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2015年  第32卷  第3期

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2015, 32(3).
摘要:
英文摘要
2015, 32(3).
摘要:
理论研究与应用技术
蓄能液气泡钻井液的制备
郭保雨, 王旭东, 王群力, 蒋莉, 严波
2015, 32(3): 1-4. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.03.001
摘要:
针对普通泡沫流体抗压能力弱的缺点,研究了蓄能液气泡的制备原理,并设计研制出了蓄能液气泡钻井液发生装置,其可提供在0.1~20 MPa 不同压力下产生的蓄能液气泡钻井液。蓄能液气泡内部是黏膜包裹的独立内气核,外部是由表面活性包裹水分子构成的双层膜结构,平均粒径约为0.29 mm,累计体积分布最多的气泡直径在0.25~0.33mm 之间。研究表明:与常规泡沫相比,蓄能液气泡表现出很强的抗压能力,例如成泡气核压力为0.5 MPa 的蓄能液气泡,其直径随压力的增加而下降,当压力增加到5 MPa 时气泡直径分布在0.29 mm 左右,压力大于7 MPa 后气泡体积不再发生较大变化,趋于稳定,而且仍然能够有效降低钻井液密度。蓄能液气泡钻井液是对泡沫流体认识的一次飞跃。
高性能CaCl2/聚合物水基钻井液的室内研究
杨超, 尹泽群, 鲁娇
2015, 32(3): 5-8. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.03.002
摘要:
在自制新型烯类聚合单体的基础上,合成出一种新型配套的、抗CaCl2 至饱和的强抗钙聚合物,初步形成了2 种CaCl2/聚合物水基钻井液的基本配方:水+1.5%(3.0%)凹凸棒石+0.3%(0.2%)XC+5%KCl+40%(60%)无水CaCl2+2% 强抗钙聚合物,强抗钙聚合物与CaCl2 能形成良好的协同效应,是体系的核心。综合性能评价结果表明,CaCl2/聚合物钻井液的抑制性能和润滑性能尤为突出,在120℃滚动老化16 h 后,一次、二次回收率均为100%,抑制能力超强;体系的黏附系数为0.001 69,润滑系数最低为0.038,达到油基钻井液水平;强抗钙聚合物对凹凸棒石具有较强的吸附和分散能力,可以形成薄而致密的滤饼,显著提高体系降滤失能力;可以用聚合醇或聚电解质作封堵剂;含60%CaCl2 的配方抗温达120℃。可以得出,该体系具有满足复杂地层钻井要求的潜力,与油基钻井液性能相仿,并且成本低,无污染,满足排放标准,维护简单,具有良好的应用前景。
纳米二氧化硅对盐水钻井液性能的影响
夏鹏, 蔡记华, 范志军, 汪次洪
2015, 32(3): 9-12. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.03.003
摘要:
在油气井钻进过程中,井壁发生缩径和掉块往往是由于泥页岩吸水膨胀导致的。针对这种情况,提出使用纳米二氧化硅封堵泥页岩的纳米级孔喉,从而降低其渗透率、减缓水分侵入的思路。通过测试钻井液的黏度、滤失量和膨胀量,评价了纳米二氧化硅对盐水钻井液性能的影响。室内实验结果表明,纳米二氧化硅改善钻井液性能,必须是在其抗盐的基础上才能实现,即需使用抗盐土配浆;浓度为1%~5% 的纳米二氧化硅通过增加颗粒间的内摩擦力,既而提高了钻井液的黏度,然而纳米二氧化硅材料对于盐浓度比较敏感;纳米二氧化硅颗粒可以沉积在滤饼表面封堵滤纸孔隙,降滤失效果明显,滤失量降低率可达40.2%;其通过封堵黏土的孔隙,起到了抑制黏土吸水膨胀的作用。优选出的二氧化硅最优加量为3%,其抗盐可至12%;综合考虑滤失、膨胀量实验结果和性价比,选定3%NP+4%NaCl+SWM-B 为最优配方。
