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2019年  第36卷  第6期

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2019, 36(6).
摘要:
专论
钻井过程中岩屑运移模型研究进展
刘成文, 李兆敏
2019, 36(6): 663-671. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.06.001
摘要:
随着斜井和水平井数量的不断增加,井眼清洁已成为钻井的关键技术和难题之一。在过去的60多年里,人们对钻井过程中的岩屑运移问题进行了大量的实验和理论研究,对这一课题有了较多的认识,建立了一些模型,为实际钻井过程中水力参数设计提供了有效的依据。本文对描述岩屑运移规律的经验模型和分层理论模型进行了系统的总结,并专门对泡沫携岩模型进行了总结,在此基础上对岩屑运移模型的发展进行展望,最后给出了研究建议,为今后深入开展岩屑运移研究提供参考。
页岩气储层工作液伤害评价方法研究现状
王瑞, 吴新民, 马云, 张宁生
2019, 36(6): 672-678. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.06.002
摘要:
目前中国对深层页岩气开发中工作液对页岩气产出的影响和与之对应的页岩储层伤害及保护技术关注较少,这与页岩气井的产能评价、压裂工艺,以及高效工作液体系研发密切相关。笔者分析了工作液对页岩气渗流、扩散和吸附解吸的伤害评价方法研究进展,包括与页岩气渗流伤害相关的页岩储层的敏感性伤害、工作液伤害、返排时伤害解除及渗吸、工作液页岩气吸附/解吸与扩散伤害,和工作液对页岩气多尺度传质过程的伤害,并在此基础上讨论了页岩气储层伤害评价参数体系。通过梳理和分析,提出了此方向需要关注和亟待解决的问题。
钻井液
高温延迟交联聚丙烯酰胺凝胶堵漏剂的研究
颜帮川, 蒋官澄, 胡文军, 向雄, 邓正强
2019, 36(6): 679-682. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.06.003
摘要:
利用热熔胶的热塑性,制备了热熔胶延迟引发剂。基于自由基聚合,以丙烯酰胺、N,N’-亚甲基双丙烯酰胺为单体合成了高温延迟交联聚丙烯酰胺凝胶堵漏剂。利用红外光谱和扫描电镜对高温延迟交联堵漏剂进行了结构表征,并对凝胶的成胶时间、封堵能力和抗温性能进行了测试。实验结果表明,引发剂成功被热熔胶包覆。此外,高温延迟交联堵漏剂性能评价实验表明,相比空白样,其可有效地延迟成胶时间,成胶时间为1~4 h可调;同时,该凝胶还具有优良的封堵性能,高温下可有效封堵4 mm缝宽缝板,承压4.83 MPa以上;凝胶具有良好的抗温能力,150℃热滚96 h后,破胶率仅5%。高温延迟交联凝胶保证了现场地下交联凝胶堵漏施工的顺利进行,可有效封堵裂缝型恶性漏失。
颗粒基随钻堵漏钻井液流变参数测算方法
刘可成, 徐生江, 戎克生, 王贵, 巩加芹, 蒲晓林
2019, 36(6): 683-688. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.06.004
摘要:
随钻堵漏材料的加入必然会对钻井液的流变性能产生影响。针对旋转黏度计标准测量间隙过窄而无法测量含粗粒堵漏材料钻井液流变性能的问题,利用实验测试与反问题数学模型相结合的方法,建立了颗粒基随钻堵漏钻井液的流变参数测算方法。利用建立的测算方法,将旋转黏度计的读数和转速数据转化为剪切应力与剪切速率形式。结果表明,建立的流变参数测算方法可靠性强,含颗粒随钻堵漏材料的KCl聚合物钻井液的流变曲线符合H-B模型,增加颗粒堵漏材料会显著影响钻井液流变参数。颗粒材料粒径和加量对钻井液的流变特性均有明显影响,测算随钻堵漏钻井液流变参数时应予以重视。
