钻井液与完井液

摘要:
井漏是钻井过程中常见的复杂难题，针对常用聚合物凝胶堵漏剂抗温性能差、承压封堵能力弱的问题，通过分子结构设计，以丙烯酰胺、甲基丙烯酸丁酯和2-丙烯酰氨基-2-甲基丙磺酸为单体，柔性纤维为强化材料，过硫酸铵为引发剂，通过与自制大分子交联剂BWL聚合反应，制备了一种新型抗高温纤维强化凝胶堵漏剂。研究了柔性纤维对凝胶堵漏剂流变性能的影响，通过扫描电镜、热重、承压堵漏实验等对凝胶堵漏剂的微观结构、热稳定性、吸水膨胀性和承压堵漏性能进行了研究。结果表明：柔性纤维增强了凝胶堵漏剂的空间网架结构，使其韧性更强；凝胶堵漏剂颗粒具有良好的热稳定性和吸水膨胀性，通过“吸水膨胀、挤压充填”的堵漏原理对漏失通道进行封堵，在140℃下对高渗透性漏失层的封堵承压高于7 MPa，对宽裂缝漏失通道封堵后承压高于5 MPa，可满足高温高压漏失地层中堵漏目的。

反相乳液聚合法合成凝胶微球及其封堵性能评价

项营, 王玺, 蒋官澄, 邓正强, 李万军, 叶禹, 周海秋

2020, 37(3): 275-281. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.03.002

摘要(1241) PDF (9605KB)(111)

摘要:
以丙烯酰胺（AM）和2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）为原料，用反相乳液聚合法合成了凝胶微球（OBMG）。并采用红外光谱（FTIR）、核磁共振氢谱（¹HNMR）对其结构进行了表征。详细考察了反相乳液体系中复合乳化剂的HLB值、油水比、单体物质的量比、单体总浓度、交联剂浓度对封堵效果的影响。结果表明，合成OBMG的最佳条件为：复合乳化剂的HLB值为5.0、油水比为0.64∶1、交联剂浓度为单体总质量的0.07%，单体总浓度为30%。在此条件下产物的单位压差漏失量降低率最大为80%。同时研究了凝胶微球加量对油基钻井液封堵性、电稳定性和表观黏度的影响。实验结果表明，凝胶微球加量为2%～3%时，钻井液的封堵效果最佳，说明其有利于提高乳液的稳定性。在油基钻井液中，OBMG封堵效果优于改性沥青和树脂微球。

以季戊四醇为支化剂合成低黏度高切力钻井液提切剂

赵素丽

2020, 37(3): 282-287. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.03.003

摘要(762) PDF (1102KB)(138)

摘要:
针对目前水基钻井液常用的提切剂普遍存在黏度增加幅度大于切力增加幅度的缺点，以季戊四醇为支化剂，硝酸铈铵为引发剂，引发丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸与4-乙烯基-1-（3-磺丙基）吡啶内嗡盐（4-VPPS）共聚，合成出低黏度高切力钻井液用提切剂PAAVP，并考察了合成条件对该聚合物黏度和切力的影响。聚合体系中引入季戊四醇后其表观黏度降低，动塑比提高，优选季戊四醇加量为单体质量的2.5%～3.0%。4-VPPS有利于提高聚合物抗温抗盐性，优选在聚合单体中占比为6%～10%。引发剂加量为单体质量的0.0275%～0.03%。按照推荐配比合成出的聚合物PAAVP的1%水溶液表观黏度为27 mPa·s，动塑比为1.45 Pa/mPa·s。PAAVP溶液在150℃热滚后仍能保持74%的黏度和54%的动塑比值，比常规提切处理剂黄原胶具有更好的抗温性。PAAVP在5% NaCl溶液中能保持91%的黏度和85%的动塑比值，作为钻井液低黏提切剂有较大的应用潜力。

复合植物酚改善淀粉类钻井液处理剂的抗温性能

张洁, 景云天, 朱宝忠, 姚皇有, 张凡, 唐德尧, 陈刚

2020, 37(3): 288-293,300. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.03.004

摘要(677) PDF (2741KB)(140)

