大位移井钻井液

大位移井水基钻井液体系介绍技服公司技术发展中心体系配方海水+3%预水化般土0.2%NaOH+0.2%NaCO3碱度控制1.0%DFD+0.5%PAC-LV滤失量控制2.0%SMP控制高温滤失量2%PF-TEX+3%QS-2控制泥饼质量0.10%XC+2%M317调节流变性0.3%PF-PLUS+3%KCl+4%JLX提供抑制和防塌2%BDL+1%PFK-1+1%PF-GRA提供润滑性钻井液性能钻井液实验条件600/300200/1006/3gelAVmpa.sPVmpa.sYPpa72小时1200C前73/4939/2610/98/1836.52412.5基浆72小时1200C后75/5038/257/53/1237.52512.572小时1200C前100/6751/3313/1211/26503317加重基浆(1.305g/cm3)72小时1200C后102/6751/328/64/17513516钻井液的流变性能钻井液性能钻井液实验条件API滤失量(ml)HTHP滤失量(ml)清水滤失量(ml)泥饼厚度(mm)泥饼渗透率(110-3md)备注72小时1200C滚动前5.711.2基浆72小时1200C滚动后4.48.672小时1200C滚动前5.110.0加重基浆(1.30)72小时1200C滚动后3.77.8HTHP滤失量测试条件：温度800C，压差3.5Mpa，30分钟滤失量；钻井液的滤失性及泥饼性能钻井液性能钻井液实验条件钻井液润滑系数泥饼粘附系数72小时1200C前0.100.11基浆72小时1200C后0.0960.0772小时1200C前0.1240.158加重基浆(1.30g/cm3)72小时1200C后0.1350.103钻井液的润滑性润滑性对比0.1340.1350.090.060.1540.1220.1240.1070.1340.1760.1670.1200.020.040.060.080.10.120.140.160.180.2PEM泥浆Extendril油基配制浆油基井浆QK17-2井浆QK17-2井浆+润滑剂泥浆润滑系数泥饼摩擦系数LEM仪测定的不同泥浆摩擦系数的比较0.530.3060.1660.0860.1320.2620.110.07600.10.20.30.40.50.60＃1＃2＃3＃4＃5＃6＃7＃摩擦系数蒸馏水大位移井基浆油基配制浆油基井浆QK17-2井浆1#+润滑剂2#+塑料小球5#+润滑剂几种泥浆的极压膜强度数据050100150200250300PEM基浆PEM基浆＋润滑剂大位移井泥浆JZ93井浆JZ93井浆＋润滑剂油基泥浆极压膜强度钻井液性能钻井液滚动回收率HTHP膨胀率实验条件海水+5%KCl8.0%-加重基浆96.1%-基浆86.4%1.28%PEM浆52.9%5.99%油基泥浆100%0.91%清水-60.5%滚动回收率测试条件：800C滚动16小时(钻屑加量10%)；高温高压膨胀率测试条件：温度1200C钻井液的抑制性钻井液抑制性对比852.986.496.11000102030405060708090100滚动回收率%海水+5%KClPEM钻井液Extendril钻井液加重Extendril钻井液油基泥浆钻井液抑制性对比60.55.991.280.91010203040506070膨胀率%清水PEM泥浆Extendril泥浆油基泥浆大位移井水基钻井液体系技术特点•携砂能力强。在大位移井中，井眼净化问题是关系着井下安全的一个重要问题，通过大位移井水基钻井液体系的开发，使井眼净化问题得到了改善。•有利于井眼稳定。大位移井中随着井斜角的增加，地层破裂压力梯度相应减少，井眼容易破裂或坍塌，另外，裸眼井段长更容易由于泥页岩水化导致井壁坍塌。新开发的大位移井水基钻井液抑制性好，高于渤海现用PEM浆，与油基泥浆接近。•润滑性能好。大位移井中狗腿、键槽、井眼净化不良引起高扭矩高阻力，从而影响钻井的顺利进行。这就需要大位移井水基钻井液具有良好的润滑性。大位移井水基钻井液体系技术特点•在大位移井水基钻井液中引入了非离子聚合物JLX，研究出具有不同相转变温度的JLX，并使JLX产品系列化，满足了不同井深的要求。利用JLX的相转化特性，改变泥页岩和泥饼表面的润湿性，阻止泥页岩进一步水化膨胀。•利用硅酸盐在滤液中形成胶团及大分子链的桥联作用，而实现对泥页岩的封堵。•大位移井水基钻井液利用多种处理剂的综合协同效应，提高钻井液体系的防塌抑制性。