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2021年 第38卷  第3期

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2021, 38(3)
摘要:
钻井液
高温高压下蒙脱石水化特性的分子模拟
李立宗, 苏俊霖, 赵洋, 左富银
2021, 38(3): 265-270. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2021.03.001
摘要:
页岩中黏土矿物的水化膨胀是影响页岩气井井壁稳定性的一个重要因素,蒙脱石作为黏土矿物的主要成分,其水化机理对于解决页岩气井井壁失稳问题至关重要。为了深入探索高温高压地层环境下蒙脱石的水化机理,利用分子模拟软件从微观角度研究了不同水化程度的蒙脱石在不同温度压力条件下的晶层间距、晶层间物质的移动规律、离子水化参数以及力学参数的变化。研究结果表明:温度增加、压力降低时,蒙脱石层间距随之增加,且温度对层间距的影响较大,层间距范围在1.823~2.042 nm之间;层间水分子和钠离子的扩散速率随温度增加而加快,随压力升高而减慢;低温高压时钠离子的水化配位数较大,配位数范围在2.35~4.35之间;温度增加时,蒙脱石晶体的体积模量、剪切模量以及弹性模量随之减小,泊松比随之增加,而压力对蒙脱石晶体力学参数的影响却恰恰相反。可见,本文的研究结果对于高温高压地层环境下页岩地层水化机理的研究具有重要的理论指导意义。
水基钻井液高温高压流变动力学研究
何淼, 施皓瀚, 许明标
2021, 38(3): 271-279. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2021.03.002
摘要:
钻井液性能受深井超深井高温高压的影响会产生较大变化,为确保安全高效钻井作业,必须准确掌握钻井液在井底高温高压条件下的流变行为。针对一类典型的抗高温聚磺水基钻井液,开展了广域温压(~180℃,~100 MPa)下流变性能评价研究,定量评价了其流变参数随温度压力的变化规律。结果表明:聚磺水基钻井液流变参数受压力的影响明显小于温度的影响;在温压组合条件下,钻井液流变模式拟合效果排序为:赫-巴>罗-斯>宾汉>卡森>幂律。以赫-巴模式为基础,采用直接拟合方法从(T,P)、(T,1/P)、(T,lnP)、(1/T,P)、(1/T,1/P)、(1/T,lnP)、(lnT,P)、(lnT,1/P)、(lnT,lnP)9种组合中构建了其流变参数随温压变化的最佳拟合方程,建立了聚磺水基钻井液高温高压流变动力学预测模型,模型预测精度高,相对误差率98%集中在-7.15%~11.46%之间,平均误差仅为1.03%。
钻井液高温流变性能测试仪器与测试方法
刘晓栋, 刘涛
2021, 38(3): 280-284. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2021.03.003
摘要:
高温深井钻井,井下钻井液高温流变性能好坏直接关系到井眼的安全和钻井的成败,但六速黏度计无法测试钻井液在井底随着温度、压力、剪切速率、时间等参数的变化,流变性能是如何变化的,通过高温高压流变仪评价钻井液的流变和抗温性能是一种科学而有效的评价手段。为模拟井下实际钻井液性能,建立了低剪切速率黏度测试、高温下黏度损失率测试、钻井液动态循环和静置时黏度随时间变化的测试方法,表征了钻井液的携岩性能、抗温流变性能、钻井液循环和静置条件下的高温热稳定性能,反映出了井下真实流变性能。在埕探1井进行了现场试验,说明该测试方法可以为现场工程师分析判断钻井液在井下高温下的性能能否为钻井施工提供实验数据,为高温钻井液体系优化设计、处理剂研发和应用提供科学可靠实验方法,并极大程度上弥补用六速黏度计测试钻井液流变性能的不足和缺陷。
