钻井液与完井液

摘要:
分析了硬脆性泥页岩井壁失稳的原因，介绍了纳米材料特点及其应用，并概述了国内外钻井液用纳米封堵剂的研究进展，包括有机纳米封堵剂、无机纳米封堵剂、有机/无机纳米封堵剂，以及纳米封堵剂现场应用案例。笔者认为：利用无机纳米材料刚性特征以及有机聚合物可任意变形、支化成膜等特性，形成的一种核壳结构的无机/聚合物类纳米封堵剂，能够很好地分散到钻井液中，且对钻井液黏度和切力影响较小，这种类型的纳米封堵剂能够在低浓度下封堵泥页岩孔喉，建立一种疏水型且具有一定强度的泥页岩人工井壁，这不仅能够阻止钻井液侵入，而且还能提高地层承压能力，无机纳米材料与有机聚合物的结合是未来钻井液防塌剂的发展方向。

钻井液

新型超高温页岩抑制剂特性实验研究

张馨, 邱正松, 钟汉毅, 汤志川, 徐建根, 张道明

2017, 34(1): 9-15. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.002

摘要(367) PDF (2291KB)(353)

摘要:
为满足超高温深井钻井工程的需要，提升抗高温水基钻井液的抑制页岩水化能力，研选了一种新型超高温页岩抑制剂HT-HIB该抑制剂分子结构与聚醚二胺类似，端部含有2个胺基，但分子链为刚性的环烷基。通过抑制膨润土造浆实验、页岩滚动分散实验、页岩膨胀实验、压力传递测试、X射线衍射分析黏土层间距、Zeta电位测试和热重分析等，综合评价了该页岩抑制剂的抑制性能，并揭示其作用机理。结果表明，HT-HIB能抑制泥页岩水化膨胀和分散，并可在一定程度上阻止压力传递，作用优于目前高性能水基钻井液中使用的聚胺抑制剂；同时HT-HIB可在220℃下保持性能稳定。HT-HIB通过端部的胺基单层吸附插入黏土层中，破坏黏土表面水化层结构并排出层间水分子；黏土表面吸附HT-HIB后亲水性显著降低，从而阻止了水分子的吸附；此外，HT-HIB的溶解度随pH值变化，可使HT-HIB从溶液中析出并堵塞页岩微孔隙，也有利于阻止液相侵入。总之，HT-HIB借助化学抑制、润湿反转以及物理封堵协同作用，因而表现出突出的抑制性能，为开发新一代抗高温高性能水基钻井液打下了基础。

裂缝性气藏封缝堵气技术研究

韩子轩, 林永学, 柴龙, 李大奇

2017, 34(1): 16-22. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.003

摘要(499) PDF (2831KB)(584)

摘要:
塔里木油田塔中地区碳酸盐岩奥陶系储层地质条件复杂，储层裂缝发育，裂缝开度为20~400 μm的小裂缝和微裂缝所占比例在50%左右，钻井过程中井漏溢流频发，气侵现象严重，增加了井控风险。由于地层微裂缝分布复杂，且温度高（180℃），导致架桥粒子、充填粒子级配难度大，钻井液封堵效果不理想，而采用常规钻井液封堵评价方法在模拟裂缝形态和效果评价方面与现场实际存在着较大的差距。为此，提出了有针对性地封缝堵气评价方法：利用天然/人造岩心制作出微裂缝岩心模型，微裂缝开度介于20~400 μm之间，缝面粗糙度与天然裂缝接近；自主设计了封缝堵气实验评价装置，建立了微米级裂缝的封缝堵气评价方法。室内初步优选出抗高温的颗粒、纤维、可变形材料等纳微米封堵材料，并形成封堵配方，封堵配方与聚磺钻井液体系、ENVIROTHERM NT体系配伍性好，且酸溶率高于70%，不易污染储层。

微乳液提高井壁稳定性实验研究

张敬辉

2017, 34(1): 23-27. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.004

摘要(408) PDF (3971KB)(423)

