钻井液与完井液

摘要:
设计并研制了蓄能液气泡钻井液流变性能测试装置,该装置能模拟井下100 ℃、20 MPa 环境,建立了高温(100 ℃)、高压(20 MPa)条件下蓄能液气泡钻井液流变性能的评价方法。研究表明,研制的蓄能液气泡钻井液表现出良好的剪切稀释特性,携屑能力强;泡沫质量对蓄能液气泡钻井液的流变性能影响很大;由于蓄能液气泡钻井液抗压能力强,因此压力对其流变性影响不大;温度对体系的流变性能是通过影响液相黏度来实现的;气体类型对蓄能液气泡的流变性能影响不大;此外,现场应用时可通过改变发泡剂加量(影响泡沫质量)和搅拌速率(影响泡沫粒径)来调节体系的流变性能。

抗260℃超高温水基钻井液体系

张丽君, 王旭, 胡小燕, 张滨, 李彬, 王中华

2015, 32(4): 5-8. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.04.002

摘要(900) PDF (602KB)(454)

摘要:
通过引入抗高温降滤失剂MP488、高温流型调节剂CGW-6,使超高温钻井液流变性得到控制,通过采用抗盐高温高压降滤失剂HTASP-C,使超高温钻井液高温高压滤失量得到有效控制,形成了抗温达260 ℃、密度为2.35g/cm³ 的淡水钻井液配方,并对其进行了抗温机理分析和性能评价。结果表明,该淡水钻井液抗NaCl 污染可达饱和,页岩滚动回收率达94.1%,抗钻屑、膨润土污染能力强,具有良好的沉降稳定性,在密度为2.0～2.5 g/cm³ 时表现出较好的适应性,能够满足钻井液抗温260 ℃性能要求。

辽河油田油页岩地层全油基钻井液技术

李建成, 钱志伟, 杜兴国, 关键, 郭林昊, 匡绪兵

2015, 32(4): 9-12. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.04.003

摘要(755) PDF (697KB)(351)

摘要:
沈平1 井是辽河油田第1 口油页岩和泥质白云岩互层为目的层的预探水平井。由于油页岩地层的特殊性,井壁失稳现象突出,油层段轨迹控制难,安全环保工作敏感,钻井时效难以提高。在处理剂研发的基础上形成了适用于沈平1 井的抗温达150 ℃、密度为1.55 g/cm³ 的全油基钻井液体系。现场应用结果表明:该套全油基钻井液体系综合性能优良,具有良好的流变性、抑制性、封堵性、抗污染性、润滑性及高温稳定性,能够控制油页岩水化膨胀,解决井壁失稳的难题。与同类型井相比,沈平1 井机械钻速提高1.6 倍,生产时效提高30%。

XAN-YZ页岩稳定剂实验研究

杨振杰, 武星星, 王晓军, 许波, 臧少刚, 吴梦婕

2015, 32(4): 13-16. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.04.004

摘要(843) PDF (3862KB)(269)

摘要:
为提高页岩气钻井的井壁稳定性和承压强度,开发了页岩气水基钻井液体系,研究了XAN-YZ 页岩稳定剂对不同钻井液体系流变性能、抑制性能和封堵性能的影响规律,同时开展了XAN-YZ 页岩稳定剂对页岩微裂缝/层理愈合修复性能和作用机理的探索实验。实验结果表明,XAN-YZ 页岩稳定剂加入聚磺钻井液体系后,能够改善钻井液的剪切稀释性能,对钻井液的滤失性能影响不大;在聚磺钻井液体系中加入2%XAN-YZ 页岩稳定剂后,页岩膨胀率下降40%,滚动回收率提高16%,封堵承压强度由2 MPa 提高到5 MPa 以上。XAN-YZ 页岩稳定剂通过化学反应在页岩微裂缝和层理中生成水化产物,形成致密的防水屏蔽层,迅速愈合修复页岩的微裂缝和孔隙,使滤液在页岩中的穿透压力由2 MPa 提高到15 MPa 以上。XAN-YZ 页岩稳定剂在聚磺钻井液体系中的最佳加量是2%。XAN-YZ 页岩稳定剂及其作用机理的研究为页岩气水基钻井液体系的研究提供了一个新的技术思路和手段。