低毒油包水钻井液用耐高温有机土的研制
宋海明, 李静静, 陈杰
2015, 32(3): 13-15. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.03.004
摘要:
通过用十八烷基二甲基苄基氯化铵对提纯钠基蒙脱石改性,制备出了1# 有机土,在此基础上再用妥尔油基聚羧酸聚合物ENVAMOD-595 与1# 有机土复合,制备出2# 有机土。采用X 射线衍射仪和DSC-TGA 同步热分析仪对制备的1# 和2# 有机土样品进行了测试,并测定了用其配制的油包水钻井液在热滚后的流变性能。结果表明:十八烷基二甲基苄基氯化铵和ENVAMOD-595 均能插层进入蒙脱石层间,与蒙脱石复合形成有机土,且ENVAMOD-595 的加入能提高有机土的热稳定性;适当升温可以促进有机土的分散,使钻井液黏度升高,高温会破坏有机土的结构,使得钻井液的流变性能降低;1# 有机土抗温达170℃,而2# 有机土抗温达210℃,好于矿物油基钻井液用有机土B155。用2# 有机土配制的现场油包水钻井液经150℃热滚后具有较高的稳定性,证明该有机土适用于高温钻井液的配制。
一种低黏高切油基钻井液体系
韩秀贞, 王显光, 李胜, 琚留柱, 杨小华, 林永学
2015, 32(3): 16-19. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.03.005
摘要:
针对传统油包水钻井液黏度高、切力低、携岩能力差的问题,合成了一种Gemini 主乳化剂,其与辅乳化剂有较好的协同效应,钙皂分散性好,兼具润湿功能,在2.0%~3.5% 的低加量下具有好的乳化能力。研制出了密度在1.0~2.0 g/cm3 之间、抗温达170℃的低黏、高切油基钻井液。室内研究结果表明,该钻井液密度为1.00~1.70 g/cm3时,塑性黏度小于40 mPa·s,动塑比为0.35~0.50 Pa/mPa·s,具有低黏高切的特点;破乳电压在800 V 以上;抗水达15%,抗钻屑达10%,并且润滑性能好,密度在2.0 g/cm3 以下时润滑系数小于0.085。在焦页54-1HF 井水平段的应用表明,该钻井液性能稳定,具有突出的低黏高切流变特性,破乳电压高,保证了施工顺利、井壁稳定、井眼通畅。
新型油基降滤失剂FCL的研制及评价
王丽君, 任艳, 洪伟
2015, 32(3): 20-22. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.03.006
摘要:
采用α-烯烃与苯乙烯乳液聚合的方法,利用乙酸酐与浓硫酸进行适度磺化,得到一种亲白油的高分子量聚合物,这种高聚物经过进一步氢化反应,制得一种油基钻井液降滤失剂FCL,其在白油中以胶体形式出现,不会破坏钻井液性能,同时这种胶体尺寸能封堵泥饼中的孔隙,从而达到降滤失的效果。性能评价结果表明,其最佳加量为1.5%,在180℃、3.5 MPa 的高温高压滤失量为8.4 mL,优于国外同类产品phlips D21;在密度低于1.5 g/cm3 时,油基降滤失剂FCL 对油基钻井液的流变性影响较小,在高密度油基钻井液中,表现出更高的降切性能,可使密度为2.0 g/cm3 的油基钻井液动切力维持在15 Pa 以下。
泡沫随钻堵漏钻井液体系
王健, 洪伟, 关键, 朱春光, 孙延德
2015, 32(3): 23-26. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.03.007
摘要:
