钻井液与完井液

摘要:
废弃钻井液污染大、种类多、处理难，给水质和土壤环境带来巨大的负面影响，随着近些年环保法规的日益完善，对废弃钻井液的处理技术也提出了新要求。概述了9种不同处理方法及其发展现状，重点分析了固化法、热解吸法、化学强化固液分离法、不落地技术和多种技术联用等处理技术，并对几种现行的主流处理技术进行了对比，指出了各类方法的发展前景，得出多种技术联用具有较好的发展潜力。分析认为今后的研究方向与热点在于如何低能耗、高效率地实现对废弃钻井液的资源化处理，具体工作既要包含污染物的源头、过程和结果控制，也要加强管理和相关制度的建立，综合开发新技术。

钻井液

陕北西部地区裂缝性地层堵漏技术研究与实践

王波, 孙金声, 李伟, 张文哲, 李红梅

2020, 37(1): 9-14. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.01.002

摘要(628) PDF (3041KB)(250)

摘要:
陕北西部地区钻井过程中漏失频发，吴起铁边城区域井漏问题尤为突出，漏失严重时导致填井或弃井，增加该区域钻井成本。通过对铁边城区域岩心特性分析和力学测试，该区域地层井漏原因主要由微裂缝扩展、延伸和对天然裂缝通道的勾通形成贯穿漏失通道引起。针对裂缝漏失特征，通过实验模拟，建立以刚性颗粒架桥、柔性变形材料充填以及纤维材料缠绕联结的裂缝堵漏配方，并分析其堵漏作用机理，室内承压可达7 MPa以上。现场应用该研究成果后，3次堵漏作业均能达到一次堵漏成功，地层承压能力当量密度提高0.22 g/cm³，达到很好的应用效果，为区域井漏预防和处理提供技术支撑。

顺北油田破碎地层井壁稳定钻井液技术

李成, 白杨, 于洋, 许晓晨, 范胜, 罗平亚

2020, 37(1): 15-22. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.01.003

摘要(1025) PDF (4947KB)(241)

摘要:
针对顺北油田多口井钻遇破碎地层时发生坍塌掉块、阻卡频繁的技术难题，开展了地质研究、钻井液对策和室内优化研究及现场应用。研究发现，破碎地层岩性为非黏土矿物，钻井液或滤液侵蚀后使自发育孔缝网易增压连通，使层理界面黏合力降低，单元变得松散，进而诱发大规模剥落掉块和坍塌卡钻等。在岩性组成无黏土矿物但应力集中且地层破碎的基础上，实现亚微米-微米级（0.1～100 μm）全面有效封堵，遏制钻井液或滤液侵入井周地层孔缝，保证钻井液具有高效携岩性，是破碎地层钻井液稳定井壁的关键。以原四开抗高温聚磺钻井液为基础，进行室内配方优化，研发了适合破碎地层的井壁稳定钻井液。四开应用全程未出现掉块阻卡等钻井事故，安全顺利钻达设计井深8014 m，创该区块储层段钻时最短记录。顺北Y井现场应用表明，井壁稳定钻井液性能优异，可防止破碎地层坍塌失稳，推广意义重大。

响应面法优化纳米材料稳定的泡沫钻井液

李强, 李志勇, 张浩东, 孙晗森, 李林源, 李新岗, 王玥

2020, 37(1): 23-30. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.01.004

摘要(582) PDF (9345KB)(143)

