钻井液新技术汇报(汇报版)
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包被剂：PF-UCAP，是一种中等分子量的阳离子聚合物，抑 制钻屑分散；
防泥包润滑剂：PF-HLUB，防止钻具泥包。 以上述三大主剂为基础，配合降滤失剂、流型调节剂、
盐等材料配成HEM钻井液。
HEM深水钻井液体系
粘土水化机理
粘土水化主要存在两种机理: 一是表面水化，粘土颗粒表面吸附两层 水分子; 二是当粘土层面间距超过1×10-3μm 时，由于渗透压力和双电层 斥力所引起的渗透水化，如图所示。因此，抑制表面水化，更要抑制粘土 的渗透水化。
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8.5
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10
8.5
9.5
HEM深水钻井液体系
Objective
• Yield Point, YP • 6- and 3-rpm readings • 10-minute Gel Strength
Good hole
Low
cleaning
HEM深水钻井液体系
2、体系性能评价（SG=1.095）
（1）温度影响
温度
Φ600
Gel
PV
YP
/Φ300
Φ6/Φ3 Pa/Pa mPa·s
Pa
pH
4℃ 8℃ 15℃ 25℃ 40℃ 50℃
60/40 54/37 52/36 45/32 39/28 37/27
7/6
20
10
9.5
7/6
17
10
9.5
防泥包润滑剂PF-HLUB
HEM深水钻井液体系
2、体系性能评价
HEM钻井液配方
材料
Baidu Nhomakorabea
功能
PF-UHIB
主抑制剂
PF-HLUB
包被剂
PF-UCAP NaCl KCl
PF-FLO TRAL
防泥包润滑剂 水合物抑制剂
抑制剂 降滤失剂
加量 2~3%
1~2%
0.6~0.9% 5%至饱和 按需要加 1.0~2.0%
2013年钻井液新技术
汇报人：耿铁 2013.09.11
前言
2012-2013年中海油钻井技术迎来了蓬勃发展的一年， 深水、盐膏层、HTHP钻井均开始规模作业。在总公司工程 技术部和各地区钻井部的指导下，中海油服钻井液技术紧 跟中海油钻井技术的发展步伐，新开发的HEM深水钻井液、 HIBDRILL复合盐钻井液、PDF-THERM高温高压钻井液均在现 场获得了较好的表现。
从XRD曲线可以看出，两种聚胺均能进入粘土的晶层，从而可以阻止水 分的进入，防止泥页岩的膨胀。
HEM深水钻井液体系
聚胺抑制性能评价
聚胺PF-UHIB对膨润土的抑制量高，抑制性能好。
HEM深水钻井液体系
低分子量包被剂PF-UCAP
控制低温流变性； 好的低温流动性防止钻井液糊筛跑浆。
HEM深水钻井液体系
3.在低水化状态下，两头的胺基通 过吸附在粘土片层的底部和顶部 ，把其拉紧（pin the clay layers together）；
4.阳离子抑制剂通过阳离子交换取 代水化的钠离子。
HEM深水钻井液体系
机理分析——XRD
（25℃）聚胺-MMT层间距的变化
3500 3000 2500 2000
smectite 0.1% KCl 0.1% NaCl 0.02% CaCl2 COSL
本次会议主要就HEM深水钻井液和HIBDRILL复合盐钻井 液进行技术汇报。
1.深水HEM水基钻井液体系 2.HIBDRILL钻井液体系
HEM深水钻井液体系
1、体系的构建及作用机理
体系构建的重点：
对强活性粘土的水化抑制性 低温条件下体系的流变性 防止钻具泥包和减缓腐蚀 气体水合物的抑制
HEM深水钻井液体系
1、体系的构建及作用机理
HEM聚胺钻井液是一种强抑制性水基钻井液体系。
体系特点：
良好的低温流变性； 很强的泥页岩抑制性； 能抗不同盐水至饱和，有效抑制气体水合物； 润滑性好，不易发生泥包； 很好的保护储层效果； 操作简单，维护方便。
HEM深水钻井液体系
1、体系的构建及作用机理
主抑制剂：PF-UHIB聚胺（1）抑制泥页岩膨胀、分散 （2）降低油水界面张力；（3）抑制天然气水合物形成；
1500
1000
500
0
2
4
6
8
10
12
14
2θ/deg
（25 ℃ ）MI-MMT层间距的变化
3500 3000 2500 2000
MMT 1% KCl 1% NaCl 0.02% CaCl2 MI
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2θ/deg
Intensity(counts) Intensity(counts)
●—层间阳离子； ○—水分子 黏土的表面水化和渗透水化
6
HEM深水钻井液体系
聚胺抑制剂机理
阳离子抑制剂迁移到页岩层表面，粘土矿物水化表面会呈现出负电性，这 样有利于胺基优先吸附到粘土表面。阳离子的加入还可以通过电中和来起到抑 制粘土水化膨胀分散的作用。
不带电的高分子成分在主链上有足够的亲水基团，能够优先螯合一些阳离 子（Na+等），进一步阻止水化，并且链上有一些疏水基团从而使水分子进不 去粘土层间，进而形成较低的水化状态。如图2：
1.1 1400
1600
1800
2000
实测ECD
2200
2400
drillbench计算ECD
2600
2800
HEM深水钻井液体系
（2）温度、压力对流变性影响
HEM体系粘温曲线
HEM体系低温压粘曲线（3.5-3.8℃）
HEM深水钻井液体系
（3） NaCl 、乙二醇对性能影响
ECD
HEM深水钻井液体系
钻井液YP随温度的变化
3转读数随温度的变化
YP(Pa)
12 10
8 6 4 2 0
0
10
20
30
40
50
60
T(℃)
钻井液在不同温度下变化平稳
HEM深水钻井液体系
LH29-2-2 ECD计算与实测对比图
1.275 11..226618 1.254 1.247 11..22343 1.226 11..221129 1.205 1.198 11..118941 1.177 11..11673 1.156 1.149 11..113452 1.128 1.121 11..110174
抑制机理示意图1
抑制机理示意图2
73
HEM深水钻井液体系
聚胺具有独特分子结构能够对 粘土晶片起很好的固定作用， 因而能破坏粘土的水化结构， 显著降低粘土从周围水相中吸 收水份的趋势。
1.阳离子迁移到粘土表面屏蔽负电 荷，减少排斥和膨胀；
2.不带电但含有大量亲水基团能螯 合没有被取代的阳离子，以防止 水化；
防泥包润滑剂：PF-HLUB，防止钻具泥包。 以上述三大主剂为基础，配合降滤失剂、流型调节剂、
盐等材料配成HEM钻井液。
HEM深水钻井液体系
粘土水化机理
粘土水化主要存在两种机理: 一是表面水化，粘土颗粒表面吸附两层 水分子; 二是当粘土层面间距超过1×10-3μm 时，由于渗透压力和双电层 斥力所引起的渗透水化，如图所示。因此，抑制表面水化，更要抑制粘土 的渗透水化。
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HEM深水钻井液体系
Objective
• Yield Point, YP • 6- and 3-rpm readings • 10-minute Gel Strength
Good hole
Low
cleaning
HEM深水钻井液体系
2、体系性能评价（SG=1.095）
（1）温度影响
温度
Φ600
Gel
PV
YP
/Φ300
Φ6/Φ3 Pa/Pa mPa·s
Pa
pH
4℃ 8℃ 15℃ 25℃ 40℃ 50℃
60/40 54/37 52/36 45/32 39/28 37/27
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防泥包润滑剂PF-HLUB
HEM深水钻井液体系
2、体系性能评价
HEM钻井液配方
材料
Baidu Nhomakorabea
功能
PF-UHIB
主抑制剂
PF-HLUB
包被剂
PF-UCAP NaCl KCl
PF-FLO TRAL
防泥包润滑剂 水合物抑制剂
抑制剂 降滤失剂
加量 2~3%
1~2%
0.6~0.9% 5%至饱和 按需要加 1.0~2.0%
2013年钻井液新技术
汇报人：耿铁 2013.09.11
前言
2012-2013年中海油钻井技术迎来了蓬勃发展的一年， 深水、盐膏层、HTHP钻井均开始规模作业。在总公司工程 技术部和各地区钻井部的指导下，中海油服钻井液技术紧 跟中海油钻井技术的发展步伐，新开发的HEM深水钻井液、 HIBDRILL复合盐钻井液、PDF-THERM高温高压钻井液均在现 场获得了较好的表现。
从XRD曲线可以看出，两种聚胺均能进入粘土的晶层，从而可以阻止水 分的进入，防止泥页岩的膨胀。
HEM深水钻井液体系
聚胺抑制性能评价
聚胺PF-UHIB对膨润土的抑制量高，抑制性能好。
HEM深水钻井液体系
低分子量包被剂PF-UCAP
控制低温流变性； 好的低温流动性防止钻井液糊筛跑浆。
HEM深水钻井液体系
3.在低水化状态下，两头的胺基通 过吸附在粘土片层的底部和顶部 ，把其拉紧（pin the clay layers together）；
4.阳离子抑制剂通过阳离子交换取 代水化的钠离子。
HEM深水钻井液体系
机理分析——XRD
（25℃）聚胺-MMT层间距的变化
3500 3000 2500 2000
smectite 0.1% KCl 0.1% NaCl 0.02% CaCl2 COSL
本次会议主要就HEM深水钻井液和HIBDRILL复合盐钻井 液进行技术汇报。
1.深水HEM水基钻井液体系 2.HIBDRILL钻井液体系
HEM深水钻井液体系
1、体系的构建及作用机理
体系构建的重点：
对强活性粘土的水化抑制性 低温条件下体系的流变性 防止钻具泥包和减缓腐蚀 气体水合物的抑制
HEM深水钻井液体系
1、体系的构建及作用机理
HEM聚胺钻井液是一种强抑制性水基钻井液体系。
体系特点：
良好的低温流变性； 很强的泥页岩抑制性； 能抗不同盐水至饱和，有效抑制气体水合物； 润滑性好，不易发生泥包； 很好的保护储层效果； 操作简单，维护方便。
HEM深水钻井液体系
1、体系的构建及作用机理
主抑制剂：PF-UHIB聚胺（1）抑制泥页岩膨胀、分散 （2）降低油水界面张力；（3）抑制天然气水合物形成；
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（25 ℃ ）MI-MMT层间距的变化
3500 3000 2500 2000
MMT 1% KCl 1% NaCl 0.02% CaCl2 MI
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Intensity(counts) Intensity(counts)
●—层间阳离子； ○—水分子 黏土的表面水化和渗透水化
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HEM深水钻井液体系
聚胺抑制剂机理
阳离子抑制剂迁移到页岩层表面，粘土矿物水化表面会呈现出负电性，这 样有利于胺基优先吸附到粘土表面。阳离子的加入还可以通过电中和来起到抑 制粘土水化膨胀分散的作用。
不带电的高分子成分在主链上有足够的亲水基团，能够优先螯合一些阳离 子（Na+等），进一步阻止水化，并且链上有一些疏水基团从而使水分子进不 去粘土层间，进而形成较低的水化状态。如图2：
1.1 1400
1600
1800
2000
实测ECD
2200
2400
drillbench计算ECD
2600
2800
HEM深水钻井液体系
（2）温度、压力对流变性影响
HEM体系粘温曲线
HEM体系低温压粘曲线（3.5-3.8℃）
HEM深水钻井液体系
（3） NaCl 、乙二醇对性能影响
ECD
HEM深水钻井液体系
钻井液YP随温度的变化
3转读数随温度的变化
YP(Pa)
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T(℃)
钻井液在不同温度下变化平稳
HEM深水钻井液体系
LH29-2-2 ECD计算与实测对比图
1.275 11..226618 1.254 1.247 11..22343 1.226 11..221129 1.205 1.198 11..118941 1.177 11..11673 1.156 1.149 11..113452 1.128 1.121 11..110174
抑制机理示意图1
抑制机理示意图2
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HEM深水钻井液体系
聚胺具有独特分子结构能够对 粘土晶片起很好的固定作用， 因而能破坏粘土的水化结构， 显著降低粘土从周围水相中吸 收水份的趋势。
1.阳离子迁移到粘土表面屏蔽负电 荷，减少排斥和膨胀；
2.不带电但含有大量亲水基团能螯 合没有被取代的阳离子，以防止 水化；