新型井壁稳定剂DLF-50的研制与应用

林常茂, 张永青, 刘超, 王志明, 商鹏辉, 陈祖红, 刘建广, 熊亚萍

2015, 32(4): 17-20. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.04.005

摘要(780) PDF (653KB)(351)

摘要:
冀中地区第三系油藏东营组与沙河街组地层微裂缝和层理发育良好,硬脆性较强,易剥落掉块,现用防塌剂已不能满足钻井要求。通过以下反应,研制出一种新型井壁稳定剂DLF-50 :首先利用分子修饰原理在磺化酚醛树脂分子上引入AMPS、阴离子单体甲基丙烯酸MAA、非离子单体DMAM(N-二甲基丙烯酰胺)和某阳离子单体进行缩合共聚,形成四元共聚物降滤失剂C-P-SMP;然后将其与纳米改性沥青混配,并添加一定量的分散剂,形成该产品。性能评价结果表明,该产品兼具物理和化学双重作用,热稳定性好,在150 ℃时仍有显著的降滤失效果;同时纳米改性沥青显著提高了泥饼强度和泥饼质量,初始软化温度为 80～95 ℃,最佳使用温度为80～120 ℃。泽10-108x 和宁93x 井试验应用加有该处理剂的钻井液后,井眼畅通,井径规则,起下钻无阻卡,无井塌和掉块现象发生,长裸眼条件下井壁稳定。

几种新型抗高温降滤失剂对钻井液粒度分布的影响

蒲亮春, 邓明毅, 李洪明, 苏俊霖

2015, 32(4): 21-24. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.04.006

摘要(866) PDF (15503KB)(286)

摘要:
降滤失剂作用机理的研究对高温深井钻井液的应用有着指导性的意义,对照传统钻井液降滤失剂综合评价3 种新型抗高温降滤失剂Redul-200、JNJS-220 以及CPF 的性能。3 种新型降滤失剂较传统降滤失剂SMP-1、SMP-2、SMP-3、PSC-2 及SPNH 有着良好的降滤失性能和流变性。通过分析钻井液体系的粒度分布来研究这3 种新型降滤失剂的作用机理。降滤失剂Redul-200 是一种聚合物和惰性固相颗粒的混合物,降滤失剂JNJS-220 中含有亚微米级固相颗粒,降滤失剂CPF 拓宽了钻井液固相颗粒粒径分布范围(亚微米级～100 微米级)。通过在2 口风险探井施工中的应用,这3 种新型降滤失剂有效地控制了滤失量,保证盲区地层施工顺利进行。

微裂缝封堵护壁材料FPS的制备及性能研究

李晓岚, 苏雪霞, 郑志军, 郭鹏, 孙举

2015, 32(4): 25-27. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.04.007

摘要(792) PDF (4561KB)(277)

摘要:
以废聚苯乙烯泡沫、甲基丙烯酸丁酯、丙烯酰胺为单体和原料,在一定条件下采用乳液聚合法合成出微裂缝封堵用胶乳护壁材料,该封堵材料粒径分布在0.1～10 μm 之间,热稳定性良好,抗温可达180 ℃。钻井液性能评价表明,加入2.0% 胶乳护壁材料的钻井液泥饼质量得到很大改善,淡水钻井液API 滤失量由45 mL 降低至13.6 mL,聚磺钾盐钻井液高温高压滤失量由12 mL 降低至4 mL;该护壁材料尺寸与微裂缝匹配良好,易在压差作用下在近井地带迅速黏结成膜,封堵效果优于现场用磺化沥青类材料。

络合铝化学封堵剂PF-ChemSeal评价与现场应用

孙强, 胡进军, 张兴来, 夏小春, 李国钊, 耿铁

2015, 32(4): 28-31. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.04.008

摘要(774) PDF (3496KB)(294)

摘要:
探讨了络合铝作为化学封堵材料的化学基础和化学封堵原理, 并对络合铝化学封堵剂PF-ChemSeal 进行了室内评价。SEM电镜扫描实验结果显示,PF-ChemSeal 可以对页岩孔喉和微裂缝进行有效封堵,能够在页岩表面和近井壁形成致密的铝络合物沉淀层。动态页岩孔隙压力传递实验结果显示,使用PF-ChemSeal 后页岩的半透膜效率提高率达到80%以上,作用效果接近于油基钻井液。氟离子浓度测量实验可以实时监测PF-ChemSeal 在钻井液体系中的含量,为现场作业提供可靠的化学封堵剂浓度数据。渤海CFD 区块现场使用结果显示,PF-ChemSeal 与水基钻井液体系配伍性好,泥页岩井段井壁稳定,井径规则。PF-ChemSeal 减少了泥页岩孔隙压力传递效应,能满足页岩复杂地层井壁稳定要求。

