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钻井液
微球聚合物强化水基钻井液流变稳定性及其分子模拟研究
许林, 许力, 吴舒琪, 包宇, 王晓棠, 沈佳敏, 孟双, 王浪
2023, 40(6): 693-702.   doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.06.001
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摘要:
聚合物分子空间构型从一维线型向三维体型转变,是改变传统油田化学处理剂分子设计的新思路,有利于新型多功能水基钻井液聚合物处理剂开发。为阐明体型高分子形态特征及其作为钻井液处理剂的有效功能,采用实验合成、结构表征、性能评价与分子模拟相结合的方法,系统开展了微球聚合物PAA-AM-AMPS强化水基钻井液稳定性研究。首先,合成了具有体型结构的微球聚合物PAA-AM-AMPS,评价了微球聚合物微观结构及其在恒流变和超高温水基钻井液体系的核心作用;然后,基于体型高分子基团空间分布的“补偿效应”模型,从分子水平揭示了体型构象对高分子-膨润土片层吸附的强化作用。研究结果显示:合成体型聚合物PAA-AM-AMPS是一种具有核-壳结构的微球粒子,平均粒径为198.3 nm;微球聚合物热解分为5个阶段,空间构型展示了良好热稳定性;微球聚合物分子具有内紧外疏的空间构型,活性基团—COOH、—CO(NH2)、—SO3H在球壳上的分布确定了体型结构活性位点,其中羧基C=O是主导活性基团;比较了链型和球型聚集态结构,后者具有更小的回转半径Rg和更大的径向分布函数g(r),显示了球型构象不仅提高结构的温度稳定性,也有利于维持壳层有效活性基团数量,确保与黏土片层的吸附缔合作用,最终提高水基钻井液宏观性能的稳定。
抗高温抗复合盐支链型聚合物降滤失剂的合成及其性能
邢林庄, 袁玥辉, 叶成, 屈沅治, 孙晓瑞, 高世峰, 任晗
2023, 40(6): 703-710.   doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.06.002
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摘要:
针对深井钻探中钻井液处理剂抗温抗复合盐性能不足的问题,以丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)、N-乙烯基己内酰胺(NVCL)、二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)、烯丙醇聚氧乙烯醚(APEG)为单体,以过硫酸钾和亚硫酸氢钠作为氧化还原体系进行自由基共聚反应,合成了一种支链型聚合物降滤失剂(PAANDA)。通过实验优化确定了最优合成条件为:n(AM)∶n(AMPS)∶n(NVCL)∶n(DMDAAC)∶n(APEG)=50∶20∶5∶10∶15,反应温度为50 ℃,反应时间为4 h,引发剂用量为0.3%。利用傅里叶红外光谱(FT-IR)和核磁共振氢谱(1H- NMR)确定了聚合产物的分子结构,通过热重分析(TGA)测得PAANDA 热分解温度大于300 ℃,表明其具有良好的热稳定性。同时,应用于水基钻井液中,进一步评价PAANDA 对水基钻井液流变和滤失性能的影响。结果显示,当PAANDA 加量为2.0%时,180 ℃老化后API滤失量为4.0 mL,高温高压滤失量为22.6 mL(180 ℃),同时具有抗复合盐能力,抗盐钙能力优于国外同类产品 Driscal D。
OBM-1油基钻井液用聚合物微球
张蔚, 邱士鑫, 张硕, 马佳蓥, 王龙燕, 杨丽丽, 蒋官澄
2023, 40(6): 711-717.   doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.06.003
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摘要:
目前的堵漏材料大多针对水基钻井液来研发,对油基钻井液的适用性不强。采用反相乳液聚合方法,通过引入亲油组分,合成了一种油基钻井液用聚合物微球OBM-1。OBM-1基本呈球形,粒径分布处于1~100 μm之间,在油基钻井液中具有良好的分散能力。加入3%OBM-1后,能够保持油基钻井液流变性能稳定,有效降低高温高压滤失量和封闭滤失量。高温高压滤失实验表明,OBM-1可使120 ℃的高温高压滤失量降低50%,其抗温可达150 ℃;封堵承压实验表明,OBM-1能够封堵5~40 μm砂盘,承压达15 MPa;封闭漏失实验表明,OBM-1能够有效封堵20 ~ 40目石英砂制备的砂床。现场应用结果表明,OBM-1可有效降低漏失量,试验井段每米油基钻井液消耗量同比下降30.3%,很大程度节约了钻井成本。该研究为使用油基钻井液进行安全高效钻进提供了有力的技术支持。
川东北高含硫气藏钻井液抗硫工艺优化与应用
肖金裕, 周华安, 暴丹, 冯学荣, 卢浩, 杨兰平, 汪伟
2023, 40(6): 718-724.   doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.06.004
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摘要:
川东北地区铁山坡、罗家寨、渡口河、七里峡、正坝和菩萨殿气田飞仙关组气藏属于高含硫气藏~特高含硫气藏。针对川东北高含硫气藏地质特点和钻井液技术难点分析,提出钻井液抗硫工艺优化对策,并通过室内实验优选出抗硫钻井液体系配方,进行了钻井液黏度、pH值、碱度、油水比对吸收H2S效果的评价。研究结果表明,水基钻井液和油基钻井液优化抗硫工艺后具有较强的抗硫除硫能力。该抗硫钻井液体系在坡002-H4井和罗家24井现场试用非常成功,钻井周期大幅缩短、机械钻速明显提高,平均井眼扩大率降低,抗硫除硫效果明显,能够满足高含硫井钻进的要求,在下川东高含硫地层钻井方面有着广阔的应用前景。
冀东NP280 Es31井壁稳定钻井液技术
吴晓红, 陈金霞, 王现博, 阚艳娜, 丁乙, 罗平亚
2023, 40(6): 725-732.   doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.06.005
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摘要:
针对冀东油田南堡280区块多口井钻遇至沙三1亚段(Es31)时发生井壁失稳,研究表明区块内泥岩遇水易产生水化作用,其漏失段间裂缝发育,裂缝多为中高角度裂缝,原裂缝宽度(0.1~100 μm)受压力等诱导因素后变大导致成为致漏性裂缝漏失频繁,同时也会诱发大规模的掉块从井壁上剥落进而导致了井下的坍塌卡钻等井下复杂问题。对南堡280区块破碎地层进行井壁稳定机理、评价方法的相关研究,以原三开抗高温抑制钻井液为基础,进行室内优化实验,构建了适合诱导性裂缝地层的强封堵性井壁稳定钻井液,现场应用表明该钻井液体系可有效防止Es31地层的坍塌失稳问题,具有重大的推广应用意义。
页岩地层纳微米封堵剂封堵性评价方法
代锋, 易刚, 张婧, 王睿, 吴申堯, 黄维安
2023, 40(6): 733-741.   doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.06.006
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摘要:
纳微米封堵剂种类虽然较多,目前的评价方法从纳微米尺度评价封堵剂性能的准确性和有效性不足,且没有统一的标准。针对纳微米封堵剂的评价方法问题,选用了纳米孔膜和致密砂床作为介质模拟页岩地层微裂隙,以滤失量和砂床湿润深度作为指标来评价纳微米封堵剂的封堵性能。纳米孔膜法使用100~450 nm孔径的滤膜,平行实验数据拟合线波动很小,适用于评价35~450 nm的纳微米封堵剂;致密砂床法使用200目石英砂填充,多组实验数据方差值为0.2131、平行性好,适用于评价24.6~500 μm的纳微米封堵剂。采用该方法对3种粒径差别较大的封堵剂超细碳酸钙、乳化改性橡胶MORLF、ULIA纳米承压封堵剂进行了评价,优选出具有形变性的乳化改性橡胶MORLF为最优纳米封堵剂。建立方法和优选出的纳米封堵剂在长宁区块现场应用7口井,与同区块采用常规油基钻井液的其他已完钻井相比,复杂地层的井径扩大率平均降低12.74%、建井周期平均缩短12 d,进一步证实评价方法具有平行性和准确性。
有机缓释微乳酸解卡剂的制备及其性能影响因素
陈明, 蓝强, 贾江鸿, 黄维安, 王雪晨, 李秀灵
2023, 40(6): 742-748.   doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.06.007
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摘要:
针对当前钻井用解卡剂存在反应速度过快,容易发生漏失,从而导致解卡失败的问题,优选表面活性剂和酸液类型及其配比,制备出有机缓释微乳酸解卡剂最优配方:AQAS∶NP=2∶1,正丁醇∶正辛醇 =1∶1,水相∶油相=23∶77,助表面活性剂∶表面活性剂=1∶3,乙酸∶氢氟酸=3∶1,体系为W/O型微乳酸,该配方酸液的包埋率为23%。在地层影响因素中,温度对其性能的影响显著,在高温高压下,酸液释放速度迅速增加;在钻井液处理剂因素中,加重剂、黏土和超细碳酸钙对微乳酸影响最大,微乳酸完全破乳,形成悬浊液。通过现场5口井试验发现,该解卡剂可解除黏附卡钻、沉砂卡钻和掉块卡钻多种类型卡钻事故,一次解卡成功率为100%。
多巴仿生润滑剂在水基钻井液中的应用及机理研究
杨旭坤, 蒋官澄, 贺垠博, 董腾飞
2023, 40(6): 749-755, 764.   doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.06.008
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摘要:
利用多巴强大的水下黏附性能,合成了一种适用于水基钻井液的多巴仿生润滑剂L2,3。这种新型润滑剂解决了长期以来酯类润滑剂在水中因黏附性较差无法在钻具表面形成有效润滑膜而导致的润滑性能变差的问题。此外,合成了酚羟基位置不同的润滑剂L2,5,并通过FT-IR光谱和1H NMR对其进行表征。通过极压润滑仪、泥饼黏附系数测试仪、四球摩擦仪和扫描电子显微镜(SEM)评估润滑性能和耐磨性。在钠基膨润土基浆(Na-BT)中, L2,3具有最好的润滑性能,1%加量下摩擦系数(COF)低至0.07,COF降低率达到87.7%,磨痕直径(WSD)为0.587 mm,在210 ℃以内,均能保持良好的润滑性能且不起泡。相比之下,L2,5在清水中润滑性较好,摩擦系数为0.1,但在Na-BT中无法抵御黏土颗粒的剪切,润滑膜脱落,摩擦系数为0.57,接近未添加润滑剂的空白Na-BT。通过X射线光电子能谱(XPS)分析了表面润滑膜的成分和厚度,发现酚羟基结构提高了润滑剂在金属表面的黏附能力,进而提高了其润滑和抗磨性能,具体还与酚羟基类型有关。含有邻苯二酚结构的L2,3通过双齿金属配位键在金属表面形成了一层致密的厚度超过80 nm的有机膜;而含有对位羟基结构的L2,5只能在表面形成一层厚度低于20 nm的润滑膜。由于L2,3在金属表面形成的双齿金属配位键更加稳定,所以其润滑和抗磨性能远高于L2,5
基于地面降温的井下钻井液冷却技术
柳鹤, 于国伟, 于琛, 郑锋, 陈文博, 王超, 郑双进
2023, 40(6): 756-764.   doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.06.009
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摘要:
目前井下钻井液冷却技术中存在是否具有开展降温技术的必要及如何实现井下钻井液温度实时控制这2个核心问题。首先基于井筒传热模型,探究了钻井液冷却施工参数对井下温度影响程度的大小,基于精英策略的非支配排序遗传算法,建立了钻井液冷却施工参数优化模型,形成了井下钻井液冷却极限计算方法,以此评估是否具有开展降温技术的必要。然后基于井筒传热模型,探究了地面降温与井下降温间的定量关系,得到井下温度的变化与地面注入温度的变化呈单调线性关系,依据此关系及比例积分微分(PID)控制算法,形成了钻井液井下温度实时控制方法。最后利用一口实例井对上述模型与方法进行验证,结果表明,采用冷却施工参数优化模型得到的井下降温极限比未经优化的正常钻井温度低17 ℃,同时建立的基于PID控制的井下温度控制方法能实现井下温度的实时定量控制,减少地面钻井液冷却设备能耗,并确保井下温度尽快达到设定值。
基于XGBoost的钻井液体系分类预测模型研究
花露露, 曹晓春, 王劲草, 王金, 焦昱璇
2023, 40(6): 765-770.   doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.06.010
摘要(0) HTML(0) PDF (2666KB)(0)
摘要:
根据钻井液体系设计的原则,结合实际钻井液设计资料,应用一种新的机器学习方法建立了钻井液体系分类预测模型。钻井液体系分类数据经过独热编码(one-hot)之后,通过灰色关联度分析方法,选择出钻井液体系分类预测的20个特征参数,其中压力的关联度最大,为0.8233。将选择的地质设计参数和工程设计参数,基于一种极端梯度增强算法(XGBoost)针对4种钻井液体系进行分类预测。结果显示,基于XGBoost的钻井液体系分类预测模型4类钻井液体系训练集的准确率都为100%,测试集的平均准确率为99.89%,精确率为99.97%,召回率为98.89%,F1值为0.98。将该模型应用于胜利油田M区块,分类结果符合实际钻井要求,能够辅助选择钻井液体系,为实现钻井液智能化设计提供了帮助。
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国内外页岩气井水基钻井液技术现状及中国发展方向
孙金声, 刘敬平, 刘勇
[摘要](1577) [PDF 1051 KB](1052)
摘要:
综述了国内外页岩气井井壁失稳机理、稳定井壁主要方法及水基钻井液技术研究与应用现状,讨论了当前中国页岩气井钻井液技术面临的主要技术难题,分析了美国页岩气井与中国主要页岩气产区井壁失稳机理的差异,指出了中国页岩气井水基钻井液技术研究存在的误区与不足,提出了中国页岩气井水基钻井液技术发展方向。
抗高温油基钻井液主乳化剂的合成与评价
覃勇, 蒋官澄, 邓正强, 葛炼
[摘要](1916) [PDF 4926 KB](572)
摘要:
以妥尔油脂肪酸和马来酸酐为主要原料合成了一种油基钻井液抗高温主乳化剂HT-MUL,并确定了妥尔油脂肪酸单体的最佳酸值及马来酸酐单体的最优加量。对HT-MUL进行了单剂评价,结果表明HT-MUL的乳化能力良好,配制的油水比为60:40的油包水乳液的破乳电压最高可达490 V,90:10的乳液破乳电压最高可达1000 V。从抗温性、滤失性、乳化率方面对HT-MUL和国内外同类产品进行了对比,结果表明HT-MUL配制的乳液破乳电压更大、滤失量更小、乳化率更高,整体性能优于国内外同类产品。应用主乳化剂HT-MUL配制了高密度的油基钻井液,其性能评价表明体系的基本性能良好,在220℃高温热滚后、破乳电压高达800 V,滤失量低于5 mL。HT-MUL配制的油基钻井液具有良好的抗高温性和乳化稳定性。
纳米聚合物微球封堵剂的制备及特性
王伟吉, 邱正松, 黄维安, 钟汉毅, 暴丹
[摘要](984) [PDF 2843 KB](242)
摘要:
页岩具有极低的渗透率和极小的孔喉尺寸,传统封堵剂难以在页岩表面形成有效的泥饼,只有纳米级颗粒才能封堵页岩的孔喉,阻止液相侵入地层,维持井壁稳定,保护储层。以苯乙烯(St)、甲基丙烯酸甲酯(MMA)为单体,过硫酸钾(KPS)为引发剂,采用乳液聚合法制备了纳米聚合物微球封堵剂SD-seal。通过红外光谱、透射电镜、热重分析和激光粒度分析对产物进行了表征,通过龙马溪组岩样的压力传递实验研究了其封堵性能。结果表明,SD-seal纳米粒子分散性好,形状规则(基本为球形),粒度较均匀(20 nm左右),分解温度高达402.5℃,热稳定性好,阻缓压力传递效果显著,使龙马溪组页岩岩心渗透率降低95%。
钻井液用纳米封堵剂研究进展
马成云, 宋碧涛, 徐同台, 彭芳芳, 宋涛涛, 刘作明
[摘要](1648) [PDF 2528 KB](665)
摘要:
分析了硬脆性泥页岩井壁失稳的原因,介绍了纳米材料特点及其应用,并概述了国内外钻井液用纳米封堵剂的研究进展,包括有机纳米封堵剂、无机纳米封堵剂、有机/无机纳米封堵剂,以及纳米封堵剂现场应用案例。笔者认为:利用无机纳米材料刚性特征以及有机聚合物可任意变形、支化成膜等特性,形成的一种核壳结构的无机/聚合物类纳米封堵剂,能够很好地分散到钻井液中,且对钻井液黏度和切力影响较小,这种类型的纳米封堵剂能够在低浓度下封堵泥页岩孔喉,建立一种疏水型且具有一定强度的泥页岩人工井壁,这不仅能够阻止钻井液侵入,而且还能提高地层承压能力,无机纳米材料与有机聚合物的结合是未来钻井液防塌剂的发展方向。
循环应力作用下水泥环密封性实验研究
刘仍光, 张林海, 陶谦, 周仕明, 丁士东
[摘要](645) [PDF 2049 KB](163)
摘要:
利用自主研发的水泥环密封性实验装置研究了套管内加卸压循环作用下水泥环的密封性,根据实验结果得出了循环应力作用下水泥环密封性失效的机理。实验结果显示,在较低套管内压循环作用下,水泥环保持密封性所能承受的应力循环次数较多;在较高循环应力作用下,水泥环密封性失效时循环次数较少。表明在套管内较低压力作用下,水泥环所受的应力较低,应力水平处于弹性状态,在加卸载的循环作用下,水泥环可随之弹性变形和弹性恢复;在较高应力作用下,水泥环内部固有的微裂纹和缺陷逐渐扩展和连通,除了发生弹性变形还产生了塑性变形;随着应力循环次数的增加,塑性变形也不断地累积。循环压力卸载时,套管弹性回缩而水泥环塑性变形不可完全恢复,2者在界面处的变形不协调而引起拉应力。当拉应力超过界面处的胶结强度时出现微环隙,导致水泥环密封性失效,水泥环发生循环应力作用的低周期密封性疲劳破坏。套管内压力越大,水泥环中产生的应力水平越高,产生的塑性变形越大,每次卸载时产生的残余应变和界面处拉应力也越大,因此引起密封性失效的应力循环次数越少。
暂堵型保护油气层钻井液技术研究进展与发展趋势
蒋官澄, 毛蕴才, 周宝义, 宋然然
[摘要](984) [PDF 4562 KB](424)
摘要:
通常在勘探开发油气过程中会发生不同程度的油气层损害,导致产量下降、甚至"枪毙"油气层等,钻井液是第一个与油气层相接触的外来流体,引起的油气层损害程度往往较大。为减轻或避免钻井液导致的油气层损害、提高单井产量,国内外学者们进行了长达半个世纪以上的研究工作,先后建立了"屏蔽暂堵、精细暂堵、物理化学膜暂堵"三代暂堵型保护油气层钻井液技术,使保护油气层效果逐步提高,经济效益明显。但是,与石油工程师们追求的"超低"损害目标仍存在一定差距,特别是随着非常规、复杂、超深层、超深水等类型油气层勘探开发力度的加大,以前的保护技术难以满足要求。为此,将仿生学引入保护油气层钻井液理论中,发展了适合不同油气层渗透率大小的"超双疏、生物膜、协同增效"仿生技术,并在各大油田得到推广应用,达到了"超低"损害目标,标志着第四代暂堵型保护油气层钻井液技术的建立。对上述4代暂堵型保护油气层技术的理论基础、实施方案、室内评价、现场应用效果与优缺点等进行了论述,并通过梳理阐明了将来的研究方向与发展趋势,对现场技术人员和科技工作者具有较大指导意义。
应用于中国页岩气水平井的高性能水基钻井液
龙大清, 樊相生, 王昆, 范建国, 罗人文
[摘要](1232) [PDF 540 KB](292)
摘要:
目前中国页岩气水平井定向段及水平段钻井均使用油基钻井液,但油基岩屑处理费用昂贵,急需开发和应用一种具有环境保护特性的高性能水基钻井液体系。介绍了2种高性能水基钻井液体系的室内实验和现场试验效果。在长宁H9-4井水平段、长宁H9-3和长宁H9-5井定向至完井段试验了GOF高性能水基钻井液体系,该体系采用的是聚合物封堵抑制方案,完全采用水基润滑方式;在昭通区块YS108H4-2井水平段试验了高润强抑制性水基钻井液体系,该体系采用的是有机、无机盐复合防膨方案以及润滑剂与柴油复合润滑方式。现场应用表明,定向段机械钻速提高50%~75%,水平段机械钻速提高75%~100%。通过实验数据及现场使用情况,对比分析了2种体系的优劣,找出了他们各自存在的问题,并提出了改进的思路,为高性能水基钻井液的进一步完善提供一些经验。
压裂液存留液对致密油储层渗吸替油效果的影响
郭钢, 薛小佳, 李楷, 范华波, 刘锦, 吴江
[摘要](806) [PDF 11047 KB](201)
摘要:
统计长庆油田罗*区块2015年存地液量与油井一年累积产量的关系发现,存地液量越大,一年累积产量越高,与常规的返排率越高产量越高概念恰恰相反,可能与存地液的自发渗吸替油有关。核磁实验结果表明,渗吸替油不同于驱替作用,渗吸过程中小孔隙对采出程度贡献大,而驱替过程中大孔隙对采出程度贡献大,但从现场致密储层岩心孔隙度来看,储层驱替效果明显弱于渗吸效果。通过实验研究了影响自发渗吸效率因素,探索影响压裂液油水置换的关键影响因素,得出了最佳渗吸采出率及最大渗吸速度现场参数。结果表明,各参数对渗吸速度的影响顺序为:界面张力 > 渗透率 > 原油黏度 > 矿化度,岩心渗透率越大,渗吸采收率越大,但是增幅逐渐减小;原油黏度越小,渗吸采收率越大;渗吸液矿化度越大,渗吸采收率越大;当渗吸液中助排剂浓度在0.005%~5%,即界面张力在0.316~10.815 mN/m范围内时,浓度为0.5%(界面张力为0.869 mN/m)的渗吸液可以使渗吸采收率达到最大。静态渗吸结果表明:并不是界面张力越低,采收率越高,而是存在某一最佳界面张力,使地层中被绕流油的数量减少,渗吸采收率达到最高,为油田提高致密储层采收率提供实验指导。
龙马溪页岩井壁失稳机理及高性能水基钻井液技术
唐文泉, 高书阳, 王成彪, 甄剑武, 陈晓飞, 柴龙
[摘要](984) [PDF 7199 KB](181)
摘要:
目前长水平井段井壁失稳问题仍是制约国内外页岩气资源钻探开发的重大工程技术难题。为解决龙马溪组页岩长水平井段的井壁失稳问题,采用X射线衍射分析、氦气孔隙体积测试、高压压汞测试、高分辨率场发射扫描电镜、CT扫描、岩石连续刻划强度等实验,分析了龙马溪组页岩微观组构特征及理化特性,探讨了微观组构特征、理化特性对龙马溪组页岩井壁稳定的影响。研究表明:龙马溪页岩富含脆性矿物,黏土矿物以伊蒙混层为主,微纳米孔隙发育,微裂隙呈缝状、近平行分布,敏感性矿物的存在及其层理、微裂缝发育是导致页岩井壁失稳的主要内在因素。为此,针对性地提出了多元协同稳定井壁水基钻井液防塌技术对策,即"强化封堵-适度抑制-合理密度-高效润滑"。应用该技术对策构建了高性能水基钻井液优化配方,评价表明,该体系有较好的封堵性和抑制裂缝扩展的能力。该体系在黄金坝区块2口井三开进行了现场试验。现场试验结果表明,该体系较好地解决了页岩长水平井段的井壁失稳和水平段摩阻较大的问题,为中国采用水基钻井液技术高效钻探开发页岩气资源提供了新的思路及经验。
胶乳纳米液硅高温防气窜水泥浆体系
高元, 桑来玉, 杨广国, 常连玉, 魏浩光
[摘要](923) [PDF 6834 KB](252)
摘要:
针对顺南区块超深高温高压气井固井面临井底温度高、气层活跃难压稳的问题,研究了胶乳纳米液硅高温防气窜水泥体系。通过将纳米液硅防气窜剂与胶乳防气窜剂复配使用,协同增强水泥浆防气窜性能;不同粒径硅粉复配与加量优化,增强水泥石高温稳定性;无机纤维桥联阻裂堵漏,抑制裂缝延展,提高水泥浆防漏性能和水泥石抗冲击性能。该水泥浆体系具有流动性好、API失水量小于50 mL、直角稠化、SPN值小于1,水泥石具有高温强度稳定性好、胶结强度高、抗冲击能力强的特点。密度为1.92 g/cm3的水泥浆体系在190℃、21 MPa养护30 h后超声波强度逐渐平稳,一界面胶结强度达12.6 MPa;水泥石弹性模量较常规低失水水泥石降低52%,抗冲击强度增加了188%,且受霍普金森杆冲击后仅纵向出现几条未贯穿的裂纹。该高温防气窜水泥浆体系在顺南5-2井和顺南6井成功应用,较好地解决了顺南区块超深气井固井难题。
重晶石滤饼堵塞机理与螯合解堵决策技术论评
韦仲进, 周风山, 徐同台
[摘要](5422) [PDF 5710KB](4288)
摘要:
钻井液加重剂重晶石在储层中的迁移、转化、沉淀形成了难以酸溶的重晶石泥饼,对油气藏造成严重伤害,需要安全可靠地解除重晶石堵塞。而对重晶石堵塞重视程度不够、堵塞机理与解堵机制不明、解堵决策设计不当、投入产出得不偿失、商家技术保密等种种原因,制约了我国重晶石解堵技术的进步。以氨基多羧酸盐为主要组分的螯合型解堵剂是解除重晶石堵塞最有前途的工艺选择,而螯合剂结构(氨基种类、羧基数量、环链大小、化学稳定性等)、金属离子的性质(电荷、离子半径、电离电位或碱度、共伴生金属离子等)、介质环境(pH值、温度、压力等)等对重晶石的溶解效应都有较大影响。经济高效的螯合型解堵剂及其解堵工艺的设计必须要考虑不同螯合剂的解堵特点、使用浓度、催化剂、碱性转化剂、聚合物溶蚀剂、井底温度、环境友好性、腐蚀性、地层岩石基质、解堵过程造成的二次储层伤害等因素。借助滤饼溶蚀、溶蚀产物组分及形貌、岩心流动等现代实验技术测评,精心设计解堵剂注入量、注入压力、浸泡时间、返排液处理等螯合解堵工艺细节,以便全面了解重晶石堵塞机理、螯合型解堵剂设计及其在油气田重晶石解堵决策中的应用。综述了近几年先行研究者在解除重晶石滤饼堵塞方面所做的比较系统的工作,希望能为读者提供一个新视角,以提高我国钻井液与完井液技术创新水平。
国内外页岩气井水基钻井液技术现状及中国发展方向
孙金声, 刘敬平, 刘勇
[摘要](1577) [PDF 1051KB](1052)
摘要:
综述了国内外页岩气井井壁失稳机理、稳定井壁主要方法及水基钻井液技术研究与应用现状,讨论了当前中国页岩气井钻井液技术面临的主要技术难题,分析了美国页岩气井与中国主要页岩气产区井壁失稳机理的差异,指出了中国页岩气井水基钻井液技术研究存在的误区与不足,提出了中国页岩气井水基钻井液技术发展方向。
钻井液滤失造壁性能评价方法研究现状
姚如钢, 张振华, 彭春耀, 冯燕云, 丁光波
[摘要](1051) [PDF 2116KB](750)
摘要:
介绍了现有钻井液泥饼渗流特性、孔喉大小、厚度及压缩性等质量参数的评价、仪器及其评价方法,并分析了扫描电镜、能谱仪等仪器设备在泥饼微观结构及组分分布特征表征方面的研究与应用现状。现有研究思路侧重于对样品表面形貌的观测,在优化钻井液滤失造壁性能时仍然缺乏对泥饼内部微观结构的基础性认识,未来应继续深入开展对钻井液泥饼微观结构空间分布特征方面的研究分析,进一步弄清钻井液降滤失作用机理及降低钻井液滤失量的途径,发展并完善钻井液滤失造壁性调控机理基础理论,为新型高效处理剂的研制以及钻井液技术水平的提升提供指导和技术支撑。
钻井液用纳米封堵剂研究进展
马成云, 宋碧涛, 徐同台, 彭芳芳, 宋涛涛, 刘作明
[摘要](1648) [PDF 2528KB](665)
摘要:
分析了硬脆性泥页岩井壁失稳的原因,介绍了纳米材料特点及其应用,并概述了国内外钻井液用纳米封堵剂的研究进展,包括有机纳米封堵剂、无机纳米封堵剂、有机/无机纳米封堵剂,以及纳米封堵剂现场应用案例。笔者认为:利用无机纳米材料刚性特征以及有机聚合物可任意变形、支化成膜等特性,形成的一种核壳结构的无机/聚合物类纳米封堵剂,能够很好地分散到钻井液中,且对钻井液黏度和切力影响较小,这种类型的纳米封堵剂能够在低浓度下封堵泥页岩孔喉,建立一种疏水型且具有一定强度的泥页岩人工井壁,这不仅能够阻止钻井液侵入,而且还能提高地层承压能力,无机纳米材料与有机聚合物的结合是未来钻井液防塌剂的发展方向。
青海柴达木盆地三高井钻井液技术
王信, 张民立, 王强, 庄伟, 章卫军, 王志彬, 李毅峰
[摘要](900) [PDF 729KB](655)
摘要:
柴达木盆地的牛东、冷湖、扎哈泉和英西区块地层岩性复杂,有盐层、盐膏层、芒硝层、硬脆性泥岩、高压盐水层,以往钻井事故和复杂频发,盆地阿尔金山前带牛东鼻隆构造,受造山运动影响,整体地层倾角为60°~70°,地应力较高且存在高压盐水层,压力系数多变,裸眼井段井壁失稳现象时有发生。2013年至今,在柴达木盆地应用BH-WEI抗三高钻井液服务各类井20口,为做好各区块钻井液技术服务,施工前查阅相关资料,结合室内实验与现场试验,总结得出低活度、弱水化与强封堵、强抑制有利于井壁稳定的结论,已完成青海油田1字号重点风险预探井4口、第1口分支水平井和扎哈泉第1口水平井,最高使用钻井液密度为2.35 g/cm3,平均井径扩大率为4.67%,电测成功率为100%。其中应用井扎平1井是油田公司在扎哈泉致密油区块部署的第1口水平井;东坪区块仅在2013年采用威德福MEG钻井液完成1口四开水平井,因漏失严重且井下复杂提前完钻,而2013~2014年在该区块应用BH-WEI钻井液顺利完成水平井6口,实现零事故复杂;2014年初投产的坪1H-2-2和坪1H-2-1井,完井测试均为区块高产井,平均日产天然气50×104 m3/d。现场应用情况表明,抗三高钻井液体系配方简单,维护方便,具有良好的剪切稀释性,具备动塑比高、塑性黏度低等特性,环空压耗小,井眼清洁,具有良好的润滑防卡和防塌能力,可防止侏罗系深灰色泥岩垮塌及水平井定向托压及黏附卡钻,形成一套适合青海油田复杂区块探井、水平井钻井液工艺技术。
耐温230℃的新型超高温压裂液体系
杨振周, 刘付臣, 宋璐璐, 林厉军
[摘要](1149) [PDF 604KB](612)
摘要:
目前使用的天然植物胶压裂液,耐温极限约为177℃。为了解决压裂液的耐超高温问题,通过大量的室内实验,筛选出新型的超高温稠化剂、耐高温的锆交联剂、高温稳定剂和有效的破胶剂,形成了一种耐温在200~230℃的超高温压裂液体系。实验结果表明,这些添加剂协同作用下,形成适用于地层温度高于常规冻胶耐温极限的超高温聚合物压裂液体系,该压裂液在230℃时具有很好的耐温耐剪切性能,并且显著降低了聚合物用量,可以实现完全破胶,对支撑剂导流层的伤害小。
裂缝性气藏封缝堵气技术研究
韩子轩, 林永学, 柴龙, 李大奇
[摘要](1077) [PDF 2831KB](596)
摘要:
塔里木油田塔中地区碳酸盐岩奥陶系储层地质条件复杂,储层裂缝发育,裂缝开度为20~400 μm的小裂缝和微裂缝所占比例在50%左右,钻井过程中井漏溢流频发,气侵现象严重,增加了井控风险。由于地层微裂缝分布复杂,且温度高(180℃),导致架桥粒子、充填粒子级配难度大,钻井液封堵效果不理想,而采用常规钻井液封堵评价方法在模拟裂缝形态和效果评价方面与现场实际存在着较大的差距。为此,提出了有针对性地封缝堵气评价方法:利用天然/人造岩心制作出微裂缝岩心模型,微裂缝开度介于20~400 μm之间,缝面粗糙度与天然裂缝接近;自主设计了封缝堵气实验评价装置,建立了微米级裂缝的封缝堵气评价方法。室内初步优选出抗高温的颗粒、纤维、可变形材料等纳微米封堵材料,并形成封堵配方,封堵配方与聚磺钻井液体系、ENVIROTHERM NT体系配伍性好,且酸溶率高于70%,不易污染储层。
新型水基钻井液用极压抗磨润滑剂的研制
屈沅治, 黄宏军, 汪波, 冯小华, 孙四维
[摘要](1020) [PDF 963KB](593)
摘要:
合成了一种有机硫型极压抗磨剂,对其进行结构表征和极压抗磨性评价,结果表明,合成的有机硫化物为饱和烷烃,含硫量高达35.49%,具有良好的极压抗磨性。以改性植物油为基础油,添加有机硫型极压抗磨剂、表面活性剂等环境友好型组分,研制出一种钻井液用极压抗磨润滑剂MPA。性能评价结果表明,研制的MPA配伍性好,在清水或钻井液体系中能完全分散,能优化水基钻井液性能,具有优良的润滑性能。
射孔完井工况下固井水泥环破坏研究进展
李进, 龚宁, 李早元, 韩耀图, 袁伟伟
[摘要](1013) [PDF 2703KB](591)
摘要:
射孔完井作为国内外应用最为广泛的完井方式,对油气井增产有着非常重要的意义。随着射孔完井的不断推广,射孔后水泥环层间封隔完整性越来越受到重视,尤其是薄差油气层,而现有研究主要集中于射孔后套管损害及强度影响,对射孔完井工况下水泥环破坏涉及较少。为了更好地促进射孔后水泥环完整性的研究与发展,结合油气井射孔威力大、时间短、温度高、破坏性强等特点,分析指出了射孔完井工况下固井水泥环破坏研究难点主要集中于室内射孔模拟实验难、射孔后水泥环完整性破坏程度难确定、实际工况下水泥环抗冲击破坏能力难确定以及射孔参数影响不清楚等方面,综述了国内外射孔模拟实验、射孔水泥环完整性、水泥环抗冲击韧性、射孔作业参数影响的研究现状,探讨了目前研究存在的不足。提出了以自修复水泥、水泥浆及水泥石性能设计、优化射孔参数、井下水泥环动态破坏预测技术为核心的技术对策与趋势。
温敏性膨胀微胶囊防气窜水泥浆体系
张兴国, 于学伟, 郭小阳, 杨吉祥, 鄢锐, 李早元
[摘要](988) [PDF 4092KB](589)
摘要:
以丙烯腈(AN)、甲基丙烯酸甲酯(MMA)和丙烯酸甲酯(MA)共聚物为壁材,异丁烷为芯材,采用悬浮聚合法制备了一种温敏性膨胀微胶囊防气窜剂,并使用激光粒度分析仪、扫描电子显微镜、油井水泥水窜/气窜模拟分析仪和水泥浆凝结收缩测试仪,探索了异丁烷用量对温敏性膨胀微胶囊防气窜剂膨胀性能的影响,评价了温敏性膨胀微胶囊防气窜水泥浆体系的防气窜效果。实验结果表明,在单位质量(100 g)的去离子水中加入质量比为3∶0.4∶2的AN∶MA∶MMA,30%的异丁烷,1%的引发剂过氧化月桂酰(LPO),0.1%的交联剂1,4-丁二醇二甲基丙烯酸酯(BDDMA),20%的分散剂纳米二氧化硅,反应温度为65℃,在氮气保护下制备得到温敏性膨胀微胶囊防气窜剂。该样品初始膨胀温度为70℃,最佳膨胀温度为83℃,最高耐温达120℃,膨胀倍率约为50。油井水泥水窜/气窜模拟分析测试和水泥浆凝结收缩测试结果显示,温敏性膨胀微胶囊防气窜剂添加量大于等于2%时能弥补水泥水化过程中的体积收缩,其水泥浆体系防气窜性能良好。
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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