油基钻井液介绍及应用 - 图文

老化温度，℃

AV PV mPa·s mPa·s YP Pa

Φ6/Φ3

FLAPI ml － 0.5 0.3 0.3 0.1

破乳电压 V － 1200 1200 1200 1150

80 滚前 57.0 52.0 5.0 6/5

滚后 59.0 55.0 4.0 4/3

100 滚后 61.5 57.0 4.5 4/3 120 滚后 64.0 56.0 8.0 5/4 140 滚后 66.0 58.0 8.0 7/5

注：老化条件： 16hr 测试温度：30℃

2.2.油基钻井液性能评价

表1-3中温油基钻井液抗温能力

钻屑加量 0

滚前 滚后

3.0%

滚前 滚后

5.0%

滚前 滚后

8.0%

滚前 滚后

10.0%

滚前 滚后

AV 57.0 61.5 54.5 60.0 56.5 62.0 55.5 62.0 54.5 60.5

PV 52.0 57.0 49.0 57.0 52.0 58.5 50.0 59.0 49.0 57.0

YP 5.0 4.5 5.5 3.0 4.5 3.5 5.5 3.0 5.5 3.5

Φ6/Φ3 6/5 4/3 5/4 3/2 5/3 3/2 5/3 4/3 5/3 3/2

FLAPI 0.3 0.3 0.5 0.5 0.3

破乳电压

1200 1150 1100 1000 1000

注：老化条件：100?×16hr 测试温度：30?

2.2.油基钻井液性能评价

对于高温高密度油基钻井液，室内对钻井液基本配方进行了改进，主要在配方中引用了高温稳定剂以及高温降滤失剂，并适当调整了配方，其配方如下： 90％5#白油：10％CaCl2水溶液+4%有机土++5%主乳化剂(PF-MOEMUL)+5%辅乳化剂(PF-MOCOAT)+3.0%高温降滤失剂(PF-MOFAC)+5%降滤失剂(PF-MOTEX)+3.0%润湿剂(PF-MOWET)+1.0%高温稳定剂(PF-MOESA)+2.5%碱度调节剂+加重剂 2.2.油基钻井液性能评价

表1-4高温高密度油基钻井液抗温能力

热滚温度? 密度 AV PV

g/cm3 mPa.s mPa.s

170 200 220 240

1.87 2.25 2.28 2.35

99.5 122.5 127.5 139

76 86 110 125

YP Pa 23.5 36.5 17.5 28

Ф3 格 16 27 11 10

ES API.FL Volts ml 2000 2000 1000 1150

0.6 0.6 0.4 0.2

HTHPFL

ml 4.2 5.2 5.2 11.2

2.2.油基钻井液性能评价

表1-5不同钻井液的泥饼粘附系数及E-P扭矩值(ρ=1.20g/cm3)

体 系 Mf EP扭矩

Plus/KCl 小阳离子 PEM钻井液 油基钻井0.114 21～22

0.152 14～15

0.051 8～9

0 3～5

2.2.油基钻井液性能评价

表1-6PF-HSV4对油基钻井液性能影响(ρ=1.20g/cm3)

PF-HSV4 加量，%

滚前 0 滚后

滚前 2 滚后

AV mPa·s

44.5

46.0

52.0

58.0

PV mPa·s

44.0

39.0

41.0

43.0

YP Pa

Φ6/Φ3

FLAPI ml 0.5

破乳 LSRV 电压（V） （0.3r/min） 1350 9000

0.5 4/3

7.0 7/6

11.0 12/10

15.0 16/14

0.5 1080 74000

注:滚后数据是在100℃下热滚16小时后测定 2.2.油基钻井液性能评价

表1-7稀释剂加量不同时钻井液的流变性

PF-MOTHIN加

量

滚前

空白 0.5% 1.0% 2.0%

52 48 42 40

AV

滚后 58 51 46 41

滚前 41 38 34 35

PV

滚后 43 39 36 35

滚前 11 10 8 5

YP

滚后 15 12 10 6

φ6/φ3 滚前 12/10 9/8 5/4 2/1

滚后 16/14 10/8 8/6 3/2

2.2.油基钻井液性能评价

表1-8钻井液动态损害实验数据

岩心号

层位

动态损害条件

切片1.0cm Kd/Ko(%)

损害时间 (min) 125

93.6

围压 (Mpa)

41

涠二段 涠三段

4.0

压差（MPa） 3.5

速梯

(1/S) 200

42 4.0 3.5 200 125 91.2

注：模拟条件为压差3.5MPa；温度80℃；速梯200S—；污染时间125分钟。 2.2.油基钻井液性能评价

表1-9大块岩样的静态浸泡分散试验(页岩稳定性)

实验介质

油基钻井液

PEM钻井液

两性离子钻

井液

51.4

Plus/KCl钻井液

9.8

回收率（％） 97.2 70.5

表1-10硬脆性泥页岩在不同钻井液滤液中的高温高压膨胀率

钻井液滤液 高温高压膨胀

油基钻井0.7

PEM钻井液

1.5

两性离子钻井

2.1

Plus/KCl钻井

2.5

三、油基钻井液现场应用

? 2002年开始替代国外油基钻井液在BD、LS、WZ现场作业中使用。并取得了如BD19－2－2井、LS4-2-1井等高温高压深井、WZ12-1N－B5井以及三口侧钻井WZ12－1-A16b、WZ12-1A18、WZ12-1A12B井现场应用的成功。

? BD19－2－2井完钻井深5300米，井底温度为213oC，井底液柱压力为85MPa，完钻钻井液密度为1.66g/cm3。LS4-2-1井实际完钻井深为4934米，井底温度为2130C，完钻时钻井液密度为1.96g/cm3。WZ12-1N油田完钻井深为3500~3800米左右，井底温度120~130oC。

? 2003年油基泥浆已经在渤海和南海油田大面积推广使用，其中南海油田采用油基钻井液正在施工的一共14口井，渤海采用油基钻井液施工的井共8口。其中6口井为水平井，两口为大斜度井。 三、BD19-2-2井油基钻井液现场应用

? BD19－2－2井位于海南省陵水县东85公里，其构造位置位于莺琼盆地松涛凸起东北部倾末端，坐标位置为东经:111o09?28.231―北纬:18o21‘05.572‖。

? BD19-2-2是一口高温高压深直井，设计井深为5253米，实际完钻井深为5300米，电测井底温度为213oC，完钻时钻井液密度为1.66g/cm3。 ? 针对莺琼盆地钻探实际情况，宝岛19－2－2井后期(4100~5300米)采用油基泥浆钻进，并通过大量室内试验研究得出了具有长时间的高温高压稳定性、良好的流变性和触变性的油基钻井液。该井是在南海地区高温高压井中第一次使用国产化处理剂的油基钻井液体系。 三、BD19-2-2井油基泥浆现场应用 表3－1宝岛19－2－2井钻井液设计配方