气体钻井井眼干燥技术及携水模拟装置的研制

侯杰, 刘永贵, 李海

2015, 32(4): 32-36. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.04.009

摘要(659) PDF (5864KB)(254)

摘要:
气体钻井过程中因地层出水引起的井壁失稳等技术难题,严重制约了该技术的推广应用。为解决这一难题,将合成的超吸水材料用于携带地层出水,并根据计算模型预测的出水量确定超吸水材料加量,携水工艺模拟装置可以确定超吸水材料适用的出水范围。实验结果表明,计算模型能对地层出水进行准确预测;合成的超吸水材料饱和吸水倍数为825 倍、在5 min 内吸水达到656 倍、在矿化度为1 000 mg/L 的水中最小吸水倍数为120 倍、在pH 值为6～11区间内的吸水倍数都大于600 倍,在较高温度和压力下,保水率仍大于80%,能够满足大庆地层出水条件下气体钻井的携水要求。对吸水材料回收后,其饱和吸水倍数为700 倍,可以重复利用;模拟装置能对不同出水量的携水工艺进行有效模拟,解决了以往模拟装置体积大、操作难等问题。研究结果表明,将超吸水材料应用于出水地层的气体钻井,为保持井眼干燥、扩大气体钻井应用范围提供了新的解决方向和技术思路。

泥饼可液化处理的UltraFLO钻井完井液

韦红术, 张俊斌, 张伟国, 林海春, 魏裕森, 许明标

2015, 32(4): 37-39,44. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.04.010

摘要(778) PDF (1434KB)(349)

摘要:
在分析传统无固相钻井完井液体系利弊的基础上,研制出了全部材料可液化的无黏土相钻井完井液体系——UltraFLO 钻井完井液。该体系在配合简易隐形酸完井液完井时能够将泥饼全部液化,并且该体系抗温140 ℃;具有较好的抑制性、润滑性、抗污染性(15% 钻屑);具有较好的储层保护效果,即使在直接返排的情况下,其渗透率恢复值也能够达到89%,在经过简易隐形酸完井液完井后,渗透率恢复值提高到了96%,这说明简易隐形酸能够进一步解除伤害,保护储层。室内研究和现场实践证明,UltraFLO 钻井完井液体系简化了施工工艺,节省作业时间,具有较好的储层保护效果,现场应用3 口井产量均超预期,应用效果较好。

解除低渗砂岩气层钻井液伤害的洗井液研究与应用

董宏伟, 贾俊, 凡帆, 郝超, 陈龙, 许建生

2015, 32(4): 40-44. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.04.011

摘要(779) PDF (3498KB)(267)

摘要:
钻井液对低渗砂岩气藏的伤害主要来自钻井液滤液,滤液产生的伤害主要为水锁,同时也有水敏膨胀及高分子聚合物在孔隙内壁的吸附滞留作用以及少量的固相微粒进入形成堵塞,导致产量降低。针对这一问题,主要从改变储层表面性质着手,研制出了洗井液NDF-1。该洗井液使低渗砂岩气藏由强亲水变为弱亲水,消除储层毛细管压力,溶解进入的部分固相,拆散堵塞,从而提高气驱水效率。室内实验表明,洗井液NDF-1 可以使现场DIF 伤害后岩心渗透率恢复率得到明显提高,平均恢复率提高率达到133.45%。在CB3-3 井进行了现场试验,通过试气结果表明,单井产量提高率达到35.71%。

抑垢型无固相修井液的研究与应用

吕选鹏, 何风华, 刘德正, 张建华, 张伟辉

2015, 32(4): 45-47. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.04.012

摘要(662) PDF (558KB)(371)