摘要:
以富含植物“三素”的橘皮粉和土豆淀粉为原料，制备了橘皮粉-淀粉复合物。通过考察添加橘皮粉-淀粉复合物的水基钻井液表观黏度、动切力、降滤失性能和黏附系数，探讨改善淀粉类钻井液处理剂的抗温性能，同时利用粒径分析、红外光谱分析以及热重分析等手段分析了该复合物在钻井液中的作用机制。结果表明，在水基钻井液中添加0.3%橘皮粉（80～120目）和1.0%土豆淀粉，其在150℃下的耐温流变性能、降滤失性能和润滑性能均有明显的改善。其作用机理是橘皮粉中的植物酚能与土豆淀粉中的a多糖形成酚-多糖复合物，有效地抑制了淀粉中多糖分子链主键的高温降解，从而有效改善了淀粉类钻井液处理剂的耐温性能；同时淀粉多糖分子上的环醇羟基、橘皮酚分子上的酚羟基吸附在钻井液中膨润土颗粒的表面，形成水化膜，抑制了膨润土的水化膨胀。

川南页岩气地层油基钻井液技术难题及案例分析

左京杰, 张振华, 姚如钢, 彭云涛, 王刚, 南旭

2020, 37(3): 294-300. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.03.005

摘要(825) PDF (1714KB)(221)

摘要:
随着川南页岩气产区开发力度不断加大，钻井过程中长水平段起钻倒划眼、卡钻以及井漏等复杂事故已成为严重制约页岩气开发效率提升的拦路虎。对龙马溪页岩地层的地质特征、孔缝分布情况进行了总结分析，系统阐述了页岩地层微孔缝封堵、钻井液流变性控制、水平段润滑防卡、钻井液密度优化、钻井液低密度固相控制以及油基钻井液防漏堵漏等油基钻井液技术难题。最后，通过对典型案例分析，对系列页岩气地层油基钻井液技术难题进行了详细展示，并指出合理的钻井液施工密度、良好的流变性与携岩能力以及适当的工程措施等对预防井漏、保障井下安全具有重要支撑作用。

多元聚胺钻井液研究与应用

张坤, 王磊磊, 董殿彬, 许绍营, 马红, 黄臣, 张鹏, 郭耀

2020, 37(3): 301-305. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.03.006

摘要(841) PDF (4077KB)(187)

摘要:
针对大港油田明化镇强造浆地层，采用端胺基保护的方法开发了一种小分子多元聚胺抑制剂，解决了常规聚胺类处理剂在高膨润土含量下造成的体系破胶问题。依托自主研发的多元聚胺抑制剂形成了一套高膨润土容纳的钻井液体系，体系抗温150℃，10%膨润土干粉污染后体系的流变性良好，生物毒性、生物降解性及金属含量等均符合环境保护指标，解决了大港油田地层强造浆、易垮塌难点。该体系在大港油田港3-52-1井进行了现场应用，全井施工顺利，无事故复杂。与邻井相比，在井深更深、井斜更大、井底位移更长的情况下，机械钻速提高了7%以上。

双疏型储层保护技术在吉兰泰油田的应用

全晓虎, 蒋官澄, 吕传炳, 李拥军, 张勇, 邱爱民, 贾东民

2020, 37(3): 306-312. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.03.007

摘要(693) PDF (2707KB)(128)

摘要:
巴彦河套地区为快速沉积、超补偿型盆地，2000 m以上的储层“三低一高”（低成熟度、低渗透、低强度、高泥质含量）特性显著，储层岩心水敏性强，盐敏性极强；储层岩心岩性胶结较差，粒径不统一，泥质含量高，岩石颗粒间胶结疏松，岩心制备较难、洗油后容易破碎，对产量影响严重。针对储层的强敏感性、胶结性差的问题，对储层岩性进行分析，开发了双疏剂和成膜剂，通过室内实验对其进行了评价，结果表明，加入双疏剂和成膜剂可将体系转化为双疏型储层保护钻井液，不影响原钻井液的流变参数，可实现岩石表面由亲水性转变为疏水性，同时在井壁形成膜状物，减少外来固相和液相进入储层，从而实现通过疏水、封堵等途径维持井壁稳定，减轻或避免储层损害。该技术在吉华2-209x井和吉华2-322X井的应用效果表明，双疏型储层保护技术使钻井液流变性稳定、滤失量低、抑制能力强、井壁稳定增强，保证了井径规则，未发生井下复杂事故，与邻井相比钻速提高、周期缩短、成本降低，应用效果显著，为该地区的安全高效开发提供了强有力的技术保障。