针对冷家油田老区块胶结差、破碎地层的井漏问题,通过分析井漏原因,制定解决对策,优选出泡沫聚合物钻井液体系和高效随钻堵漏剂CLPA-1。通过室内实验,选择XC 与CMC 按1:2 的比例复配作增黏剂,SMP-1、SAS、CMS 按0.75:0.5:1 的比例复配作降滤失剂,发泡剂和稳泡剂的浓度约为0.025%。CLPA-1 是一种由预交联凝胶颗粒、吸水性树脂和高分子聚合物为基本材料合成的随钻堵漏剂,其瞬时滤失量小,在加量为3% 时堵漏效果好,承压达到5 MPa;为提高滤饼承压能力,体系还加入了2% 超细碳酸钙。介绍了该体系在冷42-41-164CH 和洼60-H2302 井的成功应用情况;在该油田其他相同区块易漏层应用的8 口井,提前防漏效果显著,预防井漏发生4 口井,井漏后一次堵漏成功3 口井,且堵漏后再钻无漏失情况,堵漏成功率大于80%。该微泡沫低固相聚合物体系和随钻堵漏剂CLPA-1,利用密度控制技术,能解决亏空、胶结性差、存在微裂缝的老区块二次开发中产生的井漏难题。
加重钻井液防重晶石沉降技术
林枫, 由福昌, 王胜翔, 杨培龙
2015, 32(3): 27-29. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.03.008
摘要:
重晶石沉降往往发生在钻井过程中,而在静置过程中由于钻井液凝胶强度的存在,沉降稳定性较好,而一直以来忽视了动态沉降问题。基于以上问题,提出采用老化罐静态沉降测试法和黏度计动态沉降测试法(改进VST 法)来综合评价重晶石的沉降情况。并将重晶石的粒径与沉降稳定性的测试方法相结合,寻求出一种重晶石防沉降技术。实验结果表明:在常规重晶石中复配一定量的超细重晶石,能够较大程度地改善重晶石沉降的问题,尤其是重晶石的动态沉降问题,动态密度差由单一常规重晶石加重情况下的0.436 g/cm3 下降为0.011 g/cm3,解决了重晶石沉降问题。
煤粉悬浮剂性能评价及现场实施方案设计与应用
罗莉涛, 刘卫东, 姜伟, 管保山, 胡新海, 丛苏男
2015, 32(3): 30-34. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.03.009
摘要:
在煤层气钻井及煤层压裂改造过程中会产生大量煤粉,煤粉沉降会堵塞煤岩地层裂缝和割理,严重影响煤层气井的产能。为了解决此难题,针对韩城区块研发了煤粉悬浮剂FYXF-3,并对其进行了室内评价和现场煤层气压裂方案设计。实验结果表明,浓度不小于0.3% 的煤粉悬浮剂溶液可以稳定悬浮裂缝和井筒中的煤粉,使煤粉随排采液一同流出到地面;同时可以降低液体表面张力,增加液体排采效率,使其对地层的伤害程度小于常规活性水压裂液。在此基础上,根据韩城区块煤岩特性,设计了现场煤层气压裂改造实施方案,并进行了现场应用,取得了预期效果。
抗磨减阻剂KMJ-1在HD10-1-4HF双分支水平井的应用
张月华, 高胜华, 王淑娟, 林波, 李占国, 张东
2015, 32(3): 35-38. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.03.010
摘要:
HD10-1-4HF 双分支水平井位于塔里木盆地满加尔凹陷北部哈得逊构造带哈得1 号构造,为提高钻井液润滑性,减少钻分支水平井段过程中的托压、卡钻等复杂问题,使用了抗磨减阻剂KMJ-1。抗磨减阻剂KMJ-1 主要通过其组分中的成膜润滑材料和抗磨增效材料吸附沉积在钻具和泥饼上,形成一层高效耐磨的润滑膜,来降低钻具和套管之间、钻具和泥饼之间的摩擦阻力,发挥高效的润滑作用。室内评价和现场实际应用结果表明,抗磨减阻润滑剂KMJ-1 用量少、润滑性好,加量为1.0% 时即可将欠饱和盐水聚磺钻井液的润滑系数降低85%,加量为1.5% 时即可将泥饼黏附系数降低75% 以上,且能使钻井液的抗磨承压能力提高5 倍以上;对钻井液性能无不良影响;其可以降低钻进时的转盘扭矩,降低起下钻及接单根时钻具的摩阻,降低黏滑比,为该井的快速安全钻井施工提供了有效保障。