摘要:
为解决氯化钙型修井液与碳酸氢钠型地层水结垢的问题,通过对抑垢剂、缓蚀助排剂、防膨剂、加重剂等外加剂的研究与优选,研制出以氯化钙液体为基液、密度为1.20～1.55 g/cm³ 的BH-1 抑垢型无固相修井液产品。经室内评价证实,该产品与碳酸氢钠型地层水配伍,对黏土矿物防膨率达97%,对油管钢的腐蚀速率与淡水相当,表面张力比淡水低43.8%,凝固点在-10～-55 ℃之间,与原油配伍,适用于硫酸钠、碳酸氢钠、氯化钙、氯化镁4 种类型地层水的油气水井压井作业。产品在库5-10 井等现场应用4 井次,均获得成功,显示出BH-1 抑垢型无固相修井液具有良好的应用前景。

API“两点”法求解流变参数的精确算法

袁彬, 杨远光

2015, 32(4): 48-50. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.04.013

摘要(645) PDF (6183KB)(290)

摘要:
API 推荐的“两点”法求取的流变参数误差较大,导致钻完井的水力计算与现场实际相差较大。为此,基于API“两点”法求流变参数的原理,结合管壁处流体剪切速率的预测计算公式,提出了API“两点”法的精确算法。用A、B 两种不同类型的钻井液,在圆管和环空中的层流流动实验数据,对该精确算法的准确性进行验证。结果表明:用精确算法求取的流变参数计算层流压降比用API 推荐方法更加精确。例如,用精确算法求取钻井液A、B 的宾汉模式流变参数, 计算在圆管中层流压降的平均相对误差,与API“两点”法相比,分别降低17.61% 和40.19%。

超高温超高密度防气窜水泥浆

张玉平, 杨远光, 宋元洪, 杨海涛, 和建勇, 贺兴伟

2015, 32(4): 51-54. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.04.014

摘要(752) PDF (7389KB)(246)

摘要:
针对超高温超高密度水泥浆设计中难于协调的超高密度与高强度、良好流动性与浆体稳定性的矛盾问题,利用粒度级配原理建立了以水泥为水化胶凝材料和颗粒表面存在吸附水化膜的三级颗粒紧密堆积粒度级配新模型,并应用该模型通过室内优化和添加剂优选实验,实现了以还原铁粉和铁矿粉加重、硅粉热稳定和微硅充填的双三级颗粒级配的组配加重,进行超高密度水泥浆的实验优化。开发出了抗温达200 ℃,密度达2.82 g/cm³ 的超高密度防气窜水泥浆体系。室内评价结果表明,该体系综合性能协调良好,防气窜能力强,说明所建立的三级颗粒级配新模型和应用该模型采用双三级颗粒级配进行超过密度水泥浆实验设计的可靠性和实用性。

新型抗高温粉煤灰低密度水泥浆

徐伟祥, 王成文, 刘巍, 李斐, 孟凡昌

2015, 32(4): 55-58. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.04.015

摘要(651) PDF (2938KB)(276)

摘要:
针对目前粉煤灰低密度水泥浆体系高温下沉降稳定性差及顶部水泥石抗压强度发展缓慢等问题,测试了在中高温条件下粉煤灰、微硅类稳定剂加量对水泥石强度的影响,实验发现微硅类稳定剂在高温条件下(≥125 ℃)会阻止粉煤灰水泥浆抗压强度正常发展。通过研究出一种新型高温增强剂,保证了粉煤灰低密度水泥浆体系的高温稳定性,并解决了目前粉煤灰低密度水泥浆体系存在的高温强度发展异常、强度很低等问题,最后开发出一套密度为1.50～1.60 g/cm³ 的粉煤灰低密度水泥浆体系。该体系具有沉降稳定性好、API 失水量小、稠化时间可调等性能,水泥石抗压强度较高且顶部抗压强度发展良好,130 ℃下静胶凝强度的过渡时间为18 min,能够满足85～130 ℃的大温差高温固井。

海上增韧防窜固井水泥浆体系研究及应用

张海山, 王永松, 宫吉泽, 赵军, 张敬涛

2015, 32(4): 59-62. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.04.016

摘要(782) PDF (4861KB)(270)

摘要:
针对海上高压低孔渗油气田固井注水泥候凝时气窜、储层压裂后水泥环破裂等问题,经数值模拟分析压裂作业所需水泥石的性能参数,通过加入胶乳、纤维和膨胀剂等材料,降低弹性模量,增加抗拉强度,达到防收缩防产生间隙的目的,研制了海上增韧防窜固井水泥浆体系。室内评价结果表明,该水泥浆体系的密度为1.65～1.85 g/cm³,API 失水量小于50 mL;稠化时间在3～6 h 可调;游离液为0,具有良好的施工性能,满足作业要求。水泥石24 h 抗压强度大于14 MPa;杨氏模量为3～5 GPa;泊松比为0.13～0.20,满足了压裂对水泥石韧性的要求。该体系弹性模量较常规水泥石降低了约50%,抗拉强度提高了10% 左右,增韧防窜性能优良。该体系在东海多口井现场应用,固井质量优良,满足了防气窜和压裂作业的需要。

