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2020年  第37卷  第5期

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2020, 37(5).
摘要(249) PDF (1740KB)(61)
摘要:
专论
极性吸附钻井液润滑剂的研究进展与发展趋势
李公让, 王承俊
2020, 37(5): 541-549. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.05.001
摘要(795) PDF (949KB)(160)
摘要:
随着深井、超深井、大斜度井、定向井及水平井等复杂井不断增多，高摩阻对于水基钻井液的润滑性能提出了更高的要求。具有极性吸附功能钻井液用润滑剂，能够有效地增强其在摩擦表面的吸附强度，提高钻井液的润滑性能。综述了近年来具有极性吸附功能钻井液用润滑剂，包括醇醚类、植物油酯及其衍生物类、长链烷基葡萄糖苷和极压润滑剂的研究进展。在此基础上，介绍了具有金属钻具表面吸附以及多吸附点功能润滑剂的发展趋势。总体而言，钻井液润滑剂的润滑性能与其结构中的吸附基团的极性、类型与数量具有密不可分的关系。具有较强极性的氨基或酰胺基在钻具或井壁表面的吸附能力强于较弱极性的羟基或醚键。极压润滑基团硫、硼酸酯、以及磷酸酯能够在极压条件下，通过化学反应的形式吸附于钻具金属表面。另一方面，含氮杂环化合物能够牢固地吸附于金属钻具表面，形成络合吸附膜。具有多个极性吸附基团的润滑剂能够在摩擦表面形成多点吸附，可有效增强润滑膜的强度。
钻井液
抗220℃高密度油基钻井液的研究与应用
王星媛, 陆灯云, 吴正良
2020, 37(5): 550-554,560. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.05.002
摘要(650) PDF (1783KB)(169)
摘要:
针对超高温深井、超深井钻井液体系抗温能力不足、使用密度低、动态沉降稳定性差等问题，研制出抗温220℃的乳化剂、增黏剂、降黏剂及最高使用密度为2.30 g/cm3的油基钻井液配方。室内评价结果表明，超高温乳化剂SD-HTPE和SD-HTSE对钻井液的流变性影响小，220℃热滚后破乳电压达到1201~1856 V；超高温增黏剂SD-OIV可使体系的LSRYP由3 Pa增大至13 Pa，动态沉降稳定系数由0.2096增大至0.6466，高温高压滤失量降低率最高达76.74%；超高温降黏剂SD-ORV可使体系LSRYP降低85.71%；体系在220℃、40 MPa、低剪切速率下具有良好的动态循环流变性及热稳定性。该套体系在川南塔探1井得到成功应用，应用结果表明，超高温高密度油基钻井液体系在214℃下热稳定性、流变性、沉降稳定性和高温高压滤失量等性能较好，施工过程无阻卡，起下钻顺利，具有良好的现场应用效果，满足超高温深井、超深井的钻井需求。
油基钻井液新型高效乳化剂的研制与评价
杜坤
2020, 37(5): 555-560. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.05.003
摘要(565) PDF (1708KB)(120)
摘要:
为提高油基钻井液用乳化剂的抗高温能力及稳定性，以双酚F、氯磺酸、乙醇胺等为主要原料，通过醚化反应、磺化反应和酯化反应合成一种新型亲油性乳化剂NGE-1。利用FTIR表征其分子结构，并通过测定油水界面张力和电稳定性，分析了该乳化剂性能及乳状液的稳定性。结果表明，合成的乳化剂结构中含有预先设计的基团，乳化剂NGE-1降低油水界面张力能力明显，乳化稳定性能良好，在200℃高温老化条件下破乳电压可达到580 V，且老化静置24 h后乳化率可达96%。在该乳化剂基础上，通过优选其他处理剂，构建了新型油基钻井液体系并进行性能评价，研制了一套密度达2.4 g/cm3、抗温能力可达200℃、同时可抗15%盐侵的油基钻井液体系。
高温低密度油基钻井液体系室内研究
范胜, 周书胜, 方俊伟, 于洋, 齐彪, 李银婷
2020, 37(5): 561-565. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.05.004
摘要(531) PDF (1920KB)(90)
摘要:
在高温深井中，为了保护低压油气层，合成一种新型有机土MZ，用以配制高温低密度油基钻井液体系。室内研究结果表明：有机土MZ的胶体率优于有机土A828、B500A和B38，MZ在柴油中胶体率可高达97.4%，高温热滚前后主要性能变化小，表明高温并没有破坏其聚结胶联的空间网状结构，具有较好的胶体稳定性和抗温性；MZ晶层间距为2.05 nm，季铵盐离子取代金属离子进入膨润土层间，使其晶层间距增大；MZ配制的高温低密度油基钻井液体系，热滚前后黏度变化不大，热滚后具有较高的切力，高温高压滤失量小于3 mL；MZ配制的钻井液能抗温220℃，抗50%盐水或15%泥岩钻屑的侵入污染，满足深井复杂地层钻井液技术需求。
油基钻井液用有机土标准现状与探讨
骆小虎
2020, 37(5): 566-571. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.05.005
摘要(590) PDF (901KB)(202)
摘要:
通过对收集的24个有机土标准进行统计分析，对标准中设定的检测项目进行考察，对比了不同的检测项目在24个标准中出现的频率，其中外观、水分、筛余、胶体率、表观黏度、塑性黏度、动切力指标出现频率高于60%。结合文献资料和油基钻井液施工过程中的实际情况，着重指出了目前有机土标准中存在的6个问题，详细论述了问题存在的原因及解决办法，对有机土标准的制定提出了建议。
巴基斯坦北部区块抗高温高密度柴油基钻井液体系
黎凌, 吉永忠, 许期聪, 李巍, 杨刚
2020, 37(5): 572-577. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.05.006
摘要(489) PDF (965KB)(73)
摘要:
巴基斯坦北部区块地质条件复杂，地层重复反转，油气埋藏深，井底高温高压，二开井段存在长段页岩层，易吸水膨胀、垮塌，三开井段存在盐膏层易缩径、卡钻，同时盐水侵入污染高钻井液密度易造成钻井液流变性恶化，难以控制，导致该区域钻井作业异常艰难，使其成为巴基斯坦乃至世界上钻井最复杂的地区之一。针对上述难题，同时满足当地油公司的技术要求，以0#柴油为连续相，氯化钙水溶液为分散相，通过处理剂和加量优选形成了一套柴油基钻井液体系。室内评价结果表明，该钻井液抗温达180℃，最高密度达2.20 g/cm3，老化前后破乳电压大于1200 V；有良好的沉降稳定性；在高温高压下仍能保持较好的流变性，对重晶石的悬浮稳定性好，具有良好的携带岩屑能力；且具有抗15%盐水、10%页岩和石膏污染的能力，满足巴基斯坦北部区块钻井作业的应用需求。
适用于辽河致密油地层的高性能钻井液技术
于盟, 王健, 王斐
2020, 37(5): 578-584. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.05.007
摘要(596) PDF (3061KB)(101)
摘要:
根据辽河油田沈北区块致密油储层的特点，对该区块沙河街组四段灰色硬脆性泥页岩易水化膨胀、垮塌掉块等问题进行了研究。通过对致密油页岩进行黏土矿物分析、纳米CT扫描成像和SEM电镜扫描实验，确定了油页岩的黏土矿物含量、平均孔隙半径和微裂缝的发育情况。根据致密油页岩地层的特点，针对性地进行了纳米级封堵剂的复配实验，在此基础上构建了一套强封堵、强抑制和弱冲刷的高性能钻井液体系，该钻井液在泥页岩岩屑中的一次回收率为93%以上，三次回收率接近80%，渗透率降低超过50%。现场应用2口井，成功解决了油页岩地层水化坍塌、井壁失稳导致的划眼、卡钻等技术难题。2口井应用结果表明，“高黏度”和“高切力”高性能钻井液体系使用后，易垮塌地层未出现井壁坍塌，恶性事故得到了有效控制，事故复杂率下降17%，完井周期减少150 d，提速效果明显。
超高温低黏聚合物降滤失剂的研制及作用机理
罗明望, 张现斌, 王中秋, 王亚梅, 楼一珊, 谢彬强
2020, 37(5): 585-592. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.05.008
摘要(664) PDF (2774KB)(114)
摘要:
针对深井、超深井中钻井液降滤失剂存在抗温、抗盐能力不足，对钻井液流变性影响大等难题。以2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）、N，N-二甲基丙烯酰胺（DMAm）、N-乙烯基吡咯烷酮（NVP）、二甲基二烯丙基氯化铵（DMDAAC）为共聚单体，2，2-偶氮二（2-甲基丙基咪）二盐酸盐（AIBA）为链引发剂，通过使用链转移剂，制备了一种抗温达230℃，抗盐达20%的低分子量聚合物降滤失剂PANAD。采用正交实验法优化得到了降滤失剂的最优合成条件：单体物质的量之比DMAm：AMPS：DMDAAC：NVP=7：2：2.5：1，反应温度为65℃，引发剂加量为0.7%；利用一点法测得降滤失剂的特性黏数为58 mL/g。采用傅立叶红外光谱（FT-IR）和热重分析表征了其分子结构和热稳定性，结果表明，PANAD分子链热裂解温度高于314℃，具有良好热稳定性能。降滤失剂在水基钻井液中的滤失性能评价结果表明，PANAD抗温达230℃、降滤失性能优良，在加量为1%时，老化后淡水浆、20%盐水浆的中压滤失量分别为8.9、22.5 mL，淡水浆在180℃下高压滤失量为35.6 mL，优于国外同类产品Driscal D；在230℃老化前后，降滤失剂对钻井液流变性影响小，高温稳定性优良。最后，通过Zeta电位、吸附试验和SEM等测试分析了PANAD的降滤失机理。
环保型生物质合成树脂降滤失剂
周启成, 单海霞, 位华, 李彬, 周亚贤, 符俊昌
2020, 37(5): 593-596. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.05.009
摘要(584) PDF (1691KB)(110)
摘要:
绿色高性能钻井液已经成为发展趋势，降滤失剂作为核心处理剂，不仅要求其抗温、抗盐和降滤失性能好，还要求其易生物降解。以木质素为原料，经生物降解和化学反应得到生物质合成树脂降滤失剂LDR-501。性能测试结果表明：LDR-501的BOD5/CODCr为0.26，可生物降解；EC50为440 000 mg/L，无毒；浊点盐度为160 g/L，用其处理的基浆在180℃老化16 h后的高温高压滤失量为18.6 mL，抗温、抗盐、降滤失性能好。环保型生物质合成树脂降滤失剂的成功研发，为促进生物质资源在钻井液领域的应用，提高水基钻井液绿色环保性奠定了基础。
钻井液性能在线监测系统的研制与现场应用
张志财, 刘保双, 王忠杰, 罗云凤, 刘振东, 涂德洪, 徐运波
2020, 37(5): 597-601,607. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.05.010
摘要(638) PDF (2898KB)(140)
摘要:
钻井自动化是石油行业发展的必然趋势，钻井液性能自动化测量技术也已开始从室内走向现场。研发出一套钻井液性能在线测量仪器，该仪器具有实时测量、连续记录、自动测量、数据远传4个特点，采用变径管式流变性测量方法、双管串联型振动管、离子选择电极法进行钻井液性能测量，通过采集系统将测量结果进行整合；所采用的软件分为9个界面，将测量结果以图形形式直观地展示出来。该仪器在胜利油田多口井和中海油3口高温高压深井进行了现场应用，应用的最高密度达2.30 g/cm3，仪器测量数据与人工手动测量结果基本一致，误差在设计范围内。该仪器的应用能够有效提升钻井效率，保障井下安全，该技术是国家油气安全战略的需要，对加速钻井自动化、信息化、智能化升级改造有着非常重要的意义。
新型延迟膨胀堵漏剂特性实验研究
臧晓宇, 邱正松, 暴丹, 苗海龙, 钟汉毅, 赵欣, 张现斌, 陈安亮
2020, 37(5): 602-607. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.05.011
摘要(524) PDF (3400KB)(104)
摘要:
裂缝性地层严重井漏难题严重制约复杂地质条件油气高效钻探开发。目前常用桥接堵漏材料可变形性较差，而常见吸水树脂类堵漏材料的膨胀速度过快，导致上述堵漏材料难以在漏失通道中形成致密承压封堵层。为此，研制了一种新型延迟膨胀堵漏剂SDSAP，密度为1.52 g/cm3，粒径为0.425~3.35 mm，可根据漏失情况进行调节；具有良好的吸水膨胀性能以及抗压性能、抗盐性能；吸水膨胀后具有可变形性，适用漏失通道尺寸范围较宽；具有适度延迟膨胀效应，常温下膨胀速率较低；同时具有一定温度响应特性，在地层高温刺激下可快速膨胀，有利于降低封堵层形成时间，减少漏失量。基于延迟膨胀堵漏剂SDSAP，协同复配刚性、弹性及纤维等类型堵漏材料，实验优化得到了适用1~3 mm开度裂缝的致密承压堵漏工作液体系配方，承压能力达7 MPa以上，且漏失量较低，可用于较好解决复杂裂缝性地层井漏问题。
一种化学胶结类防塌剂防塌效果的评价方法
李蕾, 郭保雨, 王旭东, 邱正松, 王俊, 杨龙波
2020, 37(5): 608-612. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.05.012
摘要(580) PDF (1195KB)(81)
摘要:
目前防塌剂的评价方法对于化学胶结类防塌剂（胶结、固化性能）缺乏针对性，具有一定的局限性。针对化学胶结类防塌剂的防塌机理，结合胶黏剂学科相关技术及评价标准，引入搭接抗剪强度参数，测试其作用于界面之间的胶结强度，建立了一种化学胶结类防塌剂防塌效果评价方法。经多次优化改进后的测试数据表明，该评价方法测试结果误差合理，其评价结果具有平行性、可靠性和科学性，可更有针对性地评价化学胶结类防塌剂的防塌效果。
D气田衰竭疏松石英砂岩浅气层漏失机理及防漏技术
向雄, 陈缘博, 张立权, 肖伟伟, 杨洪烈, 刘喜亮
2020, 37(5): 613-619. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.05.013
摘要(530) PDF (4455KB)(77)
摘要:
衰竭气层具有气层孔隙压力、坍塌压力、漏失压力、破裂压力等较原始值明显降低的特点，并且钻井施工压差相对较高，井漏易发和气层损害是困扰施工安全和工程质量的主要难题，而搞清漏失机理及漏失性质是解决该难题的关键。为此，结合南海北部D气田大位移水平井钻井实践，研究提出了一套衰竭疏松石英砂岩浅气层井漏诊断及防控配套技术，该技术基于衰竭气层现今四压力剖面及水力学分析，结合漏失特征，首先对漏失性质准确研判；在此基础上，兼顾防漏及气层保护需要，从减小循环压耗及ECD值、降低施工压差入手，研发形成无固相返排解堵弱凝胶钻井液EZFLOW-Ⅱ，并依据衰竭气藏现今四压力剖面，大位移水平井井眼清洁、保护气层需要，对钻井液密度及流变性、封堵性和润滑性进一步优化，配合控制钻速、定期短程起下钻、强化固控等工程措施，实现了良好的防渗漏、防压差卡钻以及气层保护效果。该技术解决了南海北部D气田衰竭石英砂岩浅气层大位移水平井井漏及其引发的气层损害难题，相关成果对于类似低压衰竭疏松砂岩浅气层防漏、保护气层工作具有指导意义。
低渗气藏入井液损害实验评价的产能指数法
游利军, 陈杨, 康毅力, 闫霄鹏, 王艺钧
2020, 37(5): 620-625. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.05.014
摘要(416) PDF (1764KB)(66)
摘要:
低渗气藏储层入井液损害影响气井产能，而室内储层损害评价多采用渗透率恢复率作为评价指标。结合生产实际，提出了以产能指数保持率作为评价指标，建立了低渗气藏入井液损害实验评价新方法——产能指数法，利用该方法与行业标准法开展了入井液损害评价实验。结果表明，产能指数法采用压力衰竭式驱替，获取动态实验数据，明确压差和时间对损害程度的影响；模拟储层条件，反映入井液损害前后岩样渗流能力的变化特征；与压力衰减法和行业标准法相结合，为完善入井液损害评价方法体系提供新思路，有助于保护储层工作液体系的优选。
高密度钻井液高温静态沉降稳定性室内研究
董晓强, 李雄, 方俊伟, 张国
2020, 37(5): 626-630. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.05.015
摘要(506) PDF (2428KB)(115)
摘要:
高温高密度钻井液的沉降稳定性对钻井液性能稳定和井控安全都至关重要。采用低剪切应力及低振荡频率对钻井液胶液进行小幅度原位振荡的方法，考察了在不破坏胶体缔合结构的状态下高密度钻井液组分在胶液中的黏弹性响应，分析了静置条件下胶液中处理剂间的作用及重晶石在钻井液胶液中所处的应力环境。实验结果表明，钻井液中的共聚物、磺化材料、膨润土等通过疏水缔合、桥接作用形成具有柔性网架的弱胶凝结构，高密度钻井液胶液主要表现为黏性特征。表明高温下高密度钻井液胶液中黏土-磺化材料-共聚物中组分相互作用，减小了重晶石沉降速度，提高了重晶石的沉降稳定性能。
长庆陇东地区油井压裂返排液配钻井液研究与应用
贾俊, 陈磊, 张亮
2020, 37(5): 631-637. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.05.016
摘要(469) PDF (1477KB)(87)
摘要:
针对长庆陇东地区压裂返排液总量大、资源化利用率低的技术难题，以“减量化、资源化”为核心，通过对陇东油井区域4种典型压裂返排液样品的基本性能、离子成分、生化指标、发泡性能等分析研究，确定出返排液配制钻井液的主要影响因素。针对研究得出的影响因素开展了返排液预处理除砂设备、杀菌剂、抑泡剂及离子去除剂的优选评价等，同时结合长庆油气田现场生产实际确定出返排液预处理工艺技术流程，并在水资源短缺的长庆陇东致密油大井组水平井华H20-*平台完成2口井压裂返排液预处理及配制钻井液技术研究先导性试验。现场应用结果表明，预处理后返排液配制的钻井液同生产用水配制的钻井液性能基本接近，密度为1.25~1.30 g/cm3，表观黏度损失率可控制在15.0%以内，试验井段井壁稳定、钻井液滤失量、发泡性能可控，能够很好地满足现场钻井液使用要求。该研究及应用为压裂返排液配钻井液技术的推广及提高水资源综合利率奠定基础。
大位移评价井利斜572井三开钻井液技术
索海钊
2020, 37(5): 638-643. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.05.017
摘要(510) PDF (926KB)(81)
摘要:
利津油田沙三段为泥页岩，沙四段为大段砂砾岩夹杂灰质油泥岩，易坍塌，钻时慢。地质资料显示，邻井多次发生井漏、井塌与卡钻；且该井井斜超70°，位移为1911 m，对携岩能力要求高，易形成砂桥，卡钻风险极大。利斜572井采用复合盐强抑制防塌体系，利用KCl的晶格固定作用、NaCl的适度絮凝作用和胺基聚醇的强抑制能力，其加量分别为7%、5%、1%，控制较低的固相、膨润土含量和土相分散度，极大地加快了钻进速度，钻井周期比设计节约了近20 d；优化抗高温降滤失材料配方，复配使用2%乳化石蜡、3%聚醚多元醇、3%超细碳酸钙等具有不同作用原理的封堵材料，维护了井壁稳定；密度执行设计下限为1.15 g/cm3，采用近平衡压力钻井，不但没有漏失，而且最大限度地保护了油气层。电测、旋转井壁取心与下套管均一次成功，平均井径扩大率仅为5.20%，且该井全井零复杂情况、零事故。
固井液
1.15 g/cm3超低密度水泥浆的研究与应用
李韶利
2020, 37(5): 644-650. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.05.018
摘要(364) PDF (1778KB)(81)
摘要:
针对鄂北工区低压、易漏失地层的固井难题，中原固井公司通过研发轻质水泥，优选高强空心玻璃微珠减轻材料，与超细微硅进行级配，建立三级级配模型，确立了超低密度设计构架。选用AMPS类降失水剂、低密度增强剂、早强剂、缓凝剂等外加剂优化浆体性能，研究出一套高强度超低密度水泥浆配方，该水泥浆适用温度为60~120℃，密度为1.15 g/cm3，失水量为40~42 mL，游离液量不大于1.0%，稳定性密度差为0，300 min内稠化时间可调，呈直角稠化；常压40℃下72 h水泥石抗压强度为12.1 MPa，满足现场施工需求。开展混拌工艺研究，建立了分级混拌工艺，混拌大样与小样水泥浆性能符合率达到了98%，保证了水泥浆性能的稳定。通过在鄂北大牛地区块D12-P42、D17-2及DK13-FP1井等3口井的应用，固井过程中没有发生漏失，固井质量合格率为100%，实现了井筒的完整性，为低压易漏地层固井提供了技术支撑。
纳米基复合增强剂的研究与性能评价
高继超, 李建华, 周雪, 李彦军, 卢海川, 李德伟, 杨晨
2020, 37(5): 651-655. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.05.019
摘要(494) PDF (917KB)(81)
摘要:
低密度水泥浆体系常面临水泥石强度低、顶部强度发展缓慢的问题，而常规促凝早强材料虽可增加水泥石强度，但多会明显缩短稠化时间，稠化时间和强度之间矛盾突出。针对该问题，通过引入表面改性的纳米材料，搭配高效激活材料，开发出了一种“弱促凝、高早强”型复合增强剂。针对不同低密度水泥浆体系，通过控制增强剂加量、温度、水灰比、密度等变量，对该剂进行了评价实验。结果表明，纳米基复合增强剂可在对稠化时间影响较小的前提下，大幅提高水泥石的抗压强度，其中低密度水泥石顶部强度提高率可达40%以上，在不同类型低密度水泥浆体系中均有提强效果，并在长庆油田进行了应用，效果良好。
关于非泡沫超低密度水泥浆体系应用的建议
李万东
2020, 37(5): 656-663. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.05.020
摘要(616) PDF (3853KB)(59)
摘要:
由于中国存在大量的低压、易漏油气井，目前超低密度水泥浆体系在固井中的应用日益增多。由于减轻材料的密度小、抗破碎性能有差异以及超低密度水泥浆体系固液相的密度比低等原因，运用常规水泥浆体系的设计标准、实验方法、混浆操作会产生错误和问题，影响水泥浆性能的稳定，因此需要根据减轻材料的物性以及水泥浆设计密度对超低密度水泥浆体系现场试验及混浆方案做出针对性改善。从减轻材料、液固比、井下环境、抗压强度实验、水泥浆质量、混灰和转运过程以及现场混浆等方面，对超低密度水泥浆体系应用中出现的问题进行了探究，并分别提出了微珠的选择标准、液固比的最优窗口、井下环境的校正、强度实验方法的选择、水泥浆性能的控制、干灰质量保障措施以及LVF动态混浆系统等相关建议，对提高超低密度水泥浆体系固井作业的成功率有指导意义。
压裂液与酸化液
一种耐200℃高温缓蚀剂
张兴德, 原励, 王川, 吴丽, 张曲
2020, 37(5): 664-669. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.05.021
摘要(694) PDF (2209KB)(114)
摘要:
为解决200℃高温酸化用工作液对井下管柱腐蚀风险问题，运用高分子合成方法形成了一种以曼尼希碱季铵盐为主剂，炔醇衍生物、无机盐为增效剂，醇溶剂、分散剂为辅剂的新型复合酸化用缓蚀剂。引入炔醇衍生物替代丙炔醇，毒性降为低毒，且缓蚀剂溶解分散性好。运用高温高压动态腐蚀评价方法开展室内评价，缓蚀剂加量为5.5%，15% HCl在200℃下腐蚀速率低于60 g/（m2·h），20% HCl的腐蚀速率低于70 g/（m2·h）；缓蚀剂与15%盐酸在200℃下配伍性良好，酸液体系腐蚀速率仍低于70 g/（m2·h），电化学腐蚀结果表明加入缓蚀剂的酸液电流密度低至6.07×10-6 A/cm2。缓蚀剂的缓蚀速率随主剂、增效剂加量的增加而降低，随酸浓度、稠化剂加量的增加而增大；缓蚀剂的电化学评价结果表明加入复合缓蚀剂酸液电流密度低，具有较好的缓蚀效果，加量达到一定程度后增加用量不能进一步提升缓蚀效果。
一种新型耐高温碳酸盐岩酸压胶凝酸及其应用
王萌, 车明光, 周长林, 李力, 陈伟华, 刘飞
2020, 37(5): 670-676. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.05.022
摘要(528) PDF (3676KB)(85)
摘要:
酸压改造是高效开发碳酸盐岩储层油气资源的关键措施，酸压工作液的性能及其与储层的适用性是成功增产的前提。针对现有酸液不能很好满足深层高温储层酸压改造需求的难题，优选研发了一种新型耐高温碳酸盐岩酸压胶凝酸体系，对其进行了综合性能评价和现场试验。性能评价和现场试验结果表明：新型胶凝酸使用的胶凝剂（0.8%）降阻率达68.5%；180℃下缓蚀剂和新型胶凝酸对N80试片的缓蚀率达96.70%和98.03%；新型胶凝酸在180℃和170 s-1连续剪切70 min后黏度保持在23.0 mPa·s；在180℃下老化4 h后，胶凝酸保持均相，未出现沉淀、残渣、分层等现象。新型胶凝酸的酸岩反应速率约为现场在用常规胶凝酸的一半。这些性质有利于降低施工难度和风险，实现深穿透储层，形成更长的酸蚀裂缝，实现深度改造和有效提产。新型胶凝酸在高温碳酸盐岩酸压现场试验中获得了初步成功。该新型胶凝酸能够满足180℃碳酸盐岩酸压改造需求，将进一步推广应用。

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