水基钻井液用低增黏提切剂的合成与性能评价
褚奇, 石秉忠, 李涛, 李胜, 唐文泉
2019, 36(6): 689-693. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.06.005
摘要:
为了实现在调控钻井液黏度的情况下获得良好的携岩能力,以丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)、甲基丙烯酰氧乙基-N,N-二甲基丙磺酸(DMAPS)和十六烷基疏水单体(C16-D)为原料,采用自由基聚合法,制备了一种新型的两性疏水缔合聚合物(PAADDC)。采用傅里叶变换红外光谱(FTIR)和核磁共振(1H NMR)表征了PAADDC的分子结构,采用静态光散射(SLS)测定了聚合物的分子量,并对其流变性能进行了评价。结果表明,100℃老化16 h,加量为0.2% PAADDC的钻井液的表观黏度、塑性黏度、动切力和动塑比分别为18.5 mPa·s,11.5 mPa·s,7.0 Pa和0.61 Pa/mPa·s,抗温可达160℃。与常规增黏剂相比,PAADDC具有良好的热稳定性和更佳的抑黏增切效果。在60~180℃热老化实验中,动塑比值随PAADDC用量的增加而降低。环境扫描电镜(ESEM)和原子力显微镜(AFM)的观察表明,PAADDC在溶液中形成了连续的三维网状结构,这是其剪切强度显著提高的主要原因。
抗高温改性淀粉降滤失剂的制备与性能
张耀元, 马双政, 陈金定, 兰文明, 李华勇, 王冠翔
2019, 36(6): 694-699. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.06.006
摘要:
针对改性淀粉降滤失剂抗温能力不足的问题,从提高分子刚性的角度出发,以丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)、N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)、2,5-二羟基苯磺酸钾(PDHBS)为单体,辣根过氧化物酶(HRP)为催化剂,采用酶促反应方法,合成出一种改性淀粉降滤失剂St-AANDP,基于相同反应条件合成未含苯环结构的对比改性淀粉降滤失剂St-AAND。对降滤失性能进行测试,结果表明,140℃下老化16.0 h后,加量为1.0%的St-AANDP钻井液的常温中压滤失量仅为5.2 mL,高温高压滤失量为26.2 mL ;当老化温度高于160℃时,St-AANDP钻井液的滤失量才出现明显增大,抗盐可达饱和,降滤失性能明显优于St-AAND钻井液。通过吸附量和泥饼微观形貌测试,揭示了可通过向分子主链中引入苯环提高分子刚性的方式来提高降滤失剂抗温能力的作用机理。
硅酸盐钻井液泥包形成的趋势研究
姚倩, 许明标, 由福昌
2019, 36(6): 700-705. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.06.007
摘要:
硅酸盐钻井液因其优异的防塌抑制性常应用于泥页岩地层,但其在钻进过程中极易发生钻具泥包现象。笔者通过分析硅酸盐钻井液极易产生泥包的原因,选取用膨润土制成2.0 mm~3.2 mm的泥球来模拟钻屑用于实验研究,利用自制直径为25 mm的钢球,老化罐的滚动模拟井下钻进情况,通过硅酸盐加量、硅酸盐模数、膨润土含量、KCl加量及不同防泥包剂对硅酸盐钻井液体系产生泥包的实验研究,探讨了不同因素对硅酸盐钻井液产生泥包的程度及趋势的影响。结果表明,硅酸盐模数对泥包影响不大;随着硅酸盐含量的增加,泥包程度呈上升趋势,但加量超过9%后泥包程度相差不大,建议加量在3%~5%之间;随着膨润土加量的增加,泥球的直径呈先减小后增大的趋势,膨润土加量为1%时,泥球直径最小;KCl在一定浓度内降低泥包的产生,过量的KCl反而会促进泥包生成,最佳浓度为3%~6%;加入3%防泥包快钻剂WETMINE能有效防止钢球泥包的产生。通过与钻井液体系流变性相结合,优选出能最大程度减少钻具泥包的硅酸盐钻井液体系关键外加剂的加量,为选择合适的外加剂提供参考依据。
