钻井液新技术汇报(汇报版)课件

2013年钻井液新技术2013.09.11汇报人：耿铁2013年钻井液新技术2013.09.11汇报人：耿铁2012-2013年中海油钻井技术迎来了蓬勃发展的一年，深水、盐膏层、HTHP钻井均开始规模作业。在总公司工程技术部和各地区钻井部的指导下，中海油服钻井液技术紧跟中海油钻井技术的发展步伐，新开发的HEM深水钻井液、HIBDRILL复合盐钻井液、PDF-THERM高温高压钻井液均在现场获得了较好的表现。本次会议主要就HEM深水钻井液和HIBDRILL复合盐钻井液进行技术汇报。

前言2012-2013年中海油钻井技术迎来了蓬勃发展的一年，深水12.HIBDRILL钻井液体系1.深水HEM水基钻井液体系2.HIBDRILL钻井液体系1.深水HEM水基钻井液体系体系构建的重点：对强活性粘土的水化抑制性低温条件下体系的流变性防止钻具泥包和减缓腐蚀气体水合物的抑制HEM深水钻井液体系1、体系的构建及作用机理体系构建的重点：对强活性粘土的水化抑制性HEM深水钻井3HEM聚胺钻井液是一种强抑制性水基钻井液体系。体系特点：良好的低温流变性；很强的泥页岩抑制性；能抗不同盐水至饱和，有效抑制气体水合物；润滑性好，不易发生泥包；很好的保护储层效果；操作简单，维护方便。HEM深水钻井液体系1、体系的构建及作用机理HEM聚胺钻井液是一种强抑制性水基钻井液体系。HEM深水钻4主抑制剂：PF-UHIB聚胺（1）抑制泥页岩膨胀、分散（2）降低油水界面张力；（3）抑制天然气水合物形成；包被剂：PF-UCAP，是一种中等分子量的阳离子聚合物，抑制钻屑分散；防泥包润滑剂：PF-HLUB，防止钻具泥包。以上述三大主剂为基础，配合降滤失剂、流型调节剂、盐等材料配成HEM钻井液。HEM深水钻井液体系1、体系的构建及作用机理主抑制剂：PF-UHIB聚胺（1）抑制泥页岩膨胀、分散HE56粘土水化主要存在两种机理:一是表面水化，粘土颗粒表面吸附两层水分子;二是当粘土层面间距超过1×10-3μm时，由于渗透压力和双电层斥力所引起的渗透水化，如图所示。因此，抑制表面水化，更要抑制粘土的渗透水化。粘土水化机理●—层间阳离子；○—水分子

黏土的表面水化和渗透水化HEM深水钻井液体系6粘土水化主要存在两种机理:一是表面水化，粘土颗粒7

阳离子抑制剂迁移到页岩层表面，粘土矿物水化表面会呈现出负电性，这样有利于胺基优先吸附到粘土表面。阳离子的加入还可以通过电中和来起到抑制粘土水化膨胀分散的作用。

不带电的高分子成分在主链上有足够的亲水基团，能够优先螯合一些阳离子（Na+等），进一步阻止水化，并且链上有一些疏水基团从而使水分子进不去粘土层间，进而形成较低的水化状态。如图2：

聚胺抑制剂机理抑制机理示意图2

3抑制机理示意图1

HEM深水钻井液体系7阳离子抑制剂迁移到页岩层表面，粘土矿物水化表面会呈聚胺具有独特分子结构能够对粘土晶片起很好的固定作用，因而能破坏粘土的水化结构，显著降低粘土从周围水相中吸收水份的趋势。1.阳离子迁移到粘土表面屏蔽负电荷，减少排斥和膨胀；2.不带电但含有大量亲水基团能螯合没有被取代的阳离子，以防止水化；3.在低水化状态下，两头的胺基通过吸附在粘土片层的底部和顶部，把其拉紧（pintheclaylayerstogether）；4.阳离子抑制剂通过阳离子交换取代水化的钠离子。HEM深水钻井液体系聚胺具有独特分子结构能够对粘土晶片起很好的固定作用，因而能破8机理分析——XRD（25℃）聚胺-MMT层间距的变化（25℃）MI-MMT层间距的变化从XRD曲线可以看出，两种聚胺均能进入粘土的晶层，从而可以阻止水分的进入，防止泥页岩的膨胀。HEM深水钻井液体系机理分析——XRD（25℃）聚胺-MMT层间距的变化（259聚胺抑制性能评价