摘要:
为提高泡沫钻井液的稳定性，向体系中引入纳米材料，并研究了纳米材料润湿性对于泡沫质量的影响。根据Box-Behnken Design设计原理，采用三因素三水平响应曲面法，优化了起泡剂BS-12、亲水性纳米SiO₂和增黏剂XC的加量，探究了它们之间交互作用对于泡沫综合指数的影响，并以此为基础研制了泡沫钻井液体系。结果表明，纳米材料润湿性会显著影响不同类型起泡剂的泡沫质量，疏水性纳米材料能够提高阴离子起泡剂SDS的泡沫稳定性，但对两性离子起泡剂BS-12的泡沫起泡量和半衰期呈现负相关关系，亲水性纳米材料才能提高两性离子起泡剂BS-12的泡沫稳定性；通过响应曲面优化设计得到的最优浓度配比为：0.6% BS-12+4%纳米SiO₂+0.3% XC。响应曲面分析表明，对于泡沫综合指数的显著性影响程度，纳米材料浓度 > 起泡剂浓度 > XC浓度；纳米稳定的泡沫钻井液体系性能评价表明，该体系表观黏度为42mPa·s，密度为0.81 g/cm³，半衰期达60 h，能长时间保持性能稳定，抑制性强，线性膨胀率较清水下降65%，储层保护效果好，煤岩岩心气测渗透率恢复率在90%以上，携岩效果好，岩屑和煤屑的沉降速度较清水降低92%以上，能够满足现场煤层气钻井的需要。

恒流变合成基钻井液关键机理研究

史赫, 蒋官澄, 王国帅, 罗健生, 李超, 刘刚, 余大洲

2020, 37(1): 31-37. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.01.005

摘要(663) PDF (8854KB)(132)

摘要:
以FLAT-PRO恒流变体系核心处理剂流型调节剂酰胺化二聚酸衍生物和有机蒙脱土为研究对象，通过宏观、微观和流变分析相结合，深入研究了恒流变合成基钻井液的恒流变性机理。控温流变实验和静置实验表明，低温下，油相体积压缩，有机土在油中的分散性变差，体系黏度切力大幅提高。随着温度升高，油相体积膨胀，有机土扩散性增强，体系黏度切力减小。加入流型调节剂后，钻井液的黏度切力随温度变化减缓，表现出了恒流变特性。显微镜观察，X射线衍射分析、扫描电镜观察结果表明，流型调节剂分子可以插入有机蒙脱土层间，扩大层间距并促进其片层在油中高度分散。最终在钻井液体系中由高度分散的有机土片层、流型调节剂分子和乳液滴共同构成了具备温度响应性的致密网络结构。流型调节剂分子链随温度升高而舒展，导致与2℃相比，体系黏度切力在65℃下增幅更大，从而使流变性在2～65℃范围内随温度变化更加平缓，形成恒流变性能。

昭通页岩气示范区井漏防治技术与实践

张志磊, 胡百中, 卞维坤, 冯杰, 郝惠军, 杨峥

2020, 37(1): 38-45. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.01.006

摘要(576) PDF (4585KB)(199)

摘要:
昭通页岩气示范区是我国页岩气勘探开发的重要有利区。受地面和地下条件的综合影响，作业区施工过程中存在着较为普遍的井漏情况，总体呈现了浅表层漏失、中深部直井段漏失和水平段漏失的“三段式”井漏特征。针对井漏风险预测难度大、高密度钻井液漏失严重等问题，浙江油田公司开展了孔隙压力和天然裂缝稳定性预测、水平段低密度钻井液防漏、可变形凝胶复合堵漏等技术措施的攻关。通过不同平台实钻情况的观察，验证了三维地质力学模型对于中深部裂缝性地层可能发生的井漏风险具有良好的预测能力。低密度防漏措施和可变形凝胶复合堵漏技术在YS112、YS131等多个井区进行了试验，通过合理降低钻井液密度、提升堵漏材料对微裂缝的可变形封堵能力，对水平段井漏起到了良好的预防和堵漏效果。结合昭通页岩气示范区地质条件特征，在井漏情况统计分析的基础上，对当前主要的井漏防治技术措施及相关工程实践进行了梳理和分析讨论，为示范区井漏防治技术的一体化发展提供了参考借鉴。

鄂西水井沱组页岩水平井水基钻井液的实验研究

谷穗, 魏朝晖, 何亿超, 石彦平, 乌效鸣, 蔡记华

2020, 37(1): 46-53. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.01.007

摘要(630) PDF (4901KB)(269)

