该体系后，后来施工的高温井段再也没有出现过掉块和井塌现象。中石油集团海洋工程公司钻井事业部（1）高温流变性好、钻井液长时间在井下静止，性能稳定。该体（4）显著减少扭矩和摩阻。5、现场应用（3）相比原来的钻井液，同等工况条件下机械钻速有所提高，钻井综合时效平均提高8%。中石油集团海洋工程公司钻井事业部（5）对比同区块类似井型，钻井综合效益有所提高，钻井液成本降低10%-15%。（4）显著减少扭矩和摩阻。5、现场应用（3）相比原来的钻井液（1）热重分析和高温老化分析表明磺酸盐共聚物DSP具有耐高温性能，可以明显降低钻井液高温高压失水，抗温达200℃。（2）高温海水基钻井液200℃高温流变性好、且性能可调节、热稳定性好。（3）室内试验以及现场应用表明，该体系具有良好的防塌抑制性，因此使用该体系后，滨海地区的高温井段没有再出现过井塌现象。6结论中石油集团海洋工程公司钻井事业部（1）热重分析和高温老化分析表明磺酸盐共聚物DSP具有耐高温（4）滨海地区使用该体系后显著减少了事故与复杂，有效提高了机械钻速和钻井效率，降低了钻井成本。（5）应用效果表明：该套体系性能稳定，满足了高温复杂地层的钻井作业，为其他地区的高温钻井提供了良好的借鉴，具有广阔的应用前景。6结论中石油集团海洋工程公司钻井事业部（4）滨海地区使用该体系后显著减少了事故与复杂，有效提高了机中石油集团海洋工程公司钻井事业部谢谢！中石油集团海洋工程公司钻井事业部谢谢！磺酸盐共聚物高温海水基钻井液研究与应用201010中石油集团海洋工程公司钻井事业部中国石油集团海洋工程有限公司磺酸盐共聚物高温海水基钻井液研究与应用201010中石油集简介磺酸盐共聚物DSP性能评价抗高温海水基钻井液体系配方

抗高温海水基钻井液体系性能评价现场应用结论目录中石油集团海洋工程公司钻井事业部简介目录中石油集团海洋工程公司钻井事业部1、简介滨海地区高温深井段的事故与复杂：卡钻井塌起下钻划眼电测仪器阻卡钻井液高温稠化中石油集团海洋工程公司钻井事业部1、简介滨海地区高温深井段的事故与复杂：中石油1、简介技术难点：①井底温度高达180℃

~190℃，要求钻井液有较强的高温稳定性，密度可调和流变可调性；②钻遇的地层跨度大，岩性复杂，井壁稳定性差，要求钻井液具有良好的防塌性；③钻遇岩性多变，要求钻井液具有同时满足不同岩性需要的性能。中石油集团海洋工程公司钻井事业部1、简介技术难点：中石油集团海洋工程公司钻井事业部2.1DSP的合成将配方量的丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、2-丙烯酰氧丁基磺酸（AOBS）、环氧氯丙烷和二甲基二烯丙基氯化铵(DADMAC)

溶于水，用适当浓度的氢氧化钠溶液将单体混合液的pH值中和至所需值，在搅拌条件下加人一定量的引发剂水溶液，在指定温度下反应5～10min，得凝胶状产物。将产物剪切成颗粒状，于100～120℃下烘干粉碎，即得抗高温聚合物DSP。中石油集团海洋工程公司钻井事业部2、磺酸盐共聚物DSP合成与性能评价2.1DSP的合成中石油集团海洋工程公司钻井事业部2、磺酸2、磺酸盐共聚物DSP合成与性能评价2.2DSP抗温性(1)热重分析

磺酸盐共聚物DSP热失重曲线图中石油集团海洋工程公司钻井事业部上图表明，220℃之前，曲线非常平稳，基本没有失重，说明DSP在220℃之前基本没有分解，能够抗200℃的温度。2、磺酸盐共聚物DSP合成与性能评价2.2DSP抗温性(2)高温老化分析磺酸盐共聚物DSP高温老化性能实验条件PVmPa.sYPPaFLmLFLHTHPmL老化前30328.6150℃老化后40278.228180℃老化后23168.629200℃老化后21149.030220℃老化后12115.664注：FLHTHP在180℃下测定。6%膨润土淡水基浆中加入0.5%DSP中石油集团海洋工程公司钻井事业部从上表可以看出，200℃以下的失水变化较小，说明DSP能够抗200℃的温度。2、磺酸盐共聚物DSP合成与性能评价(2)高温老化分析磺酸盐共聚物3.1高温海水基钻井液配方通过室内一系列的加量优选和验证，确定了磺酸盐共聚物高温海水基钻井液配方为：6%膨润土海水基浆+0.2%Na2CO3+0.15%NaOH+0.3%DSP+0.5%WNP-1+3%SD-101+2%HFT-301+2%FF-2+1%AP-1。3、抗高温海水基钻井液体系配方中石油集团海洋工程公司钻井事业部3.1高温海水基钻井液配方3、抗高温海水基钻井液体系配方中3.2主要处理剂成份及功能天然高分子降滤失剂WNP-1是利用植物胶、纤维素等天然材料经特殊工艺加工而成，该产品具有良好的热稳定性、降滤失性能、抗盐、钙能力，在钻井液中不增黏，抗温达200℃；SD-101为羧甲基磺化酚醛树脂，是在磺化酚醛树脂分子中增加了羧甲基和磺酸基团，能抗15%氯化钠和1%氯化钙的复合污染，耐高温200℃；HFT-301为主要抑制防塌剂，是由天然有机物与树脂类接枝而得，并且钾离子含量高达10%，有抗高温、降滤失作用，相对膨胀降低率大于50%；FF-2为阳离子乳化沥青是由多种表面活性剂及阳离子页岩抑制剂和一定范围软化点的沥青经特种工艺加工而成；低渗透成膜润滑剂选用胺基聚醇AP-1，胺基聚醇分子链中引入了胺化合物，依靠特殊结构牢牢吸附在黏土上，减少黏土层间距，并形成憎水润滑膜，阻止水进入地层，稳定井壁，降低钻具扭矩。3、抗高温海水基钻井液体系配方中石油集团海洋工程公司钻井事业部3.2主要处理剂成份及功能3、抗高温海水基钻井液体系配方中4.1钻井液体系抗温流变性能

4.1.1DSP加量对钻井液性能的影响4、抗高温海水基钻井液体系性能评价不同DSP加量的高温性能DSP%PVmPa.sYPPaGelPa/PaFLmLFLHTHPmL07.00.50.5/1.06.020.00.17.51.50.5/1.04.017.00.211.03.00.5/1.02.816.80.312.03.01.0/2.02.416.00.418.04.01.0/3.02.215.6注：FLHTHP在180℃下,压差3.5MPa测定。ρ=1.05g/cm3，200℃高温老化16小时。中石油集团海洋工程公司钻井事业部

从上表可以看出，随着DSP的加量增加，钻井液粘切逐渐上升，高温高压滤失量降低。表明不同DSP浓度的钻井液能够抗200℃的高温。4.1钻井液体系抗温流变性能4、抗高温海水基钻井液体系性能4.1.2不同密度钻井液高温流变性、润滑性4、抗高温海水基钻井液体系性能评价

不同密度钻井液高温流变性能和润滑性能ρg/cm3PVmPa.sYPPaGelPa/PaFLmLFLHTHPEPKf150℃180℃200℃1.051230.5/1.02.814.616.224.00.1100.0201.402662.0/7.01.613.815.020.40.1140.0451.603373.0/8.01.412.013.619.80.1200.0811.8045103.0/10.01.411.012.418.20.1350.092注：EP为极压润滑系数；Kf为泥饼粘附系数。200℃高温老化16hr。

从上表可以看出高温海水基钻井液在不同的密度情况下仍然具有良好的流变性，完全满足钻井液在高温条件下密度可调节、流性变参数可调节性。高密度低润滑系数反映出该钻井液体系具有良好的润滑性能。中石油集团海洋工程公司钻井事业部4.1.2不同密度钻井液高温4、抗高温海水基钻井液体系性能评价从上图可以看出:不同密度的钻井液流变曲线符合宾汉流体模式。

高温钻井液不同密度流变曲线4.1.3流变曲线中石油集团海洋工程公司钻井事业部4、抗高温海水基钻井液体系性能评价从上图可以4、抗高温海水基钻井液体系性能评价4.2钻井液体系防塌性能钙土膨胀高度与时间的关系上图表明，钻井液滤液比清水和10%KCl水溶液的膨胀高度降低了50%，说明钻井液具有较强的防塌能力，能够有效防止井壁坍塌。中石油集团海洋工程公司钻井事业部4、抗高温海水基钻井液体系性能评价4.2钻井液体系防塌性能4、抗高温海水基钻井液体系性能评价4.3钻井液体系抑制性项目岩芯回收率%10%KCl55.8清水34.2抗高温钻井液91.2上表显示，抗高温钻井液的岩芯回收率非常高，说明该钻井液具有良好的抑制性。注：使用滨海地区高温井段泥岩，在200℃高温滚动16hr中石油集团海洋工程公司钻井事业部岩芯回收率实验4、抗高温海水基钻井液体系性能评价4.3钻井液体系抑制性项4、抗高温海水基钻井液体系性能评价4.4钻井液体系抗盐性能

高温高压失水与盐浓度关系变化注：200℃热滚16h后，测试180℃高温高压失水

从图上可以看出，随着NaCl、CaCl2加量增大，体系滤失量增加，钻井液性能逐渐恶化。综合看来，该钻井液体系抗NaCl为8%，抗CaCl2为0.5%。中石油集团海洋工程公司钻井事业部4、抗高温海水基钻井液体系性能评价4.4钻井液体系抗盐性能中石油集团海洋工程公司钻井事业部4、抗高温海水基钻井液体系性能评价4.5抗粘土污染试验搬土含量PVmPa.sYPPaGelPa/PaFLmLFlHTHPmL6%2672/81.815.08%36123/91.614.610%43144/91.613.412%654510/192.618.4不同搬含条件下老化后的性能表注：ρ=1.60g/cm3，200℃老化16hr上表表明，搬土含量在12%时，钻井液的流变性恶化，说明该体系的搬含在12%时，达到了极限。中石油集团海洋工程公司钻井事业部4、抗高温海水基钻井液体系性4.6钻井液油气层保护效果4、抗高温海水基钻井液体系性能评价抗高温海水基钻井液岩芯渗透率损害实验岩芯号孔隙度%煤油K010-3um2K1K2K3封堵效率%渗透率恢复值%2925.4085.4211.3545.5075.3086.7188.173216.58158.7625.6470.25138.7584.8587.404010.2445.3218.4532.4035.7559.2978.88注：K1为截去泥饼后渗透率，K2为截取0.5cm后渗透率，K3为切片1cm后渗透率。使用动态岩芯损害仪评价。中石油集团海洋工程公司钻井事业部

经高温海水基钻井液侵入后，对岩心有着较高的