油基钻井液天然岩沥青降滤失剂的环保性能
唐玲娟, 刘超, 吴伟林, 王敏, 刘浩兵, 卢福伟
2019, 36(6): 706-710. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.06.008
摘要:
为了解决环保油基钻井液中低成本降滤失剂环保问题,采用致癌多环芳烃含量和急性生物毒性检测对天然岩沥青降滤失剂进行环保性能评价。结果表明,天然岩沥青降滤失剂中未检出致癌多环芳烃,掺入3%天然岩沥青的白油基钻井液体系污染后的岩屑EC50值为104 751 mg/L,达到环保无毒标准。沥青族组成分析结果表明,天然岩沥青中不含低分子量的饱和分和芳香分,可变形的胶质组分含量为13.83%,其余为刚性的沥青质,所有组成均可参与封堵泥饼空隙,起到降滤失效果。天然岩沥青在油基钻井液体系中150℃高温高压滤失量不大于3.7 mL,200℃高温高压滤失量不大于4.0 mL。天然岩沥青降滤失剂绿色环保、降滤失效果稳定,可用于环保油基钻井液体系。
油基钻井液钻遇高浓度钡盐地层的处理方法及应用
葛炼, 陈华兵, 徐兴华, 宋芳, 张亚萍
2019, 36(6): 711-715. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.06.009
摘要:
四川盆地在采用油基钻井液钻超深井过程中,钻杆水眼内变径处出现环形的结晶垢状物,堵塞钻井液循环通道,引起憋泵,甚至导致卡钻、井漏、井喷等事故发生。针对这一问题,对垢状物采用水分析和EDS能谱元素分析方法,分析其主要结垢金属离子为钡、钛离子;与钻遇地层岩石和重晶石粉加重剂元素组分比对,认定为钻遇地层可溶性盐产生,其机理为井下高温溶解,地面降温重结晶析出、聚结形成结晶垢状物。室内评价了盐重结晶抑制剂和高价金属离子清洁剂抑制结垢效果和作用机理,抑制结垢效果良好,与油基钻井液配伍性良好。在ST-6井中进行了现场应用,解决了结垢堵塞钻具水眼等问题,对井浆性能无不良影响,为四川盆地超深层天然气勘探开发增添了一项新的技术方法,具有应用价值。
ZQ2井盐膏层高密度欠饱和盐水聚磺钻井液技术
祝学飞, 孙俊, 舒义勇, 徐思旭, 周华安
2019, 36(6): 716-720. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.06.010
摘要:
ZQ2是库车凹陷秋里塔格构造中秋2号构造的一口预探井,吉迪克组~库姆格列木群泥岩段(N1j2 ~ E1-2km1)盐膏层埋藏深度在4545~5827 m,地层特性膏盐层段长、石膏含量高、压力系数高、盐间软泥岩欠压实高含泥质高含水与软黏特性、φ333.375 mm大尺寸井眼,原设计为油基钻井液,后更改为水基钻井液,且井深结构更改为高低压层套打,对水基钻井液技术提出了较高要求。针对地层特性通过改变传统钻井液体系思路引入烯丙基磺酸钠四元共聚物降滤失剂MYK、改性植物胶包被抑制剂NXX、国内首次在欠饱和盐水体系中引入有机盐Weigh2对传统的欠饱和盐水磺化钻井液进行改造升级为聚磺高密度欠饱和盐水钻井液,在实钻过程中表现出包被抑制性强、抗盐膏污染能力强、性能稳定、维护简单、岩屑代表性强,流变性控制优于邻井欠饱和盐水磺化钻井液,在ZQ2井该段盐膏层取得了良好效果,解决了传统欠饱和盐水磺化体系因使用稀释剂致强分散、强依赖性而出现“加~放~加、增黏~降黏~增黏”难题,实现了该层位盐膏层及软泥岩安全快速钻进、井壁稳定、井下安全,电测、下套管一次性成功,为该区块优化井身结构奠定了基础。