基于改性植物多酚的高温高密度环保型水基钻井液
刘自广, 宋丰博, 尤志良, 卓绿燕, 彭云涛, 项春芬, 蒋官澄
2021, 38(3): 285-291. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2021.03.004
摘要:
为提高环保型水基钻井液的耐温性能和密度上限,通过对天然多酚类植物提取物进行接枝改性,分别研制了降滤失剂EHT-FL和分散剂EHT-TH,并利用红外光谱对2种合成产物进行了表征。室内性能评价结果表明,降滤失剂EHT-FL和分散剂EHT-TH均具有良好的抗高温性能,且EC50分别达2.38×105 mg/L和4.49×105 mg/L,无生物毒性;EHT-FL加量为2.0%时,淡水基浆在200℃老化后的中压滤失量和高温高压滤失量分别为7.2 mL和23.6 mL;EHT-TH加量为1.0%时,高密度水基钻井液(ρ=2.0 g/cm3)在200℃老化后的表观黏度由106.5 mPa·s降低至66.5 mPa·s,高温增稠现象消失。在降滤失剂EHT-FL和分散剂EHT-TH的基础上,配伍其他环境友好型处理剂,研制出一套抗高温高密度(ρ=2.0 g/cm3)环保型水基钻井液体系。该体系具有合理的流变与滤失性能,抗温达210℃,抗盐侵25%,抗钙侵1%,抗劣质土侵10%,EC50为4.19×104 mg/L,BOD5/CODCr为29.23,重金属含量低于标准值,对环境友好,能满足深井复杂地层钻井的需求。
碱探1井超高温水基钻井液技术
郝少军, 安小絮, 韦西海, 张闯, 李保清, 雷彪
2021, 38(3): 292-297. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2021.03.005
摘要:
碱探1井是位于柴达木盆地中央鼻隆带碱山构造的一口重点风险探井,钻探的主要目的是探索碱山构造基岩含气性,该井完钻井深为6343 m,实测井底最高温度达到235℃,为目前国内陆上钻井井底温度最高记录之一。该区块地层存在裂缝发育、长段膏泥岩层、高压盐水层、高浓度CO2、高地温梯度,施工过程中井塌、井漏、溢流、膏泥岩层蠕变缩径等复杂因素相互交织。室内通过开展超高温稳定性能、流变性能以及超高温下的滤失性控制等方面的技术攻关,在有机盐钻井液的基础上,通过对国内外超高温降滤失剂、封堵防塌剂、润滑剂、热稳定剂等的筛选及优化,形成碱探1井抗240℃超高温有机盐水基钻井液的最终配方。该配方钻井液在老化72 h后,高温高压滤失量保持在10 mL以内、润滑系数小于0.1、砂床侵入深度小于12 cm。另外,该井四开、五开钻遇微裂缝及基岩风化壳,裂缝多次发生漏失,优选耐温性能良好的刚性、柔性及胶质封堵材料,形成了碱探1井超高温堵漏技术配方,漏失井段承压能力逐步提高,为超深井段的井壁失稳和井漏的预防治理发挥了关键作用,顺利完成了柴达木盆地第一超高温井碱探1井的钻探保障任务。
油基钻井液用憎液性纳米封堵剂
倪晓骁, 蒋官澄, 王建华, 闫丽丽, 刘人铜
2021, 38(3): 298-304. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2021.03.006
摘要:
为了解决油基钻井液在页岩气藏钻遇井壁失稳的难题,以纳米材料物理封堵和改变岩石表面润湿性为研究思路,通过溶胶-凝胶法对纳米二氧化硅进行表面改性,合成具有憎液性能的纳米封堵剂SNP-1。利用核磁共振进行分子结构表征,同时结合扫描电镜等微观实验和自然渗吸等宏观实验对其性能进行评价。结果表明,合成的纳米封堵剂SNP-1具有预先设计的基团,其能够使页岩表面液相接触角大于150°,反转毛细管附加压力为阻止液相进入孔喉的阻力,进一步降低岩心自然渗吸油含量;150℃老化后,使得油基钻井液的高温高压滤失量低至2.4 mL,破乳电压达800 V以上,能有效阻止页岩岩心的压力传递。
