油基钻井液技术交流长城(修改)

厚德、创新、优质、亲和——共赢湖北汉科新技术股份有限公司荆州市汉科新技术研究所2011年06月油基钻井液新技术厚德、创新、优质、亲和——共赢汇报内容HMO油基钻井液技术HMO油基钻井液流变性调控技术HMO油基钻井液封堵和井壁稳定技术全油基钻井液技术可逆乳化钻井液技术厚德、创新、优质、亲和——共赢用于钻复杂地层，有利于井壁稳定软、硬脆性泥页岩等易垮塌地层蒙脱石含量较高的水敏性地层盐膏层大位移、水平井高温高压井有利于储层保护油基钻井液可解决的问题厚德、创新、优质、亲和——共赢类型组分开始使用时间特点原油作为钻井液原油1920年前后有利于防塌、防卡和保护油气层，但流变性不易控制，易着火，使用范围仅限于100℃以内浅井油基钻井液柴油、沥青、乳化剂及少量水（7%以内）1939年具有油基钻井液的各种优点，可抗200～250℃高温，但配制成本高，较易着火，钻速较低油包水乳化钻井液柴油、乳化剂、润湿剂、亲油胶体、乳化水（10%～60%）1950年前后通过水相活度控制有利于井壁稳定，与全油基钻井液相比不易着火，配制成本有所降低，抗温可达200～230℃低毒油包水乳化钻井液矿物油、乳化剂、润湿剂、亲油胶体、乳化水（10%～60%）1980年具有油基钻井液的各种优点，同时可有效地防止对环境的污染，特别适用于海洋钻井第一代合成基钻井液合成基液、乳化剂、润湿剂、亲油胶体、乳化水（10%～60%）1990年酯基、醚基、聚α-烯烃（PAO）、缩醛等人工合成的有机物作为基液。可生物降解，直接向海洋排放，抗温性差。第二代合成基合成基液、乳化剂、润湿剂、亲油胶体、乳化水（10%～60%）1995年线性烷基苯（LAB）、线性石蜡LP、线性α-烯烃（LAO）、异构烯烃（IO）全油基钻井液基液、增粘剂、降滤失剂2000年机械钻速高、井壁稳定、减轻乳化堵塞可逆乳化钻井液基液、亲油胶体、乳化剂、润湿剂、乳化水（10%～60%）降滤失剂2000年以后油包水和水包油之间相互转化国外油基钻井液的发展简况厚德、创新、优质、亲和——共赢原油钻井液柴油基钻井液白油基钻井液气制油基钻井液全油基钻井液国外国内开始研究时间始于20年代60-70年代处理剂情况种类多且配套种类数量极少油基钻井液体系体系多单一商业化程度程度高商业化程度较低现场应用技术成熟，应用广泛应用不普及总的来说，国内与国外还存在一定的差距国外油基钻井液现状厚德、创新、优质、亲和——共赢国家863项目的子项目，汉科公司于1998年启动。2001年开始替代国外油基钻井液在BD、LS、WZ现场作业中使用。2002年油基钻井液开始在渤海和南海油田大面积推广使用。2003年后油基钻井液在新疆克拉玛依油田、塔里木和墨西哥、委内瑞拉、印尼开始推广应用。2004年第一代油包水合成基钻井液体系（酯基），在绥中36-1油田、秦皇岛32-6油田的鱼骨刺型水平分支井中获得成功应用。（国内首次）2005-2007年第二代油包水合成基（气制油基）在中海油BZ25-1油田和印尼应用共计10口井。（国内首次）2009年全油基钻井液在辽河油田沈307井成功应用。（国内首次）2009年研制成功可逆乳化钻井液体系。汉科油基钻井液技术始终领先于国内同行与国外油基钻井液发展基本保持一致汉科油基钻井液的发展历程厚德、创新、优质、亲和——共赢厚德、创新、优质、亲和——共赢柴油基白油基合成基HMO油基钻井液体系厚德、创新、优质、亲和——共赢不同温度不同比重不同加重材料HMO油基钻井液体系厚德、创新、优质、亲和——共赢油包水钻井液合成基钻井液全油基钻井液可逆转乳化钻井液HMO油基钻井液体系厚德、创新、优质、亲和——共赢体系配方材料浓度（kg/m3）白油80020%CaCl2盐水200VERSAMUL28.5VERSACOAT11.4VERSAWET5.7VERSAGEL21CaO24ERSATROL11.4SOLTEX8.9材料中低温（≤180℃）高温(180~230℃)油水