SHBP-1超深井三开长裸眼钻井液技术
刘湘华, 陈晓飞, 李凡, 金军斌
2019, 36(6): 721-726. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.06.011
摘要:
针对SHBP-1井在钻井过程中可能出现的井壁失稳及漏失等复杂问题,对其原因及技术难点进行分析,提出了该井的井壁稳定、防漏堵漏技术思路,选用强抑制强封堵防塌钻井液体系,以满足地层特性对钻井液抑制性、降失水及封堵的要求,筛选了复合抑制剂KCl+SMJA、镶嵌成膜防塌剂SMNA-1、纳米封堵剂SMNF-1,以进一步提高钻井液的抑制性、封堵性及防塌性能,降低高温高压滤失量。经现场应用表明,优化后的强抑制强封堵防塌钻井液流型易于控制,维持井浆中0.5% SMJA、3% KCl、2.5% SMNA-1,保障了钻井液有强的抑制防塌性;在易漏地层使用了纳米封堵剂2% SMNF-1、超细碳酸钙等随钻堵漏材料,避免了井漏的发生,顺利完成了该井的施工,三开井段扩大率仅为3.49%。该套钻井液技术顺利解决了SHBP-1井三开的井眼失稳及井漏问题,为后续类似井的钻井提供借鉴。
油基钻屑热解析油的异味去除实验研究
李建林, 王昌军, 郑延成
2019, 36(6): 727-730. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.06.012
摘要:
油基钻井液产生的含油钻屑大多采用热解析的方法净化处理,但这种高温热解析回收的残余油存在难闻的异味,严重影响了热解析油在油基钻井液中的回收利用效果。通常情况下,物质产生异味的主要原因是其中含有易挥发的异味组分。采用蒸馏方法测定了现场柴油基钻屑热解析油中的低沸点馏分含量,研究了酸解方法、吸附-离心方法以及蒸馏方法对热解析油的异味去除效果,同时,采用气-质联用仪测定了热解析油处理后的组分,分析了热解析油产生异味的原因。结果表明:热解析油中低于150℃的馏分含量为2.5%,这些轻质组分是其产生异味的主要原因。该热解析油经酸解或吸附-离心后,仍然存在一定量的低沸点烯烃等成分,不能去除异味。蒸馏方法能有效去除热解析油中的低沸点馏分,将收集的高沸点馏分油回收用于油基钻井液,异味去除效果明显,现场可操作性强。
固井液
热采井用固井水泥石养护方法及力学性能研究
高飞, 李永刚, 孙浩, 刘应民, 张兴国, 郭小阳
2019, 36(6): 731-736. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.06.013
摘要:
如何模拟稠油热采井井下环境,对评价稠油井用固井水泥石能否满足热采工况的需求具有重要意义。然而,以往用马弗炉超高温干燥条件养护水泥石的方法,与稠油热采井下的超高温水蒸气环境、水泥石受套管和地层约束等实际情况不符。为此,提出了一套可模拟稠油热采井下超高温水蒸气环境的固井水泥石养护装置及方法,并对比研究了超高温干燥与水蒸气条件下,试样尺寸、加热速率对固井水泥石抗压强度和完整性的影响。研究结果表明,小尺寸水泥石试样、低升温速率和水蒸气环境有利于保证在加热过程中试样受热更均匀,从而有利于缓解因受热不均导致开裂的现象,进而维持水泥石更高的抗压强度及完整性。因此,通过该研究结果,建议室内实验模拟方法应充分考虑实验条件对模拟结果的影响;同时,基于此研究结果,建议在实际生产过程中,可适当优化注蒸汽的工艺过程及参数,以降低注蒸汽过程对固井水泥石的加热速率、减少对水泥石的不利影响。
一种酸溶水泥溶解促进剂
李秀妹, 王野, 任强, 王绮, 罗文丽, 马骏, 杨豫杭, 余大洲
2019, 36(6): 737-741. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.06.014
摘要:
当目的层发生恶性漏失时,通常采用酸溶水泥进行堵漏,但是目前该堵漏技术尚不成熟。现有的酸溶水泥体系以水泥等胶凝材料附加碳酸盐为主,有的酸溶率低于90%,有的酸溶所需时间较长,不能很好地满足现场需要。通过对影响酸溶率的主要因素的评价分析得到,优化碳酸盐加量和细度,可使水泥石的酸溶率高于90%,但很难提高到95%以上。为了进一步提高水泥石的酸溶率,研发了一种溶解促进剂,该促进剂通过添加有机类发泡剂和含有磺酸根的饱和烷烃作为稳定剂,在碱性条件及一定温度下能够自身分解,产生少量细小的气泡,均匀地分散在水泥浆中,在水泥凝结物基体上预留下溶蚀孔洞,为酸液腐蚀提供通道,使水泥石酸溶率及酸溶速率都得到了很大地提高,30 min水泥石酸溶率可达96%以上。经现场试验检验,该套水泥浆体系性能易于调节,不仅解决了恶性漏失的难题,而且保护了储层。
新型聚羧酸减阻剂的研究与应用
凌勇, 刘文明, 王翔宇, 齐奔, 李小林, 闫振峰, 林志辉, 马如然
2019, 36(6): 742-748. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.06.015
摘要:
针对伊拉克地区夏季环境温度高导致现场配制的水泥浆触变性强,可泵性差,现有减阻剂难以使水泥浆保持良好分散能力,严重影响固井施工安全的问题。以聚乙二醇二丙烯酸酯、甲基丙烯酸、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸和芳香磺酸类单体等为原料,合成了一种新型聚羧酸油井水泥减阻剂BH-D301L。采用正交实验得到了最佳合成原料物质的量比为1∶4∶1∶1,反应温度为80℃,反应时间为2 h,引发剂加量为0.4%。通过红外光谱分析和渗透凝胶色谱表征证明了合成产物为共聚物,参考API RP 10B标准评价了加入减阻剂的不同水泥浆体系的综合性能。实验结果表明,加量分别为0.5%和1.0%的减阻剂对常规密度的自来水和饱和盐水配浆水泥浆体系的流变性能有明显改善,体系抗压强度和稠化时间符合行业标准要求。在模拟环境温度45~65℃下,加有1.0%减阻剂的高密度含盐水泥浆的流性指数大于0.7,稠度系数小于0.58Pa · sn,体系触变性增强现象减弱,静切力差小于3 Pa,24 h抗压强度超过14 MPa,水泥浆体系稠化、沉降稳定性均能满足固井施工要求,并在现场得到了很好的应用。
水泥浆失重压力评价技术研究与应用
刘洋, 陈敏, 史芳芳, 李吟雪, 鲜明
2019, 36(6): 749-753. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.06.016
摘要:
固井后水泥浆“失重”将导致作用于气层的液柱压力下降,可能引发欠平衡,发生早期气窜。进行准确的失重压力评价是制定固井憋压候凝技术、实现压稳防窜的关键。而目前国内外采用的失重压力经验公式和水泥浆失重测量装置并不能很好地反映井下条件水泥浆失重规律。基于此,采用等比例缩小尺寸方法,研发了一套高温高压水泥浆失重压力评价实验装置,开展了直井和斜井中典型水泥浆失重压力实验。结果表明,初凝时刻,稳定性差的水泥浆液柱压力可能低于等高清水柱,而稳定性好的水泥浆液柱压力可能高于等高清水柱。按照经验法设计环空憋压值,可能憋压不足引发气窜,也可能憋压值偏高压漏地层。因此,提出了一种分段计算水泥浆失重压力的方法,在四川盆地磨溪—高石梯区块高压气井得到检验,指导了环空憋压候凝。固井质量合格,固井后未发生环空气窜。
触变早凝膨胀水泥浆体系在厄瓜多尔TAMBOCOCHA区块尾管固井中的应用
刘钰龙
2019, 36(6): 754-758. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.06.017
摘要:
Tambococha区块位于厄瓜多尔亚马逊热带雨林腹地,是著名的“ITT”项目的重要组成部分,主力油层NAPOM1属于高孔高渗油气藏,油藏埋深在1500 m左右。针对前期尾管固井存在的油层封固质量差的问题,通过及时调整领浆密度、水泥浆稠度、减少降失水剂加量、减少胶乳的加量、引入早强触变剂等措施调整水泥浆配方,调整后的触变早凝膨胀水泥浆体系稠化时间、初终凝时间有所缩短,胶凝强度增大,胶凝强度发展速度加快。对调整后的水泥浆体系进行了8井次的现场应用,油层优质率为100%,尾管全井段优质率为95%以上,解决了该区块尾管固井存在的原始地层油水活跃、油层位置高的难题,为该项目后续尾管固井施工提供了技术支撑。
窄密度窗口正注反挤低密度水泥浆固井技术
丁志伟, 李嘉奇, 赵靖影, 张明辉, 殷昌盛, 何理
2019, 36(6): 759-765. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.06.018
摘要:
针对西南油气田分公司蓥北1井φ273.05 mm套管固井存在漏层多、分布广,油气显示活跃,低温低密度水泥浆强度低及发展慢等固井难题。开发出了密度为1.23 g/cm3的高强度韧性防窜低密度水泥浆体系,该体系稠化时间可调,静胶凝强度发展快,62℃下440 min即起强度、24 h强度高达14.5 MPa,弹性模量为5.8 GPa。通过采用低密度高强度韧性防窜水泥浆、抗污染冲洗隔离液技术、软件模拟、优化浆柱结构、结合低密度与常规密度正注和反挤等配套技术,确保了蓥北1井φ273.05 mm套管固井施工安全,固井质量合格率为85%、优质率为65%。为西南油气田窄密度窗口固井提供了技术参考。
压裂液与酸化液
加重压裂液用聚合物稠化剂合成及性能
戴秀兰, 刘通义, 魏俊, 王锰
2019, 36(6): 766-770. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.06.019
摘要:
加重压裂液是解决施工压力过高的有效手段之一,普通瓜胶加重压裂液残渣含量较高、对地层伤害较大,而VES类压裂液又受到使用温度的限制,无法应用于高温井压裂施工。针对上述问题,利用水溶液聚合法合成了一种AM/CnDMAAC/NVP超分子聚合物BC40。通过对特性黏数和溶解性能的评价,结合正交实验与单因素法对聚合条件进行了优化,得到最佳聚合条件为:聚合单体总浓度为30%、引发剂浓度为0.12%,聚合温度为35℃,通氮排氧1 h,反应时间5 h。BC40在甲酸钠加重的水溶液中具有良好的增黏能力。配制不同密度的加重压裂液在120℃、170 s-1条件下剪切2 h,表观黏度稳定在30 mPa · s以上,表现出良好的耐温耐剪切性能;向不同密度的加重压裂液中加入破胶剂,在95℃下均可破胶,得到的破胶液表面张力低,破胶后残渣含量低,对地层伤害小。
缝洞型油藏雾化酸深部酸化机理研究
苏徐航, 齐宁, 王一伟, 潘林, 徐志鹏
2019, 36(6): 771-776. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.06.020
摘要:
缝洞型油藏发育大量溶洞和裂缝、非均质性强,酸化施工时酸液会优先进入并扩大溶洞,影响蚓孔延伸。针对注气开发的缝洞型油藏,提出雾化酸酸化工艺,雾化酸可有效沟通不连续的缝洞储集体,形成有利的油气渗流通道。为明确雾化酸井筒稳定流动界限,采用雾状流井筒流动模拟实验,发现在20℃、标准大气压、60 m3/h的气体注入速度、20mL/min的液体注入速度、0.5%的十二烷基苯磺酸钠雾化稳定剂浓度下,雾状流最为稳定。通过酸岩反应动力学实验,发现在130℃、转速为110 r/min、初始酸浓度为15%时,常规酸酸岩反应速度为20.12×10-6 mol/(cm2·s),而雾化酸为1.87×10-6mol/(cm2 · s),比常规酸小一个数量级,雾化酸具有优良的缓速效果。未添加缓蚀剂时,常规酸对N80钢的腐蚀速率为572.16 mm/a,而雾化酸为40.08 mm/a,不及常规酸的十分之一,雾化酸对管柱缓蚀效果显著。