泡沫钻井液发泡剂抗温性评价方法
杨倩云, 王宝田, 杨华
2021, 38(3): 305-310. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2021.03.007
摘要:
为了满足钻井深部低压地层、地热和干热岩等不同地层温度的泡沫钻井液,笔者对关键组分发泡剂的抗温性评价方法进行了适应性研究。基于机械搅拌的热滚评价法和干粉加热法,对比分析了3种工业化抗高温发泡剂十二烷基苯磺酸钠SDBS、十二烷基硫酸钠SDS和α-烯烃磺酸钠AOS,考察了温度对其起泡性、泡沫流体稳定性和流变性影响。实验结果表明,采用评价方法不同,同一发泡剂实验结果不同,采用热滚评价法时,室温~190℃,SDS抗温性能优于AOS和SDBS,但SDS抗温小于200℃,而AOS和SDBS在240℃、16 h环境下,依然具有良好的起泡性;采用干粉加热评价法,AOS和SDBS抗温不低于260℃、4 h,SDS抗温低于150℃、3 h。在实验的基础上,针对微泡沫钻井液的研发,推荐使用热滚法评价发泡剂的抗温性能,并针对不同地层温度给出适宜性建议。
大庆油田页岩油水平井钻井液技术
于坤, 车健
2021, 38(3): 311-316. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2021.03.008
摘要:
为了解决大庆油田齐家-古龙区块页岩油水平井井壁失稳的问题,对古龙区块地质特征、施工难点和失稳机理进行总结分析。针对施工中遇到的井壁稳定、钻井液流变性控制、井眼净化等油基钻井液技术难题,提出相应的技术对策。优选SFD-1、无荧光防塌剂BY和Soltex等关键封堵处理剂,并对目前使用的油包水钻井液配方进行优化和室内评价。实验结果表明,优化后的钻井液具有良好的性能,高温高压滤失量小于3 mL,抗岩屑侵可达30%。该钻井液技术在大庆油田古龙区块**2HC井进行现场试验,施工顺利,井下无复杂事故发生,能够解决长水平段井眼失稳问题,在大庆油田页岩油勘探开发中具有应用前景。
八胺基星形小分子抑制剂的制备及其性能
刘锋报, 张顺从, 晏智航, 罗霄, 董樱花, 孙爱生
2021, 38(3): 317-323. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2021.03.009
摘要:
目前使用的超支化多胺小分子抑制剂存在伯胺基团密度较低、在高pH值环境中抑制性不足等缺陷。针对此情况,以季戊四醇为原料,通过两步反应,制得了具有规整分子结构与高胺基密度的八胺基星形小分子(OASS)。分子模拟结果表明,OASS在黏土表面的吸附密度与季戊四胺(PTTA)、3,3-双(2-氨基乙基)-1,5-戊二胺(BAPD)差别不大,但单分子吸附能大幅高于PTTA、BAPD,表明3种多胺小分子在黏土表面的吸附中心均由胺基提供,且胺基密度高的OASS具有更强的吸附能力。吸附性能测定表明,OASS在25℃下的饱和吸附量只有1.12 mmol/L,达到饱和吸附量时所需的物质的量浓度仅为10 mmol/L。抑制黏土造浆、线性膨胀与滚动回收等室内实验结果表明,OASS对黏土与泥页岩岩屑造浆的抑制性能均显著优于PTTA与BAPD;与现场钻井液的配伍性实验表明,OASS不会影响钻井液老化前后的流变性能,且可改善降滤失性能,并提高泥页岩在钻井液中的滚动回收率。研究结果证明,OASS具有优异的抑制性能,且可与不同钻井液体系形成良好配伍。
胺基硅醇抑制剂的制备与性能评价