摘要:
泥页岩微裂缝发育、封堵难度大，滤液在渗透压、毛细管力和化学势差等驱动力的作用下，会迅速进入地层深处，最终导致井壁失稳。研制了一种微乳液配方，通过粒度分布实验考察了微乳液的稳定性，并通过压力传递和页岩膨胀实验研究了其稳定井壁机理。所配制的微乳液具有良好的稳定性，在考察的静置时间内粒度保持稳定，虽稀释后液滴粒径略有增大，但当稀释倍数超过20倍后液滴粒径不再发生变化，微乳液还具有良好的抗温性，抗温达150℃。稀释后的微乳液液滴粒径中值在30 nm左右，能够进入泥页岩内部，而且在一定矿化度下会发生聚合形成大颗粒，当NaCl浓度增大到5.0%时纳米尺度的液滴已经消失，当CaCl₂浓度超过0.2%时液滴粒径中值达数百纳米，并通过吸附聚结停留在孔道内部，从而提高封堵效果。接触角实验表明，该微乳液可以显著改变泥页岩的润湿性，使其亲水性转变为具有一定疏水性，微乳液还能够降低表面张力，加量2%为时表面张力降低到31.4 mN/m，因此其具有一定的抑制能力。制备的微乳液与现场钻井液具有良好的适用性，对钻井液流变性影响不明显，能够提高泥饼质量，改善钻井液的滤失性。

疏水抑制水基钻井液体系研究及其在页岩气井的应用

景岷嘉, 陶怀志, 袁志平

2017, 34(1): 28-32. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.005

摘要(305) PDF (1752KB)(318)

摘要:
针对龙马溪组页岩气水平井钻井井壁失稳问题，研制出一种疏水抑制剂CQ-SIA和一种液体润滑剂CQ-LSA，并形成一套疏水抑制水基钻井液体系。CQ-SIA具有双亲特性，能使亲水的岩石表面发生润湿反转，在岩石表面形成一层疏水膜，具有强化抑制与包被的作用，实验测得岩屑在1% CQ-SIA中的滚动回收率为83.72%，明显高于KPAM、AP-1以及KCl。CQ-LSA具有特定的基团与结构，能在亲水的钻具、泥饼和地层岩石表面形成亲油膜，降低摩阻，实验测得加有1% CQ-LSA的5%膨润土浆黏附系数为0.050 7，低于加有RH-220和BARALUBE的膨润土浆。该疏水抑制水基钻井液的抑制性和润滑性能与油基钻井液相当，具有良好的流变性能和抗污染性能，加有1%~3%防塌封堵剂、1%~2%聚合醇和0.8%~1.6%纳米封堵剂，封堵能力强。该体系在长宁H25-8井进行了首次现场试验，在1 500 m水平井段的钻井过程中，该体系各项性能稳定，配制维护工艺简单，井下未出现任何复杂，起下钻、电测、下套管、固井作业顺利，表明该体系能满足长宁页岩气水平井的钻井需要。

梳型聚合物降滤失剂的合成及其在深井盐水钻井液中的应用

徐运波, 蓝强, 张斌, 陈健, 孙德军

2017, 34(1): 33-38. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.006

摘要(357) PDF (6963KB)(216)

摘要:
针对当前抗温抗盐聚合物降滤失剂在高浓度盐、二价盐存在下降滤失性能不够好的问题，以烯丙基聚氧乙烯醚400、丙烯酰胺和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸为单体，采用水溶液聚合法合成得到无色透明黏稠的液体梳型聚合物降滤失剂DMP-1，其有效含量为30%。对其进行结构表征表明，大分子单体APEG400与单体AMPS、AM参与了反应，形成了梳型聚合物，且聚合反应进行完全。热重分析表明，该聚合物热分解温度为310℃。与常见抗温抗盐聚合物降滤失剂DSP-2、Driscal D、PAMS601进行的对比评价结果表明，该降滤失剂水溶液180℃高温老化后黏度降低率小于42.0%，抗温达200℃，抗盐达饱和，抗氯化钙达3%，与DSP-2等常见抗温抗盐聚合物降滤失剂相比，其抗饱和盐、抗钙离子的效果更加显著。在涪陵地区泰来201井和永兴1井三开盐膏层段及四开高温井段钻进中的应用表明，在高温、含盐、含Ca²⁺情况下降滤失效果显著，降低了盐水/钙处理钻井液的API滤失量和高温高压滤失量，保证了安全施工，在深井、饱和盐水/钙盐钻井液中具有良好的应用效果。

