准噶尔盆地南缘高温高密度有机盐钻井液技术

有机盐钻井液具有抑制性强、抗高温等优良性能,目前主要在二开井段使用.三开及更深井段的地层温度高,抗高温磺化钻井液和油基钻井液体系面临严苛的环保压力,而当前有机盐钻井液在高温高密度条件下面临流变性恶化和滤失量大的问题.准噶尔盆地南缘复杂地层钻井困难,在二开用有机盐体系的基础上引入封堵剂改性纳米SiO2和聚合物降失水剂HF-1,并优化重晶石粒度级配,研制了可满足高温高压地层的高密度有机盐钻井液体系.结果 表明,影响有机盐钻井液性能的主要因素是降滤失剂和加重剂,室内评价表明该体系性能较之前明显改善,在密度为2.4 g/cm3、180℃条件下流变良好,且高温高压失水量为13.5 mL,滚动回收率高达97％,8h膨胀率仅4.7％,可抗盐至12％,抗钙污染为2％,抗岩屑污染10％.研究可为准噶尔盆地南缘复杂深井地层钻井提供高温高密度有机盐钻井液体系.     

腐殖酸钙抗高温钻井液体系研究

钻井作业对钻井液处理剂的抗温性要求越来越高,原有钻井液体系已无法完全满足深井及超深井的钻探需要。根据腐殖酸钙抗高温作用机理,采用钻井液高温滚动、流变性、失水造壁性等实验与评价方法,分析了不同CaO和膨润土加量对钻井液体系性能的影响,选用CMC、SMP、FV-2等抗高温降失水剂,提出了一套抗高温180℃、抗盐30%的腐殖酸钙钻井液体系。结果表明:最佳的腐殖酸钙钻井液体系配方为0.3%CaO+7.0%SMC+5.0%膨润土原浆+5.0%SMP-1+0.3%FV-2,抗高温抗盐效果良好。     

新油田水泥降失水剂SYB-01的合成与性能评价

通过四元共聚反应,引发温度为55℃,引发剂质量分数为1%,反应前用氢氧化钠使溶液显中性,合成出抗盐、抗温的降失水剂。该降失水剂对水泥浆的抗压强度影响很小。且稠化有直角特性。所以比较适合深井固井作业。     

盐水完井液缓蚀剂的合成及性能评价

针对高温高盐的油气开发工程防腐的需要,以乙二胺、甲醛和亚磷酸为主要原料,讨论了反应条件对产物的影响并优选了实验,合成出一种在盐水完井液中使用的缓蚀剂。利用室内挂片失量法对该缓蚀剂体系性能进行了评价。研究结果表明：该缓蚀剂加量小、性能稳定、效果明显、抗温能力强、有较好的抗盐能力。在pH值为5~7,温度低于120℃,加量为0.2g/L时,能使腐蚀速度控制在0.0700mm/a以下,能有效阻止盐水介质的腐蚀。     

抗高温低聚物KGDP的研制及在深井钻井中的应用

基于分子结构优化设计和单体优选,合成了抗高温抗盐低分子量聚合物KGDP,评价了其分子链热稳定性和在水基钻井液基浆中的抗温抗盐降黏效果,并将其应用于我国目前井底温度最高的2口深井——胜科1(236℃)和泌深1井(241℃)中。结果表明:新研制的低分子量聚合物KGDP分子链热稳定性强,热解温度在330℃以上;在水基钻井液基浆中的抗温能力达240℃以上,降黏效果优于国内外同类降黏剂;在胜科1井的超高温、高矿化度、高固相含量的苛刻条件下以及泌深1井241℃的极高温度下发挥了流型调节作用,有效控制了钻井液的黏度、切力,确保了这两口超高温深井的顺利施工。     

