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乌石17-2油田强封堵合成基钻井液体系

马磊 袁学强 张万栋 曹峰 邓文彪 张雪菲 杨丽丽

马磊,袁学强,张万栋,等. 乌石17-2油田强封堵合成基钻井液体系[J]. 钻井液与完井液,2022,39(5):558-564 doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2022.05.005
引用本文: 马磊,袁学强,张万栋,等. 乌石17-2油田强封堵合成基钻井液体系[J]. 钻井液与完井液,2022,39(5):558-564 doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2022.05.005
MA Lei, YUAN Xueqiang, ZHANG Wandong, et al.A synthetic based drilling fluid with strong plugging capacity for block Wushi17-2[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid,2022, 39(5):558-564 doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2022.05.005
Citation: MA Lei, YUAN Xueqiang, ZHANG Wandong, et al.A synthetic based drilling fluid with strong plugging capacity for block Wushi17-2[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid,2022, 39(5):558-564 doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2022.05.005

乌石17-2油田强封堵合成基钻井液体系

doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2022.05.005
基金项目: 中海石油(中国)有限公司科研项目“南海西部油田上产2000万方钻完井关键技术研究”课题(CNOOC-KJ 135ZDXM38 ZJ 05 ZJ)子课题3任务“乌石17-2油田钻完井液体系储层保护技术研究”
详细信息
    作者简介:

    马磊,硕士,高级工程师,主要从事油气开采工程技术工作。E-mail:malei1@cnooc.com.cn

    通讯作者:

    杨丽丽,副教授,博士生导师,主要从事油气层损害与保护、油田化学等方面研究。 E-mail:yangll@cup.edu.cn

  • 中图分类号: TE254.3

A Synthetic Based Drilling Fluid with Strong Plugging Capacity for Block Wushi17-2

  • 摘要: 乌石17-2油田是南海西部油气藏的重要组成部分,具有重大的勘探开发前景。然而,该区块存在严重的井壁失稳、漏失及储层损害等潜在问题,对钻井液性能提出严峻考验。同时该区块处于国家自然保护区附近,对钻井液环保性要求极高。基于此,该研究提出以气制油作为基液,制备高性能合成基钻井液的研究思路,并优选主、辅乳化剂及高效封堵剂OSD-2,最终形成了一套密度达到 1.5 g/cm3、抗温达150 ℃、高温高压滤失量不大于5 mL,破乳电压不小于400 V 的高性能合成基钻井液体系。此外,该体系具有优异的流变稳定性、润滑性、抑制能力和抗劣质红土侵污染性能,可以满足现场施工要求,并有效解决现场存在的工程问题。

     

  • 图  1  OSD-2扫描电镜微观形貌

    图  2  凝胶微球扫描电镜微观形貌

    图  3  OSD-2聚合物的红外图谱

    图  4  凝胶微球红外光谱图

    图  5  OSD-2的热重曲线

    图  6  凝胶微球热重分析曲线

    图  7  中压滤饼(厚度为0.5 mm)

    表  1  主乳化剂EnvaMul 1699与辅乳化剂EnvaMul 1767加量优选实验

    EnvaMul 1699/%EnvaMul 1767/%实验
    条件
    PV/
    mPa·s
    YP/
    Pa
    FLHTHP/
    mL
    ES/
    V
    2 2 滚前 15 8.7 450
    150 ℃、16 h 18 5.6 9.8 415
    3 3 滚前 17 5.6 516
    150 ℃、16 h 27 6.6 7.4 419
      注:FLHTHP在150 ℃、3.5 MPa、30 min下测定
    下载: 导出CSV

    表  2  主乳化剂THEM-1与辅乳化剂THEM-2加量优选实验

    THEM-1/
    %
    THEM-2/
    %
    实验
    条件
    PV/
    mPa·s
    YP/
    Pa
    FLHTHP/
    mL
    ES/
    V
    2 2 滚前 17 2.0 480
    150 ℃、16 h 18 1.0 6.0 430
    3 3 滚前 16 6.1 533
    150 ℃、16 h 18 4.6 5.4 440
      注:FLHTHP在150 ℃、3.5 MPa、30 min下测定
    下载: 导出CSV

    表  3  封堵剂种类确定

    配方条件AV/
    mPa·s
    PV/
    mPa·s
    YP/
    Pa
    FLHTHP/
    mL
    ES/
    V
    0#热滚前20.0166.1533
    150 ℃、 16 h22.5184.65.4440
    1#热滚前20.0155.1581
    150 ℃、 16 h21.5183.64.4467
    2#热滚前19.0137.1568
    150 ℃、 16 h19.5172.87.0465
    3#热滚前16.5115.6598
    150 ℃、 16 h21.0156.14.8510
      注:FLHTHP在150 ℃、3.5 MPa、30 min下测定
    下载: 导出CSV

    表  4  合成基钻井液抗劣质红土污染性能评价

    劣质红土/
    %
    实验
    条件
    PV/
    mPa·s
    YP/
    Pa
    FLHTHP/
    mL
    ES/
    V
    备注
    5热滚前176.6572
    污染后187.7584
    热滚后225.1468无沉淀
    10热滚前193.1512
    污染后186.6528
    热滚后214.62.8528无沉淀
    15热滚前155.1510
    污染后188.7485
    热滚后226.13.0435无沉淀
      注:热滚条件为150 ℃、16 h
    下载: 导出CSV

    表  5  合成基钻井液优化前后的性能对比

    实验条件PV/
    mPa·s
    YP/
    Pa
    滤饼黏
    滞系数
    FLHTHP/
    mL
    抗劣质红
    土污染/%
    岩屑滚动
    回收率/%
    优化前29.55.616.087.3
    优化后21.53.60.134.410100.0
    下载: 导出CSV
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出版历程
  • 收稿日期:  2022-04-04
  • 修回日期:  2022-04-26
  • 录用日期:  2022-05-14
  • 刊出日期:  2023-01-10

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