聚胺PF-UHIB对膨润土的抑制量高，抑制性能好。HEM深水钻井液体系聚胺抑制性能评价聚胺PF-UHIB对膨润土的抑10控制低温流变性；好的低温流动性防止钻井液糊筛跑浆。低分子量包被剂PF-UCAPHEM深水钻井液体系控制低温流变性；低分子量包被剂PF-UCAPHEM深水钻井11防泥包润滑剂PF-HLUBHEM深水钻井液体系防泥包润滑剂PF-HLUBHEM深水钻井液体系12材料功能加量PF-UHIB主抑制剂2~3%PF-HLUB包被剂1~2%PF-UCAP防泥包润滑剂0.6~0.9%NaCl水合物抑制剂5%至饱和KCl抑制剂按需要加PF-FLOTRAL降滤失剂1.0~2.0%HEM钻井液配方HEM深水钻井液体系2、体系性能评价材料功能加量PF-UHIB主抑制剂2~3%PF-HLUB包被132、体系性能评价（SG=1.095）温度Φ600/Φ300Φ6/Φ3GelPa/PaPVmPa·sYPPapH4℃60/407/6

20109.58℃54/377/6

17109.515℃52/366/5

16109.525℃45/326/53/4139.59.540℃39/285/4

118.59.550℃37/275/4

108.59.5（1）温度影响HEM深水钻井液体系2、体系性能评价（SG=1.095）温度Φ600Φ6/Φ3G14YieldPoint,YP6-and3-rpmreadings10-minuteGelStrengthGoodholecleaningHighECDLowECDPoorholecleaningGoodholecleaningLowECDObjectiveHEM深水钻井液体系YieldPoint,YPGoodholeHighLo15钻井液在不同温度下变化平稳钻井液YP随温度的变化3转读数随温度的变化HEM深水钻井液体系钻井液在不同温度下变化平稳钻井液YP随温度的变化3转读数随温16HEM深水钻井液体系HEM深水钻井液体系17（2）温度、压力对流变性影响

HEM体系粘温曲线HEM体系低温压粘曲线（3.5-3.8℃）HEM深水钻井液体系（2）温度、压力对流变性影响HEM体系粘温曲线HEM体系低18（3）NaCl、乙二醇对性能影响温度压力PsiΦ600Φ300Φ6Φ3AVmPa·sPVmPa·sYPPa3℃01521072926764531110015310829267645322100154109282577453230001541102725774433400015611026247846325200154108242277463115℃012185272561362525℃01007226255028221100101732625502822200010273252451292231001037325245230224100103732423523022500010373242352302215%NaCl

＋15%乙二醇HEM深水钻井液体系（3）NaCl、乙二醇对性能影响温度压力Φ600Φ30019（4）体系抑制性评价HEM深水钻井液体系（4）体系抑制性评价HEM深水钻井液体系20常温防膨率，%96.6

HTHP防膨率，%85.8HEM深水钻井液体系常温防膨率，%96.6HTHP防膨率，%85.8HEM深21水基钻井液HEM体系的水合物抑制能力（1.2SG）：水合物抑制的处理剂当加入20％的氯化钠和15％的乙二醇。20MPa:<0.26℃（5）水合物的抑制HEM深水钻井液体系水基钻井液HEM体系的水合物抑制能力（1.2SG）：20MP22使用软件模拟计算LH29-2-2井水合物抑制9%NaCl

＋5%KCl本井作业条件8.5Mpa5℃水合物区非水合物区HEM深水钻井液体系使用软件模拟计算LH29-2-2井水合物抑制9%NaCl＋23本井作业条件8.5Mpa5℃水合物区非水合物区