钻井液用高效桥联型防塌剂的研发及现场应用

张县民, 蒋官澄, 宣扬, 付建国, 董伟

2017, 34(1): 39-44. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.007

摘要(324) PDF (2627KB)(317)

摘要:
井壁失稳一直是钻井过程中未能彻底解决的问题。根据防塌剂与钻井液中的黏土及地层矿物吸附联结的作用机理，采用AM、AMPS和一种强吸附单体M，通过以过硫酸钾作引发剂，在60℃反应4 h，合成了一种抗温达150℃的高温桥联型防塌剂QFT，产物为白色黏稠状，QFT分子量约为（8~60）×10⁴ g/mol，有效含量为10%。该防塌剂具有强抑制、降滤失及对基浆黏度影响小的特点，对其进行了性能评价和机理分析，并介绍了其现场应用情况。与清水相比，3% QFT水溶液使泥页岩岩心线性膨胀量降低44.56%，泥页岩岩屑150℃滚动回收率提高34.1%，回收率大于KCl及KPAM和FA-367；在清水中浸泡10 min后完全分散开的岩心，在QFT溶液中浸泡24 h仍保存完整。X-射线衍射分析结果说明，QFT由于分子量较小，可以进入黏土层间，阻止水分子进入黏土层。含有QFT的基浆老化后黏土颗粒粒径较小，比表面积较大，说明该防塌剂可以通过与黏土的桥联吸附，阻止基浆中固相颗粒高温聚集，保证基浆中具有一定量的细颗粒，有利于形成薄而致密的滤饼，老化后3% QFT可以使4%基浆的API滤失量降低48.33%。钾钙基钻井液体系中引入QFT后，有效地降低了滤失量，现场的泥岩岩屑滚动回收率在95%以上，且120℃下浸泡后的人造岩心强度比原体系提高14%以上。通过在红山嘴H160井的应用，表明该防塌钻井液体系能够防止井塌等复杂事故。此外，由于该体系有良好的降滤失及抑制性，试验井钻井周期比邻井H170-X井缩短43%，钻机月速提高了70%，显著提高了钻井时效，降低钻井成本。

泥页岩微裂缝模拟新方法及封堵评价实验

杨决算, 侯杰

2017, 34(1): 45-49. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.008

摘要(419) PDF (1761KB)(261)

摘要:
目前泥页岩微裂缝模拟方法较多，但都存在一定局限性，且不能真实模拟高温高压下泥岩与钻井液接触后水化分散过程。针对该难题，在对平滑钢块模拟法、砂床封堵实验法、劈裂岩样人造裂缝模拟法和透明钢化玻璃模拟法进行分析的基础上，采用干法钻取取样岩心以获得标准岩心柱，对岩心柱进行造缝，并在岩心缝面垫上不同厚度的锡纸，模拟宽度为10~100 μm的微裂缝；将岩心柱放入夹持器中，与动态失水仪相连，可形成一套泥岩微裂缝封堵能力评价装置。介绍了封堵评价实验装置的组装和实验操作步骤，及其功能和优点，给出了微裂缝缝宽的推导公式，并通过精确测量数据换算出了等效裂缝宽度。室内实验表明，该微裂缝模拟方法有精度高、重复性好等优点。研究结果表明，该方法及评价装置不仅能模拟泥页岩与外来液相接触后的水化分散、膨胀等过程，还能真实模拟井底高温高压条件下钻井液对微裂缝的封堵情况，为深入研究微裂缝的封堵机理、封堵材料优选及钻井液配方优选提供可靠的实验方法和数据支撑。

随钻堵漏用疏水缔合聚合物的作用机理分析

蒋官澄, 刘冲, 贺垠博, 蒋其辉, 王春蕾, 葛庆颖, 赵利

2017, 34(1): 50-53,59. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.009

摘要(406) PDF (2614KB)(287)

