水平井钻井与泥浆-luopingya

干蒙脱土与不同浓度的水溶液后充分 混分后的d001
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随着浓度增加钠蒙脱 土的d001不断减小（小于 表面完全水化的水湿钠 蒙脱土的d0011.905nm） 说明其有抑制性，且随 抑制性浓度增加而增大， 但其抑制性有限。
Nacl 水 溶 液 质 量 浓 d001/nm 度% 1.011 干土
1.0 5.0 10.0 15.0 20.0 25.0 35.0 40.0 1.900 1.815 1.572 1.568 1.565 1.554 1.550 1.543
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油基钻井液具有天然优势（相比于水基钻井液）
油基钻井液 天然有极佳的水化抑制性 对页岩纳米、亚微米孔、缝天然的 封堵作用 天然优良的润滑性 体系组成可相对简单，流变性昜于 调整达到井眼净化及低环空循环压 降要求。 井浆性能稳定 利于PDC钻头提高机械钻速 水基钻井液 必须加入专门的强烈的水化抑制剂 (未过关) 必须加入专门的纳米、纳-微米级 封堵剂(未过关) 必须加入专门的强润滑剂(未很好 过关) 体系组成难以減化，流变性调整难 度大。 井浆性能稳定性较差(流变性) 另外办法弥补
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②、以活度平衡理论为基础的页岩水平井水基防塌钻井 液体系研究： A.测定所钻地层页岩粘土中所含水的活度； B.测定（从文献获得）所用有机酸盐溶液水活度与 有机盐的浓度关系； C.对照确定所用水基钻井液中有机酸盐的浓度。 D.在此基础上按现有防塌钻井液体系研究的程序和 方法进行研究…。 E.按长段水平井钻井液要求逐一研究…。直到全面 达到要求。
建立打成页岩长井段(1000米--2000米) 水平井的水基钻井液体系及应用技术
西南石油大学（罗平亚） 油气藏地质与开发工程国家重点实验室 2.15.11湛讧
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一、主要技术难题
为在我国建成页岩气大产业： 降低成本及生态环境保护的要求,应建立打成页岩长井段 (1000米--2000米)水平井的水基钻井液体系及应用技术。 其性能与钻井效果全面达到油基泥浆的水平； 具有良好的普适性； 每方成本大大低于油基(低50％以下); 可重复利用，利于环保处理，处理成本低。
黏土/挿层抑制剂相互作用-XRD
EDR148 (1.96nm)
T403 (1.73 nm) D400 (1.88nm) D230 (1.45nm) Diesel oil (1.26 nm) Bentonite
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7 8 9 10 Diffraction angle (2θ)
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XRD patterns of wet bentonite untreated and treated with 1 wt % polyetheramines
9ຫໍສະໝຸດ Baidu
高浓度有机酸盐，具有很高的抑制粘土水化能力。
盐水溶液活度
浓度 盐类 NaCl CaCl2
HCOOK
10 0.93 0.94 0.92
20 0.84 0.83 0.87
27 0.755 — —
36 — 0.63 0.79
40 — 0.34 0.67
42 — 0.32 —
50 — — 0.54
76 —
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若能准确确定地层页岩中粘土所含水的活度就能准确确 定甲酸盐的种类和用量。则此体系的抑制能力有可能接近和 达到油基钻井液的效果，也可能具有较好的普适性。 但是： 甲酸盐用量太高而成本无法大幅下降； 组份复杂，性能维持不易且成本高； 环保处理难度和成本仍然不小；
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⑵.抑制粘土表面水化的“挿层吸附”作用: ①.作用机理：低分子插层剂进入粘土晶格层间， 牢固吸附于粘土表面形成单分子吸附层（“平躺”）， 占据粘土表面吸附位（水的吸附点），阻止粘土表面 对水的吸附（抑制水化）或挤走原已吸附水分子（去 水化）。并“拉紧”粘土晶格两个相邻层面。
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而甲酸盐（钾、钠、銫…）不同浓度及饱和溶液可以部份 和完全抑制粘土的表面水化作用。且虽然所需用量极大，但其 阴离子部份为有机酸根使其可以较容易配成性能满足要求的水 基钻井液。且具有以下优点： 水溶液密度高：饱和溶液：甲酸钠1.30％甲酸钾1.60甲酸 铯2.30; 具有抗氧化性(还原性)，有高温处理剂增效作用; 具有抗氧化性,对钢铁腐蚀性弱; 水溶液降摩擦系数：金属对金属降低率46-66％,金属对页 岩降低率55-70％,金属对沙岩降低率63-82％
0.25
若它与聚合醇等配合使用，则抑制性还能进一步 提高。配浆时分散剂的应用将不同程度削弱体系的抑 制性
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高浓度有机酸盐，具有很高的抑制粘土水化能力 . 盐水溶液活度
盐类 NaCL CaCl2 HCOONa HCOOK HCOOCs 溶解度(%) 27 42 45 76 83 密度 1.17 1.30 1.34 1.60 2.37 结晶点 -4 -20 -23 -40 -57 溶液活度 0.755 0.32 0.30 0.25 <0.10
BPEI 水 溶 液 质 量 浓度% 干土 0.305 0.435 0.565 0.650 0.785 0.870 0.955 1.090 1.305 0 d001/nm 1.011 1.409 1.409 1.406 1.409 1.412 1.414 1.409 1.413 1.412 1.905
若它与聚合醇等配合使用，则抑制性还能进一步提高。
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研究表明： 无机盐很难完全实现对粘土表面水化的抑制： Nacl达到铇和也无法达到对粘土表面水化的有效抑制； Kcl, Cacl2达到铇和有可能实现对部份含水页岩表面水化 的抑制。 而它们无法配成性能达到要求的钻井液或虽能配成但所需 处理剂种类与用量太多，而且会因此而大量削弱其原有抑制能 力。
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挿层剂的要求： 分子量低（几百）对粘土表面强吸附，其吸附能大大强 于氢健(大于与水的吸附能)。在粘土表面一般情况下只发生 单分子层吸附（严格符合郎格缪尔吸附关系）。 目标化合物：低分子水溶性多胺，最好在水中胺基能质 子化…。 研究、评价方法：粘土晶格d001测定与热重分析相结合。
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表25℃不同活度等温吸附黏土的层间距 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 活度 干土 0.102 0.225 0.330 0.428 0.529 0.650 0.753 0.843 0.925 0.980 1.000 2θ/° 8.732 7.221 7.087 6.633 6.569 6.132 6.062 5.800 5.755 5.609 5.057 4.849 d001/nm 1.011 1.223 1.246 1.331 1.344 1.440 1.457 1.522 1.534 1.574 1.746 1.821
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2.抑制粘土表面水化
⑴活度原理及应用： ①活度原理: 钻井液中水相活度≤地层页岩中粘土的表面吸附水的活度。 抑制干粘土完全不水化,则溶液中水的活度≤0.10; 地层粘土维持厡水化状态,则溶液中水的活度≤地层粘土水的活度(据 资料我国页岩中粘土中水活度一般0.50 左右．与埋藏条件有关),越低越 好; 地层粘土去水化,则溶液中水的活度＜地层粘土水的活度,越低越好;
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干蒙脱土的d001为 1.011nm，与水充分混 分后的水湿钠蒙脱土的 d001增加到了1.905nm， 约为4个水分子层厚。 与柴油充分混分后的油 湿钠蒙脱土的d001增加 到了1.285nm，约为一 个柴油分子厚。
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挿层剂BPEI的作用
干蒙脱土与不同浓度的 BPEI 水溶液后充分混分后的 d001 增加值与其浓 度基本无关，且钠蒙脱土层间的增加的距离与 BPEI 的分子直径相当，说明 层间没有水（在水中水湿钠蒙脱土的d0011.905nm ）。 BPEI多个伯胺吸附基团在粘土 表面的吸附能力大大的强于水分子， 竞争的结果使它能牢牢嵌入蒙脱土层 间吸附于粘土晶格的内层面上，制止 了粘土表面对水分子的吸附。吸附层 形成单层平铺，且随着浓度的增加不 会形成多层的插入，因此BPEI应具有 很强的抑制表面水化的能力。
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二、页岩长井段水平井的水基钻井液体系与技术
㈠、水基钻井液替代油基钻井液打成页岩长井段水平井的井壁稳定技术 1.要求： ⑴.对页岩中粘土水化的抑制能力等同(接近)油(不水化)： 完全抑制粘土渗透水化(已可实现); 完全抑制粘土表面水化(还不能完全实现): 地层干粘土在水相中完全不水化； 地层粘土在水相中维持厡水化状态不增加水化程度； 地层粘土在水相中去水化； ⑵.对纳米、纳-微米孔缝的有效封堵：
BPEI 水 溶 液 质 d001/nm 量浓度% 1.011 干土 0
0.305 0.435 0.565 0.650 0.785 0.870 0.955 1.090 1.305 1.905 1.387 1.385 1.384 1.380 1.382 1.386 1.380 1.382 1.387
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水平井关键技术
井眼轨迹优化设计 轨迹控制 钻柱强度分析,钻柱设计 井壁稳定 摩阻扭矩分析与降低 井眼净化 套管下入及保护 低环空循环压降(1000米以上长水平段…)
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其中钻井液 技术不可忽缺
现在水平井钻井液技术(油基、水基…)已基本成熟，能滿足常规水 平井钻井的需要。但“页岩”和 “1000-2000米长水平井段” 使其问题 复杂化，现有水基钻井液技术不能滿足要求。 “页岩”、 “页岩微裂缝发育”、 “水平井”“长水平井段” 使井 壁稳定问题难点高度集中； 长井段页岩使造浆问题突出； 超长水平井段大大增大井眼净化难度； 超长水平井段大大增大降低摩阻难度； 超长水平井段大大增大下套菅难度； 超长水平井段大大增大降低环空循环压降的要求和难度…。
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集成现有水基钻井技术可以打成页岩长井段水平井， 且已有成功的范例和经验,但是： 没有较好的普适性； 组份复杂成本高； 环保处理难度不小； 钻井过程中的井下复杂、井径扩大、机械钻速、摩阻降 低、套菅下入、井浆性能稳定…等各方面虽能基本满足钻井 需要,但还未全面达到油基钻井液水平技术。
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水基钻井液替代油基钻井液打成页岩长井段水平井主要技术难点： 井壁稳定方面(基础和关健)： 有效抑制表面水化，且不被泥浆处理剂显著削弱而失效(未很好解决)； 对页岩纳米、亚微米孔、缝的封堵作用(未很好解决) 。 井眼净化方面(关健) ： 井壁稳定条件下，一般水平井已解决，长井段水平井增加了难度，但 现有技术攻关可解决； 降低摩阻方面(关健) : 井壁稳定条件下，一般水平井已解决，长井段水平井增加了难度，研 发高效降阻润滑剂及其它配套技术攻关综合应用可解决； 在上述三大难题解决之后，机械钻速可大幅度提高。
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Relative intensity
可以按此原理设计、研发、筛选表面水化抑制剂，例如 一种新的低分子水溶性多胺在水中可使钠蒙脱土的控制在 1.336nm。 但它们不能完全中和粘土粒子表面的负电荷，虽然可大 幅度降低粘土水基悬浮体中粘土粒子的ζ电位，还不能使之降 为0。故可复配5－7％的KCL使之抑制性全面提高。 因此以这种插层粘土抑制剂1-3％加5-7％Kcl的搬土浆为 基础，研究建立页岩水平井水基防塌钻井液体系，是完全可行 的（少量抑制剂可接近油的效果）。
柴油与不同水溶性多胺 水溶液外理后的d001表明， 柴油作用也使d001增加(达到 1.223-1.26nm），其增加值 基本上就是柴油分子直径。 若挿层抑制剂挿入粘土 层间单分子层平铺，使d001 增加仅为抑制剂分子直径， 而制止水分子吸附或挤走 己水化之水分子，则在抑 制表靣水化能力与机理上 与柴油类似。
干蒙脱土与不同浓度的Nacl水溶液后 充分混分后的d001
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干蒙脱土，先加入水充分水化后，再分 别加入不同量BPEI抑制剂，配成不同的浓 度的BPEI溶液，充分作用后测其湿样的 d001。发现即使很低的浓度也可使已水化的 粘土的d001大幅下降，且与干粘土抑制水 化后的d001值基本相同，且与BPEI浓度无 关。 测得其d001值是1.387nm，这个值与干蒙 脱土d001值1.011nm的差值为0.376nm，恰 好是伯胺发生质子化后的直径，说明有部 分伯胺开始发生质子化，更加有利于BPEI 吸附在黏土表面上，并中和黏土的部分电 荷，牢牢嵌入蒙脱土层间，挤出蒙脱土已 吸附的水分子，形成单层平铺，实现了表 面去水化。