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2014年  第31卷  第4期

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理论研究与应用技术
新型环烷胺页岩抑制性评价及分析
钟汉毅, 孙栋, 邱正松, 黄维安, 刘云峰
2014, 31(4): 1-4. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.04.001
摘要:
通过分子结构设计,研制了新型环烷胺作为泥页岩抑制剂。采用抑制膨润土造浆实验、页岩滚动分散实验和絮凝实验评价了其抑制性能。结果表明,新型环烷胺的抑制性优于国外聚胺Ultrahib 和传统的无机盐类抑制剂KCl;180 ℃下仍能抑制泥页岩水化分散,具有优良的抗温性能。表面张力测试和X- 射线衍射分析干态层间距表明,新型环烷胺具有较强的表面活性,能显著降低水溶液表面张力,且能够进入黏土晶层间,形成单层吸附。X- 射线衍射分析湿态层间距和吸水实验表明,环烷胺通过质子化胺基吸附在黏土晶层间,置换出层间水化阳离子,大幅度降低黏土层间距,同时增加黏土表面的疏水性,实现泥页岩稳定。
原位活化纳米材料提高油基钻井液乳化稳定性研究
罗陶涛, 欧阳伟, 苏志刚
2014, 31(4): 5-7. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.04.002
摘要:
根据纳米颗粒材料可以提高乳状液稳定性的基本原理,将提高乳状液稳定性的纳米颗粒材料引入到油基钻井液中。研究了纳米颗粒材料与原位活化纳米颗粒材料的性质,他们提高油基钻井液乳化稳定性的程度,及其他们加入密度为2.1 g/cm3 的油基钻井液后的综合性能变化。结果表明,原位活化的纳米颗粒材料小于100 nm 并可以在油相中分散,随着原位活化纳米颗粒材料加量的增加,油基钻井液破乳电压稳定性也增加,最大增加幅度可达1 倍;添加了0.5% 的原位活化纳米颗粒材料的高密度油基钻井液,在120 ℃条件下老化16 h 后与未添加原位活化纳米颗粒材料相比,破乳电压从479 V 提高到773 V,高温高压降滤失性能从8.4 mL 降低到3.8 mL。
微泡钻井液密度特性研究
谢建宇, 周亚贤, 刘光成, 卢国林, 耿晓慧
2014, 31(4): 8-10. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.04.003
摘要:
微泡钻井液是近年来开发的一种适用于低压易漏地层的新型钻井液。笔者利用CL- Ⅱ型流体PVT 测试仪,测定了压力、温度对不同密度微泡钻井液密度的影响,其密度随温度升高而降低,随压力升高而增加,并且压力达3 MPa 以上时,钻井液密度上升趋势趋于平缓。通过对实验数据的回归和公式推导,建立了微泡钻井液井底密度预测模型,通过数学插值方法可以得到配制密度在0.598~0.951 g/cm3 之间的微泡钻井液井底密度预测值。
抗高浓度氯化钙水溶性聚合物增黏剂的研制
马诚, 谢俊, 甄剑武, 王中华, 蒋官澄
2014, 31(4): 11-14. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.04.004
摘要:
以黄原胶为主要原料,通过高分子改性手段制备增黏剂IPN-V。室内评价了增黏剂IPN-V 在20% 及40%CaCl2 水溶液中的增黏性能和对CaCl2 无土相钻井液的流型调节能力。结果表明,含增黏剂IPN-V 的CaCl2 水溶液经90~120 ℃老化16 h 后的表观黏度可维持在30 mPa·s 以上;增黏剂IPN-V 能够满足CaCl2 浓度为20% 及40% 的无土相水基钻井液对黏度和切力的要求,抗温可达120 ℃。