强抑制聚合物体系解决川渝地区大井眼段钻井液回收利用率低的问题

范劲, 李俊材, 王君

2020, 37(3): 313-318,326. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.03.008

摘要(655) PDF (4487KB)(140)

摘要:
川渝地区大井眼段中途完钻后钻井液密度、黏度和劣质固相含量等均大幅上涨，无法回收利用，需报废处理，增加了处理成本和安全环保风险。分析了该地区大井眼段岩样矿物成分，其中伊利石、伊/蒙混层占岩样中黏土矿物的70%以上，黏土矿物中的交换性阳离子钙、镁离子被吸附在颗粒表面，使黏土颗粒具有较高的物化活性及亲水性，遇水后极易水化膨胀和分散。采用川渝磨溪地区沙二段泥岩进行抑制性评价实验，由于钙离子通过降低水的活度和压缩黏土颗粒的双电层来抑制水化，区别于钾离子的抑制机理，得出钾钙协同抑制效果优于单一离子的抑制效果，优选出钾钙离子的最佳配比。通过继续引入插层、疏水抑制剂，得到钾钙抑制结合插层、疏水抑制的综合抑制性能最强。在抑制剂评价基础上，优选出抗盐聚合物WN2-2，最终优化形成了适用于川渝地区大井眼段的强抑制聚合物钻井液体系。该体系具有极强的抑制性，极大限度地抑制了黏土的水化分散，对比现场3口井磨溪009井、磨溪022井、磨溪019井的应用情况，采用强抑制聚合物钻井液体系的磨溪019井，钻井液回收利用率从0大幅提升至75%，现场应用效果明显。

仙西2井漏失性质分析及堵漏方式探讨

熊战, 王合林, 张民立, 钟德华, 何勇波, 李广冀

2020, 37(3): 319-326. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.03.009

摘要(581) PDF (550KB)(185)

摘要:
青海油田仙西2井，三开井漏严重，堵漏困难，累计发生18次井漏复杂及2次与堵漏作业有关的卡钻事故，漏失钻井液5182.45 m³，严重制约钻井速度。由于继续施工风险大，经综合评估后决定封井缓打。通过对本井地层漏失性质、应用的桥接堵漏、固结堵漏、平衡穿漏、封固水层等堵漏施工情况分析，总结堵漏经验教训和施工经验，为以后该区块及类似地区安全、快速钻井施工提供可行的技术思路。

一种高回弹性井壁承压封堵剂

王同友, 张伟

2020, 37(3): 327-331. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.03.010

摘要(520) PDF (12412KB)(117)

摘要:
井壁稳定是保证钻井施工安全顺利的前提，也是钻井作业关注的重点和难点。弹性石墨因为其独有的回弹特性，在井壁增强和封堵承压方面具有其它封堵材料无可取代的优势。井壁承压封堵剂PF-RG是国内自主生产的弹性石墨材料，具有完全惰性、无磁性、高抗温性等优良性能，在水基钻井液和油基钻井液有良好的适应性，不影响流变性，降低润滑系数的同时大幅度降低滤失量。经过压弹性实验评价，该材料具有非常高的回弹特性，回弹率超过20%，最高达到100%以上，与国外同类产品相媲美。目前井壁承压封堵剂PF-RG已经在现场作业中成功应用，证明了该材料具有优良的承压封堵能力。

用于油基钻井液堵漏的氯氧镁水泥浆体系

俞玲, 刘卫红, 许明标, 宋建建, 周文, 邓亚慧

2020, 37(3): 332-336. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.03.011

摘要(686) PDF (1022KB)(169)

摘要:
氯氧镁水泥具有优良的机械和热性能，常作为工业地板、防火、砂轮和墙体保温材料。针对常规水泥浆存在的抗侵污能力和酸溶性差，无法处理油基钻井液恶性漏失问题。利用氯氧镁水泥硬化体系的多元结晶相，采用DISP-S作为分散剂，DOT和Atmp复配作为缓凝剂，对氯氧镁水泥体系进行了优化，设计了一种可应用于油基钻井液大型漏失的堵漏水泥浆体系。实验结果表明，该堵漏水泥浆的密度为1.76 g/cm³，沉降稳定性良好，自由水含量几乎为0，失水量小于40 mL，在60℃下的稠化时间可达230 min，在中低温范围内水泥石的抗压强度均在30 MPa以上，侵入油基钻井液的水泥石仍然具备一定的力学性能，并且能在浓盐酸中完全溶解。

顺北油气田非均质碳酸盐岩储层矿化度敏感规律

潘丽娟, 杜春朝, 龙武, 魏攀峰, 黄知娟, 张旺

2020, 37(3): 337-344. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.03.012

摘要(514) PDF (2897KB)(110)

摘要:
顺北油气田受断裂多期活动的影响产生了大量的裂缝储集体，具有缝洞型碳酸盐岩特征。针对顺北油气田碳酸盐岩储层的矿化度敏感性评价可知，多个样品数据难以形成统一结论，无法有效指导现场生产。X射线全岩矿物测定一间房组、鹰山组储层垂直方向方解石、白云石、硅质、黏土矿物总含量波动范围在0.9%～65%。扫描电镜观察片状伊蒙混层集中充填裂缝，裂缝数量及形态随机性分布。氦气与氮气法测定2套储层垂直方向的孔隙度为0.42%～2.40%、渗透率为0.03～7.62 mD，波动明显且总孔隙空间较小。测定一间房组水敏、盐敏渗透率损害率为29.47%～74.80%、30.44%～82.93%；鹰山组水敏、盐敏渗透率损害率为66.06%～74.80%、78.10%～79.91%，矿物组分与裂缝发育非均质导致不同区域矿化度敏感性显著波动。用数学方法建立了渗透率损失率、无敏感矿化度范围与黏土矿物总含量比、孔隙度、渗透率、地层水矿化度等因素间定量数学关系，提高储层矿化度敏感评价全面性和快速性，计算临界矿化度KCl溶液较传统方法污染储层渗透率降幅缩小了19.90%，提高矿化度敏感控制效果明显。

固井液

海上高温高压天然气水平井临时隔离储层悬空水泥塞技术

杨玉豪, 王成龙, 韩成, 吴江, 李文拓, 张万栋

2020, 37(3): 345-350. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.03.013

摘要(926) PDF (1319KB)(121)

摘要:
南海西部高温高压水平井采取悬空水泥塞临时隔离高温高压储层。水泥塞质量要求高，处于大井斜高温高压井段，水泥塞底部距小井眼储层水平段斜深仅150 m、垂深仅40 m左右。注水泥塞作业对井底的波动压力大，水泥浆防窜和防漏矛盾突出。在高密度油基钻井液环境下注水泥塞，泥饼清洗困难，影响胶结质量。水泥浆用量少，易混浆和被钻井液污染。因此，通过提前转化钻井液、优化注水泥塞管柱结构、提高水泥塞支撑能力、优化前置液、水泥浆和水泥浆附加量、提高顶替效率工艺、优化替浆量精确设计及计量工艺、创新水泥塞管柱内壁清洁新工艺等方面的研究，形成海上高温高压天然气水平井储层临时封井悬空水泥塞技术。该技术在中国南海西部海域莺琼盆地7口高温高压水平开发井中应用，一次注水泥塞成功率为100%，为高温高压大斜度井段、高密度油基钻井液环境以及小井眼复杂工况下悬空水泥塞质量的提升提供了技术参考。

基于Cohesive单元法的弃置井水泥塞-套管界面胶结失效数值模拟

蒋记伟, 李军, 柳贡慧, 连威, 杨宏伟

2020, 37(3): 351-357. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.03.014

摘要(588) PDF (2542KB)(92)

摘要:
水泥塞-套管界面胶结失效对弃置井井筒完整性提出了严峻挑战。考虑地下流体与水泥塞的流固耦合作用，基于cohesive单元方法，建立水泥塞-套管-水泥环-地层系统三维有限元模型，模拟垂直井水泥塞-套管界面裂缝剥离过程，研究地应力对界面裂缝损伤演化的影响，并分析水平地应力、水泥塞力学参数及界面性质对裂缝剥离高度的影响。结果显示：水平地应力均匀时剥离裂缝沿着整个界面圆周延伸且高度相等，水平地应力非均匀时剥离裂缝倾向于沿着界面某一圆周角扩展且在最大水平地应力方向具有较大的高度；水泥塞弹性模量从30 GPa减小到1 GPa，裂缝剥离高度降低9.3 m，临界法向强度从0.25 MPa增大到2.0 MPa，裂缝剥离高度降低6.5 m，表明较低的弹性模量及较大的临界法向强度有利于减小水泥塞-套管界面胶结失效的风险；水泥塞泊松比从0.35减小到0.10，裂缝剥离高度仅降低2.0 m，临界剪切强度从0.5 MPa增加到4.0 MPa，裂缝剥离高度仅降低3.3 m，表明泊松比和临界剪切强度对界面胶结失效影响较小。建立的模型能够为水泥浆配方优选和井筒弃置工艺优化提供指导。

水不分散水泥浆的机理探讨与性能评价

王建瑶, 涂思琪, 梅明佳, 辛海鹏, 孙富全, 邹双

2020, 37(3): 358-362. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.03.015

摘要(716) PDF (2827KB)(108)

摘要:
基于胶体稳定理论、双电层压缩及吸附架桥原理，对水不分散水泥浆体系作用机理进行了探讨，并采用扫描电镜分析（SEM）进一步证明抗分散絮凝剂BCY-100S对水泥颗粒的架桥凝聚作用。评价了多种减阻剂对水不分散水泥浆流变性能和抗分散性能的影响，优选出能改善流变且不影响抗分散性能的BCD-200S作为配套减阻剂。评价了3种水灰比分别为0.45、0.47和0.50的水不分散水泥在30～80℃的抗分散性能、力学性能及其综合性能，结果表明，水灰比增大不影响水不分散水泥浆的抗分散性，水不分散水泥浆的游离液量为0 mL，上下密度差不大于0.03 g/cm³，流动度不小于20 cm，失水量可控制在50 mL以内，其力学性能满足施工要求。

稠油热采井抗350℃高温硅酸盐基水泥浆

张华, 靳建洲, 刘明涛, 肖云峰, 张晓兵, 郭锦棠, 张同颖

2020, 37(3): 363-366. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.03.016

摘要(734) PDF (2435KB)(141)

摘要:
针对蒸汽驱稠油热采井井筒温度高达350℃，常规加砂水泥在高温下结构疏松，抗压强度低，铝酸盐及磷铝酸盐水泥成本高及与硅酸盐水泥污染严重等问题。通过探索高温增强作用机理，开发出高温特种增强材料，结合配套硅酸盐外加剂，研发出综合性能良好的抗350℃高温硅酸盐基水泥浆，并进行了水泥浆综合性能测试、XRD晶相组分分析、SEM晶相形貌分析，结果表明，抗350℃高温硅酸盐基水泥浆的沉降稳定性小于0.02 g/cm³，游离液量为0，API失水量小于50 mL，流动度大于20 cm，70℃水泥石24 h抗压强度大于14 MPa，且3轮次下350℃高温水泥石强度大于40 MPa，长期强度发展稳定，满足稠油热采井的工程应用需求，突破了超高温下硅酸盐水泥强度低、铝酸盐及磷铝酸盐水泥必用的困境，促进了超高温水泥浆技术进步。

一种油井水泥石高温稳定剂

刘景丽, 彭松, 何武, 张明, 霍如军, 姬伟强, 杨豫杭, 付玥颖

2020, 37(3): 367-370. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.03.017

摘要(675) PDF (726KB)(104)

摘要:
针对普通加砂水泥石经受高温后抗压强度衰退的问题，研发出一种油井水泥石高温稳定剂，该稳定剂对水泥浆的稠化时间、水泥石常温强度发育、流变性无副作用，与油井水泥外加剂配伍性良好，形成的水泥石高温下（320℃、450℃）抗压强度不衰退，优于加砂水泥石及超细二氧化硅水泥石。同时加入高温稳定剂的水泥浆还具有很好的胶结强度，约是加砂水泥石环的4倍，超细二氧化硅水泥石环的3.5倍。该高温稳定剂在蒙古林油田现场应用2口井，整个施工过程顺利，固井质量较好，一二界面胶结质量良好，具有良好的应用前景。

**1-H*复杂井“正注、反挤、中间分流”固井技术

党冬红, 郭文猛, 李利军, 李冬, 沈磊, 马倩芸, 陈大沧

2020, 37(3): 371-376. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.03.018

摘要(659) PDF (2043KB)(122)

摘要:
**1-H*井二开穿越新近系库车组N₂k、康村组N_1-2k及吉迪克组N₁j上段泥岩、砂泥岩和砂砾岩互层及吉迪克组N 1j层下段泥岩、砂岩、膏泥岩互层，于古近系E_2-3s泥岩顶完钻固井，为三开低压层钻进创造条件。该开次5065～5360.53 m井段有多套高压盐水层，钻井液密度为1.51 g/cm³，静止状态出现水侵溢流，5318～5324.51 m井段为漏失层，开泵出现失返性漏失，井底仅有2.47 m泥岩隔板层，溢流层与漏层共存，形成又漏又溢的井下复杂状况，在不断压井、堵漏中完成钻进和电测作业，中途完钻井深为5363 m，下入φ244.5 mm套管。采用抗侵防窜、防漏、高韧性、三凝双密度抗盐水泥浆体系和“正注、反挤、中间分流”的注水泥技术完成固井作业，封固质量合格。

压裂液与酸化液

常压页岩气低成本高效压裂技术对策

刘建坤, 蒋廷学, 卞晓冰, 苏瑗, 刘世华, 魏娟明

2020, 37(3): 377-383. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.03.019

摘要(596) PDF (3828KB)(129)

摘要:
常压页岩气在渝东南地区广泛分布，具有岩石脆性好、裂隙原始尺度小、含气丰度低、吸附气比例较高、压力系数低等特点；压裂面临裂缝复杂性低（单一缝占比较大），改造体积有限，长期导流能力保持不足等难题，造成压后产量低且递减快，影响了常压页岩气的经济有效开发。从压裂工程角度出发，以提高单位岩石体积内裂缝有效改造体积及多尺度裂缝长期导流能力为前提，在压裂增效基础上进一步降低工程成本为目标，提出高效压裂技术对策。①压裂增效技术：提出页岩平面射孔模式，提高了每簇的改造强度及诱导应力作用范围，裂缝复杂程度及SRV（18%～20%）得到提升，增产效果明显（三年累产量同比提高28.5%）；提出多尺度造缝及交替注酸扩缝技术，进一步增大有效改造体积及裂缝复杂性；提出多元组合加砂压裂模式，提高支撑剂在裂缝内铺置广度及充填度，提高压后长期导流能力。③压裂降本技术：通过压裂造缝机理精细模拟研究，减少造缝中的低效液体（同比单簇节约20～25%），避免低效施工；通过一剂多效压裂液体系和混合支撑剂的综合应用，进一步降低压裂材料成本。研究结果为常压页岩气的低成本高效压裂提供了理论依据，提高了压裂实施的科学性与有效性。

高温水配制压裂液技术研究与现场应用

王红科, 刘音, 何武, 周广龙, 卢伟, 靳剑霞, 刘雨晨, 李兴宝

2020, 37(3): 384-388. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.03.020

摘要(597) PDF (2840KB)(129)

摘要:
苏北盆地阜二段储层原油具有高凝固点、不含沥青质和低含硫的特点，常温水配制压裂液易对储层造成冷伤害。笔者对压裂液冷伤害控制进行了优化，分析了瓜胶在高温水中的分散机理，并用高温水配制了压裂液。考察了高温水对瓜胶压裂液表观黏度、溶胀时间、剪切黏度、悬砂时间、破胶液黏度和岩心伤害等因素的影响，形成了70℃高温水配制热压裂液技术。现场应用表明，高温水配制压裂液技术有效地降低了储层冷伤害，提高了压裂效果。

三乙醇胺改性羟丙基瓜胶溶液流变性能

汤鲁馨, 方波, 张晓琪, 王依晴

2020, 37(3): 389-393. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.03.021

摘要(754) PDF (2549KB)(109)

摘要:
以三乙醇胺改性羟丙基瓜胶为稠化剂，三异丙醇胺/乳酸/丙三醇有机锆为交联剂，获得了交联凝胶。研究了交联凝胶流变性能及改性羟丙基瓜胶溶液交联过程流变性能，获得了黏度和黏弹性模量随时间的变化关系，考察了温度对交联过程的影响；并首次应用核磁共振成像分析仪研究了静态交联过程溶液性能，获得了弛豫时间随时间的变化关系。结果表明，交联凝胶具有明显的黏弹性和触变性，携砂性能良好；三乙醇胺改性羟丙基瓜胶溶液交联过程中黏度及黏弹性模量随时间的变化曲线可用4-参数交联过程流变动力学模型描述； 4-参数静态交联过程动力学方程能较好地描述静态交联过程中弛豫时间随时间的变化关系，模型参数具有明确的物理意义。

完井液

一种新型低成本防结垢复合盐高密度无固相压井液

强杰, 董军, 尹瑞新, 杨建林, 韩恩军, 刘恩山, 张祖峰, 邵彦峰

2020, 37(3): 394-397,404. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.03.022

摘要(587) PDF (1628KB)(140)

摘要:
高温高压油气藏所用的普通压井液包含的溴盐、锌盐、重钙等与地层水配伍性差、易污染地层、具有高腐蚀性，且甲酸盐高密度压井液成本高，针对这些难题采用高效阻垢技术并研制了一种新型加重剂，同时广泛选用廉价的无机盐用于配制基液，研发了一种新型低成本防结垢复合盐高密度无固相压井液体系。该体系不含固相成分，不含钙镁等易结垢的二价离子，全部为一价盐，密度最高可达1.70 g/cm³，且与同级别甲酸盐体系相比成本可降低50%以上，同时保留了甲酸盐体系的全部优点，满足国家新安全环保法低损害、低成本、高密度、无固相、无毒性的要求。该技术在大港油田先导性应用1口井，平均恢复期1 d，平均恢复率100%，油层保护效果显著。

油套管钢在甲酸盐-磷酸盐复配完井液中的腐蚀行为

马磊, 岳小琪, 赵密锋, 张慧娟, 邢星, 王华, 张雷, 路民旭

2020, 37(3): 398-404. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.03.023

摘要(945) PDF (13057KB)(73)

摘要:
采用高温高压模拟浸泡试验并结合多种表面分析手段，对超级13Cr马氏体不锈钢（油管钢）和P110碳钢（套管钢）在不同体积百分比的甲酸钾-焦磷酸钾复配完井液的腐蚀行为进行了研究。结果表明，对于超级13Cr马氏体不锈钢，复配完井液的主要腐蚀风险来源于其中的S元素夹杂，产物膜中S的富集是造成其耐蚀性降低的主要原因；而对于P110碳钢，高温下腐蚀产物厚且疏松，甲酸盐比例的增加可以缓解其表面腐蚀产物的沉积，从而提高产物膜的致密性，提高其高温耐蚀性。

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

E-mail： zjyywjy@126.com

CN13-1118/TE

ISSN1001-5620

友情链接更多

信息动态更多

Email Alert RSS

留言板

投审稿系统

文章检索

关键词检索

期刊检索

下载中心更多

2020年第37卷第3期

友情链接更多

信息动态更多

祝贺《钻井液与完井液》入选2023年版北大核心期刊！

留言板

投审稿系统

文章检索

关键词检索

期刊检索

下载中心更多

2020年 第37卷 第3期

友情链接更多

信息动态更多

祝贺《钻井液与完井液》入选2023年版北大核心期刊！

2020年第37卷第3期