新型植物油钻井液润滑剂的研究与应用
祁亚男, 吕振华, 严波, 郭保雨, 孙庆林
2015, 32(3): 39-41. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.03.011
摘要:
以废弃植物油脂为原料,通过将废弃植物油脂与相对分子量较小的醇类进行酯化或者酯交换反应,生成长链的脂肪酸酯,并经过表面活性剂和抗高温处理,制得一种新型植物油钻井液润滑剂。在常温下,6% 膨润土浆中加入1% 该润滑剂后,极压润滑系数可降低85%~88%,黏附系数可降低78%~86%;该润滑剂抗温达140℃,抗盐达10%,荧光级别为3 级,EC50 值在50 000 mg/L 以上,与聚合物、聚磺钻井液的配伍性好。该润滑剂在胜利油田桩23、莱87 区块进行了现场应用,降低了钻井摩阻,缩短了钻井周期。桩23 区块使用该润滑剂后,原油用量减少了一半以上,甚至可完全不用原油,井深3 900 m 的试验井平均建井周期从33.55 d 缩短为29.11 d,缩短了10% 以上;莱87 区块井深为3 100 m 的井,平均建井周期缩短了22.1%,钻井液成本降低了9.8%。废弃植物油的利用,节约了能源,有利于环境保护。
抗高温井下交联固结堵漏技术在塔河油田的应用
陈曾伟, 王悦坚, 李大奇, 刘四海, 林永学
2015, 32(3): 42-46. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.03.012
摘要:
塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞地层埋深超过6 000 m,地层温度可达130℃;由于地层压力亏空严重,建立循环的漏失压差超过10 MPa;缝洞漏层还存在连通性好、地层水矿化度高的特点。针对漏层高温、高压差、高矿化度的特点,提出采用井下交联固结堵漏技术解决深井缝洞的漏失难题。通过室内评价表明,井下交联凝胶材料SF-1 在地层高温、高Ca2+ 环境中可发生交联反应并迅速增稠,黏度在10 000 mPa·s 以上,滞留性强,且抗温达130℃。后续注入的化学固结堵漏材料HDL-1 可与滞留在通道中的SF-1 进一步反应,凝固形成封堵强度在15 MPa 以上的致密封堵塞。该技术在塔河油田TH12179CH 井奥陶系漏层一次堵漏成功,为深井缝洞性恶性漏失提供了一种有效的堵漏方法。
国外Y区S25井堵漏技术
柴金鹏, 邱正松, 刘海鹏, 张景红, 成效华, 郝仕根, 许拥军
2015, 32(3): 47-50. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.03.013
摘要:
国外Y 区HOS 区域南部边缘Pabdeh 地层灰岩裂缝性发育,岩性为低强度白云岩,钻进施工过程中易发生漏失,漏层分布没有规律,漏失层位多且具有连续漏失特点,在漏速对密度敏感的井段难以堵漏,且裂缝性漏失地层的承压堵漏施工困难。针对上述难点,应用DL-A 高温高压堵漏实验仪器,以2 mm 圆孔模板,对不同配方桥堵剂进行了模拟堵漏实验,优选出了适合2 mm 孔隙和裂缝性地层的桥堵剂,提出了该地区上部地层漏失以防为主,防堵结合的技术措施;中部地层采用低密度钻井液钻穿漏层,中下部地层采用随钻堵漏与承压堵漏相结合的钻井液技术,并优化堵漏浆配方以提高地层承压能力,该项技术在S25 井应用中获得了良好的堵漏效果。
库尔德油田SN-2井钻井液技术
邹大鹏
2015, 32(3): 51-54. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.03.014