耐温抗盐强乳化聚-表二元复合驱油体系研究及应用

针对高温高盐油藏采用常规聚合物和表面活性剂驱油效果较差的问题,将耐温抗盐型聚合物SPAM-1和阴-非离子复合型表面活性剂YANC-E进行复配,研制了一种适合高温高盐油藏的耐温抗盐强乳化聚-表二元复合驱油体系,并通过室内实验评价了驱油体系的综合性能。结果表明：该二元复合驱油体系的耐温性能较强,在115℃下老化后,体系的黏度保留率仍能达到90%以上,界面张力仍能达到10^-3mN/m数量级;体系具有良好的抗盐性能,当矿化度大于100 000 mg/L时,体系仍能保持较高的黏度和较低的界面张力;体系具有良好的长时间老化稳定性能,在储层温度和矿化度条件下老化60 d后的黏度保留率在85%以上,界面张力始终维持在10^-3mN/m范围内;驱油体系与原油形成的乳状液稳定性较强,放置120 min后乳状液的分水率小于20%,具有较强的乳化性能;驱油体系在地层条件下吸附6次后仍能保持较高的黏度和较低的界面张力,具有良好的抗吸附性能。另外,岩心水驱结束后注入0.5 PV二元复合驱油体系,能使采收率继续提高25%以上,驱油效果较好。A区块内5口采油井在实施耐温抗盐强...     

盐岩蠕变对固井质量的影响

盐岩具有较好的可塑性,在钻井及固井过程中易发生塑性变形或蠕动流动,经常造成盐岩层段固井水泥胶结较差。为给盐层段固井质量评价提供理论依据与指导,通过盐岩力学及蠕变实验获取了盐岩力学特征及蠕变特性参数,构建了盐岩蠕变模型,分析了研究区的实际工程资料。结果表明：相同应变条件下,围压越大,盐岩承载能力越强,弹性模量越大;不同围压条件下,盐岩表现为典型弹塑性变形特征,盐岩破坏类型为扩容破坏;偏应力越大,瞬时弹性应变越大,稳定蠕变应变率越大;随着盐岩的蠕变,固井二界面密封能力在短时间内迅速增大,1000h后增速变缓并以一较小的稳定速度继续增大,且工程实践与数值模拟结果得到相互验证。可见评价模型与方法对盐岩层段固井质量评价具有积极实践意义,亦可对其他地区类似地层提供有意义的借鉴。     

注水泥循环温度影响因素探讨

循环温度的准确预测是保障固井作业安全和固井质量的重要影响因素之一。特别对深井而言,水泥浆性能对温度十分敏感,温度预测偏低5 ℃会严重缩短水泥浆可泵送时间,易引发固井事故,温度预测偏高会延长候凝时间,甚至可能发生超缓凝,水泥柱顶部十天以上都无强度,延误后续钻进作业。为保证施工安全,提高固井质量,根据井下传热特点及施工流程,建立了一种新的二维瞬态注水泥循环温度预测模型。研究结果表明：（1）固井前应多周循环钻井液,并适当提高循环排量,可以有效降低注水泥循环温度;（2）冬季最高循环温度低于夏季,尤其对浅井而言差别更加明显,冬季适当降低循环温度设计值不会影响安全泵注,而且能减小水泥浆体系设计难度;（3）深井温度系数高于浅井,井眼尺寸越大,循环温度越低。     

抗高温高密度水基钻井液体系研究

针对抗高温高密度钻井液体系及应用工艺对超深井、深井成功钻探至关重要,国内外抗温200℃、密度达2.30g/cm³的水基钻井液体系的研究应用报道较少,且国外在此条件下多选择油基钻井液体系的问题。通过优选磺化类抗温处理剂、加入高温稳定剂等途径建立了抗温200℃、密度达2.30g/cm³的淡水钻井液体系和含氯化钾体系。该体系热稳定性优良,高温高压下流变性合理,具有一定抑制性。对深井、超深井钻井液的选择使用具有指导意义。     

油井水泥缓凝剂乙二胺四亚甲基膦酸盐的研制与应用

针对深井固井高温环境下水泥浆稠化时间和抗温性能难以满足现场施工的问题,研制了一种抗温抗盐缓凝剂乙二胺四亚甲基膦酸盐(EDTMP),考察了EDTMP的热稳定性、高温缓凝性能、抗盐性能、配伍性能以及其对水泥石抗压强度的影响.将EDTMP与其他缓凝剂作了对比,探讨了EDTMP的缓凝机理,并进行了现场试验.结果表明,EDTMP可抗170℃的高温,加量少,稠化时间可调,过渡时间短;对NaCl不敏感,对水泥石抗压强度无影响,与其他外加剂有很好的配伍性;EDTMP稠化曲线较理想,没有出现稠化曲线不稳定和水泥浆性能不稳定的现象.该缓凝剂能较好地适应高温环境、盐膏层和长封固段,现场试验取得了很好的效果.     