比（基础油∶CaCl2水溶液）80:20/90:10/70:3090∶10MOEMUL主乳化剂（%）1.0~1.51.5~2.0MOCOAT辅乳化剂（%）0.5~1.00.5~1.0MOWET润湿剂（%）0~0.5可调0.5~1.0可调MOGEL有机土（%）2.0~3.02.0~3.0MOTEX降滤失剂（%）2.5-3.03.0~5.0HSV-4提切剂（%）0~0.8可调0~0.8可调CaO（%）2.02.0加重剂重晶石重晶石、铁矿粉乳化剂总量4.56%YC13-1-A12Sah井MI公司VERSACLEAN汉科HMO-OBM乳化剂、辅助乳化剂、润湿剂可以合三为一HMO油基钻井液技术与国外对比厚德、创新、优质、亲和——共赢体系性能油水比热滚条件AVmPa·sPVmPa·sYPPaYP/PVΦ6/Φ3FLAPImlFLHTHPmlESV9：1滚前181530.202/1640滚后201640.252/12.07.012008：2滚前24.5204.50.234/3540滚后272340.173/20.82.06707：3滚前34.5286.50.235/4450滚后35.5296.50.225/40.81.8550配方：油水比（5#白油：20%CaCl2=8:2）+1.5%主乳化剂+0.5%辅助乳化剂+0.5%润湿剂+3%有机土+3%MOTEX+2%碱度调节剂CaO+重晶石加重至1.2g/cm3热滚条件：120℃×16h流变性测定温度：50℃密度g/cm3热滚条件AVmPa·sPVmPa·sYPPaYP/PVΦ6/Φ3FLAPImlFLHTHPmlESV2.2滚前655960.106/5850滚后645860.106/51.89.615002.4滚前847770.098/6900滚后827570.098/63.210.81900热滚条件：180℃×16h流变性测定温度：66℃配方：油水比（5#白油：20%CaCl2=8:2）+1.5%主乳化剂+0.5%辅助乳化剂+1.0%润湿剂+3%有机土+3%MOTEX+2%碱度调节剂CaO+重晶石加重中低温油基钻井液高温高密度油基钻井液HMO油基钻井液技术厚德、创新、优质、亲和——共赢体系性能配方：油水比（基油：20%CaCl2=8:2）+1.5%主乳化剂+0.5%辅助乳化剂+0.5%润湿剂+3%有机土+3%MOTEX+2%碱度调节剂CaO+重晶石加重至1.8g/cm3热滚条件：120℃×16h流变性测定温度：50℃热滚条件：120℃×16h流变性测定温度：50℃不同基液不同油水比配方热滚条件AVmPa·sPVmPa·sYPPaYP/PVΦ6/Φ3FLAPImlHTHPmlESV0#柴油滚前423390.278/7780滚后42.5357.50.216/52.468705#白油滚前49.5418.50.217/6450滚后585170.145/422.8700贝克休斯气制油滚前362790.339/8680滚后353050.174/32.04690油水比热滚条件AVmPa·sPVmPa·sYPPaYP/PVΦ6/Φ3FLAPImlHTHPmlESV9：1滚前363150.164/3970滚后413740.113/23.4613008：2滚前49.5418.50.217/6450滚后585170.145/422.87007：3滚前7963150.2411/9570滚后7765120.189/70.81.8630配方：油水比（5#白油：20%CaCl2=）+1.5%主乳化剂+0.5%辅助乳化剂+0.5%润湿剂+3%有机土+3%MOTEX+2%碱度调节剂CaO+重晶石加重至1.8g/cm3HMO油基钻井液技术厚德、创新、优质、亲和——共赢高温深井：BD19-2-2：井深5300m，井底温度213℃，泥浆密度1.66g/cm3；LS4-2-1：井深5223m，井底温度200℃，泥浆密度1.95g/cm3。