摘要:
针对常规堵漏材料难以对非均质强的渗透地层实现随钻封堵的难题，以长碳链烷基二甲基烯丙基氯化铵、丙烯酰胺、N-乙烯基吡咯烷酮和丙烯酸为单体，通过调整引发剂比例和种类及反应条件后，合成了一种随钻堵漏用疏水缔合聚合物JD。通过红外光谱表征，合成产物为4种单体的共聚物。分别对0.3%和0.6%的JD溶液及加有0.3% JD的4%膨润土浆进行透射电镜分析表明，聚合物分子之间通过疏水缔合形成了类似胶束的疏水缔合结构，其尺寸约为0.1~0.2 μm，同时疏水缔合聚合物与膨润土之间形成了动态网架结构，这正是其具有优良封堵性能的原因。通过使用FEIQuanta200F场发射环境扫描电镜测试得到，加入JD后的滤饼表面有大量聚合物形成的网架结构。静态封堵结果表明，在钻井液体系中加入0.3% JD，粒径为0.45~0.90 mm砂床的漏失量降低82%，粒径为0.22~0.45 mm与0.12~0.22 mm砂床可完全封堵，即JD可对不同漏失情况的砂床实现有效封堵，使钻井液可以随钻封堵非均质性渗透地层。配伍性评价表明，JD与SMP-Ⅱ、SPNH、聚合醇有良好的复配效果，与Redu1、NH₄-HPAN、乳化沥青复配黏度和切力有所增大，因此JD更适用于黏度和切力不太高的体系。

库车山前超深超高压盐水层安全钻井技术探索

周健, 贾红军, 刘永旺, 李卫东, 邓强, 杨艳明

2017, 34(1): 54-59. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.010

摘要(352) PDF (922KB)(277)

摘要:
库车山前深部巨厚盐膏层地质特征复杂，层间超高压盐水普遍发育，纵横向规律性差，地层压力变化大，预测难度高。盐膏层钻井过程中超高压盐水侵入井筒后，钻井液性能恶化，导致喷、漏、卡等复杂事故频发，严重影响安全快速钻井。结合超高压盐水层钻井特征，通过分析超高压盐水赋存的圈闭特点及实钻情况，在钻井液的盐水污染容量限实验模拟和评价的基础上，开展了超高压盐水层控压排水技术的探索与实践，形成了控压排水配套新技术，通过控制节流阀调节井口回压和钻井液排量等手段，让地层盐水按一定比例均匀侵入到环空钻井液中，单次放水量不超过环空钻井液量的10%，多次放出盐水，降低高压盐水层的地层压力系数。解决了库车山前超深超高压盐水层安全钻井难题。现场试验表明，采取合理的控压排水方法能够降低盐水层的压力，在溢流与井漏的矛盾中找到压力平衡点，有利于井控安全的井筒状态。

酸碱类型对pH值控制的可逆乳状液的影响

刘飞, 王彦玲, 郭保雨, 王旭东, 张悦

2017, 34(1): 60-64. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.011

摘要(344) PDF (1749KB)(292)

摘要:
可逆乳状液可以通过改变外界条件，在水包油和油包水型乳状液之间实现逆转，以发挥更好的作用。对其制备以及稳定性、不同酸碱类型对其影响进行了研究。结果表明，通过所选用的可逆转乳化剂，按照选定的工艺制备出的可逆乳状液具有良好的可逆转性能，并且在可逆转前后不同的乳状液类型下均可保持较好的稳定性，是性能较好的可逆转乳状液；在乳状液的转相过程中，酸、碱的类型对可逆乳状液转相特性有较大影响，特别是酸液携带的阴离子，尤其是高价阴离子对其影响较大；盐酸和醋酸可以使乳状液实现转相，加入硫酸后乳状液既不转相也不破乳，而在加入柠檬酸后乳状液出现破乳；加NaOH、Na₂CO₃、NaHCO₃和氨水均可使可逆转乳状液实现转相，在转相过程中存在一个电导率的极大值，但该极大值不是出现在转相完全时，而是出现在转相过程中。基于可逆乳状液制备的可逆乳化钻井液产生的滤饼，可以轻易地通过酸液处理的方式处理，效果良好。

基于轨迹优化扩展大位移井窄安全密度窗口

沈海超, 张华卫, 刘畅, 王建宁

2017, 34(1): 65-69. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.012

摘要(374) PDF (6101KB)(298)