摘要:
鄂宜页1井在寒武系水井沱组获得了高产页岩气流，但缺乏与之配套的高性能水基钻井液体系。对采自湖北省秭归县的水井沱组页岩露头，开展了X射线衍射和扫描电镜分析；进行了造浆黏土、盐类、纳米材料、降滤失剂、正电胶和表面活性剂等的遴选，基于电性抑制和润湿性控制方法，研发了一套SWDF高性能水基钻井液体系；对钻井液的流变性、滤失性、润滑性、抗温能力、抑制性和抗污染性能进行了综合评价。结果发现：①水井沱组页岩以石英、长石、方解石等脆性矿物为主，含量在55%～67%；黏土矿物以伊利石为主，含量在13%～27%，无蒙脱石，属弱膨胀性地层；②页岩表面的孔隙、微裂隙发育，为钻井液的侵入提供了天然通道；③ SWDF钻井液体系黏度与切力适中，API滤失量仅为7.2 mL，摩阻系数为0.21，可抗120℃高温，对页岩水化有较好的抑制性，有良好的抗盐、抗钙、抗黏土（模拟钻屑）侵能力，能满足鄂西地区水井沱组页岩水平井钻进需求。

FDM-1成膜封堵剂的实验评价及应用

孙俊, 艾加伟, 舒义勇, 徐兴华, 徐思旭, 宋芳

2020, 37(1): 54-58. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.01.008

摘要(668) PDF (8634KB)(167)

摘要:
哈得逊地区石炭系地层以泥岩为主，夹薄层砂岩、角砾岩。钻井过程中剥落掉块严重，造成挂卡，岩屑代表性差，影响地质录井；增斜段和水平段钻井托压严重，定向和钻井效率很低。为此，钻井液引入了成膜封堵技术，对FDM-1新型成膜封堵剂进行了室内评价实验，建立了溶液漏失量和滤膜透失量评价成膜效率的方法，并对其在土浆中的作用机理进行研究。实验评价和现场应用结果表明，FDM-1是一种纳米-微米级高分子聚合物乳液，可在多孔介质表面通过滤失形成致密的高分子膜，这种高分子膜具有非渗透、可变形的特征，在地层孔隙中形成致密的封堵层，降低滤失量，有效地稳定井壁，解决泥页岩掉块问题。同时，通过改善泥饼质量起到润滑减阻，有效地解决定向托压的问题。

一种环保型抗高温钻井液技术

夏景刚, 史野, 左洪国, 周志强, 蒋立坤, 侯建庆

2020, 37(1): 59-63. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.01.009

摘要(841) PDF (1446KB)(310)

摘要:
随着中国对环境保护要求力度的加大，传统的磺化类、矿物油类材料使用受限，同时勘探开发向着更深发展，完钻井深不断增加，温度越来越高，目前国内环保钻井液仅能抗温达180℃，难以满足环境敏感区域深井施工要求。因此，研制合成了新型环保抗高温增黏剂BZ-ZNJ、环保抗高温降滤失剂BZ-KGJ等处理剂材料，复配其他环保处理剂，最终形成了一种环保抗高温钻井液体系。该体系抗温达到230℃，在230℃下流变性能可控，黏度切力满足施工要求，抗盐达到饱和，抗钙达到1.5%，抗黏土侵10%，钻井液的EC₅₀大于30 000 mg/L，属于无毒，金属离子含量均低于标准值，满足环境保护要求。该体系具有较好的应用前景。

环保型水基钻井液在胜利油田的研究与应用

刘均一, 郭保雨, 王勇, 柴金鹏, 陈二丁

2020, 37(1): 64-70. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.01.010

摘要(721) PDF (6206KB)(250)