以LH29-2-2井为例，钻井液中加入9%NaCl和5%KCl，防止水合物生成。HEM深水钻井液体系3.3水合物预防措施本井作业条件水合物区非水合物区以LH29-224钙土污染前后体系AV（6）体系抗钙土污染性能钙土污染前后体系YPHEM深水钻井液体系钙土污染前后体系AV（6）体系抗钙土污染性能钙土污染前后体系25水泥染前后体系AV（7）体系抗水泥污染性能水泥污染前后体系YPHEM深水钻井液体系水泥染前后体系AV（7）体系抗水泥污染性能水泥污染前后体系Y26岩心号气测渗透率Kgmd污染前渗透率Ko，md污染后渗透率Koˊmd渗透率恢复值%214218.6549.2143.3588.1012417.367.126.0785.25（8）储层保护评价实验HEM深水钻井液体系岩心号气测渗透率Kgmd污染前渗透率污染后渗透率Koˊmd27HEM钻井液最高抗温可达160℃。（9）抗温性能评价HEM深水钻井液体系HEM钻井液最高抗温可达160℃。（9）抗温性能评价28（10）HEM低温过筛能力HEM深水钻井液体系（10）HEM低温过筛能力HEM深水钻井液体系29井名水深,m泥线温度,℃井深,mDHAT,℃LH26-2-15438.7400162LH29-2-27425271034LH33-1-16005342640HEM深水钻井液体系3.HEM钻井液现场应用简述井名水深,m泥线温度,℃井深,mDHAT,℃LH26-2-130名称LH26-2-1LH29-2-2LH33-1-1设计性能实际性能实际性能实际性能密度(g/cm3)1.08~1.141.10~1.141.11~1.141.12~1.14粘度(s/qt)45~6045~5845~6250~68PV(mPa.s)<3018~2615~2820~30YP(Pa)10-147~216~1410~17φ6/φ38~12/6~108~12/6~106~9/5~85~9/4~7FLAPI(ml/30min)<63.5~5.83.4~8.03.0~4.5pH值9~109.5109.5MBT<3016~180~8.50~11.2HEM深水钻井液体系3.HEM钻井液现场应用简述名称LH26-2-1LH29-2-2LH33-1-1设计性能31LH29-2-2井12-1/4“井段性能HEM深水钻井液体系LH29-2-2井12-1/4“井段性能HEM深水钻井液体32LH29-2-2井12-1/4“井段性能HEM深水钻井液体系LH29-2-2井12-1/4“井段性能HEM深水钻井液体33HEM深水钻井液体系3.HEM钻井液现场应用简述HEM深水钻井液体系3.HEM钻井液现场应用简述34HEM深水钻井液体系LH33-1-1井井径曲线HEM深水钻井液体系LH33-1-1井井径曲线35HEM水基钻井液体系，通过三口深水井的现场作业来看,HEM体系具有以下特点：对泥页岩具有很好的抑制性、低温流变性井眼清洁效果好良好的井壁稳定性体系材料加量少，易维护。HEM深水钻井液体系4小结HEM水基钻井液体系，通过三口深水井的现场作业来看,HEM体361.深水HEM水基钻井液体系2.HIBDRILL复合盐钻井液体系1.深水HEM水基钻井液体系2.HIBDRILL复合盐钻井液37HIBDRILL钻井液2011.32011.122012.52013.12013.4BZ21-2-1(渤海科学探索井）渤海油田再优快项目-QK18-1油田伊拉克米桑油田缅甸C2区块东海平湖BA6S抢险HIBDRILL复合盐钻井液体系HIBDRILL钻井液2011.32011.122012.538HIBDRILL钻井液HIBDRILL钻井液是油田化学事业部具有完全自主知识产权的低活度双作用膜钻井液体系,该钻井液体系同时具有解决易坍塌泥页岩地层、巨厚盐膏层、压力亏空地层钻井问题的能力，并取得了良好的效果。重晶石加重最大钻井液密度可以达2.6s.g.抗盐能力强（各种饱和盐水及复合盐水均可配浆）封堵能力可承压超过20MPaHIBDRILL复合盐钻井液体系HIBDRILL钻井液HIBDRILL钻井液是油田化学事业部39完成了从海上到陆地，从国内到国外42口高难度井的现场应用HISTORY:使用时间区块井号2011.2BZ34-4-52011.3KL6-4-42011.3BZ21-2-1(科探井)2011.4QK18-2E油田3口井2011.8BZ34-4P3S42011.9KL20-2-1(探井)2011.9BZ25-1A油田4口井2011.12缅甸C1区块3口井2012.2JZ25-1-A油田（11口井）2012.2KL2-1-2（探井）2012.3BZ8-4-2（探井）2012.5伊拉克米桑油田（7口井）2012.6JZ16-2S-1（探井）2013.4QK18-1油田(6口井）HIBDRILL复合盐钻井液体系完成了从海上到陆地，从国内到国外42口高难度井的现场应用HI40HIBDRILL钻井液核心技术：利用特殊的改性聚合物、复合有机盐、黄原胶配合，形成氢键，静态时缠结点增加形成结构，同时合适的离子吸附在STERN层降低ζ电位.使钻井液具有较高的切力，流动时产生分子间解旋作用，具有很低的粘度。利用空间位阻作用形成低粘高切强触变性的结构1、高密度钻井液粘度控制技术保证钻井液在高密度下有良好的流态，长时间静止井筒钻井液而无密度差，减小了井漏的风险。在2.27s.g.时钻井液粘度低于50秒。HIBDRILL复合盐钻井液体系HIBDRILL钻井液核心技术：利用特殊的改性聚合物、复合有4142公司MWFVPVYPΦ6/Φ3FLMBTpHg/cm3