长庆陕224区块储气库井大尺寸套管固井技术

艾磊, 刘子帅, 张华, 李治, 于晓明

2015, 32(4): 63-66. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.04.017

摘要(779) PDF (2134KB)(291)

摘要:
长庆陕224 区块地层不稳定,本溪组泥岩段及煤层易出现坍塌,钻井液密度高,接近1.60 g/cm³,技术套管均采用φ244.5 mm 大尺寸尾管固井,环空间隙大,冲洗顶替困难,影响水泥石胶结质量。同时储气库井单井注采气量大,工作压力高,长期的注采交变应力作用于水泥环,水泥环的密封完整性不易保证,易出现环空窜流、带压等问题。为此,开发优化了高密度高效冲洗隔离液体系以及韧性水泥浆体系。并在陕224 区块靖平22-4-2 井φ244.5 mm尾管固井中得到成功应用,固井质量合格率为95.46%,优质率为79.05%,后期注采施工顺利。

不同酸对水泥石表面的刻蚀作用

陈光, 韩瑞连, 刘秀军, 张文文, 和建勇, 张玉平

2015, 32(4): 67-69. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.04.018

摘要(612) PDF (1955KB)(337)

摘要:
酸类物质对水泥有强的腐蚀作用,不同酸在水泥内部作用机理不同。以盐酸、氢氟酸为主要试剂,通过静态浸泡实验探究各酸剂对硬化水泥石的溶解分散效果,利用扫描电镜、偏光显微镜、X 射线能谱仪等测试方法对不同酸刻蚀后的水泥石表面进行界面组成与结构分析,探究其表面刻蚀的变化规律,进而分析不同酸清洗水泥沉积垢层的清洗机理,为清洗工艺的优化提供理论依据。结果表明,盐酸中水泥残余物主要为SiO₂,氢氟酸中残余物主要为CaF₂;氢氟酸对水泥中球状分散颗粒的分解作用明显,能破坏水泥间的胶黏性,使其产生晶体缺陷,有助于水泥石的分解。这一研究结果对指导清洗剂配制,快速清除固井中残存在容器、管道中的固化水泥有重要意义。

巨厚强非均质性砂岩储层酸化技术

何春明, 刘国华, 李凝, 吴军

2015, 32(4): 70-74. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.04.019

摘要(661) PDF (6076KB)(259)

摘要:
以最大程度解堵、最小程度对岩心破坏、最优化酸液置放为目标对巨厚强非均质性砂岩储层酸液体系和酸化工艺进行了探索。采用钻井液伤害实验与酸化解堵实验相结合、长岩心实验与短岩心实验相结合,宏观测试与微观分析相结合的思路。进行研究结果表明,对于泥质含量高、胶结疏松的储层可适当增加前置酸浓度(HCl 浓度增加到15%),同时降低主体酸HF 浓度(降低到1%)。岩心切片结合电镜扫描分析确定伤害深度和解堵半径,为用酸规模优化提供依据。对于巨厚的孔隙型储层,可以通过封隔器分隔+ 变密度射孔+ 转向酸的组合模式实现储层均匀改造,而对于裂缝发育段应该坚持“大排量、大液量、高泵压”的改造模式以实现储层深度解堵。

页岩储层压裂减阻剂减阻机理研究

王海燕, 邱晓惠, 翟文

2015, 32(4): 75-77. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.04.020

摘要(676) PDF (5894KB)(287)