摘要:
S区块位于俄罗斯萨哈林岛东部海域，计划采用大位移井海气陆采技术进行开发。该区设计井深达12 000 m（垂深为2 800 m），水平位移约11 000 m，水平位移与垂直深度之比达3.93，初步设计四开井身结构。以往直井钻探表明，该区奥科贝凯组（Okobykaiskiy）下部及达吉组（Daginskiy）地层安全钻井液密度窗口窄（约0.3~0.4 g/cm³）、漏、塌、卡风险高，而大位移开发井相应井段窄安全密度窗口问题愈加突出。针对当前对于扩展窄安全密度窗口相关研究的不足、特别是局限于通过钻井液性能优化扩展安全密度窗口的现状，围绕窄安全密度窗口大位移井钻井难题，提出应综合力学、化学多手段全方位扩展窄安全密度窗口：首先，自井眼轨迹设计环节将优化井身剖面、改善井周围岩应力状态、扩展安全密度窗口有机结合起来，开展井眼轨迹主要参数对安全密度窗口的影响规律分析，在此基础上，兼顾井眼轨迹控制难度及施工摩阻等因素优化井眼轨迹，降低坍塌压力、提高地层破裂压力，实现安全密度窗口的先期扩展，为后续通过优化钻井液性能等手段进一步提高安全密度窗口奠定良好基础，并最终为窄安全密度窗口安全、高效钻井创造有利条件。研究形成的扩展密度窗口相关技术在S区块大位移井钻井设计中成功应用，使得目标层段安全密度窗口较轨迹优化前扩展幅度达25%~100%，对窄安全密度窗口难题的应对及防治具有指导意义。

深水高温高压井钻井液技术

胡文军, 程玉生, 李怀科, 向雄, 杨洪烈, 熊勇

2017, 34(1): 70-76. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.013

摘要(410) PDF (3604KB)(316)

摘要:
LS25-1S-1深水高温高压井实钻井深为4 448 m，完钻层位为梅山组，采用六开井身结构，φ212.7 mm井段为目的层段，压力系数预测为1.70~1.84，安全密度窗口窄，需重点关注井控、防漏和水合物生成的预防；同时由于井底温度约为147℃，而出口温度只有17℃，保持钻井液在高密度下的高、低温稳定性、防重晶石沉降、良好流变性和储层保护是该井段技术重点。以LS区块气源为研究对象，通过利用水合物抑制软件HydraFLASH绘制不同抑制剂浓度下水合物P-T相图，优选出钻进及静止期间水合物抑制配方：（9%~15%）NaCl+5% KCl+10% KCOOH+（0~45%）乙二醇。选用了抗高温降滤失剂HTFL，其加量为0.8%时体系高温高压滤失量小于10 mL，泥饼质量好。研发了一种新型的封堵剂PFFPA，PF-FPA较FLC2000具有更好的封堵降滤失效果。性能评价结果表明，该体系抗温达170℃，高低温流变性平稳，能抗10%的钙土污染，而且沉降稳定性好，封堵能力强，渗透率恢复值在80%以上，储层保护效果好。在现场应用中，通过Drill Bench软件模拟，将排量降至1 400 L/min，此时ECD为1.94 g/cm³，小于漏失压力当量密度（1.96 g/cm³），ROP为10 m/h，岩屑传输效率仍在85%以上，满足携岩要求。该井顺利完钻，表明该套钻井液技术解决了现场作业难题。

油基钻井液体系在东海气田的试验应用

朱胜

2017, 34(1): 77-82. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.014

摘要(260) PDF (1465KB)(373)

摘要:
东海地区油气层系主要分布在花港组和平湖组，存在砂泥岩互层胶结疏松、裂缝性泥岩以及煤层发育等地层特性，井壁稳定和井眼清洁是导致钻井复杂情况的主要原因。研究气田的大位移井最大井深为6 716 m，最大水平位移达4686 m，垂深最大为4 429 m，井底温度最高在150℃以上，井口返出钻井液温度在115℃以上。大井斜、高水垂比和长水平位移，使井眼清洁难度更大；地层温度高，使设备维护难度大。为满足该气田大位移井安全高效作业要求，建立了一套低黏高切的油包水钻井液体系，并加入了2%封堵剂PF-MOLSF、2%成膜封堵剂PF-MOLPF和2%~3%疏水胶体封堵剂PF-MOHCP。在现场应用中，通过调节提切剂PF-HSV-4加量，该油基钻井液表现出了很好的携岩性，井眼净化效果好；在地层稳定性差的井段增加成膜封堵剂的加量，7口井没有发生漏失，井下事故率为零，个别井段遇阻均划眼通过，划眼时间相比探井减少70%以上，其他作业都安全顺利；钻井液在储层段的高温高压滤失量均在3 mL以内，且滤失的几乎全为油相，对储层液损程度小，避免了水敏等伤害。室内评价和现场应用结果表明，该油基钻井液具有良好的流变性、电稳定性和润滑性，井壁稳定和储层保护效果明显，加上钻井液维护及油基岩屑处理等配套措施的完善，使其在东海的应用获得了成功。