smPa.sPamLg/LCOSL2.21412977/63.35.78.5威德福2.21684686/54.8178.5中石油2.197351115/44.8268.5M-I湛江1.826939108/74.2288.5HIBDRILL钻井液核心技术：1、高密度钻井液粘度控制技术HIBDRILL复合盐钻井液体系42公司MWFVPVYPΦ6/Φ3FLMBTpHg/cm3HIBDRILL体系的综合评价----加重实验密度热滚AVmPa.sPVmPa.sYPPaФ6/Ф3GELPa/PaAPIFLmlHTHPmlPH2.2SG滚前403289/72/6滚后4434108/62/51.69.210.02.3SG滚前433588/62/5.5滚后49.5418.58/62/71.6910.02.4SG滚前533768/62/6滚后564799/53/82.410.810.02.5SG滚前544778/62/7滚后575078/53/112.410.810.02.6SG滚前555059/72/6滚后585088/64/132.410.810.0HIBDRILL复合盐钻井液体系HIBDRILL体系的综合评价----加重实验密度热滚AV43442、抑制多种无机盐溶解的技术采用无机盐与有机盐复配的方式，并优选配比，使多种无机盐在复合盐水中均不溶解。样品种类分散介质HIBDRILL基础盐水NaCl饱和盐水NaCl不溶不溶CaSO4不溶溶解Na2SO4不溶微溶MgSO4不溶溶解CaCl2不溶不溶MgCl2不溶微溶NaNO3不溶溶解Ca(N03)2不溶微溶Mg(N03)2不溶溶解HIBDRILL钻井液核心技术：HIBDRILL复合盐钻井液体系442、抑制多种无机盐溶解的技术样品种类分散介质HIBDRIKL11-2-2井利用HIBDRILL钻出的盐钻屑HIBDRILL钻井液核心技术：2、抑制多种无机盐溶解的技术不仅在室温，在水的亚临界状态下同样不溶解，有效避免盐的重结晶。（通过化学手段弥补温度对水氢键的破坏）HIBDRILL复合盐钻井液体系KL11-2-2井利用HIBDRILL钻出的盐钻屑HIBDR45HIBDRILL钻井液核心技术：3、井壁稳定的技术化学：通过强抑制减缓泥岩水化，通过钻井液低活度高半透膜效率达到离子的活度平衡物理：通过强封堵阻止滤液侵入在BZ34-4-5井实际测压表明，体系可承压20MPa！HIBDRILL复合盐钻井液体系HIBDRILL钻井液核心技术：3、井壁稳定的技术化学：通过4647改变流体流动方向，增强岩石强度，提高地层稳定性SPE28309、SPE37263等渗透驱动力公式：HIBDRILL钻井液核心技术：HIBDRILL复合盐钻井液体系47改变流体流动方向，增强岩石强度，提高地层稳定性SPE2848

渗透压动态模拟过程48

渗透压动态模拟过程49无有效封堵（力的传递、能量损失）PMPP49无有效封堵（力的传递、能量损失）PMPP50有效封堵（半透膜、延缓力的传递、减弱能量损失）PMPPPP50有效封堵（半透膜、延缓力的传递、减弱能量损失）PMPPP51良好的造壁性常温API1.6ml的泥饼

120℃HTHP7.2ml的泥饼

该体系在井底静止温度170℃，井底循环温度123℃，井口返出温度64℃的环境下，钻井液常温API失水能控制在1.6ml，120℃高温高压失水可降至7.2ml。常温API失水给压后瞬时失水，迅速形成泥饼，而且泥饼质量薄而韧。1、HIBDRILL体系在渤海科探井应用效果HIBDRILL复合盐钻井液体系51良好的造壁性常温API1.6ml的泥饼120℃H

8-1/2”井段采用HIBDRILL钻井液体系，总周期24天，不仅在东二段起下钻没有任何阻挂现象，而且在易塌的灰岩玄武岩和安山玄武岩井段起下钻也没有问题。充分证明了HIBDRILL钻井液体系能很好的起到稳定井壁作用，有良好的防塌性。1、HIBDRILL体系在渤海科探井应用效果HIBDRILL复合盐钻井液体系8-1/2”井段采用HIBDRILL钻井液体系，总周期2452MWg/cm3FVsAVmPa.sPVmPa.sYPPaΦ6/Φ3GelPa/PaFLmLMBTg/LpH2.2141362977/63/5.53.35.78.52.2141423399/84/52.65.78.52.275254411311/105/131414.38.52.286260421817/137/189.81782.286680611921/188/199.6178AG-24井2、HIBDRILL体系在伊拉克应用效果HIBDRILL复合盐钻井液体系MWFVAVPVYPΦ6/Φ3GelFLMBTpH2.21453目前已经结束井钻进过程中掉片比weatherford井已经明显减少。Weatherford钻屑COSL钻屑2、HIBDRILL体系在伊拉克应用效果HIBDRILL复合盐钻井液体系Weatherford钻屑COSL钻屑2、HIBDRIL54AGCS23井创48.81天最短单井建井周期记录！12¼”井眼与威德福时效对比

天HIBDRILL复合盐钻井液体系AGCS23井创48.81天最短单井建井周期记录！12¼”55563、HIBDRILL体系在缅甸C2区块应用效果原强抑制钻井液浸泡24h的塌快碎裂HIBDRILL钻井液浸泡72h未破裂井号钻井液体系井深m钻井周期/天迎春-1强封堵KCl/PHPA242064迎春-2HIBDRILL196637迎春-3HIBDRILL245640迎宾-1HIBDRILL256337HIBDRILL复合盐钻井液体系563、HIBDRILL体系在缅甸C2区块应用效果原强抑制钻5657迎春1井（未用本体系）电测困难，阻卡严重，2井电测6趟顺利，3井电测7趟顺利井径规则程度大幅改善3、HIBDRILL体系在缅甸C1区块应用效果HIBDRILL复合盐钻井液体系57迎春1井（未用本体系）电测困难，阻卡严重，2井电测6趟顺574、HIBDRILL体系在QK18-1渤海再优快钻井中的效果主要目的层沙二段地层亏空严重，根据现场最新测压数据的出地层压力系数0.685。钻井液选用HIBDRILL作为8-1/2”井段钻井液体系。现场完成4口井，设计工期34.6天，实际完成23.43天。节约11.17天。最快建井周期从18.81天提高到9.03天，平均建井周期12.36天完钻井井号完钻井深

（m）井段作业周期

（d）钻井时间

（h）钻井生产

时效（%）QK18-1-P103426.008.0