摘要:
选择6 种不同类型的减阻剂,通过研究不同浓度减阻剂的黏度和减阻效果,分析了减阻剂类型、分子量、分子结构、离子性能和浓度对其减阻性能的影响,并对减阻剂减阻机理进行了探索性研究。结果表明,减阻剂水溶液属于幂率流体,在一定流量范围内减阻率随着浓度的提高而提高;其水溶液黏度、离子特征和减阻率没有明显的联系,分子量在100 万以上的减阻率在相同浓度下,减阻率趋于一致;影响减阻剂减阻性能的主要因素是减阻剂的分子结构。得出低分子量的长链结构的减阻剂和具有支链的长链结构的减阻剂以及具有柔顺、螺旋型分子链结构的减阻剂减阻性能更稳定;带支链的长链结构的减阻剂,在水中速溶,在较广泛的雷诺数范围内可得到理想的减阻率,具有较小的分子量,容易分解,对储层伤害小,此类减阻剂适合作页岩气储层大规模滑溜水压裂液的添加剂。

连续混配用液态瓜胶的研究与应用

刘金松, 王丽, 陈得裕, 高岑, 秦诗涛, 陈巧

2015, 32(4): 78-80. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.04.021

摘要(592) PDF (3590KB)(277)

摘要:
连续混配压裂施工工艺的运用越来越多,而满足其施工的增稠剂需具备溶胀时间短和容易计量的特点,因此通过对悬浮剂、表面活性剂和触变剂进行优选,确定悬浮剂为矿物油,表面活性剂为OP-10,触变剂为乙醇,开发出了液态瓜胶。结果表明,该液态瓜胶能够节约成本,减少残液的污染;具有良好的分散性,速溶性,能精确计量,能够实现连续混配压裂工艺;在3 min 以内黏度释放率能达到80% 以上,分散性好,无鱼眼。在苏里格地区的苏76-X井进行现场试验,取得良好应用效果。

非交联植物胶XG-1压裂液技术

邬国栋, 阿不都维力·阿不力米提, 杨建强, 董景锋, 怡宝安

2015, 32(4): 81-83,87. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.04.022

摘要(793) PDF (4408KB)(264)

摘要:
基于黄原胶XG 在水溶液中形成棒状双螺旋结构聚合体,研制了非交联型植物胶XG-1 压裂液,并给出了压裂液配方。研究结果表明,XG-1 稠化剂用量为0.5% 时,压裂液表观黏度超过70 mPa·s,其表观黏度随着温度升高而降低,50～100 ℃时体系表观黏度大于40 mPa·s,pH 值在2～12 时表观黏度均保持在60 mPa·s 左右,分别采用氯化钾、氯化钙盐水配制压裂液,20% 氯化钾、20% 氯化钙溶液配制的压裂液表观黏度均大于40 mPa·s,体系具有良好的耐盐性能;压裂液黏度大于40 mPa·s 时,支撑剂沉降速度大于0.014 mm/s,破胶液黏度大于5 mPa·s,表界面张力与瓜胶压裂液类似,增稠剂浓度为0.5% 的压裂液破胶残渣含量为90 mg/L,远低于同浓度瓜胶压裂液残渣含量,现场应用效果良好。该压裂液可用于中低渗、天然裂缝不发育储层的压裂改造。

不同因素对微生物多糖溶液黏度的影响

何静, 王满学, 李世强, 刘超, 周普

2015, 32(4): 84-87. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.04.023

摘要(1265) PDF (6206KB)(401)

摘要:
威兰胶是由产碱杆菌以碳水化合物为主要原料,经发酵产生的高分子可溶性胞外杂多糖。研究了微生物多糖威兰胶的结构和流变特性,分别考察了加量、放置时间、剪切速率、剪切时间、温度、矿化度及pH 值等因素对微生物多糖威兰胶黏度的影响。结果表明,微生物多糖威兰胶水溶性好,溶液的黏度随着浓度的升高而增加;随着剪切速率增加,威兰胶水溶液的表观黏度逐渐降低,剪切应力逐渐升高,表现为典型的高假塑性流体特性,而且在低剪切速率下具有很高的黏度;瓜尔胶在中性环境中保持稳定,在酸性和碱性溶液中黏度急剧降低,而威兰胶溶液在为2～12的pH 值范围内,黏度基本保持稳定,具有良好的酸碱稳定性;耐温性能与瓜胶相比呈现优良的优越性;高价离子的增加,并没有影响到威兰胶在溶液中的缔合网络结构,其可成为一种新型压裂液增稠剂。

新型螺旋除砂器的设计与应用研究

陈雷雷, 韩成才, 张高媛, 陈刚, 陈星晨, 邢建峰

2015, 32(4): 88-91. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.04.024

摘要(624) PDF (3032KB)(312)