硬脆性泥页地层：南海WZ12-1N油田145口开发井大斜度井，分支井，水平井：渤海BZ25－1油田、QK18－2油田14口、番禺30-1等使用。现场应用类型井数（口）海上陆地国外常规定向井1452217大位移井32水平井3616高温高压井8欠平衡钻井5合计2212733281口HMO油基钻井液现场应用情况厚德、创新、优质、亲和——共赢汇报内容HMO油基钻井液技术HMO油基钻井液流变性调控技术HMO油基钻井液封堵和井壁稳定技术全油基钻井液技术可逆乳化钻井液技术厚德、创新、优质、亲和——共赢过去，油基泥浆提切和稀释一直是个难题。开发出相配套的流型调节剂(提切剂)HSV-4，进一步增强了油基钻井液的动态携砂能力和静态悬砂能力。开发出相配套的稀释剂MOTHIN，使体系的维护更简单。提高油基钻井液井眼净化能力。HMO油基钻井液流变性调控技术厚德、创新、优质、亲和——共赢流变调控技术-提切HSV-4加量实验条件AV（mPa•s）PV（mPa•s）YP（Pa）Φ6/Φ3FLAPI（mL）ES（V）LSRV（mPa•s）0滚前24.5195.55/4630滚后211833/22.0746119000.5%滚前32.52111.59/7793滚后35221310/83.0995296370.8%滚前35211412/11848滚后40241613/123.41127320131.0%滚前38231516/15滚后43241917/154.21209341571.5%滚前42241818/17893滚后46.52620.522/194.4119435270注：老化条件：120℃×16h，测试温度：50℃。密度：1.20g/cm3HMO油基钻井液流变性调控技术厚德、创新、优质、亲和——共赢流变调控技术-应用实例WZ11-1N项目中的12.25”井段作业中，井斜最大89度,裸眼段最长的2000米左右。HSV-4提高6转和3转读数，保持一定低剪切速率下的粘度，以提高岩屑携带和悬浮能力，防止停泵时形成岩屑床；四口井直接起钻，证明井眼比较清洁，没有岩屑床存在。HMO油基钻井液流变性调控技术厚德、创新、优质、亲和——共赢HXW具有很好的分散性和悬浮性，可均匀分散在钻井液表面，形成网状结构，充分缠绕、捕获杂物，从而可以成倍地增加钻井液的携岩能力，可以有效的捕获钻屑、金属碎片、砂子和砾石，具有很好的化学惰性、无毒性，适用于各种类型的钻井液体系。水平井大斜度井段易造成岩屑在环空中滞留或形成岩屑床。在钻井液性能无法满足携带要求的极端条件下可使用清洁纤维HXW增加钻井液的携带性代替重塞和稠塞进行井眼清扫。井眼清扫技术配方热滚条件AVmPa•sPVmPa•sYPPaYP/PVΦ6/Φ3FLAPImLLSRV1#滚后211830.1673/22.0119002#滚后211830.1673/22.029800实验配方1：基础油基钻井液加重到1.2g/cm3；实验配方2：油基钻井液+0.5%清洁纤维HXW。HMO油基钻井液流变性调控技术厚德、创新、优质、亲和——共赢汇报内容HMO油基钻井液技术HMO油基钻井液流变性调控技术HMO油基钻井液封堵和井壁稳定技术全油基钻井液技术可逆乳化钻井液技术厚德、创新、优质、亲和——共赢硬脆性泥页岩地层微裂隙和层理发育页岩气水平井1、问题的提出HMO油基钻井液封堵和井壁稳定技术厚德、创新、优质、亲和——共赢油基钻井液油基钻井液的微裂缝封堵技术解决页岩的水化不能阻止滤液沿微裂缝的侵入油基钻井液压差传递引起剥落掉块，甚至井塌HMO油基钻井液封堵技术厚德、创新、优质、亲和——共赢封堵材料名称代号浓度%功能刚性超微细纳米颗粒MONTF2-3刚性充填微细纳米颗粒，改善泥饼质量沥青类乳化封堵材料MORLF3-5柔性的纳米乳液充填封堵粒子，有“糊壁”的效果，改变钻井液颗粒的粒径级配，降低HTHP滤失量树脂类封堵材料HFR2可软化的复合树脂，粒径分布宽，随井温的升高开始软化，形成封堵膜。降滤失剂MOTEX3可变形软化的沥青颗粒降滤