抗高温聚束钻井液在南堡3-15 井的应用
王维, 杨波, 李占伟, 党辉, 肖和
2014, 31(4): 15-18. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.04.005
摘要:
南堡油田3 号构造中深层东营组和沙河街组地层垂深在4 000 m 以上,地温梯度为(3.66~4.05 ℃)/100 m,极易发生井壁失稳、井漏、CO2 污染,同时储层水锁严重,地质要求对荧光进行严格控制。针对以上钻井液系列难题,室内研究了一种抗高温聚束钻井液体系,该体系是在以往低自由水钻井液体系的基础上,增强了钻井液高温条件下稳定性及微纳米级泥岩孔缝封堵能力等特性。通过在南堡3-15 井的应用表明,该体系具有良好的流变性、润滑性、抑制性和低滤失性,解决了中深部地层井壁稳定和井漏问题,高温稳定,抗污染能力强,实现了长位移井段低荧光钻进,且能提高机械钻速、缩短钻井周期。
耐温耐盐淀粉类降滤失剂的改性研究与性能评价
乔营, 李烁, 魏朋正, 赵丽丽, 史建华, 李鹏
2014, 31(4): 19-22. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.04.006
摘要:
以淀粉(St)为基体,通过引入丙烯酰胺(AM)、2- 丙烯酰胺-2- 甲基丙磺酸(AMPS),合成了St/AM/AMPS 接枝共聚物,并通过正交实验对其合成条件进行了优化,然后在此基础上引入阳离子单体丙烯酰氧基三甲基氯化铵(DAC),合成出了一种环保性能好的抗高温抗盐两性离子降滤失剂。通过红外光谱对其结构进行了表征,考察了其降滤失效果并分析了其作用机理。结果表明,加有1% 该两性离子改性淀粉降滤失剂的淡水钻井液在150 ℃老化前后的滤失量分别为7.9 mL 和10.9 mL,在160 ℃老化后的滤失量为12 mL;盐水钻井液老化前后的降滤失效果比较好,但是饱和盐水钻井液老化前后的降滤失效果有待改善;180 ℃、3.5 MPa 下的高温高压滤失量为22 mL ;具有较好的抗盐性和抗高温稳定性。
微粉重晶石改善钻井液性能室内研究
王建华, 季一辉, 张忠民, 闫丽丽, 王立辉, 冯杰, 李爽
2014, 31(4): 23-25. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.04.007
摘要:
为了改善钻井液的流变性和沉降稳定性,制备出了粒径(D90)小于5 μm 的微粉重晶石。分别在大位移水基钻井液和深井油基钻井液配方中进行了性能评价,室内实验结果表明,与API 重晶石加重钻井液相比,用微粉重晶石和API 重晶石混合加重的水基钻井液和油基钻井液塑性黏度更低,动切力更大,能明显降低钻井液当量循环压耗,在水基钻井液中极压润滑系数能降低8% 以上,用其加重的高密度油基钻井液具有更好的沉降稳定性。因此,微粉重晶石是大位移井和高温高压深井理想的加重材料。
合成基钻井液技术研究与应用
万绪新, 张海青, 沈丽, 陈二丁
2014, 31(4): 26-29. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.04.008
摘要:
通过对基液和处理剂的优选,研制出一种合成基钻井液,对其性能进行了评价。该合成基钻井液选用气制油作基液,其具有较高的闪点和苯胺点、较低的凝点和运动黏度,几乎不含芳香烃;主辅乳化剂的配比为2.0~2.5,总量在3%~5% 之间;优选的有机土90 min 的胶体率大于90% ;用油分散性的疏水改性腐植酸SGJ-1 作降滤失剂。性能评价结果表明:该合成基钻井液密度可达2.0 g/cm3,能够抗200 ℃的高温,流变性和稳定性均很好,而且具有好的润滑抑制性、储层保护效果和环境保护性能。该体系在超稠油井郑41- 平2 井、曲8- 侧斜11 井的强水敏性地层进行了成功应用。结果表明:体系具有良好的抗污染能力、优良的悬浮和携岩能力,实现了良好的封堵,保持了井壁的稳定和井眼的规则,且性能稳定、维护简单、挥发量小、气味小,安全环保。