摘要:
目前油田使用的常规固-液分离设备无法对高含砂、大流量的砂-液混合物进行高效分离,为此设计了一种新型分离设备——螺旋除砂器。依据工程流体力学中的伯努利方程建立了螺旋除砂器相关结构参数的数学模型,利用MATLAB 软件对模型中的数据进行分析处理,确定其最优结构参数;根据具体结构尺寸,建立三维模型,利用FLUENT 流体仿真软件对其内部流场进行仿真分析。对比分析理论计算值与模拟仿真值,发现2 者之间偏差较小,进一步证明了螺旋除砂器结构设计的合理性。螺旋除砂器内部流场的仿真模拟,验证了螺旋除砂器对固-液两相混合物分离的可实现性,并为螺旋除砂器实际的设计制造提供了理论依据。

东北油气田压裂液返排液重复利用技术

刘立宏, 陈江明, 刘通义, 赵众从, 戴秀兰

2015, 32(4): 92-95. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.04.025

摘要(811) PDF (2358KB)(364)

摘要:
针对压裂液返排液量大,净化处理成本高,对环境污染严重的问题,对东北油气田压裂液返排液重复利用进行了研究。设计并研发了移动式污水处理装置,通过该装置制取了清洁压裂液和瓜胶压裂液2 种返排液的处理液。用Master sizer 2000 激光粒度仪对处理液进行分析,结果表明,处理液中的固相颗粒去除率达到99% 以上。对处理液进行了水质分析,结果表明2 种处理液中仍含有大量的Ca²⁺、Mg²⁺ 等离子,北201 井处理液中还存在难去除的硼酸根离子,这使得配制的HPG 基液提前交联,形成冻胶;北201 井中高浓度的Ca²⁺、Mg²⁺ 使得CMG 稠化剂不能溶胀起黏。通过对不同添加剂的优选和用量优化,确定了利用处理液配制BCG-1 非交联缔合型压裂液的最佳配方:0.5% 稠化剂BCG-l+0.2% 阻垢剂B-43+0.3% 金属离子螯合剂BCG-5+0.1% 高温稳定剂B-13+0.4% 黏度增效剂B-55。性能评价表明:2 种处理液配制的压裂液在120 ℃、170 s^-1 下剪切120 min 液体黏度均能达到30 mPa·s 以上,耐温耐剪切性好;落球沉降速度小于0.324 mm·s^-1,携砂性好;破胶彻底,破胶液黏度小于5 mPa·s,残渣含量低于30 mg/L。

专论

微乳液型油基钻井液冲洗液作用机理及研究进展

王辉, 刘潇冰, 耿铁, 李怀科, 孙德军

2015, 32(4): 96-100. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.04.026

摘要(895) PDF (2151KB)(302)

摘要:
微乳液是由油、水、表面活性剂自发形成的各向同性的热力学稳定体系,其能显著降低液固界面的界面张力且增溶能力强,其在固井冲洗液中已经有了广泛的应用。从分子水平上介绍了微乳液体系的相行为,研究了微乳液清除油污的机理,为其现场应用提供理论指导。

经验交流

文23-6J救援井挤水泥技术

刘明峰, 熊腊生, 赵福祥, 钟福海, 蒋世伟, 张宇, 李振选, 李欢

2015, 32(4): 101-103. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2015.04.027

摘要(717) PDF (776KB)(347)

摘要:
文23-6J 救援井是华北油田引进英国科学钻井公司(SDI)磁性距离修正技术,对文23-6X 井进行封堵的一口救援井,如果文23-6X 井封堵成功,就能在文23 气藏建一个有效库容7.93×10⁸ m³、工作气量3.9×10⁸ m³ 的储气库。文23-6X 井是2005 年的事故井,井内有近2 300 m 落鱼,由于长期的浸泡井下情况复杂,虽然SDI 的技术先进,到井深2 588 m 后,因没有了落鱼,失去了磁性测量目标,仅在钻井过程中5 次与文23-6X 井相交汇,没有实现全部贯通,在交汇处分8 次注73 m³ 水泥浆进行封堵。为确保文23-6x 井的封堵效果,在救援井下套管固井后,第一次选用了定向定面复合射孔技术,应用超细水泥浆体系,对34# 和29# 砂层进行射孔挤水泥,经过负压37.84 MPa 地层测试封堵效果良好,达到了储气库建设标准要求。

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

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