致密气藏防水锁易返排滑溜水研究与应用
刘培培
2019, 36(6): 777-781,788. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.06.021
摘要:
吉林油田致密气储层微纳米级孔隙发育,喉道窄小且连通性差,属低孔低渗储层。随着气藏的长期开发,地层压力、产能的逐渐降低,水锁伤害的影响逐渐显现,导致压后返排难度大,加之黏土的膨胀运移与堵塞,进一步降低了储层有效渗透率,严重制约了气藏采收率的提高。针对此问题,研发了防水锁易返排滑溜水压裂液体系,该体系主要由减阻剂XY-205、纳米微乳助排剂与黏土稳定剂XY-63组成。实验证明该体系具有速溶与低黏特性,能够满足快速连续混配要求,减阻率能够能达到70%以上,表面张力比常规气井滑溜水降低40%以上,利于致密气井压后助排,且能够较好地抑制黏土膨胀,对地层伤害小。该滑溜水对岩心的伤害率为9.45%,24 h岩心渗透恢复率接近90%,解除水锁伤害程度较高。该滑溜水体系在致密气区块现场应用4口井,压裂成功率100%,压后返排率提高2倍以上,试气效果显著,具有较好的大规模推广应用前景。
完井液
温度增强型高弹性液体胶塞暂堵剂研发及应用
刘伟, 朱方辉, 于淑珍, 李琼玮, 张振云, 董晓焕, 李明星
2019, 36(6): 782-788. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.06.022
摘要:
针对低压气井压井漏失难题,本文基于对有机交联凝胶结构上的认识,使用聚乙烯亚胺(PEI)作为交联剂制备了一种弹性液体胶塞EGL-1,能显著提高地层承压能力并阻断压井液漏失,降低储层损害。该体系基本配方为:2%抗高温聚合物SPAM+(1%~1.6%)交联剂PEI+0.02%稳定剂+清水,并对其地面流变性能、黏弹性能、破胶性能和堵漏性能进行了测试与评价。胶塞初始溶液流变测试结果表明,剪切速率为200 s-1时的表观黏度稳定在350 mPa · s内,具有较好泵送能力;交联成胶后的胶塞黏弹测试表明,弹性模量在100 Pa~470 Pa之间,黏性模量在10 Pa~60 Pa之间,温度越高,胶塞强度越高。物理模拟实验结果表明,胶塞在裂缝岩心抗压达9 MPa以上,返排突破压力小于1 MPa,岩心渗透率恢复值达90%,可实现自然解堵。该技术在长庆下古碳酸盐岩低压气井暂堵压井进行了成功试验,对类似低压气藏防漏失压井具有一定借鉴作用。
压差激活密封剂的制备、密封性能及机理研究
幸雪松, 许林, 冯桓榰, 刘书杰, 许明标, 陈侃
2019, 36(6): 789-794. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.06.023
摘要:
压差激活密封剂是一种具有自适应密封、施工简单、费用低等特点的新型密封体系,对于油气井管柱完整性的快速修复具有重要意义。笔者以羧基丁腈胶乳(XNBRL)、MgCl2、OP-10、VIS-B为原料,设计四因素四水平正交实验,考察了胶乳浓度、激活剂浓度、剪切速率、停搅时间对压差激活剂固相颗粒生长及微结构的影响,评价了压差激活剂的动态密封性能,分析了压差激活密封机理。结果表明,压差激活密封剂固相颗粒形貌规则,具有层级体型结构,粒径小于400 μm ;粒径生长影响顺序为:停搅时间>胶乳浓度>激活剂浓度>剪切速率;制备密封剂可在50℃、7.5 MPa压差下对0.5 mm×0.8 mm×10 mm微缺陷成功实施封堵;根据微粒形貌、分子聚集态结构及其射流场剪切形变行为,提出了密封流体在微缺陷压差作用下的液固转化力学-化学耦合构效模型,初步揭示了压差激活密封剂的自适应修复机理。
总目录
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2019, 36(6): 795-798.
摘要: