钻井液与完井液

摘要:
常规油气井钻井用的高性能水基钻井液无法满足页岩气长段水平井的钻井需要,而油基钻井液存在成本高和巨大的环境压力问题。以昭通页岩气示范区为目标区块,通过分析页岩气的地层特点和存在的技术难题,有针对性地研制出了一种呈黑褐色液体的高效抑制剂、一种纳微米封堵剂、一种成膜降滤失剂和一种特种液体润滑剂,并形成了一套新型高性能水基钻井液体系。该体系的流变性、降滤失性、润滑性和抑制性与油基钻井液的性能基本相当,并且具有较好的抗污染性能,具备了页岩气钻井液"水替油"所需的各种主要性能;密度为2.05 g/cm³的该钻井液中加入研制的润滑剂后,润滑系数降低26%;该钻井液具有较强的成膜封堵能力,能够封堵页岩微裂缝,阻隔压力传递;页岩岩心在该钻井液中高温浸泡10 d后仍有较高的强度,有利于页岩井壁稳定。该体系在昭通页岩气示范区黄金坝YS108H4-2井水平段的现场应用表明,该体系在钻进过程中性能稳定,流变性良好,返砂正常,润滑性良好,无掉块,电测一次成功,井径规则,平均井径扩大率为5.71%,机械钻速为11.74 m/h。该体系完全满足页岩气水平井现场施工的技术要求。

油基钻井液用粉状乳化剂性能评价

刘明华, 张滨, 王阳, 黄桂春, 孙举, 王中华

2015, 32(5): 7-9. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.05.002

摘要(680) PDF (1290KB)(336)

摘要:
采用2, 6-二氨基吡啶、有机胺、有机酸合成了油基钻井液用固体粉状乳化剂,该乳化剂熔点为120℃,HLB值为1.7,为玻璃态固体,易于粉碎。通过红外光谱对该乳化剂分子结构进行表征,从-CONH₂吸收峰看出,合成过程中发生了酰胺化反应。对乳化剂在不同油水比钻井液中的乳化能力和柴油基、白油基钻井液配制效果进行了性能评价。结果表明,乳化剂的加量为3%时,其在不同油水比钻井液中具有良好的乳液稳定性,当油水比为7:3时,乳液破乳电压大于600 V,乳化率为100%;抗温达180℃,钻井液破乳电压为625 V,提高黏度和切力效果好,动塑比在0.30 Pa/mPa·s以上;热稳定性好,在150℃下连续老化48 h,流变性基本无变化,破乳电压大于700 V,表明该固体粉状乳化剂具有良好的乳化和抗高温性能。

油基钻井液随钻防漏技术实验研究

刘均一, 邱正松, 罗洋, 王伟忠, 王强, 黄达全, 张现斌

2015, 32(5): 10-14. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.05.003

摘要(732) PDF (8752KB)(251)

摘要:
与水基钻井液相比,油基钻井液更容易发生井眼漏失,且井漏现场处理困难,一旦发生井漏,往往会造成重大经济损失。针对油基钻井液漏失问题,从油基钻井液井漏预防措施入手,通过优选不同类型的钻井液防漏堵漏剂,研制了新型油基钻井液随钻防漏堵漏材料,并探讨了其协同作用机理。渗透性封堵实验以及作用机理分析表明,刚性架桥颗粒、弹性填充颗粒、微细纤维材料等不同类型钻井液防漏堵漏剂具有协同作用效果,能够迅速形成具有"强力链网络"的致密封堵层,显著提高了油基钻井液的随钻防漏堵漏性能。进一步优化了强封堵性油基钻井液体系,该体系在120℃、16 h热滚前后的流变性、滤失性能良好, PPA砂盘滤失量仅为11.4 mL,具有良好的随钻防漏堵漏性能,能够起到强化封堵井壁作用,有助于提高地层承压能力。

具核结构的油基钻井液封堵剂的研制

匡绪兵

2015, 32(5): 15-18. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.05.004

摘要(731) PDF (569KB)(330)

摘要:
随着油气田开发的不断扩展,钻井难度逐渐增加,油基钻井液的使用率也逐渐增大。油基钻井液封堵能力对于预防井漏和井壁坍塌具有重要的作用。以丙烯酸丁酯、丙烯酸十八酯、丙烯酸和苯乙烯等油溶性单体为原料,采用改进的乳液聚合工艺,以亲油型的改性石英粉为凝结核,合成了一种具核结构的丙烯酸树脂高分子材料,作为油基钻井液封堵剂。实验结果表明:该封堵剂对油基钻井液基浆流变性能影响很小,可大大改善油基钻井液基浆的滤失造壁性和乳液稳定性。岩心封堵实验说明合成的封堵剂对中低渗岩心具有较好的封堵效果和封堵质量,正反向封堵率都可以达到75%以上;突破压力实验反映合成的封堵剂具有较高的封堵强度,突破压力可达10 MPa以上。同时,该封堵剂具有优异的耐高温能力,老化前后,封堵率和封堵强度基本不变。与沥青类封堵剂对比实验得出,研发的封堵剂具有较大的优势。

气体组成对钻井液中水合物形成动力学影响

高书阳, 王成彪, 石秉忠, 何勇, 刘锐, 唐翠萍

2015, 32(5): 19-22,26. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.05.005

摘要(592) PDF (6312KB)(260)

摘要:
深水钻井中,极易在钻井液中生成天然气水合物,给深水钻井带来极大的危害。气体组成不同,形成水合物的条件也不相同,给深水钻井中水合物的防治带来较大的困难。利用研发的钻井液中天然气水合物形成抑制试验装置,研究了3种不同组成的气体在2种水基钻井液中形成天然气水合物的动力学过程。研究表明,在实验的3种气体中,绿峡谷气最易形成水合物,简单混合气次之,而甲烷气体最难形成水合物;相同条件下,同种气体在不同的钻井液中水合物生成具有明显的差异,因此必须对钻井液体系相平衡条件进行测试,并优选有效的水合物抑制剂。对于烷烃来说,分子量越大,越易于生成天然气水合物。

深水储层保护型测试液研究及在陵水17-2气田的应用

孟文波, 李蔚萍, 张崇, 颜帮川, 徐斐, 向兴金, 鲍荣

2015, 32(5): 23-26. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.05.006

摘要(683) PDF (1696KB)(271)

摘要:
根据南海北部深水区储层特征及温度压力条件,对适合LS17-2-1井的测试液进行了优选。络合剂HWLH能通过分子内和分子间与水分子形成氢键,使水分子内和水分子间形成网络结构而成为络合水。以络合剂HWLH为核心处理剂配制了络合水测试液,该络合剂能阻止测试液中的水与地层中的水相互迁移,从而保证其优良的抑制性、防水锁性及储层保护特性。室内评价结果表明,络合水测试液不仅具有较好的流变性、防水敏性、防水锁性(气-液表面张力为25.7~25.9 mN/m)、防腐性和气体水合物抑制性,与前期工作液、非储层段测试液和地层水均具有较好的配伍性,而且具有优良的储层保护性和自返排能力。络合水测试工作液在陵水17-2-1井测试作业中成功应用,证明了该体系的适应性和可行性。

莺歌海盆地抗高温高密度钻井液技术

张群, 刘建全, 蒋官澄, 王东超

2015, 32(5): 27-31. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.05.007

摘要(720) PDF (1520KB)(241)

摘要:
南海莺歌海盆地储层具有高温高压特征,主要储层温度范围为186~218℃,地层压力系数范围为1.6~2.4,现用的水基钻井液抗温达到180℃,密度能够达到2.0 g/cm³,存在抗温性能不足,在200℃老化后钻井液增稠严重,密度难以达到地层要求的压力范围,对储层损害程度较严重等问题。结合该区域地质概况和储层损害机理分析,对钻井液进行了优化,加入超细碳酸钙和广谱油膜封堵剂,形成良好泥饼和致密的封堵薄膜;加入表面活性剂,改变孔隙岩石的表面性质,防止水锁现象的发生;加入白油和表面活性剂提高体系抗温性。优化的抗高温高密度水基钻井液在200℃条件下性能良好,密度可达到2.2 g/cm³,能够满足井下安全生产需要;钻井液具有良好的封堵性和防水锁能力,渗透率恢复值达90%左右;具有一定的抗CO₂污染能力。

准噶尔南缘水基钻井液多元协同抑制机理

杨彦东, 薛连云, 孙晓瑞, 戎克生, 蒲晓林, 王贵

2015, 32(5): 32-36. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.05.008

摘要(639) PDF (709KB)(255)

摘要:
准噶尔南缘地区泥岩井段地层易水化膨胀、分散或剥落掉块,钻井液抑制剂采用无机-有机的多元组合方案。室内实验评价了常用抑制剂单剂及多元复配后对安集海组泥页岩水化分散、膨胀的抑制能力,形成了多元协同抑制性钻井液体系,并对其性能进行评价。通过开展多元抑制剂作用下的黏土矿物晶层间距、Zeta电位、粒度分布、水活度及抑制剂吸附量等测试实验,揭示了该地区水基钻井液多元抑制剂的作用机理。结果表明,无机盐KCl具有明显的晶格固定、压缩双电层及促进聚合物吸附的作用;复合有机盐具有一定的晶格固定作用、明显的压缩双电层及调节活度的作用;改性聚合醇具有吸附包被且可与KCl协同增效吸附的作用。多元抑制剂同时具有晶格固定-压缩双电层-活度调节-吸附包被及协同促进吸附的多元一体的协同作用机理。

环境友好型聚合物钻井液抑制剂的室内研究

覃勇, 黄平, 万伟

2015, 32(5): 37-40. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.05.009

摘要(759) PDF (1197KB)(280)

摘要:
随着人们环保理念的增强和新环境保护法的颁布,研发各种新型低毒无害的环境友好型钻井液处理剂替代传统的钻井液处理剂势在必行。川渝地区目前使用较好的KCl-聚合物钻井液体系,其中含有较高浓度的氯离子,氯离子能够与环境中的有机物结合生成具有三致效应的氯代化合物,严重影响生态环境。笔者在室内研发出一种能够取代KCl的聚胺抑制剂,该抑制剂主要是通过胺基特有的吸附而达到抑制泥页岩水化分散的作用。聚胺抑制剂本身具有很好的抑制能力,并能够较好被环境接受,在取代KCl后,还能进一步提高钻井液的抑制能力,很大程度地降低聚合物钻井液中的氯离子,不仅能够改善聚合物钻井液各项性能,还能使其具有很好的环境保护性能。

南堡中深层复杂岩性地层井壁失稳机理及技术对策

赵亚宁, 陈金霞, 卢淑芹, 朱宽亮, 邢道宽, 靳志铁

2015, 32(5): 41-45. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.05.010

摘要(629) PDF (3713KB)(267)

摘要:
南堡3号构造东二段以下地层在钻井过程中频繁发生井壁失稳现象。通过黏土矿物分析、FMI成像测井、电镜扫描、浸泡及CT扫描分析可知,中深层泥岩微裂缝发育,在钻井压差作用下,微裂缝发生自吸水效应,一方面使得近井壁的孔隙压力升高,另一方面,地层发生水化作用,由于岩石的受力不均使得微裂缝进一步开启;同时流体压力产生的尖劈效应会导致近井壁岩石的崩落和掉块,甚至井塌与井漏相互作用及影响。实验结果表明,井壁稳定技术的关键是对裂缝的封堵,使用了3%高软化点的抗高温封堵剂FT3000,以及SPNH、SMP和0.8%增黏降滤失剂DSP。形成的KCl抗高温封堵钻井液具有较好的封堵性能,可以形成致密的泥饼,渗透失水、砂床失水均较低,回收率大于90%,可以满足现场要求。该钻井液在现场应用后,井眼质量得到有效改善,井径规则,复杂事故率低,钻井周期从2012年开发初期的119.25 d缩短至目前的46.4 d,机械钻速从最初的6.65 m/s提高到12.05 m/s,提速效果显著。

废弃水基钻井液用新型破胶絮凝剂的研制与应用

李广环, 吴文茹, 黄达全, 马红, 谷颜峰, 陈建新, 龙涛, 李业成

2015, 32(5): 46-48,53. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.05.011

摘要(746) PDF (1664KB)(284)

摘要:
以丙烯酰胺(AM),甲基丙烯酰氧氯化铵(DMC)、丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DAC)为单体合成了新型破胶剂BZ-CAF,其是一种有机高分子阳离子聚合物,不含金属离子,能够在破坏钻井液的胶体稳定性的同时,最大限度地不影响重新配制钻井液的性能。以丙烯酰胺和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)为单体合成了助凝剂BZ-AAF,其是一种超高分子阴离子聚合物,带有大量的负电荷。对产品性能进行了评价,并对破胶絮凝原理进行了分析。经过BZ-CAF和BZ-AAF处理后分离的液体的COD去除率达到94.03%,色度去除率达到93.83%,油类去除率达到85.86%。分离之后得到的液体可以直接配制钻井液,性能稳定,和清水配制的钻井液性能相当。在大港油田5口井的现场应用表明,该技术能有效地保护环境,节约水资源,为废弃水基钻井液处理提供一种新方法,应用和推广前景较好。

G级高抗硫油井水泥稠化性能异常原因分析

顾光伟, 姚晓, 周兴春, 肖丽, 王平, 王大权

2015, 32(5): 49-53. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.05.012

摘要(652) PDF (1972KB)(258)

摘要:
针对中国部分G级高抗硫油井水泥存在稠化时间短、与外加剂配伍性差、触变性强的问题,以BG厂生产的G级高抗硫油井水泥为例,从水泥原料、熟料化学成分及生产工艺角度出发,结合现场水泥质量检测和水泥浆性能实验,分析了水泥浆稠化性能不合格的原因。结果表明,原料中MgO含量过高及化学成分不稳定造成熟料中MgO及C₃A含量过高(分别为4.51%、7.21%),水泥中碱含量及f-CaO含量过高(为1.97%)、SO₃含量过低(为0.42%),煅烧温度低、窑内物料填充率高及冷却不充分,均会导致水泥浆稠化时间过短;水泥熟料中C₃A和C₄AF含量过高会导致水泥浆与外加剂配伍性不良,导致水泥浆稠化性能异常。

鲁迈拉油田易漏层固井技术研究与应用

李晓琦

2015, 32(5): 54-57. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.05.013

摘要(590) PDF (1615KB)(256)

摘要:
鲁迈拉油田地质条件复杂,此区块的Dammam、Hartha层位地层破裂压力低,技术套管固井易发生漏失,而且地层岩性导致井眼不规则,存在大肚子和缩径井眼,固井顶替效率低,使固井质量难以保证。研制了密度为1.00~1.80 g/cm³的低摩阻塞流前置液体系,该体系以非聚合物类悬浮剂DF-1和冲洗剂DF-3为主剂,用有机溶剂DF-4作流型调节剂,可降低前置液环空循环摩阻,具有冲洗能力强、流变性可调性好的特点,提高了低返速条件下环空顶替效率。研制了密度为1.00~1.35 g/cm³的低密度水泥浆体系,该体系采用纳米硅溶胶作稳定剂,提高了沉降稳定性,体系48 h室温抗压强度大于14 MPa。优化了一系列固井配套技术,形成一套适合该区块的综合固井技术。现场试验5口井,无漏失发生,固井质量合格井段较之前提高了21%,取得了良好的应用效果。

渤海浅层气防窜水泥浆体系的研究与应用

李厚铭, 项先忠, 张浩, 符军放, 赵琥

2015, 32(5): 58-60. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.05.014

摘要(654) PDF (551KB)(241)

摘要:
环空带压是渤海湾浅层气固井存在的一大技术难题,为此根据渤海湾浅层气特征,分析固井技术难点,设计了2种固井方案。方案A引入膨胀材料或增塑材料,方案B引入自修复材料。实验结果显示,当同时引入膨胀剂与纤维后, 96 h胶结强度仅提高15%左右,因此可知水泥浆的防窜能力不会有明显改善。而引入自修复材料后,水泥石的裂缝封堵率达到95%以上。分析认为,方案B的自修复封堵性能和工程性能均满足设计要求,该水泥浆体系经现场应用,取得良好的施工效果。

自修复固井前置液自修复机理

杨振杰, 冯竟竟, 廖桃, 马成云, 武星星

2015, 32(5): 61-65. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.05.015

摘要(608) PDF (1610KB)(237)

摘要:
将水灰比为0.44的油井水泥净浆灌入钢管中养护,然后切片并造缝,制作成钢管切片样品,放入清水和固井自修复前置液中浸泡养护,通过测试抗窜强度和对比分析样品微观结构与水化产物组成特征,研究固井自修复前置液的自修复机理。运用X-射线衍射仪对样品的物相组成进行分析,利用热重(TG/TGA)方法测定样品中Ca(OH)₂含量,采用压汞仪对样品的孔结构变化进行分析,最后利用环境扫描显微镜对样品的微观形貌进行观测,并对测试样品的微区进行X射线能谱定性、定量分析。研究结果表明, GSN自修复前置液和NMFSJ自修复前置液能够渗透到样品的微裂缝中,与裂缝附近的氢氧化钙和未水化产物发生水化反应,形成硅酸钙结晶或水化硅酸钙凝胶和碱式碳酸钙等水化产物,自动修复样品的微裂缝; NMFSJ自修复前置液还能够渗透到样品固化体本体的孔隙中,激活水化反应;另外其有一部分组分不参与直接生成结晶体,而是催化水泥环中未水化的水泥颗粒水化。

碳酸钙晶须对油井水泥增强抗收缩机理及应用

郭小阳, 唐琪, 黄成霞, 林銮

2015, 32(5): 66-68. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.05.016

摘要(644) PDF (3906KB)(238)

摘要:
为了解决因水泥石韧性不足与体积收缩而引发的水泥环完整性破坏的问题,考察了碳酸钙晶须对油井水泥的力学性能、体积收缩与综合性能的影响。在油井水泥中分别掺入0、1%、2%、3%、4%碳酸钙晶须,测试1、3、7、14、28 d时的抗折强度、抗压强度、体积收缩率与水泥浆的综合性能。结果显示,养护28 d后,掺入3%碳酸钙晶须的水泥石比未掺入碳酸钙晶须的水泥石,抗压强度增加36%,抗折强度增加33.67%,体积线收缩率减小82.97%,碳酸钙晶须的加入会减少水泥浆的稠化时间,增加流动阻力,但综合性能依然满足固井作业的要求。

泡沫分数对泡沫水泥性能的影响规律分析

肖京男, 方春飞, 周仕明, 张明昌, 丁士东, 桑来玉, 赵姗姗

2015, 32(5): 69-72. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.05.017

摘要(578) PDF (3686KB)(254)

摘要:
泡沫水泥的性能主要取决于泡沫体积分数。通过水泥浆发泡实验,制备了具有良好沉降稳定性的泡沫水泥,深入系统分析了泡沫体积分数的变化对泡沫水泥的性能影响。研究结果表明,随着泡沫体积分数的增大,泡沫水泥浆变得黏稠,失水量降低;同时,泡沫水泥石抗压强度基本成线性降低,气测渗透率升高,弹塑性能增强。泡沫体积分数控制在30%左右,泡沫水泥石具有较好的抗压强度和弹塑性能,同时满足气层的有效封固要求,为现场泡沫水泥浆密度确定和施工安全提供指导。

超分子压裂液体系的研制及评价

蒋其辉, 蒋官澄, 刘冲, 王春蕾, 祝琦

2015, 32(5): 73-77. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.05.018

摘要(609) PDF (1779KB)(264)

摘要:
为解决现有交联压裂液抗剪切稀释性差、仅靠高黏度携砂,且残渣含量高易造成储层损害等问题,利用超分子聚合物化学原理,设计和制备出了一种超分子聚合物稠化剂,并研制出了配方简单、无需交联的超分子聚合物压裂液,并对其流变性、静态悬砂性、破胶性、静态滤失性和岩心基质伤害率进行了评价。结果表明,该压裂液体系在130℃、170 s^-1剪切2 h后黏度可保持在140 mPa·s;支撑剂的24 h和48 h沉降速率分别为3.7×10^-4 mm/s和5.6×10^-4mm/s;在80℃时加入0.05%的破胶剂过硫酸钾, 2 h破胶后,破胶液黏度为1.32 mPa·s,破胶液表面张力为25.23 mN/m,破胶液透明、基本无残渣;初滤失量为2.32×10^-3 m³/m²,滤失系数为1.86×10^-4 m³/min^0.5,滤失速率为3.23×10^-5 m/min,压裂液滤液对岩心基质的伤害率为10.8%。室内评价结果证明,该超分子聚合物压裂液体系满足致密气藏使用要求。

一种聚合物压裂液稠化剂的性能研究及应用

李志臻, 杨旭, 涂莹红, 黄晶, 米红甫

2015, 32(5): 78-82. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.05.019

摘要(754) PDF (12140KB)(263)

摘要:
以分子间的静电作用为理论基础,研制出一种适用于中高温地层的阳离子型中高分子量的压裂液用聚合物稠化剂,通过红外光谱谱图以及核磁共振谱图分析聚合物结构,利用扫描电镜观察加入电吸引诱导剂后聚合物溶液空间结构的变化,并对该聚合物压裂液稠化剂进行性能测试,发现该压裂液聚合物稠化剂在加入电吸引诱导剂后可形成较强的空间网状结构,增黏效果很好,并且在110℃、130℃、170 s^-1下剪切1 h后黏度保持在40~55 mPad s,在90℃条件下破胶时间为71.5 min,破胶后无残渣,岩心伤害率低,为12.07%。该压裂液表现出较强的黏弹性,携砂性能好,沉砂速率为1.96×10^-4 m/min,且在砂比为60%时,常温下1 h后悬砂状态良好。该聚合物压裂液稠化剂满足现场压裂施工的要求,加之合成原料易得、价格较低,其现场应用前景广泛,通过在苏里格气田苏20-23-X井盒8下段的现场压裂施工测试中可以看出,其施工效果显著。

瓜胶压裂液体系示踪剂的筛选

池晓明, 李旭航, 张世虎, 马晓鹏

2015, 32(5): 83-85. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.05.020

摘要(563) PDF (1341KB)(357)

摘要:
在油气田开发过程中,多数油气井压裂通常是采取分段压裂,各层段一起合排,此过程目前常用总的返排量来判断整体压裂液的返排效果,而无法了解各个层段压裂液的返排情况。为了评价各层段压裂液的返排效果,可在各层段压裂过程中加入一定浓度的不同示踪剂,在返排时对压裂液返排液进行连续取样,检测返排液中各种示踪剂的浓度,从而判断各层段的返排效果,计算压裂液在地层中的残留量。而在压裂中所用示踪剂需要与压裂液配伍,对油田常用的几种示踪剂进行了实验评价。实验研究结果表明,小分子醇类和无机阴离子(SCN^-和Br^-)不适合作为瓜胶压裂液示踪剂, 2种微量物质TA和TB与瓜胶压裂液配伍,不会对压裂液成胶和破胶产生影响,并且由于其在地层环境中有较低的吸附量,不会对定量测量造成影响,可初步选为压裂液示踪剂。

耐高温低浓度瓜胶压裂液研究与应用

罗攀登, 张俊江, 鄢宇杰, 张雄, 关海杰

2015, 32(5): 86-88. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.05.021

摘要(707) PDF (2678KB)(301)

摘要:
在高温、低孔低渗储层压裂改造中,常用的瓜胶压裂液浓度一般为0.45%~0.50%,瓜胶的浓度高,对储层的伤害大,且近年来瓜胶的价格明显上涨,施工费用增加。因此优选了性能优异的超级瓜胶、表面张力小的助排剂,并研制出水解半径大的复合型多头交联剂,最终得到耐高温低浓度瓜胶压裂液,该压裂液瓜胶质量分数为0.30%~0.35%时,耐温达130℃(黏度小于8 mPa·s),具有破胶彻底、低残渣(117 mg/L)、对岩心的伤害率小于10%、流变性能好等优点。该压裂液在塔河535井现场应用取得了显著效果。

专论

分子模拟技术在钻井液研究中的应用

杨帆, 杨小华, 孔勇, 董晓强

2015, 32(5): 89-93. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.05.022

摘要(629) PDF (549KB)(289)

摘要:
分子模拟是一门新兴的计算化学技术,在辅助分子设计、结构解析、物性预测等方面的作用日益显著,已广泛应用于石油、化工、食品、制药、航空航天等工业领域,而该技术用于钻井液研究的报道较少。介绍了分子模拟技术在与钻井液相关的黏土矿物水化膨胀机理及黏土稳定剂设计、钻井液用表面活性剂,如泡沫剂、乳化剂等以及高分子如聚丙烯酰胺、天然高分子淀粉、木质素、树枝状高分子和环境响应型高分子研究中的应用。目前主要是利用分子力学、分子动力学等方法,通过模拟计算单个分子或分子体系的性质如结构、构象、热力学特性、相态转变等,从而进行钻井液处理剂理论模型建立、分子结构设计、合成路线优化、作用过程演示、实验现象解析等方面的研究工作。最后指出了分子模拟技术在钻井液处理剂研究领域推广应用存在的困难和发展前景。

经验交流

膨润土造浆率测定方法探讨

蔡利山, 杨健

2015, 32(5): 94-97. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.05.023

摘要(646) PDF (1107KB)(251)

摘要:
造浆率是勘探行业用膨润土的主要技术指标,利用实验手段确定膨润土的造浆率指标时,事先需要进行大量的摸索性实验工作。由于受检土样技术参数不明确,实验人员操作经验存在差别,导致操作过程的盲目性很大,特别是人工处理实验数据的过程会造成明显误差,致使造浆率指标的测定过程比较繁琐,准确度不高,方法的可操作性较差。室内实验结果表明,利用Excel的趋势线拟合功能能够有效消除上述各环节中存在的误差,并且可以从根本上消除实验过程中的盲目性。实验数据的验证过程证实,以拟合趋势线方程计算得到的膨润土含量为基准配制悬浮液,测得的Fann35黏度计读数与理论值十分吻合,表明该方法可以快速而准确地确定膨润土的造浆率。

阳探1井循环高泵压条件下的固井技术

钟福海, 何树华, 高飞, 费中明, 刘振通, 王福昌, 朱赫

2015, 32(5): 98-100. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.05.024

摘要(593) PDF (425KB)(340)

摘要:
固井前循环高泵压一直是固井施工的难点。阳探1井下完尾管,循环51 h后,在循环排量仅为0.9 m³/min的情况下,泵压高达21 MPa,因此不得不在循环高泵压条件下固井,对施工安全和固井质量带来了严峻挑战。分析了阳探1井循环泵压高产生的原因,采取了一系列措施,包括:提高地面管汇耐压级别,改善钻井液和固井液流变性能,减少水泥浆附加量,适当延长水泥浆稠化时间,小泵速顶替等。候凝48 h后经CBL-VDL测井解释,固井优质封固井段占7%,合格封固井段占52.5%,较差封固井段占40.5%,水泥返高和固井质量满足后续施工要求。

主管：中国石油天然气集团有限公司

主办：中国石油集团渤海钻探工程有限公司中国石油天然气股份有限公司华北油田分公司

主编：陈世春

地址： 河北省任丘市燕山南道渤海钻探工程院《钻井液与完井液》编辑部

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