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渤海X油田无土相水基钻井液室内研究

万里平 张小龙 张力 谢萌 王柏辉

万里平,张小龙,张力,等. 渤海X油田无土相水基钻井液室内研究[J]. 钻井液与完井液,2021,38(5):605-610 doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.05.010
引用本文: 万里平,张小龙,张力,等. 渤海X油田无土相水基钻井液室内研究[J]. 钻井液与完井液,2021,38(5):605-610 doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.05.010
WAN Liping, ZHANG Xiaolong, ZHANG Li, et al.Laboratory study on clay-free water-based drilling fluid in x oilfield of bohai sea[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid,2021, 38(5):605-610 doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.05.010
Citation: WAN Liping, ZHANG Xiaolong, ZHANG Li, et al.Laboratory study on clay-free water-based drilling fluid in x oilfield of bohai sea[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid,2021, 38(5):605-610 doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.05.010

渤海X油田无土相水基钻井液室内研究

doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.05.010
基金项目: 国家科技重大专项“海上钻完井关键技术适应性快速评价技术”(2016ZX05033-004-001)
详细信息
    作者简介:

    万里平,副研究员,博士后,现在主要从事欠平衡钻井研究工作。电话 15928635619 ;E-mail :wanliping72@sohu.com

  • 中图分类号: TE254

Laboratory Study on Clay-free Water-based Drilling Fluid in X Oilfield of Bohai Sea

  • 摘要: 针对渤海X油田存在的黏土分散、软泥岩缩径、起钻遇阻卡、储层段中高孔渗特征等问题,通过优选流变性调节剂、降滤失剂、润滑剂、封堵剂、抑制剂等核心处理剂,形成了一种无土相钻井液,其配方为:海水+0.2%NaOH+0.2%Na2CO3+0.3%PF-VIS+0.3%FA-367+0.6%PAC+2.0%PF-Lube+2%K-HPAM+1.5%超细碳酸钙+1.5%双溶暂堵剂+1%纳米封堵剂JF-1+HCOONa,该钻井液不含膨润土,能有效减少对储层的损害,钻井液滚动回收率在90%以上,且具有良好的热稳定性能及抗岩屑污染能力,形成的封堵层抗压强度在7 MPa以上,因优选HCOONa作加重剂,水基钻井液对WM95S管材腐蚀速率仅为0.0359 mm/a。

     

  • 图  1  5种盐溶液对金属腐蚀实验结果

    图  2  表观黏度随流变性调节剂加量的变化规律

    图  3  动塑比随流变性调节剂加量的变化规律

    图  4  静切力随流变性调节剂加量的变化规律

    图  5  API滤失量随降滤失剂加量的变化规律

    图  6  高温高压滤失量随降滤失加量的变化规律

    图  7  API和高温高压滤失后形成的泥饼

    图  8  润滑系数随润滑剂加量的变化规律

    图  9   岩屑滚动回收率对比

    图  10  岩样线性膨胀率对比

    图  11  封堵层及砂床形貌

    表  1  流变性能评价结果

    流变性调节剂AV/
    mPa·s
    YP/PV/
    Pa/mPa·s
    Gel/
    Pa/Pa
    n
    0.6%PF-VIS480.384.8/8.00.61
    0.6%FA-367400.364.6/8.80.68
    0.6%XC330.364.0/6.00.83
    0.3%PF-VIS+0.3%FA-367460.425.0/9.20.59
    下载: 导出CSV

    表  2  封堵性能及封堵层强度评价结果

    添加剂P/MPaFL/mL
    4%超细碳酸钙3.56.4
    5.07.2
    7.08.8
    4%双溶暂堵剂3.55.6
    5.07.0
    7.08.2
    4%纳米封堵剂JF-13.55.4
    5.06.2
    7.00
    1.5%超细碳酸钙+
    1.5%双溶暂堵剂+
    1%纳米封堵剂JF-1
    3.53.6
    5.00
    7.00
      注:实验时间为30 min
    下载: 导出CSV

    表  3  耐温性能评价结果

    T/
    AV/
    mPa·s
    PV/
    mPa·s
    YP/
    Pa
    Gel/
    Pa/Pa
    FLAPI/
    mL
    FLHTHP/
    mL
    老化前5234186.5/8.03.2
    604930196.0/7.54.27.4
    805030206.0/7.04.07.2
    1004729185.5/6.54.27.6
    1204528175.0/6.04.47.8
    下载: 导出CSV

    表  4  钻井液抗岩屑污染能力评价结果

    岩屑/
    %
    ρ/
    g·cm−3
    实验
    条件
    AV/
    mPa·s
    PV/
    mPa·s
    YP/
    Pa
    FLAPI/
    mL
    FLHTHP/
    mL
    01.05热滚前5234183.2
    热滚后4930194.27.4
    51.13热滚前5540153.2
    热滚后5438164.47.0
    101.16热滚前5844143.0
    热滚后5640164.27.2
    151.18热滚前6742253.6
    热滚后6544214.07.6
      注:实验条件为60 ℃×16 h
    下载: 导出CSV

    表  5  钻井液体系性能对比结果

    体系实验
    条件
    ρ/
    g·cm−3
    AV/
    mPa·s
    PV/
    mPa·s
    YP/
    Pa
    Gel/
    Pa/Pa
    FLAPI/
    mL
    FLHTHP/
    mL
    摩擦
    系数
    回收率/
    %
    测试配方热滚前1.105234186.5/8.03.20.12
    热滚后1.104932176.0/7.54.27.40.1195.2
    PRD热滚前1.104427174.0/5.55.40.15
    热滚后1.104024163.5/5.06.69.20.1493.3
    EZFLOW热滚前1.104630165.0/6.05.20.12
    热滚后1.104224184.0/5.06.08.60.1294.3
    PLUS/KCl热滚前1.104023173.0/4.28.00.18
    热滚后1.103016142/3.610.415.60.1687.3
    PEM热滚前1.104222202.6/3.67.80.20
    热滚后1.103624162.0/4.09.614.40.1688.4
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  • 收稿日期:  2021-07-05
  • 刊出日期:  2021-09-30

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