基钻井液（共7篇）
基钻井液 篇1
随着油气田资源的不断减少开采难度不断增加, 之前油基钻井液很难满足复杂井的井的钻进工作要求, 仿油基钻井液凭借其性能优点在当前油井钻进作业中得到大力推广, 因此加强仿油基钻井液技术研究具有重要的现实意义。
一、两种仿油基钻井液配方介绍
通过调整处理剂添加量以及不断优选, 最终得出性能优质的1#与2#两种仿油基钻井液, 下面逐一对其配方情况进行介绍。
1#仿油基钻井液采用抗120℃的重晶石、7%MEG、2%的防塌降滤失剂、3%的聚合醇、4%的抗高温聚合物降滤失剂、1%的聚合物降滤失剂、0.3%的聚合物包被剂、0.1%聚合物增粘剂以及4%的土浆配置而成;而2#仿油基钻井液的配方和1#配方相似, 但相对较为复杂主要由:抗170℃的重晶石、0.2%的表面活性剂、0.5%氧化钙、3%的防卡润剂、3%防塌降滤失剂、3%聚合醇、7%MEG、6%抗高温降滤失剂、4%抗温抗盐降滤失剂、0.5%聚合物降滤失剂、0.1%聚合物包被剂、0.4%氢氧化钠以及5%的土浆。
二、两种仿油基钻井液性能研究
仿油基钻井液质量优劣很大程度上取决于其流变性能、抗膏盐污染能力、润滑性能以及油气层保护性能, 因此, 为保证钻井作业中充分发挥仿油基钻井液应注重上述性能指标的测定。下面着重介绍1#和2#仿油基钻井液性能状况。
1 两种仿油基钻井液流变性能
为测定两种仿油基钻井液的流变性能, 将1#仿油基钻井液在120℃温度条件下热滚16h, 2#仿油基钻井液热滚温度为170℃, 其余条件相同。在室温条件下对其流变性能进行测定, 具体指标如表1所示。
由表中数据可知, 仿油基钻井液在1.7g/m3以及1.4g/m3密度时高温高压和中压滤失量较低, 流动性均比较好, 由此可知两种仿油基钻井液的抗温能力较强, 可满足深井钻井作业的需要。
2 两种仿油基钻井液的抗膏盐污染能力
实际钻井作业中经常遇到石膏或盐层, 为降低该状况下钻井作业难度, 要求仿油基钻井液具备较强的抗膏盐能力。因此有必要对仿油基钻井液的抗膏盐能力强弱进行测定, 以选择合适的仿油基钻井液。
试验过程中将1#仿油基钻井液密度调至1.4g/m3, 2#仿油基钻井液调至1.8g/m3, 分别在120℃和170℃高温条件下热滚处理后, 对其抗膏盐能力进行测定评估, 从测定的试验结果来看1#与2#仿油基钻井液抗膏盐污染能力较强, 均能满足实际钻井施工要求。
3 两种仿油基钻井液抑制性能
抑制性能是评价仿油基钻井液性能优劣的重要指标之一, 为选择性能优质的仿油基钻井液应注重其抑制性能的测定。本文测定两种仿油基钻井液抑制性能时选择清水为参考, 统计试验结果可知, 1#与2#两种仿油基钻井液岩屑回收率分别为94.6%、93.3%, 而清水的岩屑回收率仅为27.48%, 而且具有较低的线性膨胀量, 由此可知两种仿油基钻井液抑制性能较强。
4 润滑性能
为准确把握两种仿油基钻井液的润滑性能, 试验时拟使用手柄式摩擦系数测定仪分别测定1#与2#仿油基钻井液的润滑性能。测定时将其在170℃温度条件下进行热滚处理16h后, 对其摩擦系数进行测定结果显示为1#和2#摩擦系数为0.042、0.051。而在相同条件下的油基钻井液摩擦系数为0.034, 由此可知1#和2#的仿油基钻井液润滑性能与油基钻井液润滑性能差别不大, 且均具有较好的润滑性能。
5 油气层保护性能
在3.5MPa压差条件下, 分别使用1#与2#仿油基钻井液污染岩心2h, 经反排处理后对其渗透率恢复值进行测定。分析测定结果可知1#仿油基钻井液密度1.4g/m3以及2#仿油基钻井液密度1.8g/m3均达到了超过80%的渗透率恢复值, 由此可知两种仿油基钻井液的具有良好的储层保护性能。
通过试验测定1#与2#仿油基钻井液各方面性能, 结果显示其均能满足实际钻井作业需要, 因此在实际施工中应注重应用和推广。
二、仿油基钻井液的实际应用
将试验后的两种仿油基钻井液用于实际的钻井作业中, 其钻井深度从900~7000m不等, 结果取得了较佳的钻井效果:钻井过程中几乎未出现卡钻、遇阻等不良情况, 而且达到了较好的油气层保护效果。部分油气井达到较高日产量。另外, 仿油基钻井液的优点还表现在:首先, 凭借仿油基钻井液良好的流变和抗温能力, 使循环压耗得到降低, 大大减小了井漏情况的发生;其次, 由于其润滑性能和封堵能力表现优异, 有效避免了压差卡钻情况的发生;最后, 使用油基钻井液不但维护方便, 而且体系转化较为简便。除此之外, 仿油基钻井液比普通和油基钻井液费用高4~6倍, 不过其能大大提高钻井效率, 因此从整体来看, 仿油基具有较高的经济效益。
结语
经过对两种仿油基钻井液配方、流变性能、抗膏盐污染能力以及油气层保护性能等研究, 发现仿油基钻井液在钻井作业中与传统的油基钻井液配方优势比较明显, 因此适合在复杂状况的钻井作业中应用。另外, 为保证钻井作业的顺利进展, 施工技术人员应结合钻井要求, 加强仿油基钻井液性能的研究, 使其在原有基础上性能得到再次提升, 使仿油基钻井液更好的为钻井作业提供方便。
参考文献
[1]李明.仿油基钻井液体系的研究及应用[D].长江大学, 2013.
[2]王睿, 李巍, 王娟.仿油基钻井液技术研究及应用[J].精细石油化工进展, 2011, 08:1-3.
油水比对油基钻井液流变性的影响 篇2
关键词：油水比,油基钻井液,流变性
近年来,随着国内能源需求的增加,石油勘探开发逐渐向深部和复杂地层发展。钻探深井、超深井、大斜度井、多分支井、水平井等复杂井的数量越来越多; 特别是随着非常规油气资源的开发,对油基钻井液体系的需求越来越大。随着油基钻井液应用的不断推广,人们对油基钻井液流变性等性能的研究也越来越多。长城钻探工程研究院的王健研究了高温和高压下全油基钻井液的流变性[1],鄢捷年教授团队也对油基钻井液高温高压流变参数构建了预测模型[2],中国石油大学( 华东) 的刘扣其等也对深水低温条件下油基钻井液流变性能进行了研究[3]。这些研究仅仅局限于不同压力和不同温度下的油基钻井液的流变性能,却从未考虑过可能由地层水造成水侵给油基钻井液带来油水比的变化,以及油水比的变化对油基钻井液流变性产生的影响。本文则针对油水比对油基钻井液流变性的影响进行研究。深入的探讨了当发生水侵后出现不同的油水配比时,油基钻井液流变性等性能的变化。
1 实验材料与方法
1. 1 实验药品及油基钻井液
柴油,中石油0#柴油; 有机土、乳化剂、石灰、降滤失剂、重晶石、流型调节剂、润湿剂,均来自四川正蓉实业; Ca Cl2,成都科龙试剂厂。
油基钻井液的配方( 油水比= 8∶ 2) : 59. 4% 柴油+ 2. 2% 有机土+ 3. 0% 乳化剂+ 1. 5% 石灰+14. 8% Ca Cl2盐水+3. 0% 降滤失剂+0. 7% 滤失剂+重晶石+ 流型调节剂。
1. 2 实验仪器
M3600 自动流变仪,美国Grace仪器公司; 六速旋转黏度计,青岛同春仪器; 高速搅拌器,青岛同春仪器; 比重秤,四川苌钲化玻; 千分之一电子天平,上海浦春。
1. 3 实验方法
( 1) 配制油水比为8 /2 的油基钻井液原浆。
( 2) 在M3600 自动流变仪上分别将温度设置为30 ℃ 、60 ℃ 、90 ℃ ,将剪切速率设定为1 021. 38 s- 1,510. 69 s- 1,340. 46 s- 1,170. 23 s- 1,10. 214 s- 1,5. 107 s- 1,1. 702 s- 1,0. 851 s- 1等程序,测出钻井液在不同转速下的各流变参数。
( 3) 在原浆中加地层水配制出油水比为7 /3,6 /4,5 /5,4 /6,3 /7,2 /8 等油基钻井液。
( 4) 对每组油水比的钻井液重复步骤( 2) 、( 3) 。
2 实验结果与分析
钻井液的流变性是指在外力作用下,钻井液发生流动和变形的特性,其中流动性是主要方面。钻井液的流变性通常是通过钻井液的流变曲线和塑性黏度、动切力、静切力和表观黏度等流变参数来表示。钻井液流变性在解决携带岩屑,保证井底和井眼清洁; 悬浮岩屑与重晶石; 提高机械钻速; 保持井眼规则和保证井下安全等方面具有十分重要的作用,是钻井液的基本性能。通过分析不同油水比时油基钻井液流变参数的变化,分析水侵程度对钻井液的影响。
2. 1 油水比对流变参数的影响
当地下发生水侵的时候,地层水可能会进入油井,致使钻井液呈现出不同的油水比,此时,钻井液的性能的变化对于工作的影响具有非常重要的研究意义。同时研究油水比对钻井液性能的影响也有利于研究水侵对钻井带来的影响,以及不同水侵程度时钻井液性能的变化。钻井液的流变性是钻井液最主要的特征之一,因此研究油水比对油基钻井液流变性的影响,非常有必要。
2. 1. 1 油水比对流型的影响
钻井液的流型判断是分析钻井液流变性的重要过程,也是间接分析钻井液性能特点的有效方式。为了研究油水比对油基钻井液流变性的影响,这里以温度为30 ℃ 时为例,分别测出油水比为8 /2、7 /3、6 /4、5 /5、4 /6、3 /7、2 /8 下,不同转速下钻井液的流变性参数。该油基钻井液在不同油水比下的流变曲线如图1。
从图1 和表1 中可以看出: 油水比大于1 的时候,该油基钻井液的流型为塑性流体,满足宾汉模式。塑性流体不是加很小的剪切应力就开始流动,而是必须加一定的力才开始流动。塑性流体的静切应力是指使流体开始流动的最低剪切应力。在初始阶段剪切应力和剪切速率并不是线性关系,说明此时的钻井液还不能被均匀剪切。
但随着油水比的不断下降,当油水比小于1 的时候,该油基钻井液的流型更趋向于假塑性流体,越来越符合幂律模式[4]。假塑性流体的流变曲线特征是曲线通过原点并凸向剪切应力轴。而且假塑性流体的剪切应力与剪切速率之比总是变化的,即在假塑性流体的流变曲线中不存在直线段。同时假塑性流体不存在静切应力,世家很小的剪切应力就能产生流动。
2. 1. 2 油水比对剪切应力的影响
研究油水比对剪切应力的影响,故这次固定的温度和剪切速率下进行。在30 ℃,60 ℃,90 ℃ 下,剪切速率为1 021. 38 s- 1时,油基钻井液的剪切应力随着油水比的变化曲线如图2。
由图2 可以看出,随着油水比的不断降低,油基钻井液的剪切应力不断增大,即它的黏滞性不断增强。液体的黏滞性是指液体流动时所具有的抵抗剪切变形的物理性质[5]。根据上图还可以看出随着油水比的不断降低,剪切应力上升的越快,但是当剪切应力上升到某一固定值后,油水比继续降低,剪切应力不再发生变化。这是由于钻井液中的水相过多,已经将钻井液的油滴完全冲散。从图中还可以看出,油水比大于6 /4 时,油基钻井液的剪切应力随油水比的变化较小,油水比小于6 /4 之后,变化加剧。
除此之外还可以发现,同一油水比的油基钻井液温度越高,剪切应力越小。这是因为温度升高,使钻井液中的液滴活动加剧,从而降低了钻井液的黏滞性,降低了油基钻井液的剪切应力。
2. 1. 3 油水比对黏度的影响
表观黏度是指在某一剪切速率下剪切应力与剪切速率的比值,是判断钻井液流变性的重要参数之一。
表观黏度是流体在流动过程中变现出的总黏度。表观黏度随剪切速率增加而降低的特性称为剪切稀释性。钻井液的剪切稀释性指的是动切力与塑性黏度的比值( 简称动塑比) ,较高的剪切稀释性可以使钻井液在高剪切速率下有效的破岩和在低剪切速率下携带岩屑。钻井液表观黏度随剪切速率增加而降低的幅度越大,钻井液的剪切稀释性越强[6,7]。由图3 可以看出,随着油水比的不断降低,油基钻井液的黏度不断增大,而且黏度上升的幅度随着油水比的降低而增大,但是黏度上升到某一固定值后,油水比继续降低,黏度不再发生变化。
从图3 中还可以看出同一油水比的油基钻井液温度越高,黏度越小。这是因为温度升高,使钻井液中的液滴活动加剧,从而降低了钻井液的黏度。
从图4 中可以很清晰的看出同一剪切速率下油水比越大,黏度越低,剪切速率大于170. 23 s- 1时,黏度随剪切速率的变化比较小; 当剪切速率小于170. 23 s- 1时,黏度随剪切速率的减小而增大,而且幅度越来越大。
2. 1. 4 油水比对静切应力的影响
静切应力是反应钻井液触变性强弱的一个重要参数。因此,研究油水比对静切力的影响,同时也是间接的在研究油水比对钻井液触变性的影响,具有非常重要的意义。
钻井液的静切力指的是钻井液静止时,破坏钻井液内部单位面积上的结构所需的剪切力。而钻井液的触变性指的是指搅拌后钻井液变稀,静置后又变稠的性质。良好的触变性,既有利于钻屑的悬浮,有不至于恢复循环时开泵泵压过高。静切力一般用终切与初切之差相对表示钻井液触变性的强弱。由图5 可以看出,随着油水比的不断降低,油基钻井液的静切应力不断增大。且随着油水比的不断降低,静切应力上升的速度原来越快,但是当静切应力上升到某一固定值后,油水比继续降低,剪切应力不再发生变化。这是由于钻井液中的水相过多,已经将钻井液的油滴完全冲散。使钻井液已由W/O型变成了O/W型乳状液。从图中还可以看出,油水比大于6 /4 时,油基钻井液的剪切应力随油水比的变化较小,油水比小于6 /4 之后,变化明显加剧。
除此之外还可以发现同一油水比的油基钻井液温度越高,静切应力越小。这是因为温度升高,使钻井液中的液滴活动加剧,使钻井液的空间网状结构的强度变弱,从而降低了钻井液的静切应力。
2. 2 油水比对钻井液性能的影响分析
当井下发生水侵后,钻井液的油水比就会发生变化。相体积理论认为相体积直接影响了乳状液体系的形成。相体积比也直接影响了乳状液的稳定性。此次的油基钻井液原浆即为油包水乳状液。从几何角度来讲,若分散相( 设为水相) 体积小于26% ,可以形成W / O型乳状液; 超过74% ,就只能形成O/W型乳状液。若分散相体积介于26% ~74% ,则O / W型或W / O型乳状液都有可能形成[8]。
2. 2. 1 不同油水比油基钻井液的稳定性
油基钻井液破乳电压是乳化体系稳定性的重要参考指标,破乳电压越高,乳状液越稳定。油包水乳化钻井液破乳电压应在400 V以上。为了研究不同油水比下油基钻井液的稳定性,测出不同油水比下的油基钻井液的破乳电压,如图6。
由图6 可知,随着水相在钻井液中占的比例不断加大,油基钻井液的破乳电压不断降低,到最后趋于稳定。油水比大于1 时,破乳电压下降的速度非常快,说明此时钻井液的稳定性急剧变差。当油水比小于1 后,破乳电压的下降速度趋于缓和,此时水相已经把油滴完全冲散,使油滴无法聚结。
同样也可以看出,当发生水侵时,水侵前期会对钻井液的稳定性造成极大地破坏。当油水比到达1后,破乳电压低于400,已经不能满足钻井液最基本的要求。
2. 2. 2 液滴大小的影响
在配制不同油水比的钻井液的过程中发现,随着油水比的不断减小,钻井液的颜色也随之变浅,逐渐变白。这是由于液滴大小变化引起的。液滴的大小同样影响着乳状液的稳定性。动力学角度来看,液滴越小,乳状液越稳定,这是因为在聚结速度相同的情况下,液滴越小,乳状液分层所需要的时间越长,即越稳定。从热力学角度来看的话,分散液滴越小,油水的界面积就越大,体系的界面能也就越大,液滴趋向于相互聚结来降低界面能,乳状液越趋于不稳定。大量的实验表明,分散液滴粒径在100 ~300 nm时,体系的乳液相对稳定。
3 拟合模型的建立
上面的分析只是让我们看到了当油水比大于3 /7 时油水比对油基钻井液流变性的影响,这里,应用SPSS软件,运用已知数据构建油基钻井液各流变参数随油水比变化的拟合曲线,构建拟合模型。
根据所测数据,运用SPSS软件对各流变参数的拟合结果如下。
由图7,图8 和图9 可以很清楚的看出当钻井液呈现任一油水比( 油水比小于5) 时所对应的剪切应力,黏度和静切应力。在上图中 γ( 油水比) = V油/V水。同时通过SPSS的拟合还可以得到剪切应力,黏度,静切应力随油水比变化曲线的拟合度以及拟合的模型( 表2) 。
通过拟合模型可以准确计算出每一油水比( 油水比小于5) 时所对应的各流变参数的具体值。同时也可以很清楚的看出各参数的拟合度非常高,具有一定的可靠度。
4 结论
( 1) 当油水比大于1 时,油基钻井液属于塑性流体,油水比的变化不会对油基钻井液的流型产生影响,但是会影响流变模式中的一些参数。当油水比小于1 时,油基钻井液更倾向于假塑性流体,符合幂律模式。
( 2) 同一温度下,随着油水比的不断降低,即钻井液中水的比重的不断增加,油基钻井液的剪切应力,粘度以及静切力都升高。
( 3) 同一油水比的油基钻井液温度越高,剪切应力、黏度、静切应力都越小。随着油水比的不断减小油水比最流变参数的影响越剧烈,这是因为水侵导致钻井液中的水相已经将油相冲散,使原来的W / O型乳状液变成了O / W型。
( 4) 随着油水比的不断降低,油基钻井液的破乳电压不断降低,即稳定性不断变差。油水比大于1 时,破乳电压变化幅度比较大; 油水比小于1 后,破乳电压变化平缓,最后趋于稳定。
参考文献
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基钻井液 篇3
在钻井液处理剂的检测中, 配制的基浆性能能否达到检验标准的要求至关重要的。然而在实际工作中, 我们发现, 按照标准规定的配制比例配制出基浆往往达不到标准的要求, 就得调整土粉的加量重新配制。基浆配制后往往需要在室温下密闭养护24h, 如果配制出的基浆达不到规定的要求, 需要重新配制时, 就意味着试验时间又延长了24h。由于我单位承担了胜利油田入库物资的检验任务, 产品检验是有检验周期, 而检验任务又十分繁重, 如何快速准确的配制出符合标准要求的基浆, 保证钻井液处理剂检验及时率, 是本文探讨的课题。
2 标准现状调查
目前钻井液处理剂的检验标准除少部分使用石化标准 (标准编号以Q/SH打头) 或胜利油田管理局标准 (标准编号以Q/SH1020打头) 外, 大部分产品仍以生产厂家的企业标准为入库检验标准。标准数量超过200, 基准的配比比例也呈现多样化。
可以看出, 由于不同的企业标准在制定的时候, 可能由于使用的钠土产地不同等原因, 造成同样比例制出基浆, 钻井液性能出现较大差异。例如:序号1和序号2的基浆配比相同, 滤失量FL的性能要求却相差很大;同样的情况还出现在序号8和序号9中。
3 实验方法
能不能找出基浆比例与钻井液性能之间的某种关系, 将基浆配制的次数控制在1-2次呢?在同样的蒸馏水-钠土-碳酸钠基浆体系中, 我们固定蒸馏水和无水碳酸钠的加入量, 将钠土的加入量以一定间隔进行系列实验, 对配制好的基浆进行数据研究。
(1) 将蒸馏水的量固定为400m L, 无水碳酸钠固定为1g, 以不同钠土 (105±2℃烘干) 加量配制一系列基浆, 按GB/T 16783.1-2006规定的检测方法, 以Φ100、Φ600、FL为被测参数。
(2) 按表1, 能覆盖到所有标准的钠土加量为16~40g, 为留出调整空间, 最终确定钠土加量为12~42g。以2g为间隔配制一系列基浆, 密闭养护24h后测得相关数据如表1。
以表1的数据, 在直角坐标纸上, 以钠土加入量为横坐标, 各项钻井液性能为纵坐标绘制平滑曲线 (图1) 。
在图1曲线上重新读出各钠土加入量下的钻井液性能数据, 并由公式 计算出表观粘度, 构成表3, 即成蒸馏水-钠土-碳酸钠体系基浆配制参考表。配制蒸馏水-钠土-碳酸钠基浆时, 可根据标准所要求的基浆要求, 快速确定钠土加量。
4 参照表应用
配制要求:蒸馏水-钠土-碳酸钠体系基浆, 要求滤失量为 (15±3) mL, 表观粘度 (8±2) mPa·s。
配制步骤:
(1) 由表3得, 符合滤失量为 (15±3) mL的钠土加入量为 (16-30) g, 设为集合A。
(2) 由表3得, 符合表观粘度 (8±2) mPa·s的钠土加入量为 (20-22) g, 设为集合B。
(3) 取符合滤失量条件的钠土加入量和符合表观粘度条件的钠土加入量的交集, 即计算A∩B得, 同时满足两者条件的钠土加入量为 (20-22) g。
(4) 最终确定配制比例为蒸馏水400m L, 钠土 (20-22) g, 无水碳酸钠1.0g。
5 结论
(1) 基浆配制参考表是基于蒸馏水-钠土-碳酸钠体系制作的具有针对性的功能表, 具有实际使用功能。
(2) 基浆配制参考表是一种快速确定基浆配比的实用工具, 在工作实践中起到了节约基浆调节时间, 缩短钻井液性能检测周期, 节约实验原材料的作用。
(3) 用同样的原理, 还可对蒸馏水-钠土-评价土-碳酸钠体系、4%盐水-钠土-碳酸钠体系、饱和盐水-钠土-碳酸钠体系等复杂体系做进一步的研究。
摘要：钻井液基浆的配制是钻井液处理剂的泥浆性能指标检测的基础, 在相关的检测标准中, 除了对基浆的配比做出要求外, 往往还列出了基浆配制好后所应达到了钻井液性能指标, 并指明若达不到相关要求, 需调整比例重新配制。本文探讨了如何快速有效的配制基浆, 最大限度的避免因性能不达标需重新配制而造成的时间、人力、物力的浪费。
关键词：基浆,钻井液性能,曲线
参考文献
基钻井液 篇4
1 常见的油基钻井液对无线随钻仪器的影响
目前涪陵工区定向钻井施工中使用的无线随钻测量仪器多数都是主要针对水基钻井液工作环境设计研制, 部分型号兼顾油基钻井液环境使用, 由于两种钻井液物理化学性质的差异, 导致定向仪器在使用当中出现了一些新的“症状”。常见的问题: (1) 分段连接处密封件加速老化, 可靠性降低; (2) 曝露高分子材料部件的加速侵蚀磨损 (3) 温度升高因素对仪器的影响 (4) 产生的脉冲信号质量变差。 (5) 影响转子耐磨轴承使用, 造成转子定子磨损。
分段连接处密封件加速老化, 可靠性降低。由于无线随钻测量仪器多数都是分成几段, 入井前组装到一起安装在钻杆内腔, 因此段间连接处都有密封结构, 防止钻井液等进入仪器内部。常见的连接方式有插拔式和上扣式, 这两种连接方式均包括两道密封:金属管壁密封和密封圈密封, 插拔式是利用管壁贴合密封, 上扣式使用旋紧保护套端面密封。使用一段时间后, 这两种金属密封都会因为各种原因导致的金属管壁变形冲蚀, 密封效果变差, 此时起到关键密封作用的就是密封圈密封。密封圈的成分主要是橡胶, 很容易被油基钻井液腐蚀, 造成密封失效, 危害仪器的正常工作。
无线随钻仪器的扶正块是由橡胶制作, 在油基钻井液中很容易侵蚀软化, 导致被高温高压高速流动的钻井液冲蚀变形, 这不仅造成扶正器失去支持扶正的功能, 造成仪器本体在循环时抖动, 损害仪器内部精密组件, 还会造成探管不能居中平行钻具, 造成测量的井斜数据有失真, 影响定向施工质量。
相较于水基钻井液, 油基钻井液由于比热小, 导热系数低, 造成钻井施工中钻井液温度显著偏高, 造成井内随钻仪器加速老化甚至接近或者超出正常工作温度极限, 比如HT-MWD井下温度高于150°C, 脉冲发生器有可能不工作或工作寿命将大大缩短。
常见的MWD脉冲发生器采用油压驱动运动部件产生脉冲信号。油基钻井液会将驱动运动部件复位的储油油囊在较高温度下侵蚀软化, 甚至出现鼓包, 造成脉冲信号右半部分坡度变缓, 有可能会在软件识别信号时误判。此外油囊变软充油后会与活动部件接触摩擦造成破损, 影响正常工作。
页岩气气井钻井施工定向施工周期长, 因此适合采用能在井下长时间运转的带涡轮发电功能的无线随钻测量仪。由于橡胶的耐油性较差, 涡轮发电设备转子的橡胶耐磨轴承磨损非常快, 平均不超过60h, 增加额外起下钻次数, 影响施工时效, 而涡轮发电仪器的优势也得不到体现。
2 改进办法和应对措施
常见的油基钻井液对无线随钻仪器的影响主要原因是因为油基钻井液对于仪器的高分子橡胶部件的侵蚀作用引起, 因此改进办法就是增强相关部件的抗侵蚀能力或者使用其他材取代这些易损部件。
密封圈采用耐油橡胶制作, 再增加一道密封形成“双保险”。对于金属密封部位有变形或者损伤的及时进行更换, 增强密封可靠性。除此之外, 可以将精密部件和电路板使用耐高温绝缘材料封装, 提高抗击机械振动和钻井液渗入仪器内部的能力。