摘要:
废弃钻井液一直是钻井工程的主要污染物之一，而研发环保型水基钻井液体系，从源头上控制废弃钻井液环境污染，已成为现阶段实现“绿色钻井、清洁生产”的重要途径。针对胜利油田环保型水基钻井液技术需求，自主研发了基于改性淀粉的抗高温环保降滤失剂HBFR，其在淡水、盐水中均具有良好的降滤失性能，抗温达150℃，形成了环保型水基钻井液系列配套处理剂，构建了综合性能良好的抗高温（150℃）环保型水基钻井液体系（SLHB）。评价结果表明，SLHB体系具有良好的流变、滤失、抑制页岩水化及抗污染性能，高温高压滤失量为10.2 mL，EC₅₀值大于1×10⁵ mg/L，BOD₅/COD_Cr为16.2%，可达到国家污水排放二级标准。SLHB已在胜利油田现场应用10余口井，较好地满足了胜利油田环保钻井液技术需求。

抗高温发泡体系的研制及性能评价

万里平, 季雄雄, 刘振东, 陈永斌, 潘家豪

2020, 37(1): 71-76. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.01.011

摘要(749) PDF (3051KB)(233)

摘要:
目前随着油气钻探井深的增加，泡沫钻井液的抗温性成为泡沫钻井的限制条件之一。不同类型表面活性剂之间存在协同增效作用，因此可通过表面活性剂之间的复配实现泡沫性能的稳定提升。笔者选用了6种表面活性剂，确定最佳发泡浓度是0.6%，以泡沫综合值为泡沫性能指标，对泡沫性能较好的4种表面活性剂进行了耐盐性能、抗温性能评价。实验表明，十二烷基二甲基氧化铵（OA）随盐度的增加，泡沫综合值曲线变化平稳，耐盐性较好；α-烯烃磺酸钠（AOS）在100℃以上时泡沫综合值较高，耐温能力较好。再对AOS和OA以不同浓度比例复配，得到2者最佳配比是4：1，复配体系最佳发泡浓度为0.4%。通过BZY-1表面张力仪对复配体系评价，表明复配发泡剂表面张力值随温度升高而降低，复配发泡剂体系更加稳定；抗温性评价表明复配体系在150℃以下时协同作用明显，耐温性效果较好，在100℃时泡沫综合值可以达到21.96×10⁴ mL ·s。

孟加拉定向钻海水泥浆杀菌剂的研究与应用

李蔚萍, 张兴洲, 周明明, 向兴金, 蒋卓, 胡墨杰

2020, 37(1): 77-80. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.01.012

摘要(606) PDF (912KB)(135)

摘要:
针对孟加拉亚热带雨林气候常年高温情况，提出了孟加拉定向钻海水泥浆体系面临的问题和性能要求。针对孟加拉定向钻海水泥浆体系（海水+6%抗盐膨润土A1/B1/E1），优选研制了复合杀菌剂HCA101。该杀菌剂与体系配伍性好，添加0.1%杀菌剂的定向钻海水泥浆体系高速搅拌不起泡，在35℃下发酵时间大于10 d，满足现场泥浆体系发酵控制要求。该杀菌剂首次在孟加拉单点系泊项目中应用，取得了良好的施工效果，连续施工20 d后泥浆性能仍很稳定，未出现高温发酵现象，值得在国内外海上和类似孟加拉气候的定向钻海水泥浆体系中推广应用。

新型高强度堵漏技术在沙南3井中的应用

刘锋报, 郭明红, 尹达, 陈世春, 孙爱生, 徐明磊, 董樱花, 黄红亮

2020, 37(1): 81-85. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.01.013

摘要(559) PDF (2247KB)(247)

摘要:
沙南3井是位于塔里木盆地北部坳陷沙南构造带沙南3号构造高点的一口重点预探井，古近系库姆格列木群组发育多套复和膏盐岩层，由于盐层以上的地层存在多套低阻砂岩层（漏失压力系数不大于1.4），为保证下部盐膏层安全施工，需大幅度提高盐层以上大段低压层承压能力。通过室内实验优选出以“超强滞留颗粒”和“水化膨胀系列复合堵漏剂”为核心的新型堵漏材料，并优化出适合不同尺寸漏失通道堵漏浆配方，承压能力均达到15 MPa以上，抗返排能力超过5MPa。现场配合多级及多阶承压堵漏工艺，逐步将钻井液密度从1.40 g/cm³提高到了1.75 g/cm³，提高承压能力到19 MPa，保证了本井套管顺利下入。

固井液

一种低温低密度可固化隔离液的研制与性能评价

房恩楼, 李浩然, 张浩, 陈小华, 罗宇维, 顾军

2020, 37(1): 86-92. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.01.014

摘要(553) PDF (4471KB)(146)

摘要:
为适应海上“零排放”的环境保护政策，最大限度减少环空自由套管长度，同时为了提高斜井（尤其大位移井段、水平井段）固井顶替效率，改善固井二界面封固质量，研制了一种低温低密度条件下可固化的隔离液LL-CSF。对其进行性能评价，结果表明：① LL-CSF与钻井液和水泥浆具有良好的相容性，满足固井作业对前置液的要求；② LL-CSF与钻井液和水泥浆的混合液固化体抗压强度达到1.6 MPa以上，且与钻井液的混合液固化体也具有一定的抗压强度；③温度为20℃和40℃时，LL-CSF有利于提高固井二界面抗剪切强度，且40℃下可提高约3倍，但温度超过60℃时则不利于固井二界面胶结；④随着温度和时间的增加，LL-CSF固化体抗压强度先增大后降低，但随着LL-CSF密度的增大，其固化体抗压强度总体呈增大趋势；⑤ LL-CSF固化体具有较好的耐久性和稳定性。LL-CSF固化机理初步认为先是矿渣中富钙相和富硅相分解，然后各种离子和化学键重组而形成相应的水化产物。LL-CSF具有成本低廉、现场实施简便，可满足海洋固井的特殊需求，即在低温（小于40℃）且水泥浆不返到地面而又需要隔离液固化充填的固井中具有一定的应用前景。

高温油井水泥缓凝剂ZRT-1的合成及性能

李晓岚, 郑志军, 郭鹏

2020, 37(1): 93-96. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.01.015

摘要(565) PDF (2770KB)(195)

摘要:
针对水溶性聚合物在水泥浆中耐高温性能的局限性，笔者突破传统水溶性共聚物的研究思路，设计了无机非金属材料-有机聚合物高温缓凝剂ZRT-1，通过正交实验法及单因素法确定了ZRT-1的最佳合成工艺，AMPS：IA：AA的物质的量比为7.0：1.5：1.5，偶联剂加量为0.5%，无机材料加量为1%，引发剂加量为1.5%，单体质量分数为30%，pH值为4，反应温度为65℃，反应时间为8 h ；分别采用红外光谱（FT-IR），热重分析（DSC/DTG）、凝胶渗透色谱（GPC）等对ZRT-1进行了表征。结果显示，ZRT-1具有预期结构和官能团，热稳定性好，重均分子量为10 091，数均分子量为2020，分子量分布为4.99 ；对ZRT-1的性能评价结果表明,水泥浆稠化时间随ZRT-1加量的增加呈线性增加，随着温度的升高也呈线性降低，具有加量和温度可调性；ZRT-1加量为0.4%～1.5%时，水泥浆在114～230℃、54～90 MPa时的稠化时间在200～400 min之间可调，稠化曲线平稳，过渡时间短且呈直角稠化。

180℃液硅防气窜剂粒径优化及性能研究

张鑫, 魏浩光, 刘建, 丁士东, 周仕明

2020, 37(1): 97-102. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.01.016

摘要(534) PDF (2862KB)(152)

摘要:
为了改善常规液硅防气窜剂在超深井中的防气窜性能，通过在原材料中加入白炭黑和增加砂磨机物理机械研磨等方式，对液硅防气窜剂进行了粒径优化并进行了性能对比评价实验，通过基本性能实验评价了其与水泥浆的配伍性，通过抗压强度、渗透率和胶结强度评价了水泥石的防气窜性能，利用XRD和SEM分析解释了180℃液硅水泥浆体系的防气窜机理。实验结果显示，粒径优化实验制得了平均粒径为300 nm的液硅防气窜剂，与水泥浆配伍性能良好，15%加量以上的液硅使得水泥石抗压强度长期稳定，渗透率小于0.02 mD，胶结强度大于4 MPa，水泥水化产物氢氧化钙极大减少，微观水泥石结构从块状向条状和纤维状转变。研究结果表明，粒径优化后的液硅防气窜剂适用于现有水泥浆体系，能够改善常规液硅防气窜剂在超深井中的应用效果。

酰胺改性碳纳米管对固井水泥浆性能的影响

王涛, 窦倩, 贾红军

2020, 37(1): 103-109. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.01.017

摘要(794) PDF (3640KB)(154)

摘要:
为提高无分散剂条件下碳纳米管在固井水泥浆中的分散性，对碳纳米管表面进行酰胺化改性并进行了红外表征，通过水泥石中不同区域导电性的差异程度来评价其分散效果，同时考察了酰胺化碳纳米管对固井水泥力学性能和综合性能的影响。研究表明，碳纳米管分散剂（阿拉伯胶）加量大时对水泥浆存在缓凝、沉降等消极影响，使得水泥石强度降低51.4%，上下密度差达1.309 g/cm³；对碳纳米管进行酰胺改性后，无分散剂条件下可实现碳纳米管在水泥浆中的均匀分散，空间导电率方差与未改性相比降低为原来的0.1%以下；改性材料的水润湿性更强，掺入0.06%酰胺化碳纳米管可使固井水泥浆的抗压强度、抗折强度、抗拉强度、抗冲击功分别提高33%、30%、61%、33%。酰胺化碳纳米管对固井水泥浆的稠化、析水、失水等综合性能均无影响，同时可分别降低水泥石渗透率和孔隙度达22.9%和25.5%。结果表明，酰胺化碳纳米管在无分散剂条件下能够均匀分散于固井水泥浆中，并且提高其力学性能，具有一定的应用前景。

压裂液与酸化液

射孔相位及地应力对薄互层起裂压力及裂缝扩展影响的实验研究

俞然刚, 张尹, 郑彬涛, 杨文东, 田勇, 刘冰莹

2020, 37(1): 110-115. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.01.018

摘要(506) PDF (2634KB)(162)

摘要:
为了深入研究射孔相位、地应力对薄互层起裂压力及裂缝扩展的影响，采用大尺寸真三轴模拟实验系统进行水力压裂实验，通过扫描裂缝断面描述了水力裂缝扩展和分布状态，分析了射孔相位及地应力对薄互层起裂压力及裂缝扩展的影响，并进行初步的机理分析，为压裂设计和施工提供支持。实验结果表明：①岩心在射孔末端沿射孔方向开裂，随后裂缝转向，沿垂直于最小水平主应力方向扩展；相同地应力下，射孔相位60°时岩心起裂压力最小，初次开裂及压裂过程用时最短，且裂缝扩展或产生新缝数量多、形式复杂。②当垂向主应力与最大水平主应力差较大且水平主应力差较小时，岩心起裂压力较小，裂缝扩展过程平稳，受岩石断裂韧性影响微弱；当垂向主应力与最大水平主应力差较小时，水平主应力差越大，则起裂压力越大，裂缝扩展次数越少，压裂过程用时越短。③当水平主应力差较大时，裂缝沿垂向扩展明显，断裂面平直且垂直于最小水平主应力方向；当水平主应力差较小时，裂缝扩展方向难控制，易产生偏转或横向裂缝。④水力裂缝与结构面相遇时产生支裂缝，以及出现分叉、转向、穿层等现象是形成复杂裂缝网络的必要条件。层理影响裂缝穿层，微裂隙与微空隙对起裂压力和裂缝扩展均有影响。

富钙页岩油气压裂用酸性滑溜水体系

杨琛, 眭世元, 贾文峰, 王程程, 姚奕明, 沈子齐

2020, 37(1): 116-120,126. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.01.019

摘要(426) PDF (2654KB)(174)

摘要:
常规滑溜水防膨效果不理想，无溶蚀钙质功能，在非海相页岩储层压裂效果不理想，亟需开发一种集降阻、溶蚀、造缝、防膨及携砂一体的新型多功能滑溜水体系。本研究合成了一种新型耐酸型减阻剂，在酸中具有良好的增黏和稳定性能，优选了防膨和缓蚀双重功能缓蚀剂，大幅度提高体系防膨性能，加入黏土稳定剂和助排剂形成了多功能酸性滑溜水压裂体系。研究结果表明：该酸性滑溜水室内降阻率可达69%，防膨率大于90%，表面张力小于28 mN/m，腐蚀速率小于5 g·m^-2/h，满足各项性能要求。经现场实验，表现出较好的降压降阻效果，在裂缝中起到了溶蚀扩缝降压作用，具有良好的推广应用前景。

完井液

溶胶-凝胶法制备核壳结构的延迟破胶剂

沈园园, 王在明, 朱宽亮, 吴艳

2020, 37(1): 121-126. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.01.020

摘要(528) PDF (3922KB)(182)

摘要:
目前在实施冻胶阀欠平衡完井时，破胶方式主要为钻头机械破胶或钻杆注入破胶剂破胶，缺少能随胶液同时注入井筒的一种延迟破胶剂。在施工完成后，自动进行破胶作业，可节约现有破胶方式下的起下钻作业时间。以正硅酸乙酯（TEOS）为前驱体，采用溶胶-凝胶法制备以二氧化硅为外壳、过硫酸铵为芯材的具有核壳结构的延迟破胶剂。研究TEOS、水和丙酮的用量、反应温度、pH值对包覆效果的影响，结果表明，当TEOS、水、丙酮和过硫酸铵的物质的量的比为3：30：10：1、温度为40℃、pH值为6、反应时间为12 h时，所得的延迟破胶剂能满足120℃下，延迟破胶5 d的欠平衡完井作业要求。采用扫描电镜对延迟破胶剂进行表征，证实二氧化硅包覆层的存在。

纳米复合泡沫凝胶修井液的研制与试验

罗有刚, 巨亚锋, 王尚卫, 杨义兴, 江智强, 王嘉鑫

2020, 37(1): 127-132. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.01.021

摘要(530) PDF (3456KB)(153)

摘要:
随着油田水平井开发时间的延长，受储层物性及注采驱替系统难以建立等因素的影响，水平井部分开发区域地层压力保持水平较低，地层能量不足，修井作业过程中修井液漏失严重，作业循环建立困难，导致施工作业周期长、效率低等问题。依据泡沫流体特点，研发了一种强稳定性的纳米复合泡沫凝胶修井液，与常规活性水修井液相比，其稳定性高、密度低、降漏失性强，其主要配比为：1.4%起泡剂+0.25%纳米二氧化硅+0.5%聚合物+0.05%交联剂+0.02%稳定剂。该修井液体系主要以微泡作为分散相，凝胶为骨架，依靠泡沫的强承托能力和泡沫、凝胶的双层封堵特点，达到暂堵漏失地层、降低修井液漏失的目的。室内模拟实验表明，对于模拟岩心，初期体系滤失量几乎为零，稳定后漏失速率小于10 mL/min，显示出其良好的承压能力与降漏失特性。现场实验表明，该修井液性能稳定，能有效暂堵漏失层段、降漏失效果较好。研究表明，纳米复合泡沫凝胶修井液具有良好的暂堵降漏失效果，在低压水平井修井作业具有很好的应用前景。

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

邮编： 062552

电话：（0317）2725487　2722354

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ISSN1001-5620

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