超深井超高溫水基鉆井液關(guān)鍵技術(shù)探討-文庫吧資料
2025-07-20 01:53本頁面
【正文】 l復(fù)合鹽水基漿）中，系統(tǒng)評(píng)價(jià)了SDT1的超高溫降濾失性能，簡(jiǎn)要結(jié)果如圖13所示。 抗高溫抗鹽聚合物降濾失劑SDT1的研制及評(píng)價(jià)[5]為解決勝科1井超高溫下部井段鉆井液濾失造壁性控制技術(shù)難題，開發(fā)了超高溫抗鹽聚合物降濾失劑SDT1。從表2看出，加入不同降粘劑后的實(shí)驗(yàn)漿180℃/16h老化前后的粘度、切力和API濾失量均有所降低，其中，加入SDW1的實(shí)驗(yàn)漿老化后的粘度、切力和API濾失量最低，并且不增加實(shí)驗(yàn)漿的高溫高壓濾失量，而加入FCLS和xy28的漿老化后的高溫高壓濾失量均高于實(shí)驗(yàn)基漿。sPVmPa結(jié)果見表2所示。 鉆井液用高溫流型調(diào)節(jié)劑SDW1的研制及評(píng)價(jià)SDW1是為解決勝科1超深井高溫高固相條件下的流變性調(diào)控技術(shù)難題而新開發(fā)的高溫流型調(diào)節(jié)劑。sYPPaFL(mL)/pHHTHP(mL)/pHB號(hào)105563249C號(hào)2151308541/D號(hào)1981201613997826/注：B號(hào)實(shí)驗(yàn)漿：勝科1井3447m欠飽和復(fù)合鹽水井漿+ %自來水；C號(hào)實(shí)驗(yàn)漿：B號(hào)實(shí)驗(yàn)漿 + %SMP2膠液（37%）；D號(hào)實(shí)驗(yàn)漿：B號(hào)實(shí)驗(yàn)漿 + % SDK1膠液。表1 SDK1與SMP2對(duì)比實(shí)驗(yàn)結(jié)果（150℃/16h后60℃測(cè)）實(shí)驗(yàn)漿φ600φ300φ6φ3AVmPa該產(chǎn)品在欠飽和復(fù)合鹽水鉆井液體系中的降濾失效果好，并且對(duì)鉆井液的流變性有一定調(diào)控作用。隨膨潤(rùn)土含量增加，老化前后的API濾失量均降低，將pH值調(diào)到與老化前相同后，API濾失量略有下降。塑性粘度在老化前后也都隨膨潤(rùn)土含量增加而增大，將pH值調(diào)到與老化前相同后，塑性粘度降低。 圖9 膨潤(rùn)土含量對(duì)膨潤(rùn)土漿表觀粘度的影響 圖10 膨潤(rùn)土含量對(duì)膨潤(rùn)土漿塑性粘度的影響 圖11 膨潤(rùn)土含量對(duì)膨潤(rùn)土漿屈服值的影響 圖12 膨潤(rùn)土含量對(duì)膨潤(rùn)土漿API濾失量的影響 從圖9至12看出，膨潤(rùn)土漿老化后pH降低，表觀粘度、塑性粘度增大，屈服值和API濾失量老化前后變化規(guī)律性不強(qiáng)。 膨潤(rùn)土含量對(duì)膨潤(rùn)土漿老化前后性能的影響 測(cè)試了不同膨潤(rùn)土含量的膨潤(rùn)土漿經(jīng)240℃/16h后的流變性及濾失性。老化前后的屈服值隨pH增大緩慢增大；pH不高于9時(shí)，將pH值調(diào)到與老化前相同后，屈服值變化不明顯，pH高于9時(shí)，屈服值明顯增大。在考察范圍內(nèi)，隨pH值增加，膨潤(rùn)土漿的表觀粘度老化前后均增大，將pH值調(diào)到與老化前相同后，表觀粘度進(jìn)一步增大。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖圖圖7和圖8所示。從圖4看出，在考察范圍內(nèi)，隨老化溫度增加，膨潤(rùn)土漿老化后的API濾失量增大，API均有所降低。從圖2看出，在考察范圍內(nèi)，膨潤(rùn)土漿老化后的塑性粘度隨老化溫度增加總體呈先增大再減小的變化趨勢(shì)；調(diào)整pH值會(huì)影響膨潤(rùn)土漿的塑性粘度，但對(duì)各溫度下老化后的膨潤(rùn)土漿影響不一。其中，增大到峰值的溫度為120℃和220℃。 圖1 老化溫度對(duì)膨潤(rùn)土漿表觀粘度的影響 圖2 老化溫度對(duì)膨潤(rùn)土漿塑性粘度的影響 作者簡(jiǎn)介：邱正松(1964)，男(漢族)，山東青島人，博士，教授，博士生導(dǎo)師，中國(guó)石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院副院長(zhǎng)，主要從事井壁穩(wěn)定、超深井鉆井液、防漏堵漏以及復(fù)雜油氣層保護(hù)等方面的理論及應(yīng)用技術(shù)研究。2 膨潤(rùn)土漿高溫作用機(jī)理研究[3,4] 溫度對(duì)膨潤(rùn)土漿的影響考察了不同溫度16h老化對(duì)4%膨
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