马双政, 王冠翔, 张耀元, 元平南, 陈小娟, 南源, 黄云, 马樱
2021, 38(3): 324-330. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2021.03.010
摘要:
针对高温深井钻井过程中钻井液用包被抑制剂耐温能力不足的问题,从改善高温下吸附能力角度出发,向超支化聚乙烯亚胺(HPEI)骨架分子中引入硅氧烷基团,研制出一种胺基硅醇抑制剂Si-HPEI,并对该抑制剂进行性能评价。结果表明,Si-HPEI抗黏土污染量达到35.0%以上,加量为0.5%的实验浆的滚动回收率达70.33%,抗温可达160℃,优于常规抑制剂。通过层间距测试、高温吸附性能、包被性能、疏水特性测试和微观形貌分析对Si-HPEI的作用机理进行分析。结果表明,分子链中引入硅氧烷的Si-HPEI水解后产生的硅羟基与黏土表面的硅羟基发生了缩聚反应,使Si-HPEI与黏土表面发生牢固地化学吸附,在高温下不易脱附,加强了黏土矿物片之间的作用力,有效包被黏土矿物,并改变黏土表面疏水性能,从而阻碍水分子侵入黏土层间而引起水化分散。
无黏土水基钻井液在长庆油田米38区块水平井的应用
李秀灵, 王本利, 赵怀珍, 李琼
2021, 38(3): 331-336. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2021.03.011
摘要:
陕北神木气田米38区块致密砂岩气藏主要以水平井方式开发,由于储层段含有大段泥页岩,前期使用的钻井液体系固相含量高,在钻进过程中托压严重、摩阻大,常发生井壁失稳、下钻遇阻等情况。针对米38区块储层特征,优选了关键处理剂,形成了无黏土低固相水基钻井液体系。室内实验表明,该钻井液具有良好的封堵性和抑制性,高温高压砂床(150℃、3.5 MPa)侵入深度为7.2 cm,16 h的页岩膨胀高度仅为0.76 mm。现场应用表明,该钻井液体系具有良好的流变性、抑制性和封堵能力,较好地满足长庆油田米38区块水平段易坍塌地层的钻进需要。已施工的3口水平井钻进过程中摩阻小、无明显托压,起下钻顺畅,未出现任何井下复杂情况,钻井周期较设计周期平均缩短10.85 d,下套管一次到位。与邻井相比,单井产气量显著提高,有效提升了神木气田的开发效果。
裂缝性泥页岩地层防塌误区及强封堵防塌对策
白传中, 刘刚, 徐同台, 肖伟伟, 凡朝波, 张永利, 马飞
2021, 38(3): 337-340. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2021.03.012
摘要:
对于裂缝发育等破碎性地层,在井筒内外压差作用下钻井液极易沿裂缝等天然通道侵入地层,致使近井裂缝发育带孔隙压力增加,引发泥页岩水化膨胀及强度性能下降,导致坍塌压力增加,从而使得井壁垮塌越加严重,搞清破碎性地层垮塌机理至关重要。结合延安气田石盒子和石千峰组裂缝性泥页岩“越提密度、垮塌越严重”井塌处理误区,指出缺乏对裂缝有效封堵是症结所在。为此提出适用于裂缝发育等破碎性地层“封堵为先、抑制水化、合理密度”的防塌技术对策,在此基础上,优选出延安气田强封堵钻井液配方并在现场成功应用,相关技术思路及研究成果可为类似破碎性地层防塌提供参考。
固井液
等离子体改性氧化镁晶须增强铝酸盐水泥高温力学性能
幸雪松, 程小伟, 李杲, 倪修成, 王晋瑶, 武治强
2021, 38(3): 341-345. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2021.03.013
摘要:
水泥石的高温脆性和低拉应力限制了其在稠油热采井中的应用。笔者选用等离子体改性氧化镁晶须来增强铝酸盐水泥的高温力学性能。结果表明,等离子体改性氧化镁晶须的表面微观结构更为粗糙,可更好地与水泥石产生胶结,进而提高力学性能。在500℃下养护7 d后,掺入2%等离子体改性氧化镁晶须的水泥石相比于掺入2%未改性氧化镁晶须的水泥石,其高温力学性能明显提升,抗压、抗拉强度分别增长了24.5%和14.1%;同时掺入2%等离子体改性氧化镁晶须的水泥石的应力应变性能也更为优异,具有更高的应力峰值与更低的弹性模量。最后通过SEM和EDS等表征方法,对掺入晶须的水泥石微观形貌进行分析,认为晶须作用于水泥基体时,分别通过裂纹偏转、晶须断裂和桥联等途径达到增强水泥石力学性能的效果。
大温差低密度水泥浆性能研究
田野, 宋维凯, 侯亚伟, 孙超, 韩冰
2021, 38(3): 346-350. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2021.03.014
摘要:
长封固段大温差固井具有一次性封固段长、封固段底部与顶部温差大的特点,容易导致顶部水泥浆长时间无强度。目前针对大温差缓凝剂的研究较多,其他相关外加剂的大温差性能较少有关注,同时较少有针对100℃以上大温差固井的研究。针对大温差固井的特点,对降失水剂、分散剂和缓凝剂的大温差性能进行评价和筛选,降失水剂C-G86L和缓凝剂C-H42L具有良好的大温差性能,而分散剂对大温差性能有不利影响。构建了1.4 g/cm3大温差低密度水泥浆体系,并引入丁苯胶乳,提高了水泥石在低温下的强度发展。此体系在温差110℃、顶部温度20℃下48 h强度达到858 psi(5.92 MPa)。
0.9 g/cm3超低密度水泥浆体系室内研究
侯亚伟, 田野, 马春旭, 孙超, 宋维凯
2021, 38(3): 351-355. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2021.03.015
摘要:
通过分析固井施工对超低密度水泥浆的要求,针对现阶段超低密度水泥浆面临的挑战,优选使用C级水泥和降失水剂C-FL712L,以及高性能增强材料C-BT5得到了一种超低密度水泥浆,并对该水泥浆的综合性能进行评价。评价结果表明,构建的0.9~1.1 g/cm3超低密度水泥浆综合性能良好,浆体稳定性高、上下密度差可控制在0.05 g/cm3以内,稠化时间可调,60℃抗压强度达到7 MPa以上,静胶凝强度发展较快,有较好的防气窜功能,适用的压力范围大,满足固井工程应用要求,可以在低压易漏油藏及超长封固段井的固井施工中推广应用。
四川长宁页岩气速凝水泥浆体系研究与应用
姚明, 刘景丽, 卢三杰, 钟新新, 李磊, 袁宝宁, 张玉平
2021, 38(3): 356-359. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2021.03.016
摘要:
针对四川页岩气钻进过程中表层易发生失返性漏失,钻井液堵漏效果不佳的情况,研发了液体促凝早强剂ZQ-3、无色无毒液体分散剂ZF-A,形成速凝水泥浆体系。评价了2种外加剂混合液不同加量下速凝水泥浆的性能。实验结果表明,混合液使水泥浆具有良好的流变性能;能显著缩短水泥浆的稠化时间,30℃下混合物加量为3%时,速凝水泥浆与原浆稠化时间之比为0.43;同时显著提高了水泥石早期抗压强度,4 h抗压强度大于3.5 MPa,8 h抗压强度大于8MPa,表现出优异的低温早强效果。该速凝水泥浆在四川长宁区块页岩气现场应用效果显著,候凝时间由原来的14 h缩短至4~8 h。现场应用7口井,施工24次,全部顺利施工,累计缩短候凝等待时间200 h以上。
伊拉克南部油田φ244.5 mm套管环空带压补救技术
王翔宇, 刘文明, 林志辉, 刘金鹏, 李文文, 桑明, 李中国
2021, 38(3): 360-364. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2021.03.017
摘要:
伊拉克南部哈法亚、米桑等油田存在异常高压盐膏地层,部分井固井后环空带压(0.69~17.24 MPa),严重影响后期开发,针对上述问题,优选可固化环氧树脂进行封堵作业。评价了环氧树脂稠化时间、抗压强度、流变等综合性能,实验结果表明:通过调整固化剂加量,环氧树脂工作液稠化时间在100~500 min范围内可调,48 h抗压强度大于50 MPa,流性指数大于0.94,稠度系数小于0.10 Pa·sn。现场采用阶梯式挤注环氧树脂进行封堵作业,挤入量达到100 L以上,现场实施3井次,72 h后井口压力降低为零,成功解决伊拉克南部油田高压盐膏层φ244.5 mm技术套管环空带压问题,对环空带压井治理具有一定借鉴作用。
压裂液与酸化液
新型碳酸盐岩储层酸化解堵体系合成及解堵影响因素分析
钟宝鸿, 钟壮壮, 高宇田
2021, 38(3): 365-370. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2021.03.018
摘要:
针对碳酸盐岩储层钻井过程中岩屑及钻井液颗粒堵塞储层喉道严重现象,基于有机化学理论和酸化体系制备原则合成了一类新型碘磺酸乙酯并配制新型碳酸盐岩储层酸化解堵体系。室内以碳酸盐岩溶蚀率和渗透率为评价指标,分析了盐酸含量、碘磺酸乙酯含量、体系温度及初始渗透率对新型酸化解堵性能影响,并揭示其解堵机理。实验表明,盐酸及碘磺酸乙酯含量、体系温度及初始渗透率增加均有助于储层溶蚀率和渗透率提高,含7%盐酸的新型酸化解堵体系使地层溶蚀率及渗透率恢复率达96.1%和111.3%,远高于传统土酸体系的80.3%和76.1%。体系中含有的碘磺酸乙酯可延长溶蚀时间,提高解堵效率,展现出优异解堵和环保性能。
海水基速溶低摩阻胍胶压裂液的研究
宫大军
2021, 38(3): 371-374. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2021.03.019
摘要:
海上油田压裂采用海水配制压裂液成为降本增效的有效技术手段,但海水水质具有硬度高、矿化度高等问题。针对此问题,笔者将胍胶原粉分子重建物理改性,并经羟丙基化学改性,取代度0.45的两次改性胍胶在海水环境中3 min增黏速率达90%,相比普通同取代度的羟丙基胍胶,分子重建羟丙基胍胶在海水中增黏速度明显提升。交联剂通过对比,优选树状大分子有机硼交联剂,由于硼原子在交联过程中扩散速率降低,在应用阻垢剂基础上交联胍胶过程中可实现延迟交联,形成的冻胶微观网格尺寸平均40~55 nm,比小分子络合硼交联冻胶网格尺寸大,有效延迟交联速度,降低压裂摩阻。由分子重建羟丙基胍胶、树状大分子有机硼交联剂制备的海水基压裂液经在120℃剪切,2 h的流变性能为200 mPa·s,大于行业标准,降阻率可达80%,黏弹性能高于一般小分子络合硼交联胍胶。
常压混砂准干法压裂技术的研究与应用
刘刚, 白小丹, 马中国, 郑焰, 杨海, 张明
2021, 38(3): 375-379. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2021.03.020
摘要:
常压混砂准干法压裂技术作为一种二氧化碳压裂新技术,继承了二氧化碳压裂技术的独特优势,并且具有无需专用密闭混砂设备、常压混砂、配制方便、减阻和携砂一体化应用等特点。为了对常压混砂准干法压裂技术的下一步推广提供相关技术支持,本文对该技术进行了系统评价与研究。包括该技术的产生背景、技术思路和优势作了阐述与分析,配套产品的性能和准干法压裂液的性能评价,以及现阶段开展的现场应用案例展示。研究表明,常压混砂准干法压裂技术的准干法压裂液具有优异的压裂液性能,并且具有优异的增气增油效果。该技术为当前非常规油气的大规模高效开发提供了新的解决思路和办法。
某超深井油管腐蚀开裂分析及对策研究
孟选刚, 吴玟, 彭芬, 杨战伟, 王辽, 高莹, 王丽伟
2021, 38(3): 380-384. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2021.03.021
摘要:
现有的酸液缓蚀剂对消除高温环境下酸性高浓度盐水对超级13Cr材质油管的应力腐蚀是无效的,实际生产应用中导致了应力腐蚀开裂,需研发新型缓蚀剂解决高温酸液及高温酸性高浓度盐水的应力腐蚀。研究已有缓蚀剂缓蚀机理的基础上,分析了其不足之处,提出了聚合成膜的缓蚀机理,即利用一些化合物在酸液环境中在一定条件下相互反应,生成含至少2个活性功能团中间产物,可在金属表面快速生成聚合物膜。基于该理论,研发了新型缓蚀剂,在高温高压动态腐蚀速率测量仪测试,180℃下,15%盐酸腐蚀速率最低为16.0 g/m2·h;四点弯曲法测试证实该缓蚀剂显著消除了酸性高浓度盐水在高温环境中对超级13Cr材质试片产生的应力腐蚀开裂。新型缓蚀剂可有效减少超级13Cr材质油管在超深高温高压气井中产生的应力腐蚀开裂。
完井液
N-烷基-β-氨基丙酸的制备及泡沫性能研究
万里平, 谢萌, 王柏辉, 张小龙, 张力
2021, 38(3): 385-390. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2021.03.022
摘要:
研究以丙烯腈与脂肪伯胺为原料,配比为1∶1.1,通过两步反应合成N-烷基-β-氨基丙酸(HA),并采用Paragon-1000型红外光谱仪进行了结构表征分析。选用两性发泡剂HA、阴离子发泡剂ABS、非离子发泡剂AEO、阳离子发泡剂CTAB,与两性发泡剂HA进行了泡沫性能对比。对HA进行了耐温、抗盐、抗钙性能及稳定性能评价。实验表明,HA的发泡能力随温度变化不明显,在25℃附近,半衰期最长为14 min,泡沫稳定性最好;在pH<3和pH>7时,发泡体积大于540 mL,半衰期大于5.5 min,泡沫性能远高于pH为3~7时;随着盐度的升高,泡沫体积在720 mL附近变化,半衰期持续延长至10 min,抗盐性较好;随着Ca2+浓度的升高,泡沫体积由700 mL下降至380 mL,但半衰期由7.5 min上升至17 min,泡沫稳定性上升,可以满足泡沫流体井下作业使用。
海上油田微粒运移堵塞井解堵控砂一体化工作液体系
吴绍伟, 周泓宇, 林科雄, 袁辉, 罗刚, 胡友林
2021, 38(3): 391-396. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2021.03.023
摘要:
针对海上油田微粒运移堵塞井产能下降严重的问题,采用酸化解堵后再防砂的常规工艺措施往往存在作业工期长、成本费用较高以及施工效果较差等缺点,因此,开展了解堵控砂一体化工艺措施研究。室内以复合有机酸HCW-2、树脂HWR301S和固化剂HWR302S为主要处理剂,研制了一套适合海上油田微粒运移堵塞井的解堵控砂一体化工作液体系,并对其综合性能进行了评价。结果表明:该体系的控砂能力较强,在高流量(120 mL/min)和长时间(720 min)驱替作用下仍能保持较高的控砂效率;注入解堵控砂一体化工作液可以有效解除微粒运移产生的堵塞伤害,并且注入流速越大,解堵效果越好;另外,该体系还具有较低的黏度、pH值和表面张力,有利于其注入和返排,体系的防膨性能、缓蚀性能和稳定铁/钙离子性能较好,能够确保施工过程的安全,并不会对地层造成二次伤害。综合分析研究结果,研制的解堵控砂一体化工作液体系能够在解除微粒运移堵塞的同时起到良好的控砂效果,达到长效解堵增产的目的。