低密度大温差水泥浆体系在古城8井的应用

塔里木油田古城8井φ200.03mm技术套管固井具有大温差、长封固特点,针对作业过程中面临的低密度水泥浆高温稳定性差、顶部强度发展缓慢等技术难题,开展了1.3¹.4g/cm3低密度大温差水泥浆体系的研究。开发了温度、加量敏感性小,性能稳定的大温差缓凝剂PC-H42L;优选出耐高压、密度小、价格低的人造玻璃微珠PC-P63;基于颗粒级配原理,对水泥、漂珠、增强剂、防窜材料等合理搭配,结合高温缓凝剂及降失水剂,开发出低密度大温差水泥浆体系,该体系具有沉降稳定性好,顶部强度发展迅速,稠化时间线性可调等特点,能够满足110℃以内温差,一次性封固6000m的长封固大温差作业需求。     

高密度高炉矿渣水泥浆固井技术研究

以低密度矿渣水泥浆研究结果为基础 ,设计高密度水泥浆 ,使油气井全井段使用矿渣水泥浆固井 ,以提高固井质量 ,降低固井成本 .以高炉矿渣为水化胶凝材料 ,添加少量水泥和碱性激活剂 ,结合 MTC固井技术和多功能钻井液固井技术 ,设计密度 1 .75～ 1 .93 g/cm3 的矿渣水泥浆、矿渣MTC浆和矿渣 UF浆 .对 3种高密度矿渣水泥浆在 45～ 75℃条件下水泥石的抗压强度 ,水泥浆的凝结时间、流变性和稳定性进行试验对比 .试验结果表明 :3种水泥浆水泥石抗压强度从大到小依次为 :矿渣 UF浆 ,矿渣 MTC浆 ,矿渣水泥浆 .3种体系水泥石抗压强度满足油气井井下射孔作业对水泥石抗压强度的要求 .在 45～ 75℃条件下 ,随着温度的升高 ,高密度矿渣水泥浆和矿渣 UF浆水泥石抗压强度呈降低趋势 .矿渣 MTC浆和矿渣 UF浆的流变性、稳定性和稠化时间可通过钻井液的加量及性能来调整     

超高密度水泥浆体系实验研究与应用

为了解决高密度钻井液条件下固井水泥浆密度问题,开展2.80 g/cm~3超高密度水泥浆研究势在必行。根据固井水泥浆相关工艺及颗粒级配理论模型,优选高密度水泥浆相关材料进行实验分析。确立了三级加重模式设计超高密度水泥浆,即选用100目、500目及200目密度为7.0 g/cm~3的还原铁粉进行加重。选用DHL胶乳作为加重悬浮剂,胶乳颗粒属于纳米颗粒,具有良好的悬浮作用;同时还具有减少水泥浆失水的能力。采用液体外加剂控制水泥浆性能,通过室内试验水泥浆密度达到了2.82 g/cm~3,流动性、沉降稳定性良好,现场应用效果良好。该成果刷新了中石化水泥浆固井纪录,对油气开发具有重大、深远的意义。     

TK1119超深井钻井液技术

TK1119井是塔河地区的一口超深评价井,完钻井深6201m．该井地质结构复杂,穿越地层多,井壁稳定难度大．针对不同地层特点采用不同的钻井液,辅助相应的维护处理工艺,保证该井顺利完钻,解决了上部地层频繁阻卡、侏罗系和三叠系水化失稳、石炭系大段岩盐坍塌及盐膏层缩径卡钻及奥陶系井漏的难题,为区块进一步勘探开发提供了技术保障．     

新型两性离子聚合物页岩抑制剂的制备及性能评价

针对泥页岩储层段黏土矿物含量较高,钻井过程中易发生井壁失稳现象等问题,以小分子有机胺(LCA-2)、二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)和甲基烯丙醇聚氧乙烯醚(HPEG)为单体,制备了一种两性离子聚合物页岩抑制剂DDM-1。采用红外光谱对其结构进行了表征,结果表明其分子结构符合预期设计。考察了DDM-1的抑制性能、耐温抗盐性能和对钻井液性能的影响,结果表明,加入1.0%DDM-1可以使泥页岩钻屑滚动回收率达到90%以上,并具有良好的抑制膨润土造浆能力,抑制效果明显优于无机盐类抑制剂;同时具有良好的耐温抗盐性能;DDM-1对现场钻井液体系的流变性和滤失量的影响较小,具有较好的配伍性,且抑制性强于国内同类产品,与国外产品效果相当。说明DDM-1是一种性能优良的泥页岩抑制剂,能够满足高性能水基钻井液对强抑制性的要求。     