摘要:
伊拉克库尔德油田是世界上为数不多的未开发大型油田之一,库尔德地质条件十分复杂,储层高含硫化氢,井漏、井塌、卡钻等复杂事故经常出现,导致钻井周期长、施工难度大、钻井成本高的一系列问题。介绍了SN-2 井安全钻进的钻井液技术。该井应用清水钻进技术、井眼净化技术和平衡封堵防塌技术,解决大井眼失返性漏失的问题和窄密度窗口钻进的难题;应用密度达2.2 g/cm3 的欠饱和盐水钻井液体系,解决盐膏层卡钻和硫化氢处理的问题。通过优选各开次钻井液体系和井下复杂处理技术,SN-2 井钻井周期比邻井缩短65 d。
库车山前井防漏固井方法技术研究
李早元, 支亚靓, 邓智中, 郭小阳
2015, 32(3): 55-58. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.03.015
摘要:
由于塔里木油田库车山前地区目的层深、地质条件复杂,导致该地区的井在固井过程中时常发生漏失事故,严重影响固井质量。基于此问题,对整个固井期间产生激动压力的原因进行分析。通过研究钻井液性能、环空间隙、钻具和套管下放速度、排量以及井浆流变性能对激动压力的影响,得出环空间隙越小激动压力越大,建议不得小于20mm;降低钻井液屈服值能减小破坏胶凝结构产生的激动压力;提出了更为合理的套管下放速度计算模型以及提升循环排量频率的概念和控制方法;调整井浆的流变性能可以有效降低施工中产生的摩阻,并依此提出了注替排量的计算模型。现场应用表明,该套防漏固井方法对库车山前地区井的防漏设计有指导意义。
活性稻壳灰对油井水泥性能的影响
李厚铭, 张浩, 符军放, 项先忠, 王永松
2015, 32(3): 59-61. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.03.016
摘要:
以不同煅烧条件得到的稻壳灰样品为考察对象,研究了稻壳灰对油井水泥抗压强度及相关工程性能的影响。研究结果表明:稻壳灰的煅烧条件、掺量、养护温度以及碱激发剂均会对水泥石抗压强度产生影响。在油井水泥中掺入稻壳灰,应优先选择低温稻壳灰,掺量以10% 为佳。配合碱激发剂使用,抗压强度提高更为显著。掺入10% 稻壳灰RHA-1 的水泥浆,工程性能良好,满足施工要求。
改性碳纳米管对水泥石力学性能的影响
严思明, 李省吾, 胡儒丽, 杨圣月, 张红丹, 马自伟
2015, 32(3): 62-64. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.03.017
摘要:
为满足储气库和高压油气井对水泥石力学性能的要求, 优选了改性碳纳米管TNIMH4(—OH) 和TNIMC6(—COOH)。考察了他们对水泥浆综合性能及水泥石力学性能的影响。通过抗压强度实验可知,掺入0.01% 的TNIMH4 能使水泥石强度增加4.32%;掺加0.07% 的TNIMC6 能使水泥石强度增加19.18%,当TNIMC6 与TNIMH4加量相同时,添加TNIMC6 的水泥石强度大于添加TNIMH4 的水泥石强度。通过三轴岩石力学实验可知,添加TNIMC6 的水泥石的三轴抗压强度比空白组增加了41.21%,弹性模量由3 692.5 MPa 增加到4 366.5 MPa。通过扫描电镜观察发现,低加量的碳纳米管能在水泥石中较好地分散,随着碳纳米管含量的增加,碳纳米管在水泥石中开始出现团聚现象,增大了水泥石的不均质性,影响水泥石的强度。
钻井液组分对泥饼抗剪强度的影响
王剑波, 莫军, 熊跃, 马超, 王中武, 顾军
2015, 32(3): 65-69. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.03.018
