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1、n 更多资料请访问.(.)更多企业学院：./Shop/中小企业管理全能版183套讲座+89700份资料./Shop/40.shtml总经理、高层管理49套讲座+16388份资料./Shop/38.shtml中层管理学院46套讲座+6020份资料./Shop/39.shtml国学智慧、易经46套讲座./Shop/41.shtml人力资源学院56套讲座+27123份资料./Shop/44.shtml各阶段员工培训学院77套讲座+ 324份资料./Shop/49.shtml员工管理企业学院67套讲座+ 8720份资料./Shop/42.shtml工厂生产管理学院52套讲座+ 13920份资料./Sh
2、op/43.shtml财务管理学院53套讲座+ 17945份资料./Shop/45.shtml销售经理学院56套讲座+ 14350份资料./Shop/46.shtml销售人员培训学院72套讲座+ 4879份资料./Shop/47.shtmln 更多资料请访问.(.)更多企业学院：./Shop/中小企业管理全能版183套讲座+89700份资料./Shop/40.shtml总经理、高层管理49套讲座+16388份资料./Shop/38.shtml中层管理学院46套讲座+6020份资料./Shop/39.shtml国学智慧、易经46套讲座./Shop/41.shtml人力资源学院56套讲座+2712
3、3份资料./Shop/44.shtml各阶段员工培训学院77套讲座+ 324份资料./Shop/49.shtml员工管理企业学院67套讲座+ 8720份资料./Shop/42.shtml工厂生产管理学院52套讲座+ 13920份资料./Shop/43.shtml财务管理学院53套讲座+ 17945份资料./Shop/45.shtml销售经理学院56套讲座+ 14350份资料./Shop/46.shtml销售人员培训学院72套讲座+ 4879份资料./Shop/47.shtml超深井超高温水基钻井液关键技术研究邱正松 黄维安 徐加放 吕开河（中国石油大学（华东）石油工程学院，山东东营，25706
4、1）摘要：针对当前超深井高温钻井液的关键技术难题，首先实验分析了膨润土浆超高温作用基本特性；结合胜科1井超深井超高温钻探实际情况，研发出超高温水基钻井液用关键处理剂，深入探讨了它们的作用机理；室内研究结合胜科1井现场实践，探讨了超深井超高温水基钻井液流变性调整基本措施。1 引言随着油气勘探开发的纵深发展，我国深井超深井钻探数量逐年增加。由于超深井钻遇的地层更复杂、井下高温高压以及作业周期长等，对超深井钻井液技术提出了更高的要求，国内外高温深井钻探实践也证明，钻井液技术已成为高温超深井钻探成败的关键。超深井钻井液所面临的主要技术难题如下1,2：第一，钻井液高温稳定性（老化）问题尤为突出。因为在高
5、温作用下，钻井液中的主要有机添加剂可变质、降解和失效；第二，往往高固相含量下的钻井液流变性及滤失性难以维护和调控；第三，往往钻遇多套压力层系地层，安全密度窗口窄，地层承压能力差，塌、漏、卡等复杂情况共存。另外，常遇到的盐膏泥混层的井壁稳定问题较突出，同时对钻井液的抗盐、抗钙、抗固相污染能力提出了更高的要求。在实际高温超深井钻井工程中，上述技术问题往往共存，相互制约，传统的钻井液技术措施，往往顾此失彼，难以协同解决。因此，高温超深井钻井液技术仍是目前国内外未能解决的重大难题。为此，本文针对当前国内高温超深井所面临的钻井液高温稳定性突出问题，开展了较系统的试验研究工作。首先实验分析了膨润土浆超高温
6、作用基本特性；结合胜科1井超深井超高温钻探实际情况，研发出超高温水基钻井液用关键处理剂，深入探讨了它们的作用机理；在室内研究并结合胜科1井现场实践，探讨了超深井超高温水基钻井液流变性调控工艺措施，为超深井超高温钻井液应用工艺提供理论与技术支持。2 膨润土浆高温作用机理研究3,42.1 温度对膨润土浆的影响考察了不同温度16h老化对4%膨润土浆的流变性及滤失性的影响。实验结果见1、图2、图3和图4所示。 图1 老化温度对膨润土浆表观粘度的影响 图2 老化温度对膨润土浆塑性粘度的影响 作者简介：邱正松(1964-)，男(汉族)，山东青岛人，博士，教授，博士生导师，中国石油大学（华东）石油工程学院副
7、院长，主要从事井壁稳定、超深井钻井液、防漏堵漏以及复杂油气层保护等方面的理论及应用技术研究。通讯地址：山东省东营市中国石油大学（华东）石油工程学院泥浆研究室；邮编：257061；电话：（0546）8391679，13705466428；Email：qiuzs63sina. 图3 老化温度对膨润土浆屈服值的影响 图4 老化温度对膨润土浆API滤失量的影响从图1看出，在考察范围内，随老化温度增加，膨润土浆老化后的表观粘度总体变化趋势是先增大再减小，之后再有所增大又减小。其中，增大到峰值的温度为120和220。从图1还可看出，调节pH值前的表观粘度高于调节后的。从图2看出，在考察范围内，膨润土浆老化
8、后的塑性粘度随老化温度增加总体呈先增大再减小的变化趋势；调整pH值会影响膨润土浆的塑性粘度，但对各温度下老化后的膨润土浆影响不一。从图3看出，在考察范围内，随老化温度增加，膨润土浆老化后的的屈服值总体上呈先增加再减小的变化趋势，并且调整pH值为9.0后的值总体上低于调节前的。从图4看出，在考察范围内，随老化温度增加，膨润土浆老化后的API滤失量增大，调整pH值为9.0后，API均有所降低。2.2 pH值对膨润土浆的影响研究中测试了4%膨润土浆在不同pH值下经240/16h后的流变性及滤失性。实验结果见图5、图6、图7和图8所示。 图5 pH值对膨润土浆老化前后表观粘度的影响 图6 pH值对膨润
9、土浆老化前后塑性粘度的影响 图7 pH值对膨润土浆老化前后屈服值的影响 图8 pH值对膨润土浆老化前后API滤失量的影响 从图5至8看出，膨润土浆老化后pH降低，而表观粘度、塑性粘度和API滤失量均明显高于老化前，屈服值老化前后变化不大。在考察范围内，随pH值增加，膨润土浆的表观粘度老化前后均增大，将pH值调到与老化前相同后，表观粘度进一步增大。塑性粘度在老化前后也都随pH值增大而增大，将pH值调到与老化前相同后，塑性粘度降低（pH11除外）。老化前后的屈服值随pH增大缓慢增大；pH不高于9时，将pH值调到与老化前相同后，屈服值变化不明显，pH高于9时，屈服值明显增大。随pH增大，老化前后的A
10、PI滤失量均降低，将pH值调到与老化前相同后，API滤失量略有下降。 2.3 膨润土含量对膨润土浆老化前后性能的影响 测试了不同膨润土含量的膨润土浆经240/16h后的流变性及滤失性。实验结果见图9、图10、图11和图12所示。 图9 膨润土含量对膨润土浆表观粘度的影响 图10 膨润土含量对膨润土浆塑性粘度的影响 图11 膨润土含量对膨润土浆屈服值的影响 图12 膨润土含量对膨润土浆API滤失量的影响 从图9至12看出，膨润土浆老化后pH降低，表观粘度、塑性粘度增大，屈服值和API滤失量老化前后变化规律性不强。在考察范围内，随膨润土含量增加，膨润土浆的表观粘度老化前后均增大，将pH值调到与老化
11、前相同后，表观粘度有所降低。塑性粘度在老化前后也都随膨润土含量增加而增大，将pH值调到与老化前相同后，塑性粘度降低。老化前后的屈服值随膨润土含量增大基本上呈缓慢增大的变化趋势（个别除外），将pH值调到与老化前相同后，屈服值降低。随膨润土含量增加，老化前后的API滤失量均降低，将pH值调到与老化前相同后，API滤失量略有下降。3 高温水基钻井液处理剂的研制及评价3.1 钻井液用抗高温抗盐降滤失剂SDK-1的研制及评价为解决胜科1超深井深层盐膏层井段欠饱和复合盐水高温钻井液技术难题，新开发了抗温抗盐降滤失剂SDK-1。该产品在欠饱和复合盐水钻井液体系中的降滤失效果好，并且对钻井液的流变性有一定调控
12、作用。以胜科1井3447m井浆为基浆，室内对比评价了SDK-1与SMP-2，实验结果如表1所示。表1 SDK-1与SMP-2对比实验结果（150/16h后60测）实验浆60030063AVmPasPVmPasYPPaFL(mL)/pHHTHP(mL)/pHB号105563252.5493.611.4/8.552.0/8.5C号21513018.515.5107.58528.14.2/9.041/9.0D号1981201613997821.53.8/9.026/9.0注：B号实验浆：胜科1井3447m欠饱和复合盐水井浆+ 3.4%自来水；C号实验浆：B号实验浆 + 5.4%SMP-2胶液（37%
13、）；D号实验浆：B号实验浆 + 5.4% SDK-1胶液。从表1看出，分别加入SMP-2或SDK-1胶液后B浆API滤失量均有所降低，但加入SDK-1后D浆的高温高压滤失量明显比B浆的低，而且流变性相对有所改善。3.2 钻井液用高温流型调节剂SDW-1的研制及评价SDW-1是为解决胜科1超深井高温高固相条件下的流变性调控技术难题而新开发的高温流型调节剂。室内对比评价了SDW-1与FCLS、xy-28的性能，实验浆为胜科1井4155m欠饱和复合盐水井浆 + 2%SD-202 + 3%SD-101（3-1浆）。结果见表2所示。表2 SDW-1、FCLS和xy-28对比评价实验结果配方60063AV
14、mPasPVmPasYPPaFL(mL)/pHHTHP(mL)/pH3-1浆老化前103262451.52922.53.2/10老化后63181531.51714.54.2/9.510/9.53-1浆+1 %FCLS老化前9618154832162.4/9.5老化后5310826.5179.52.4/9.013/9.03-1浆+ 0.3 %xy-28老化前94201674730173.0/11老化后6016143017133.4/9.512/9.03-1浆 + 0.15%SDW-1老化前9420164728192.4/11老化后401.51201462.0/9.510/9.0注：高温高压失水测试条件为150/3.5MPa。从表2看出，加