扶正器可以采用一体式设计取代扶正块式设计, 外层使用耐油橡胶包裹, 起减震作用, 内层使用金属底座和支撑骨, 确保支撑结构不变形。
对于工作温度较高的情况, 则应当选择使用设计工作温度高于作业环境的专用耐高温耐油仪器, 保障施工安全顺利进行。
对于油基钻井液环境中转子橡胶轴承损坏较快的情况, 通过与仪器厂家合作, 已经成功研制出全金属转子, 并投入使用, 取得良好的效果。
事实证明使用油囊暂存驱动脉冲发生器活动部件复位存在设计缺陷, 在设计上是考虑尽量用小的液压泵的排量以达到节约空间的目的, 可以考虑使用回油管路将原先油囊里的油输送回内部储油箱, 增加一个油路换向电磁阀调节蘑菇头伸缩。
3 对于人员和管理的要求
3.1 培养高素质的仪器操作人员
无线随钻仪器在井下工作环境恶劣复杂, 地面准备工作的任何一点失误在井下都可能导致仪器不能正常工作或者仪器损坏, 甚至测量出错误的数据误导施工人员。因此就需要仪器的操作和维护保养人员在地面就将准备工作做到周到全面, 认真检查关键部位是否符合入井要求, 将外界因素对仪器的影响降到最低。
3.2 建立健全合理的操作规程和标准
良好的制度建设才能够确保良好的施工质量进而创造效益。仪器操作维护是比较琐碎的工作, 制定科学的操作规程和标准, 并按操作规程逐项进行安装和维护保养操作, 操作过程专人负责监督, 操作完成后专人负责审核验收, 避免人为失误造成定向仪器在非正常状态下工作。
3.3 严把零部件的质量关和准备充足备件
定向仪器有较多易损件应做好储备并把控质量关, 新配件质量直接影响仪器克服外界不利影响正常工作的能力。新批次的配件在投入使用之前应做实验对比性能差异。
4 结语
总而言之, 仪器的性能指标和人员的准备工作是决定定向仪器在井下克服各种不利影响正常工作的重要因素。这就要求仪器操作人员要充分了解仪器性能并做好本职工作, 面对突发状况能灵活处置, 减少因仪器故障导致延误工期, 确保正常施工。
摘要：与常规的水基钻井液相比油基钻井液以其优良的钻井液性能在页岩气井钻井过程中得到了广泛的应用。而目前国内使用中的定向钻井随钻仪器多数都是针对在水基钻井液钻井的工作环境研制和生产, 在油基钻井液钻井施工中, 仪器的使用和维护会面临新的情况。基于此, 笔者结合自己的使用经验, 分析对比了在油基钻井液环境下定向无线随钻仪器的影响, 并提出了一些改进意见。
基钻井液 篇5
关键词：水平井,井控,油基钻井液,气侵,气液两相流
0 引言
水平井钻井过程中,常遇到复杂地层,导致地层流体侵入井筒中,形成气侵。当井筒中的钻井液为油基钻井液时,在适当的温度和压力条件下,侵入的气体就会在油基钻井液中发生溶解,形成溶解气,不利于溢流的早期监测,导致井喷事故。研究发生气侵时由于气体在油基钻井液中的溶解与分离而导致的井控问题至关重要。O’Brien[1]论述了气体在水基钻井液和油基钻井液中的溶解度,他认为气体在油基钻井液中的溶解度可能比在水基钻井液的溶解度高10~100倍,因此在油基钻井液中的气侵很难检测到。O’Bryan[2]研究发现油基钻井液中固相对甲烷的溶解影响不大,仅有0.5%的甲烷溶于盐水,4.5%的甲烷溶于乳化剂,其余的甲烷全部溶解于油相。20世纪70年代,Le Blanc J L等,Mathews等[3,4]假设初始气体分布是单相连续的气塞,推导出气侵模型。Mc Kenzie等[5]假设从气侵开始,再到检测到气侵,泥浆和气从环空中进入,并随着时间均一分布,将井筒看成是流线,调整气液区的性质来反映平均流体的性质,建立了一个瞬态模型。Hoberock等[6]假设气液区中气体在任何时刻均为均匀分布,但随着时间变化,由于气体膨胀导致气液区域增大。两个瞬态模型使用稳态管流持液率的校正公式来计算气体分布,所有的这些模型假设是井中出现连续气侵。1985年,Nickens等[7]考虑了泵速、地层气侵、防喷器、节流阀关闭及节流阀调整等的影响,在气侵过程中,模型能够预测流动及压力随时间及井筒位置发生变化。模型适用于水基泥浆及钻头在井底时发生单一气侵的情况,可以模拟司钻法、动态压井过程。1995年,Rolv Rommetveit[8]对水平井的气侵模型进行了理论及实验研究,建立了气体滑脱及上升速度模型,考虑了不同的气体移动机理,包括气体以大气泡的形式运移,并考虑了暴露在储层中的水平段储层中的流体流动。1998年,Rolv Rommetveit等[9]考虑了地层漏失并建立了相应的气侵模型,模型中考虑打开一个裂缝以及裂缝闭合时裂缝中的流动。2003年,Rolv Rommetveit等[10]对高温高压井的井控问题进行了研究,提出了一种考虑多种因素的在窄压力密度窗口下的井控方法,包含理论计算、计算机模拟和实验研究。李相方[11]在小型实验装置及1 000 m深全尺寸模拟实验井上进行了气液两相流实验研究。孙晓峰、任美鹏、张兴全等[12,13,14,15,16]对井涌期间气液两相流理论进行了实验与理论研究,对井喷事故发生规律及压井方法进行了分析。
目前国内外对水平井钻井过程中地层流体中的气体在油基钻井液中的溶解以及运移的瞬态特征研究较少。本文将气侵与水平井的流动耦合,同时考虑甲烷在油基钻井液中的溶解问题,采用气液两相流计算模型,模拟了在水平井钻井过程中甲烷在油基钻井液中的溶解以及运移规律,为钻井过程中溢流的早期监测提供一定的指导。
1 油基钻井液膨胀及运移规律
1.1 气侵过程的气液两相流方程
对于油基钻井液的气侵,除了考虑天然气在钻井液中的溶解,还需要考虑钻杆和环空中的气液两相流流动体系,描述的参数包括:气相密度、钻井液密度、含气率、气相流速、液相流速、压力、溶解气质量分数以及温度。假设井筒中的温度梯度已知,存在7个未知数,因此需要用7个方程。
发生气侵时,井底侵入井筒的天然气可以溶解在油基钻井液中,当压力低于泡点压力时,会出现天然气的析出,析出后以游离气的形式存在,因此在气相和液相质量守恒方程中会出现质量交换相。方程式(1)和方程式(2)中的Δm表示在压力变化过程中溶解气析出过程中气相和液相的质量交换。以下为描述井筒中气液两相流的方程组:
式中:ρm为钻井液密度,ρg游离气密度,vm为钻井液速度,vg为气相速度,λ为含气率,x为钻井液中溶解气的质量分数,p为压力,T为温度,Δm为溶解气析出的质量,Δmg为气侵质量。
1.2 游离气的膨胀
当天然气以游离气形式存在于井筒环空中时,是具有可压缩性的,方程式(6)为气相的状态方程。在随着钻井液运移到地面的过程中,天然气体积不断膨胀,密度随着压力的变化而变化。本文计算过程中采用了真实气体状态方程,方程式(6)的具体表达式为:
为了简化,假设甲烷为侵入井筒的主要成分,利用1974年霍尔-雅布洛得到的关系式可以计算不同温度和压力下甲烷的压缩因子:
式中:Z为压缩因子,ρr为对比密度,Tpr为拟对比温度,ppr为拟对比压力。
1.3 天然气的溶解及析出
由于井底流压与储层压力的不平衡,储层中的天然气会进入到井筒中。如果进气量小于钻井液中柴油的溶解度,天然气将全部溶解到油基钻井液中,并随着钻井液向上运移。当然也存在进气量超过最大溶解能力的情况,那么不能溶解的天然气将以游离气的形式存在。天然气从油基钻井中析出必须满足两点,井筒中的压力低于泡点压力,且溶解气的质量超过钻井液所能溶解的最大溶解量。甲烷在柴油中的溶解度由以下公式确定:
式中,α为溶解系数,Rs为溶解度。
图1为天然气在环空中的溶解和析出示意图。理论上沿着井深存在三个区域:欠饱和区(析出点以下)、析出点以及过饱和区(析出点以上)。当井底侵入的天然气速率较低时,流过井底的油基钻井液会及时的将侵入的天然气全部溶解,并随着循环以溶解气的形式向上运移,运移速度与钻井液在环空中的流速一致,这一区域为欠饱和区。随着向井口方向运动,环空中的压力不断降低,油基钻井液的溶解度也随之降低,当溶解气的含量超过最大溶解度时,天然气将出现析出,这一区域或临界点为析出点。此时环空中出现气相,液相与气相之间存在质量的交换。气相和液相各自遵循各自相态的质量守恒方程。在析出点以上,压力将继续下降,溶解气将不断的从钻井液中析出,这一区域为过饱和区。
另外还存在环空中仅存在过饱和区的情况,当井底进气率很大时,流过井底的钻井液溶解度小于进气率,则会发生井底出现游离气存在的情况。此时,欠饱和区和析出点不出现在环空中。这种情况通常会出现在钻遇浅层气或者钻遇未知特殊储层时。
2 气侵模拟
2.1 计算工况、边界条件与网格划分
井身结构示意图见图1,垂直段为1 000 m,造斜段长度100 m,为了简化造斜角为常数45°,水平段长度300 m,总井深为1 400 m。钻杆内径100 mm,外径120mm,环空内径200 mm。空间网格采用等间距划分,网格长度10 m,时间步长为5 s。边界条件为入口流量边条件和出口压力边条件:入口流量为泵排量,选取比较有代表性的30 L/s,出口压力边条件为大气压。
对方程进行有限差分离散化处理,为了保证方程的收敛,离散过程中分别对质量守恒方程和动量守恒方程引入了γ和β两个时间平均因子:
气相质量守恒方程:
液相质量守恒方程:
动量守恒方程:
方程的求解过程,首先将未发生气侵情况下的稳态计算结果作为方程的初始条件,对t=0时刻各个网格点的物理量进行赋值,而后求解下一时刻的方程。假设井底压力,根据假设压力得到井底节点上的各个物理量的值,至此得到(t,z)、(t+,z)和(t,z+)三个网格点的物理量,通过求解差分方程可得到(t+,z+)位置的各物理量的值。重复以上步骤,可以求解得到t+时刻各节点物理量。以井口压力边条件进行判断,如果求解得到的井口压力与边条件存在偏差,则修改井底压力,反复进行迭代,直至井口压力收敛。完成t+时刻的方程求解之后,在时间轴方向推进,继续求解下一时刻井内的物理量。
为了与油基钻井液对比,本文也模拟了水基钻井液的气侵过程。相对于油基钻井液,水基钻井液天然气的溶解可以忽略,气体进入井筒后以游离气形式存在。模拟的工况见表1,油基或水基钻井液的密度统一设为1.6 g/cm3。工况1~3为水基钻井液,假定井底突然发生欠平衡,初始时刻的进气量以质量流量表示,分别为0.01、0.1和1 kg/s,折算为地面标况下的进气速率列在表1中。油基钻井液模拟工况为4~5。
2.2 计算结果及分析
初始进气率较小情况下(工况1),当井筒内原始纯液相钻井液被替换为含气钻井液后,环空摩擦阻力加上静液柱压力形成的井底流压有所降低(图2),但是井筒与与储层之间形成一种相对平衡,即井底进气量与初始气侵量相比稍有增长,但是这种平衡不会被打破。如图3,泥浆池增量在15 min时刻达到最大值,之后一直稳定在0.25 m3。在这种情况下,整个环空体系的含气率分布可以维持在一个稳定的分布形式。这与实际钻井作业中出现的情况十分符合,泥浆池出现了一个较小水平的增量,但是不会进一步发展。这种情况出现时,通过修改地层预测压力并调节钻井液密度使井底压力与储层压力再次平衡,即可消除风险。因此,在发现泥浆池液位增量保持在一个很小增量情况下,应尽快做出调整,否则随着揭开储层的厚度不断增大,会使井喷发生的风险增加。
如果初始井底进气量过大,如工况2和工况3两种情况下,环空中的摩阻和静液柱产生的井底流压与储层之间的压差不能维持一个稳定的平衡。由图2和图3可以看到,井底压力持续下降,同时泥浆池增量持续增加,井筒压力体系将向着井喷方向演化。
在水基钻井液气侵模拟的基础上,进一步研究了油基钻井液不同井底初始进气率情况下的井底压力和泥浆池增量随时间的变化规律。在较小进气量情况下(工况4),由于油基钻井液可以将井底进入的甲烷全部溶解,并携带溶解气向上运动。环空中的流体保持为液态,环空摩阻变化较小,静液柱压力稍有增加,因此井底压力不会出现较大的变化,泥浆池增量也没有明显变化。当含有溶解气的钻井液返回至地面后,部分气体从其中析出,侵入气体在井筒内一直以溶解气的形式运移至地面。这种情况发生后,地面全烃监测装置会有很高的读数,这种现象与钻屑气的反应类似,但是高读数将一直保持。因此,遇到全烃监测读数长时间不下降的情况时,可以考虑井底是否已经出现少量气侵,应及时处理。
当井底初始含气率增加到1 kg/s较大的进气量时(工况5),折算标况进气率为130 000 m3/d,进气速度已经十分可观,但是从图2可以看到,此时井底流压仍然维持在17.75 MPa左右,这是由于天然气在油基钻井液中的溶解度在150 m3/m3以上,因此井底仍然没有游离气出现,侵入环空中的甲烷以溶解气的形式随钻井液向上运移。图4为不同时刻井筒环空中含气率随井深的分布图,由此可以看到在气侵发生之后500 s之内,环空中没有游离气出现,各截面的含气率均保持为0。从图3中可以看到,这一时间段内地面泥浆池的增量也保持为0,图2中井底压力变化也可以忽略,套压和立压均不会出现较大的波动。由图4中550 s时刻的截面含气率分布图可知,含气钻井液前锋已经运移至井深700 m附近,该位置的钻井液中携带的甲烷已经超过最大溶解量,甲烷随之从油基钻井液中析出,以游离气形式存在。在接下来的100 s内,气体不断从钻井液中析出。一方面是由于携带着溶解气的钻井液向上流动至更低的压力区域,溶解度降低使得气体继续分离。另一方面,由于顶部环空截面含气率上升,使得静液柱压力降低,气体分离点向井底方向移动。550 s时刻,分离点移动至740 m附近,而到了600 s时分离点已经降至井深800m处。
在环空中溶解气的持续分离和向上运动的过程中,井底压力出现了急剧的变化。图2中可以看到,与水基钻井液不同的是,在同样的初始进气率情况下,油基钻井液井底压力的下降斜率相对较大,在更短的时间内有较大的井底压力损失,另外也存在着初期无变化的特点。从图3,可以看到在1 min内泥浆池的增量迅速增至2 m3。
由以上计算结果可知,油基钻井液发生气侵之后存在着早期隐蔽性和发展突发性两个特点。发现时间仅为水基钻井液的1/5,在本次计算模拟的工况下,不到1min就会发展到2 m3的泥浆池增量水平。另外,分离点以下的油基钻井液中仍然溶解有大量的甲烷溶解气,如果分离点继续下移至水平段,必然会出现水平段中的气体同时析出的现象,一旦处理不及时或采取的井控方法不当,将导致恶性事故发生。
3 结论
1)在采用水基钻井液发生气侵时,存在临界井底进气率,当初始井底进气率小于临界值时,泥浆池增量存在收敛值,气侵不会进一步发展,通过修正储层预测压力并调整钻井液密度,可以有效抑制气侵的发展。当初始井底进气率超过临界值时,如不进行及时有效的控制,井涌将向着井喷的方向发展。
基钻井液 篇6
关键词：无土相,油基钻井液,焦页47-6HF井
油基钻井液是涪陵页岩气田钻井中普遍应用的钻井液体系。含土相油基钻井液采用有机土作为增粘剂起悬浮带砂作用, 在应用中暴露出流变性控制困难、当量循环密度高、易诱发井漏与井壁坍塌等问题。通过探索, 形成了油水比80:20、温度130℃、密度1.45g/cm3的无土相油基钻井液体系, 具有良好的流变特性, 现场应用效果良好, 具有推广价值。
1 无土相油基钻井液技术
无土相油基钻井液体系以合成油溶性聚合物结构剂替代有机土, 合成聚合物降滤失护壁剂替代氧化沥青降滤失剂和封堵剂, 具有如下特性:
1.1 良好的流变特性。由于不含有机土和沥青类降滤失剂, 体系中总固相含量低, 流型指数高, 稠度系数低, 低剪切应力作用下可实现良好的流动性和触变性, 有利于低泵压下实现高排量和有效传递钻头水马力, 有利于提高机械钻速。
1.2 钻屑吸附量低。油分散型高分子聚合物, 在钻屑上吸附量比有土相油基钻井液少10.6%, 可有效降低钻井液的吸附损耗, 有利于后期钻屑的环保处理。
1.3 良好的高密度钻井液润滑性能。结构剂和降滤失剂自身具备的表面活性, 有利于重晶石的润湿和分散, 可有效降低固相颗粒之间的摩擦。
2 现场应用
焦页47-6HF井是部署于涪陵页岩气田的一口水平井, 完钻井深5217m, 3054m至5217m井段富含泥页岩, 钻井过程中需要应用无土相油基钻井液来最大限度保护气层。无土相油基钻井液应用过程中表现出良好的流变特性和长水平段固相含量上升较快的情况下性能稳定性, 滤失量低、滤饼薄而致密, 具有较好的固壁封堵能力, 水平段井径扩大率1.1%, 全井段安全钻进, 无井漏, 每米正常损耗保持在0.066 m3/m, 抑制了钻井液地层损耗, 降低了配制成本。
2.1钻井液配方
油水比80:20, 4%液体乳化剂+2%固体乳化剂+4%结构剂+3%合成降滤失剂+3%Ca O+重晶石。
2.2钻井液参数
2.3性能维护
(1) 流变性能调节:通过改变结构剂加量、油水比等。
(2) 乳状液稳定性:通过调整乳化剂加量, 结构剂和降滤失剂。
(3) 相粘度提高乳液稳定性。
(4) 滤失量控制:通过调整降滤失剂加量, 提高乳液稳定性也有助于降低滤失量。
(5) 有害固相控制:提高四级固控设备的使用率, 使用180目以上筛布。
(6) 按设计要求加入酸溶性暂堵剂、刚性堵漏剂、油基成膜剂, 提高钻井液的封堵能力, 严格执行防漏堵漏措施。及时补充主乳化剂、辅乳化剂保证钻井液的电稳定性, 定期补充封堵剂、凝胶封堵剂, 保证钻井液的低HTHP滤失量。
(7) 进入水平段在确保良好流变性、抑制性前提下, 根据情况补充适量白油、YDRH-1及ORH-030, 保证10分钟摩阻系数小于0.1。确保水平井段顺利施工。
(8) 通过加入乳化剂和其他处理剂处理的MOGEL在油中的溶液Ca Cl2盐水, 调节油基钻井液的油水比。通过调节水相中的Ca Cl2浓度, 调节油基钻井液的活度。
3 结论及建议
(1) 该体系因不含有机土、沥青类等胶体物质, 有利于提高机械钻速, 较低的固相含量有利于流型控制。
(2) 较高的动塑比使体系具备良好的悬浮稳定性, 优越的触变性有利于减少钻屑吸附和固控损耗, 降低钻屑后期处理成本。
(3) 井壁稳定井下安全, 无土油基钻井液使用高效聚合物降滤失护壁剂, 具有较好的固壁封堵能力, 不需要加入其它防漏材料。当地层微裂缝层理发育存在明显漏失情况时, 再配合复合封堵措施进一步加强封堵能力。
(4) 原材料种类少易于现场操作, 总体每方配浆成本低于有土相体系。
参考文献
[1]何涛, 李茂森, 杨兰平.油基钻井液在威远地区页岩水平井中的应用[J].钻井液与完井液2012, 29 (3)
[2]陈在君.高密度无土相油基钻井液研究及在四川页岩气水平井的应用[J].钻采工艺2015 (05)
基钻井液 篇7
关键词：双子表面活性剂,油基,乳化剂
在油田用表面活性剂中, 钻井用表面活性剂 (包括钻井液处理剂和油井水泥外加剂) 用量最大, 约占油田用表面活性剂总量的60%左右;釆油用表面活性剂的量相对较少, 但其技术含量相对较高, 其用量约占油田用表面活性剂总量的1/3, 这两类化学品在油田用表面活性剂中占有重要的位置。
双子表面活性剂现状双子表面活性剂是带有两条疏水链、两个亲水基团和一个连接基团的特殊机构的表面活性剂。特殊的结构决定了双子表面活性剂独特的性质:极高的比表面活性, 很低的cmc值, 很低的Krafft点, 良好的泡沫稳定性、钙皂分散力、润湿、增溶和洗涤能力。
双子表面活性剂近几年发展迅速, 目前在石油工程主要用于采油作业中, 但目前使用的表面活性剂存在一些缺点。本文主要通过合成了一种表面活性高、水溶性好、耐酸碱、抗盐抗温能力好的双醚双苯磺酸盐双子表面活性剂, 并通过复配将其应用于油基钻井液乳化剂中。
一、双子表面活性剂研究现状
1. 双子表面活性剂发展概况
1971年, Bunton等首次合成了以烷基链为联接基团的十六烷基二甲胺一族阳离子型双子表面活性剂。1974年, Deinega等也合成出一种新结构双亲性分子, 其分子结构联接顺序为:长的碳氢链、离子头基、联接基团、第二个离子头基、第二个碳氢链。1988年后, 日本Okahara等合成并研究了具有柔性基团联接离子基团的若干双烷烃链表面活性剂。但是知道20世纪90年代才真正开始系统地研究这种新型表面活性剂。
根据双子表面活性剂所含亲水基团电荷差异, 将其分为阴离子型、阳离子型、非离子型和混合型四大类, 目前已见报道合成的双子表面活性剂约有100多种, 其中阳离子型约占70%、阴离子型类占20%、非离子型及其他占10%。阴离子型双子主要为磷酸盐型、羧酸盐型和磺酸盐型和硫酸酯型。
双烷基二苯醚双磺酸盐是一种已经实现工业化的产品, 1958年由DOW化学公司成果开发, 商品名为Dxwfax, 产品具稳定性好、易溶解、抗氧化及抗热解等特点;王正武研究小组用自制的阴离子型表面活性剂在形成涂料用乳液中的功能, 研究发现, 阴离子表面活性剂在微乳液聚合中是高效的乳化剂, 可以提供典型的粒径控制以及良好的乳液稳定性, 只需1%左右就可以得到固含量45%左右的透明的纳米级丙烯酸乳液。
2. 双子表面活性剂专利信息相关情况
专利检索信息可以看出,
1外国在中国申请专利近1件, 其余均为国内申请;
2双子表面活性剂在国内申请专利最早是2003年, 2008年以后逐渐增多, 可见双子表面活性越来越收到人们的重视;
3明确双子表面活性在油田化学三次采油中的应用专利申请是2009年开始;
4检索到的专利仅2件失效, 6件未进行实质审查, 其中3件已经转让;
5检索到的专利有19件为高等院校、科研院所所有, 其中3件所有权包括有企业;
A、双子表面活性剂以年为单位申请情况
双子表面活性剂申请情况如下表1:
注:2010年以后申请数据依据检索情况, 不包含真正申请或未公开情况。
3. 双子表面活性剂的发展趋势
双子表面活性剂独特的分子结构赋予其独特的性能, 相对于传统的表面活性剂具有更为优良的物化性能和应用性能, 是今年来国际上研究最热门的一类表面活性剂。它不仅代表具有高表面活性, 而且产生新形态聚集体和奇异性质, 为多学科交叉创造条件, 将在化学生物学、纳米科技、超分子与全盛化学的发展中受到重视。
表面活性剂是一大类物质, 据统计有1000多种, 今后还将有新品种研究开发出来, 常用的有150多种, 它们与我们生活息息相关, 影响和改变着我们的生活。目前资料显示的双子表面活性剂仅有33种, 而且当前在钻井液用的应用少之又少。
罗平亚等对合成的一系列阳离子型双子表面活性剂进行了界面张力和粘度行为的研究, 为此类表面活性剂在油田中的应用提供了可行性。随着油田化学的不断发展, 利用双子表面活性剂的特性, 生产或复配新型乳化剂, 将是钻井液用乳化剂研究的发展方向之一。
二、一种双醚双苯双子表面活性剂的合成与评价
1. 一种双醚双苯双子表面活性剂
一种新型双醚双苯磺酸盐双子表面活性剂为2, 2-二 (4-烷氧基-3-苯磺酸钠) 丙烷, 结构式如下:
该表面活性剂简记为DEDS, 当n=9、11、13、15时分别简记为DEDS-10、DEDS-12、DEDS-14、DEDS-16。
2. 合成化学反应步骤
(1) 醚化反应
(2) 磺化反应
(3) 中和反应
3. 乳化剂的复配试验
(1) 试验条件
(2) 试验原料
选择抗高温油溶性乳化剂油酸二乙醇胺、环烷酸钙、植物油酸、DEDS-16、OP-4、十二烷基磺酸盐、SP-80进行主辅乳化剂的筛选。
(3) 试验数据
基本配方:乳化剂+油水比 (5#白油:20%CaCl2溶液=8:2) +3%有机土+3%降失水剂。
乳化剂配方:
A乳化剂:油酸二乙醇胺:DEDS-16:SP80=0.5:2:0.5
B乳化剂:DEDS-16:环烷酸钙:十二烷基磺酸盐=0.9:0.3:1.8
注:热滚条件:200℃*16小时
从表中数据可以看到, 两种乳化剂体系在热滚前后的破乳电压都在700V以上, 考虑到评价是在加重条件下进行, 流变性会在滚前滚后有一定的变化。
另外, 两种乳化剂体系中并未加入润湿剂, 在加入润湿剂后破乳电压仍然会有所变化, 根据以前的实验结果判断, 破乳电压在加入润湿剂后应有所增大。因此, 这两种乳化剂体系的稳定性应该予以肯定。
4. 乳化剂的复配工艺
(1) 主乳化剂
在反应釜中泵入4方15#白油, 依次加入2吨SP-80、12吨DEDS-16、2吨油酸二乙醇胺, 反应釜控温25℃, 充分搅拌2-3h, 即可获得棕黄色粘稠液体—主乳化剂。
(2) 辅乳化剂
依次向反应釜中投入DEDS-16、十二烷基磺酸盐、环烷酸钙, 在恒温的状态下, 充分搅拌2小时, 添加高岭土和滑石粉为辅料后, 进行干燥, 干燥产物采取冷却下低温粉碎, 即可得粉状产物。
5. 现场应用情况
该体系在新疆油田应用, 油基钻井液配方为:90:10 (白油:5%CaCl2水溶液) +2%-2.5%主乳化剂+1.0%-1.5%辅乳化剂+1%润湿剂+3%-3.5%有机土+2.5%降滤失剂+1.5%CaO+2%天然沥青
配制后的钻井液性能见表3
小结
1.将2, 2-二 (4-烷氧基-3-苯磺酸钠) 丙烷这种双醚双苯磺酸盐阴离子双子表面活性剂引入油基钻井液乳化剂中, 为双子表面活性剂在钻井液乳化剂中的应用提供了借鉴, 但是仍需要进一步深入研究。