渤海油田水平井用保护储层的无固相修井液技术
白健华, 谭章龙, 刘俊军, 王冬, 周文远, 袁晓红
2014, 31(4): 30-32. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.04.009
摘要:
水平井是渤海油田新区开发及老区井网调整的重要手段,水平井检泵作业中修井液漏失情况十分严重,漏失导致储层污染,作业后产能恢复困难。实验及现场应用表明,渤海油田常用的“固相屏蔽暂堵液”、“聚合物交联暂堵液”及“无固相泡沫暂堵液”3 种暂堵液体系不适用于大漏失、高产出的水平井检泵作业。摒弃“以堵为主”的常规油层保护思路,开发出无固相清洁助排修井液。该无固相清洁助排修井液由过滤海水、黏土防膨剂、非离子表面活性剂和阻垢剂组成,具有较好的防膨、防乳化、防水锁、阻垢、降黏助排作用。其应用于渤海油田水平井作业后,使油井产能恢复率控制在95% 以上,产能恢复期在5 d 以内,取得了较好的油层保护效果。
非牛顿钻井液剪切速率计算公式的推导及验证
刘扣其
2014, 31(4): 33-35. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.04.010
摘要:
范式旋转黏度计由于具有使用简单、便于携带等特点,而被广泛运用于现场和室内实验中。为了能够较准确地计算范式旋转黏度计剪切非牛顿钻井液时的剪切速率,在理论模型的基础上推导出了新的剪切速率求解公式,并通过室内实验进行了验证。实验验证结果表明,剪切非牛顿钻井液时,相对于目前常用的剪切速率计算公式的求解结果,采用新推导的计算公式求得的剪切速率与采用高准确度、高精度的安东帕流变仪测得的实验结果更加接近,准确度更高;而且被测液体的非牛顿性越强,2 种计算方式得到的结果差值越大。
山前钻井液安全密度窗口的分层地质力学预测方法
梁川, 陈勉, 金衍, 王菁, 杨帅
2014, 31(4): 36-39. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.04.011
摘要:
山前地区受到多期构造运动的影响,高陡构造和复杂岩性发育,井壁失稳导致的事故复杂将严重制约钻井安全和效率,并影响固井质量。基于线弹性的常规计算模型并不适用山前地层,计算得到的钻井液安全密度窗口与现场情况存在偏差。以库车坳陷山前带的迪那2 气田为例,通过对区域地质特征和现场测、录、试井数据的关联分析,发现山前钻井事故复杂具有分层规律性。针对山前钻井特点,考虑地层温度、渗流和水化效应的叠加影响,建立适合山前直井的井周应力状态方程。在研究山前井壁失稳和破裂机理的基础上,提出山前钻井液安全密度窗口的分层地质力学预测模型。现场计算实例验证了模型的精度和适用性,该模型对山前地区后续安全高效钻井施工具有重要的指导意义。
钻井液增黏剂CX-215 及固相组成的降滤失研究
蒲亮春, 邓明毅, 谢刚, 杨坤宾
2014, 31(4): 40-43. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.04.012
摘要:
以增黏剂、加重剂及膨润土含量为变量因素,考察了钻井液在不同压差下的滤失特性,以研究压差对某种因素的降滤失效果的影响。结果表明,增黏剂CX-215 的降滤失作用不受压差的影响;加重剂的粒径分布对滤失的影响在压差为2.0 MPa 时达到最大,然后随着压差的增大影响越来越小,压差超过2.0 MPa 时,体系的固相颗粒粒径分布对滤失的影响越来越小;在低压区间,增加膨润土对降滤失的贡献随着压差的增加而变小,在压差大于1.0 MPa 时,膨润土含量对滤失的影响越来越大,即在高压下提高膨润土含量可以降低滤失量。此外,对优化刚性固相颗粒的降滤失作用和膨润土的降滤失作用进行了机理分析。