加重剂类型对油基钻井液性能的影响评价

岳超先, 熊汉桥, 苏晓明, 庄严, 徐鹏

2017, 34(1): 83-86. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.015

摘要(356) PDF (1045KB)(328)

摘要:
油气井钻井成功在很大程度上取决于钻井液的性能，而加重剂对钻井液的性能有很大影响，不同加重剂配制的钻井液在现场钻进过程中效果不同。通过对毫微粉体、普通重晶石粉和微锰矿进行粒度分析，配制油基钻井液，测定钻井液的黏度、API滤失量、泥饼摩阻系数等性能，研究了不同加重剂对钻井液性能的影响。实验结果表明：毫微粉体的颗粒最小，配制的钻井液黏度最大，滤失造壁性差；普通重晶石粉配制的钻井液润滑性能不好，但受加量的影响小；微锰粉颗粒大，粒度分布广，与普通重晶石粉混合使用后钻井液的性能有明显提高。

直接返排钻井完井液储层保护机理分析

张伟国, 许明标, 由福昌

2017, 34(1): 87-91. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.016

摘要(273) PDF (6270KB)(291)

摘要:
水平井裸眼完井是一种最大限度提高储层开采能力的方式，海上油田常采用无固相钻井完井液并辅以破胶完井的方式来完成钻完井作业。直接返排钻井完井液是在此基础上开发的，对其在参数设计、材料选择、完井工艺等方面进行了分析与评价，并分析了其储层保护机理。该体系基本组成为海水+纯碱/烧碱+流型调节剂VIS+淀粉降滤失剂STARFLO+可溶盐+高纯粒径匹配碳酸钙MBA，3种功能材料均能够被0.3% HTA隐形酸螯合剂溶液液化，液化后无任何残留，使井筒内及近井地带的泥饼全部转化为清洁盐水，MBA由5种不同粒径的碳酸钙复配而成，且和淀粉可以达到互相“镶嵌”的作用，使泥饼更加致密。通过实验评价，该钻井完井液的低剪切速率黏度控制在30 000 mPa·s左右，具有最佳防止污染和返排的能力，且渗透率恢复值最高，可抗15%左右钻屑污染，渗透率恢复值大于80%。该体系在南海东部3个油田、1个气田已应用12口井，井底最高温度为60~130℃，密度最高为1.20 g/cm³，3口井属于低孔渗油藏，9口井属于中、高孔渗油藏，钻井过程顺利。该技术简化了完井方式，节省了作业时间与费用，并具有较好的储层保护效果。

基于现有固控设备的废钻井液处理及利用技术

胡祖彪, 王清臣, 陈廷廷

2017, 34(1): 92-95. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.017

摘要(281) PDF (5578KB)(266)

摘要:
为了达到环境保护要求，长庆钻井采用破胶-固液分离的技术，对废弃钻井液进行后期处理。针对常见破胶剂多为单一作用，破胶速度慢，效率低，自制一种复合型破胶剂CQPJ-1为一种破胶剂，其能够使黏土胶体和悬浮颗粒整体的电荷量减小，聚结稳定性下降，同时能够使高分子材料氧化分解，产生初级自由基，并引发连锁自动氧化反应，使分子量急剧降低。同时优选了一种分子量适中的高分子絮凝剂CQXN-1，它具有的阳离子和长分子链可将失稳的黏土颗粒包裹起来，形成的聚集体较无机絮凝剂所形成的絮凝聚集体更加紧密牢固，因而更有利于机械脱水。室内实验同时对双氧水、高锰酸钾、亚磷酸钠和CQPJ-1等破胶剂以及聚合氯化铝、聚合氯化铁、硫酸铝和CQXN-1等絮凝剂进行了对比评价。结果表明，通过调节废弃钻井液的pH值调整为6.0~6.5，加入2%破胶剂CQPJ-1，破胶3 h，最后加入0.15%絮凝剂CQXN-1，利用钻井队配备的离心机进行固液分离，选择离心机转速为2 200 r/min，分离效率和效果达到预期目标。处理后的液相污染指标大幅下降，重复利用配制钻井液后各项指标也符合钻井施工要求。