摘要:
钻井液组分直接影响井内泥饼的成分和性质,并最终影响隔层界面处泥饼的力学性能。为研究钻井液不同组分对泥饼抗剪强度的影响机理,综合运用土的重塑和直剪实验,分别测量膨润土重塑土、膨润土-铁矿粉重塑土、膨润土-石英砂粉重塑土的抗剪强度指标,研究钻井液泥饼中的黏土矿物、加重材料和钻屑3 类固相物质对界面泥饼的抗剪强度影响。结果表明,在一定含水率和压实程度下,随着泥饼中铁矿粉含量的增大,泥饼的内摩擦角和黏聚力均线性减小;当泥饼中石英砂粉质量分数低于10% 时,泥饼的内摩擦角和黏聚力均线性减小;而当泥饼中石英砂粉质量分数高于10% 时, 泥饼的内摩擦角、 黏聚力变化不大;一定范围内, 泥饼中膨润土含量增加有利于提高泥饼黏聚力。
高密度高效冲洗液XM-1
陈大钧, 王雪敏, 吴永胜, 焦利宾, 杨世杰, 张健
2015, 32(3): 70-72. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.03.019
摘要:
由于深井、超深井的井底温度和地层压力高,容易发生油气水窜,导致水泥环的胶结质量较低。在研究多功能冲洗液的基础上,研发了一种高密度高效冲洗液XM-1,以优选出的植物胶X-P 作为悬浮剂,以磁铁矿CTK-1 为加重材料,以矿渣KZ-1 为界面增强剂。对该高密度高效冲洗液进行了性能评价。结果表明,冲洗液XM-1 与油基钻井液相容性高,泥饼清洗率高,与单独用CTK-1 加重的冲洗液相比,界面胶结强度提高了50% 以上;经过含有KZ-1的冲洗液冲洗的界面,微膨水泥在界面可以很好地胶结,即使在微裂缝处也可以生成大量层状物并填充空隙,形成良好的封隔能力,而未加KZ-1 的冲洗液冲洗的界面,界面胶结存在明显的裂缝,而且裂缝中也没有填充物。
大温差低密度水泥浆体系在NP36-3804井的应用
闫宇博, 刘艳军, 韩德勇, 贺兴伟, 常大红, 朱悦, 谢立君
2015, 32(3): 73-75. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.03.020
摘要:
NP36-3804 井是新堡古2 平台的一口开发井,钻井液密度为1.35 g/cm3,完钻井深为4 714 m,要求水泥浆一次性封固至地面,对水泥浆的稳定性和温度敏感性提出了更高的要求。通过实验,优选BXE-600S 作减轻剂,其是一种根据颗粒级配理论配制的具有水化活性的水泥外掺料;用BCJ-310S 作悬浮剂,其由无机材料与有机材料复合得到,其对混灰影响小;用AMPS 多元共聚物BCG-200L 防气窜剂,优选了耐高温、温度加量敏感性小、性能稳定的大温差缓凝剂BCR-260L,开发并使用了1.35 和1.50 g/cm3 的高强度低密度水泥浆体系。实践表明,该水泥浆体系流变性好,无游离液,密度差控制在0.03 g/cm3,API 失水量在50 mL 以内,稠化时间均满足施工要求,具有低温早强和水泥石抗压强度高等性能,能够满足封固生产套管的抗压强度要求。
绒囊暂堵液原缝无损重复压裂技术
郑力会, 翁定为
2015, 32(3): 76-78. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.03.021
摘要:
原缝无损压裂技术是指利用某种封堵材料,暂堵原裂缝,迫使压力向未压裂的地层发展,压裂完成后形成新裂缝且原裂缝的产液能力不受影响。绒囊工作液因其良好的暂堵性能而用于原缝无损压裂技术。室内评价表明,绒囊暂堵液能够增加人造岩心裂缝的流动阻力至25 MPa,封堵渗透率为17.5×10-3、163.9×10-3 μm2 的人造岩心后,地层原油渗透率0.7 h 恢复90.9% 和0.6 h 恢复84.7%。LH1 井现场先用绒囊暂堵液封堵地层,停泵压力稳定在22.0 MPa且10 min 不降。重复压裂后60 d 平均油井日产液量和日产油量比未压裂前30 d 分别上升48.7% 和119.2%,平均含水率下降了7.5%。表明绒囊暂堵液封堵性好,且对地层无伤害,可在提高单井产液量的同时降低含水率。
油酸酰胺丙基二甲基氧化胺压裂液稠化剂的性能研究
卢敏晖, 王钧, 虞建业
2015, 32(3): 79-80,85. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.03.022
摘要:
油酸在170℃、NaOH 催化剂条件下与二甲氨基丙胺缩合生成中间体,在55℃条件下与30% 过氧化氢氧化生成油酸酰胺丙基二甲基氧化胺,总转化率为97%。使用质量分数为1.5%~3% 的油酸酰胺丙基二甲基氧化胺及助剂配制的清洁压裂液,在170 s-1、80℃条件下剪切1 h,黏度在50~150 mPa·s 之间;使用质量分数为3% 的清洁压裂液在170 s-1、100℃下剪切1 h,黏度达到30 mPa·s。由于氮氧键之间为配位共价键,具有较大的偶极矩,极性大,增稠能力强。利用裂缝导流实验装置,分别通10 PV 2% 油酸酰胺丙基二甲基氧化胺清洁压裂液及羟丙基瓜胶压裂液破胶液,它们对裂缝导流能力的伤害率分别为13% 和90%,清洁压裂液对裂缝导流能力伤害小。清洁压裂液与煤油按质量比为10:1 混合,在40℃破胶0.5 h,破胶液黏度为2.71 mPa·s,破胶彻底。
压裂返排液循环再利用影响因素
吴新民, 赵建平, 陈亚联, 高燕, 赵攀
2015, 32(3): 81-85. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.03.023
摘要:
压裂返排液为油田主要污染物之一,将压裂返排液处理后再用于配制压裂液,对油田环境保护和节约成本都具有重要意义。以长庆油田某水平井现场压裂返排液为研究对象,分析了不同时段压裂返排液的组成性质,研究了压裂返排液中无机离子、固体颗粒和残余添加剂对循环利用的影响,并提出了相应的消除方法。研究结果表明:长庆油田某水平井现场压裂返排液中Ca2+、Mg2+ 含量低,不影响重复配液;Fe2+、Fe3+ 和固相颗粒含量高,通过"氧化-絮凝沉降-过滤"可有效降低;残余交联剂使得重复配制压裂液基液黏度过高,可通过三乙醇胺与葡萄糖按1:9 比例复配进行有效掩蔽;残余破胶剂影响重复配制的压裂液耐温性能,建议现场适量使用破胶剂。因此,压裂返排液通过除铁、除固相颗粒、掩蔽残余交联剂处理后可实现循环再利用。
无盐耐高温黏弹性表面活性剂LQ-FJ压裂液性能
金雷平, 方波, 卢拥军, 邱晓惠, 刘玉婷, 田萌, 杨沫
2015, 32(3): 86-89. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.03.024
摘要:
研究了由两性表面活性剂LQ-FJ 在不同浓度下形成的清洁压裂液及其性能。结果表明,两性表面活性剂LQ-FJ 在水中4 min 可均匀溶解、自增稠为黏弹性清洁压裂液;当LQ-FJ 浓度达2% 时无需反离子盐即可形成耐温达110℃的清洁压裂液。黏温曲线表明,2%LQ-FJ 体系具有热增稠和热变稀特性。流变特性研究表明,2%LQ-FJ 体系具有温度滞后环和剪切触变性,流动曲线可用共转Jeffreys 本构方程表征。破胶实验表明,煤油、阴离子表面活性剂J1均可作为2%LQ-FJ 体系的破胶剂,室温下破胶液黏度均小于1.5 mPa·s。
滑溜水压裂液体系高温高压动态减阻评价系统
余维初, 丁飞, 吴军
2015, 32(3): 90-92. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.03.025
摘要:
滑溜水压裂液体系是针对页岩气储层改造而发展起来的一种新的压裂液体系,减阻剂是滑溜水体系中的最关键助剂,其研究与应用日益增加。为了定量评价减阻剂的减阻效果,室内需要有效的模拟评价实验仪器,但目前的评价装置都无法模拟高温高压的储层条件。JHJZ-I 高温高压动态减阻评价系统,就是为真实全面地评价各种储层条件下减阻剂的减阻效果而研制出的评价装置。该评价系统能在高温高压下对减阻剂的减阻效果进行评价。通过测算减阻剂的减阻率,从而优选出满足各种储层条件下的减阻剂。该评价系统功能强、效率和自动化程度高,可模拟高温高压条件下管道流体在不同剪切速率下流变性的研究,对减阻剂的研究和生产具有指导意义。
经验交流
徐闻区块复合有机盐钻井液技术
吴再绪, 王亚宁, 郑和, 顾克江
2015, 32(3): 93-95. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.03.026
摘要:
徐闻区块位于北部湾盆地,由涠西南凹陷、乌石凹陷、迈陈凹陷、福山凹陷和雷东凹陷组成。该地区下部地层岩性以微裂隙发育的硬脆性泥页岩为主,坍塌压力系数较大,易发生井壁坍塌,导致钻井过程中井下复杂、事故频繁发生。针对以上地层特点,在该区块积极推广应用了复合有机盐钻井液体系。现场应用表明,该体系具有很强的抑制性和防塌能力。推广应用的3 口井与同区块的邻井相比,机械钻速提高了44%,平均钻井周期缩短了近26 d,复杂事故时效大幅度降低,平均井径扩大率减小了50%。说明徐闻区块流沙港组地层的井壁失稳问题得到了明显改善,电测成功率也大幅提高,很好地满足了该区块钻井施工的需要。
川中地区上部地层钻井液增速技术
覃勇, 黄平, 万伟
2015, 32(3): 96-98. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.03.027
摘要:
将单项技术进行集成应用,以目前常用的钾聚磺钻井液技术为基础,采用硅基防塌技术和防泥包技术,解放钻井液密度,形成一套适用于川中地区的增速钻井液体系。室内研究表明,该钻井液体系具有较强的抗盐污染及防泥包能力;增速钻井液岩屑滚动回收率高达95.0%,岩心膨胀降低率高达96.8%,均优于聚合物钻井液和聚磺钻井液,仅次于油基钻井液,说明该钻井液具有较强的防塌能力。现场应用中,通过对比川中地区井身结构、钻井工艺措施一致的井,采用该钻井液体系钻进的井机械钻速平均提高48.66%、划眼时率平均降低74.97%、井径扩大率平均降低18.14%, 达到了提高钻头破岩效率、提高机械钻速、降低复杂事故率的目的,具有很好的现场应用前景。
苏里格气田钻井液回收再利用技术
张祥, 赵凤臣, 曹晓晖, 韦用红, 徐徉
2015, 32(3): 99-102. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.03.028
摘要:
苏里格气田地质施工条件满足钻井液工艺共通性,符合钻井液回收再利用工艺,分析了可再利用的GWSSL 钻井液体系特点。采用现场3 口井水平段不同时期钻井液取样以及实验室新配浆,结合现场施工周期特点,评价了钻井液在储备15 d 过程中的性能变化情况。结果表明,完钻钻井液若处理剂使用量充足,维护处理到位,在15d 的储存、倒运、再利用预设周期内,钻井液常规性能与完钻时基本保持一致,可利用成分所占比例高,且即使流变性出现变化,滤失量及膨润土含量在合理范围内,可用于稀释配浆改型。预计回收再利用1 m3 完钻钻井液,理论上可减少成本约300 元。钻井液回收再利用技术需配合使用好固控设备,保证完钻钻井液的品质,并配合KPAM 等抑制性絮凝剂的改型、维护,否则低密度固相的污染将影响钻井液性能的可控,甚至导致井下复杂。