伊拉克Halfaya 油田双分支井堵漏技术
郝惠军, 张洪伟, 刘学玲, 刘艳, 程智, 刘景丽, 张黎黎, 张建松
2014, 31(4): 44-46. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.04.013
摘要:
伊拉克Halfaya 油田双分支井打完第1 个主井眼筛管完井后,需要进行酸化增产措施,酸化后井下裂缝孔洞大量发育,几乎没有任何承压能力。由于第2 个井眼钻进过程中,主井眼与分支井眼处于连通状态,因此必须进行承压堵漏作业,保证分支井眼的顺利钻进。针对Halfaya 油田地层特点及漏失情况,研究形成了水化膨胀复合堵漏剂BZ-STA 和承压堵漏剂BZ-PRC。模拟实验表明,2 种处理剂能够分别有效封堵4~5 mm 和1~2 mm 裂缝;现场以2 种新型堵漏材料为主,辅以常规堵漏剂,开展了3 口双分支井酸化后堵漏,均成功实现了循环钻井液密度为1.23 g/cm3、排量为0.9 m3/min 条件下井下无漏失,保证了后续分支井眼的顺利钻进;相对于常规堵漏剂,水化膨胀堵漏剂和承压堵漏剂,具有更好的适应性和更高的堵漏强度,能够明显提高井下堵漏的成功率。
固化承压堵漏剂在渤海油田断层破碎带的应用
卢小川, 赵雄虎, 王洪伟, 张伟, 徐同台
2014, 31(4): 47-49.
摘要:
渤海油田地层完整性差,断层破碎带井漏等裂隙性漏失是困扰钻井工程的一大技术难题。统计分析发现断层破碎带井漏占渤海油田全部井漏的16%,堵漏一次成功率仅为46.6%。针对断层破碎带井漏的特点,结合海上工程实际,研制出了一种堵塞形成快、滤饼强度高的酸溶性高失水固化堵漏剂STP。该堵漏剂选用酸溶性高失水材料复配架桥材料、特种纤维材料和固化剂组成,主要成分为亚硫酸盐和氧化物,不含聚合物,可直接用海水配制。室内评价和现场应用表明,该堵剂能够封堵断层破碎带等不同尺寸的裂隙性漏失,承压能力达7 MPa,对钻井液性能影响小,酸溶率80% 以上,而且配制工艺简单,便于现场操作,非常适合海上油田断层破碎带堵漏。
超高密度钻井液堵漏技术在官深1井的应用
李斌, 梁大川, 彭商平, 于志纲
2014, 31(4): 50-52. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.04.015
摘要:
贵州赤水官渡构造海相地层飞仙关组存在超高压盐水层,平均实钻钻井液密度在2.80 g/cm3 以上,同时飞仙关组地层承压能力较低,易破碎,易导致漏失发生。但在超高密度条件下进行堵漏施工难度极大,需要解决堵漏浆的可泵性和封堵性等综合难题。根据地层特点,通过优选对钻井液流变性能影响小的刚性和纤维堵漏材料进行粒度级配,选用合理的配制堵漏浆的基浆密度和搅拌时间,研究了一套超高密度钻井液堵漏配方,堵漏钻井液密度高达2.72 g/cm3,总体固相含量在55% 以上,可封堵宽度为2~6 mm 的地层裂缝,承压能力均超过6 MPa。经过现场试验,在官深1 井成功配制出密度达2.72 g/cm3 的堵漏浆,其总体固相含量达到56%,并在飞仙关组二段取得一次性堵漏成功,为以后超高压堵漏施工提供了经验借鉴。
新疆红山油田废弃钻完井液的综合处理
王战卫, 王斌
2014, 31(4): 53-56. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.04.016
摘要:
针对克拉玛依红山油田废弃钻井液的类型及完井过程中会产生大量废弃完井液的特点,研究出了一套对废弃钻、完井液综合处理的方法。利用完井液废弃物代替清水对钻井液废弃物稀释来进行化学脱水处理,脱水后钻井液废弃物固相含量达到40% 以上,大大地降低了固相处理量,降低了固相处理的费用。对于化学脱水分离出的液相采取专用水处理装置现场进行絮凝沉降、过滤处理,对于预处理后的固相采取固化处理。处理后液相及固化物的浸出液均能达到国家污染物综合排放标准(GB 8978—1996)一级标准要求。
固井用高镁废渣微膨胀水泥浆体系
孟佳佳, 姚晓, 黄磊, 周兴春, 肖丽, 胡富源
2014, 31(4): 57-60. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.04.017
摘要:
高镁废渣是一种与矿渣性质完全不同的特种固体废弃物。利用等温量热(ICT)和XRD 分析了高镁废渣掺量为40% 的油井水泥浆体及其硬化体组成,在80 ℃水浴养护条件下的早期强度不高,但后期强度超过净浆。针对其低早强的特点,研究了不同掺量早强剂对掺渣水泥浆体抗压强度的影响,确定早强剂最佳掺量为3%、降失水剂最佳掺量为1.5%,最终形成高镁废渣微膨胀水泥浆体系。80 ℃下该水泥浆体系膨胀性能、抗压强度和孔径结构的测试结果表明:其1 d、28 d 和90 d 的线膨胀率分别为0.006 2%、0.045%、0.061% ;1 d 抗压强度为18.2 MPa,后期强度超过净浆;掺渣水泥石和净浆水泥石90 d 孔隙率分别为22.99% 和25.47%,且前者中有害孔数量小于后者,与抗压强度测试结果相吻合;同时高镁废渣微膨胀水泥浆体系的综合性能满足固井施工要求。
合平4 致密油水平井韧性水泥浆固井技术
高云文, 刘子帅, 胡富源, 冯宇思, 于永金, 张华
2014, 31(4): 61-63.
摘要:
吐哈油田神泉地区盐膏层固井技术
高应祥, 任路, 任强, 岳哲, 李光耀, 彭松, 高超
2014, 31(4): 64-67. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.04.019
摘要:
吐哈油田神泉地区地层岩性差异大,含多段盐膏层,易溶解、水化膨胀,造成井径不规则或形成“糖葫芦”“大肚子”井眼,给固井带来很大的困难。针对以上固井难点,通过室内研究,形成了一套抗盐、防窜且综合性能好的水泥浆体系,该水泥浆采用饱和盐水配浆,失水量也能控制在50 mL 以内,水泥石膨胀率可达18.6% ;研制了一种现场配制方便、适用性强的先导浆相容剂,解决了该地区钻井液与水泥浆相容性差的问题,提高了顶替效率;该套固井液体系配合应用三密三凝水泥浆体系,紊流、塞流复合顶替等工艺措施,解决了神泉地区盐膏层固井技术难题,在神泉、胜南、葡北等区块进行了33 井次的现场应用,固井质量合格率为100%。
防H2S 和CO2 酸性气体腐蚀水泥浆体系研究与应用
刘天恩, 贺彦亮, 靳盛, 赵鹏, 王立楠
2014, 31(4): 68-70. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.04.020
摘要:
在抗高温水泥浆体系中加入惰性防腐材料以及具有防窜特性的水泥外加剂,采取抗腐蚀材料和防窜材料相配合的方式,形成了抗高温防腐蚀水泥浆体系,满足了大港油田在深部储层富含H2S、CO2 地层的固井需求。通过对水泥基浆、防窜水泥浆、加有抗腐蚀剂的防窜水泥浆的抗H2S和CO2 腐蚀性能进行评价,并分别从水泥浆综合性能、防窜能力、对界面胶结强度的影响等方面,分析了抗高温防腐蚀水泥浆体系的抗腐蚀能力以及工程可应用性。实验结果表明:加入抗腐蚀材料的防窜水泥浆体系明显地增加了水泥石的抗腐蚀能力。抗高温防腐蚀水泥浆体系在千米桥潜山千4-18 井的成功应用,也表明该套防腐水泥浆体系能够保证固井质量,实现层间有效封隔,满足工程要求。