川东北寒武纪盐盆成盐环境及其找钾意义

 四川盆地东北部寒武系蒸发盐发育,该区钻孔见有高矿化度卤水,建南地区中寒武统覃家庙组沉积厚层石膏及石盐(建深1 井),钻遇石盐累计厚度达120 m,各盐层之间仅夹有薄层石膏,石盐单层最厚达80 m(可能存在挤压增厚),结束了对于本区未达到石盐沉积的认识.对建深1 井岩盐沉积段岩屑样品(石盐岩屑尚难识别其是原生石盐还是次生石盐)的溴氯系数进行分析得出,其溴氯系数值相对较低,一般为0.05~0.22.将水溶与酸溶的钾离子百分含量进行对比,酸溶的钾离子含量明显高于水溶钾离子含量,约为水溶的1.3~2.0 倍,可能与石盐岩屑中存在较难溶于水的含钾矿物有关.川东北现有多口井钻遇寒武系高矿化度含(富)钾、溴、锂卤水,其含量最高可分别达4.6 g/L、886 mg/L 和148 mg/L,可进行综合利用.研究认为该区卤水的较高,Li⁺含量既不是完全由海水浓缩而成的沉积卤水,更不是溶滤盐类的结果,推测与该地区的水-岩作用、火山活动与深部来源的热水有关.综合分析本区的成钾条件和亚洲寒武系成盐成钾的广泛性,认为应关注及加强研究该区成盐找钾.     

页岩储层水平井固井水泥浆体系应用研究进展

中国的页岩储层具有埋藏深、地温梯度高、封固段顶底温差大等特点,能够在深层水平井高温及大温差条件下固井,并在后期大规模体积压裂期间保持井筒完整性的固井水泥浆体系的选择成为近年来的焦点。为明确页岩储层深层水平井固井水泥浆技术的发展方向,基于页岩储层水平井固井对前期水泥浆流变性能要求与后期水泥环力学性能要求,分别从外加剂适用条件、外加剂反应机理以及微观结构的形成3个方面探讨了页岩储层水平井的固井水泥浆技术难点及研究现状,汇总了国内外各大油气田页岩储层水平井固井硅酸盐水泥浆体系的应用实效,提出了相应的技术措施及未来固井水泥浆体系的研究重点。     

准噶尔盆地南缘井壁失稳机理及对策研究

准噶尔盆地南缘深层钻井存在高温高压、井壁失稳等难题,现用油基钻井液技术面临巨大挑战.根据呼探1井复杂情况统计,基于对失稳地层岩样组构及特征的分析,揭示了井壁失稳机理.结合南缘深层钻井液技术需求,优选自主研发的纳米封堵剂、超细碳酸钙和弹性石墨形成粒度级配,构建了可有效封堵0.05～50.00 μm地层孔缝的油基钻井液体系...     

适用于柴油基钻井液的洗油型冲洗液研究

针对柴油基钻井液易残留井壁和套管壁表面,影响水泥环胶结质量这一问题,进行了FYJ洗油型冲洗液研究：（1）建立表面活性剂的优选方法;（2）优选高效表面活性剂;（3）以清洗效率、润湿反转性能及其与柴油基钻井液和水泥浆的相容性为评价指标,获得综合性能良好的FYJ洗油型冲洗液。实验结果表明：（1）适用于洗油型冲洗液用表面活性剂应选用HLB值在12~15的阴离子型、非离子型或两者复配的表面活性剂体系,且加入表面活性剂的溶液表面张力（γ）接近或小于钻井液的临界表面张力（γ_c≈23~27 mN/m）,而较优加量至少大于临界胶束浓度（CMC值）;（2）FYJ洗油型冲洗液对不同种类的柴油基钻井液的清洗效率皆达到82%以上,有较好的抗温抗盐性;（3）该洗油型冲洗液与柴油基钻井液和水泥浆的相容性良好。