固井液

基于地质聚合物原理实现泥饼固化的固井质量改善方法

步玉环, 赵乐天, 王春雨

2017, 34(1): 96-100. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.018

摘要(417) PDF (1450KB)(255)

摘要:
钻井液在井壁上形成的一层不可固化的泥饼是固井二界面质量出现问题的主要因素，而泥饼固化技术是解决固井二界面问题的新思路。笔者结合矿渣固化泥饼技术和MTA固井技术的优势，提出了基于地质聚合物原理实现泥饼固化的新思。实验研究结果表明，在钻井液中加入偏高岭土和超细矿渣2种潜活性材料，当膨润土、偏高岭土和超细矿渣的比例为3︰3︰1时，钻井液形成的泥饼在激活剂的作用下能够具有较高强度；激活参数优化结果表明，激活剂硅酸钠的最佳加量为偏高岭土加量的72%，用于激活矿渣的氢氧化钠最佳加量为偏高岭土加量的2%，最优激活时间为15 min。此外，研究了偏高岭土和超细矿渣与钻井液的配伍性，发现2种材料对钻井液性能影响较小。通过泥饼固化实验结果显示，钻井液基浆的泥饼强度提高了63倍，2种钻井液体系的泥饼强度分别提高了16倍和20倍，表明该技术具有广阔的研究前景。

一种固井用腐植酸-AMPS/DMAM/FA接枝共聚物降失水剂

宋维凯, 王清顺, 侯亚伟, 汪蕾, 田野, 赵军

2017, 34(1): 101-105. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.019

摘要(268) PDF (1625KB)(222)

摘要:
采用自由基聚合法将AMPS、N，N-二甲基丙烯酰胺（DMAM）、反丁烯二酸（FA）进行接枝共聚，在AMPS∶DMAM∶FA为1∶0.38∶0.08，单体总量与腐值酸钠的质量比为1∶0.2、引发温度为60℃，单体溶液的pH为7的条件下，合成了一种抗高温油井水泥降失水剂G85L，为黑色黏稠液体，固含量为20%。通过单体残留分析与红外表征证明了合成产物为接枝共聚物，并通过热重分析证明该产品抗温达265℃。参考API RP 10B-2 2013进行实验，评价了该产品在水泥浆中的各项性能，结果表明，该产品不仅在中低温有较好的控制失水能力，当加量为4%时可以将API失水量降至40 mL，而且在高温条件下也具有较强的控制失水能力，200℃下失水量可以控制在50 mL以内，并且对水泥浆的稠化时间、抗压强度无副作用，与多种水泥浆体系配伍性好，是一种普适性优良的抗高温产品。

高温深井环境下水泥环完整性模拟评价及改进措施

李宁, 杜建波, 艾正青, 郭小阳, 刘健, 张凯

2017, 34(1): 106-111. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.020

摘要(405) PDF (2844KB)(274)

摘要:
研究水泥环最重要的一环就是要建立评价水泥环完整性的实验装置和方法。通过应力等效方式将实际井筒水泥环承受的工况载荷等效到模拟井筒水泥环上，以通气验窜方式检验水泥环失效情况，利用CT扫描技术探测水泥环内部结构，揭示其失效机理，建立一套水泥环完整性的实验装置及评价方法。对西部某油田深井高温高应力环境下水泥环受载进行模拟实验，当地层压力一定时，套管内压力从12 MPa升至57 MPa后再下降过程中，未见气泡；保持套管内压不变，降低地层压力，当压力降低到一定值时，检测有气泡冒出，观察发现水泥环上、下端面及侧表面未见明显裂纹，但与水泥环胶结紧密的套管能自由脱出，揭示了水泥环失效机理为水泥石韧性不足导致套管水泥环胶结面失效，产生了微环隙。根据CT扫描分析可得，水泥环试样界面孔隙体积减少67.97%，同时水泥环界面出现的环隙体积约为3 061 mm³，占界面总体积的9.51%，水泥环界面体积减少2.21%，证实出现了微环隙。从材料改性角度入手提高水泥石韧性，最终优选出加量为0.2%碳纤维水泥浆配方。该方法可为油田水泥环的评价及水泥环材料改性研究提供有力的支撑手段。

掺硅粉高水灰比水泥石高温强度衰退现象分析

符军放

2017, 34(1): 112-115. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.021

摘要(383) PDF (2603KB)(216)

摘要:
实验发现，通过增加水固比为0.74获得的密度为1.65 g/cm³的低密度水泥浆（加有40%粗细搭配的硅粉），在185℃、21 MPa养护48 h，抗压强度衰退率为20.3%，超声波强度衰退率高达50.6%。对该配方低密度水泥浆不同养护龄期的水泥石进行物相分析及微观形貌分析，认为其强度高温衰退的原因为：高水固比的水泥石机体内微孔隙本身较大，在高温养护过程中，随着水泥石机体内部物相的结晶化，微孔隙进一步增加，导致了强度衰退现象的发生，而且由于微孔隙对声波传输速度影响很大，这种衰退现象在声波强度上体现更加明显。通过外掺25%粒径为0.154 mm、密度为1.35 g/cm³的碳粉C-filler配制1.65 g/cm³低密度水泥浆，水固比降低为0.51，固相体积分数由32.0%升为46.0%，高温养护后水泥石密实、机体内微孔隙较少，强度衰退现象可得到改善。

酸化压裂液

AM/AA/SMA疏水缔合压裂液稠化剂的研究

赵庆美, 赵林, 马超

2017, 34(1): 116-121. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.022

摘要(347) PDF (4001KB)(198)

摘要:
疏水缔合聚合物具有独特的流变性、抗温和抗剪切性能，使其可以应用在油气开采领域。以甲基丙烯酸十八烷基酯（SMA）为疏水单体，以AM、AA为水溶性单体，采用胶束聚合法合成了疏水缔合聚丙烯酰胺（HAPAM）。实验确定了HAPAM的最佳合成条件，引发剂最佳用量为单体质量的0.3%，最佳pH值为6，最佳SMA用量为单体质量的0.4%，SDS的最佳用量为SMA质量的30%，链转移剂甲酸钠的最佳用量为2 mg/L。采用红外、荧光、紫外、旋转黏度计等仪器对产品进行分析，确定该HAPAM中存在疏水缔合基团，临界缔合浓度约为500 mg/L，产品具有较好的水溶性、增黏性和抗剪切性，其耐温性和抗盐性也较相同条件下合成的PAM有所改善。采用不同交联剂与该HAPAM进行交联反应，发现其与有机锆的交联性较好。分析认为该HAPAM存在作为压裂液稠化剂使用而进一步深入研究的重要意义。

甲酸盐加重瓜胶压裂液体系

任占春

2017, 34(1): 122-126. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.023

摘要(377) PDF (2784KB)(225)

摘要:
为解决深层破裂压力高、常规压裂液难以压开的难题，开展了加重压裂液体系研究。由于压裂液需要进入到储层深部，因此要求加重剂具有良好的水溶性，而瓜胶压裂液需要在弱碱性环境中交联，因此强酸弱碱盐类加重剂，如氯化钙、氯化锌等不适用，溴酸盐（溴化钾、溴化钙等）虽可用但成本较高，难以应用，因此选择甲酸盐，该加重压裂液密度在1.0~1.5g/cm³范围内可调。受电性、分子量和分散性的影响，助排剂和黏土稳定剂可能与甲酸盐发生化学反应或物理作用，出现絮凝、析出或沉淀现象，通过实验优选出ME-1微乳助排剂和FP-2黏土稳定剂，结合流变性、滤失和破胶等实验，优选了与其配伍的有机硼交联剂等相关助剂，形成综合性能良好的加重压裂液体系。董8井压裂层段5 353.70~5 364.45 m，地层温度为120℃，优化加重压裂液（密度为1.2 g/cm³）现场配制工艺，成功地进行了现场应用；压后破胶液黏度小于5 mPa·s，返排率达100%。该加重压裂液技术为下一步的高闭合应力油藏的压裂改造提供了经验。

动态与简讯

《钻井液与完井液》被评为2017年RCCSE中国核心学术期刊(A)

2017, 34(1): 121-121.

摘要(198) PDF (1638KB)(160)

摘要: