一种新型钾基磷酸盐无固相高密度封隔液

高温高密度封隔液是高温高压井完井关键技术之一,目前密度超过1.60 g/cm 3无固相盐水封隔液只有溴盐、锌盐或者甲酸铯溶液,溴盐毒性大,锌盐高温腐蚀性难以控制,而甲酸铯价格昂贵,难以满足高温高压井完井技术要求,开发针对高温高压井的新型无固相高密度清洁盐水封隔液势在必行。以磷酸三钾TKP为主剂并添加其他处理剂优化而成可溶性盐SW4,研发了一种新型钾基磷酸盐无固相高密度封隔液,测试了其密度调节能力、水溶液的流变性和流变模式、金属腐蚀性、高温稳定性、生物毒性等性能。结果表明,SW4封隔液常温条件下最大密度可达1.90 g/cm 3;随密度增大,其水溶液黏度上升,其流变模式为牛顿流体;密度1.85 g/cm 3的封隔液在150℃、7 d条件下对A3钢、N80钢、TN110Cr13S和TN110Cr13M钢的腐蚀速率均小于0.076 mm/a,N80钢在1.80 g/cm 3 SW4封隔液中的腐蚀性明显低于同等条件下的溴化钠、溴化钙和溴化锌,与甲酸铯相当;在同等加量条件下,SW4能够提供更多的K+,具有更优异的防膨性;高温稳定性强,能够满足高温高压井完井工况需求;生物毒性低,具有环境可接受性,可以满足作为无固相高密度封隔液加重剂的技术要求。

洛河组砂岩用新型无固相冻胶注浆体系

洛河组砂岩采动地层涌水频繁,严重影响了矿井安全生产。针对传统注浆体系面临渗滤效应严重和成胶性能不可控,难以实现裂隙出水有效调控的技术难题,通过分析5种天然典型岩心样品(含砾砂岩、巨粒砂岩、粗粒砂岩、中粒砂岩、细粒砂岩)的矿物组成及微观形貌,明确了孔隙微观赋存特征,构建了低成本、稳定性优异的无固相冻胶注浆体系。通过物理模拟驱替实验研究了冻胶注浆体系的注入性和封堵性能,通过核磁共振在线驱替实验研究了注浆封堵前后岩心中的孔隙分布变化特征。结果表明,孔隙直径小和孔喉连通性差是造成传统注浆体系难以顺利注入和深部运移的地质原因。由于渗滤效应的存在,传统注浆体系的固化封堵效果明显低于理论设计。以0.5%~0.6%聚丙烯酰胺、0.6%~0.7%有机胺类单体交联剂、0.07%~0.08%酚类单体交联剂和0.2%~0.3%有机酸类调节剂为原料,构建了低成本、无固相、易深部注入的新型冻胶注浆体系。该冻胶注浆体系可实现48h内成胶,180d内未见明显脱水,长期老化稳定性优异。冻胶注浆体系的注入性良好,持续冲刷岩心后的压力衰减率为7.85%~20.95%,封堵率为82.04%~92.19%。冻胶注浆体系通过占据大孔道或裂缝空间,增大渗流阻力,迫使后续流体转向,实现出水层有效封堵。该研究成果可为洛河组砂岩注浆堵水施工提供新思路。

P110S油管在无固相压井液中点蚀成因分析

分析P110S油管在井下无固相压井液环境中发生点蚀的原因。经检测油管的合金成分和组织无异常;通过对压井液注入前后的化学性质和腐蚀产物的分析,判断压井液入井后有酸性物质混入,且腐蚀产物中存在CO_(2)腐蚀特征产物FeCO_(3);通过高温高压腐蚀模拟试验再现油管点蚀现象,确定了P110S油管在无固相压井液中的点蚀是因为井下CO_(2)溶入压井液后引起油管发生CO_(2)腐蚀。对于井下工况不甚明朗的作业管柱选材,建议依据前期探明的井下工况选用具有更高耐蚀性能的管材,提高管柱腐蚀冗余,从而避免管柱腐蚀失效带来的安全隐患和经济损失。

基于温敏聚合物/纳米复合材料的抗200℃高温无固相水基钻井液研究

针对传统无固相钻井液抗温性能较差的难题,以纳米复合材料N-AMPA为主剂,构建了具有优良抗温性能的无固相钻井液体系。评价结果表明,在25~180℃,1%N-AMPA水溶液的黏度增加率达43%,表现出优良的高温增黏性能;1%N-AMPA水溶液经200℃/16 h老化后,黏度保持率达67.6%,其抗温增黏效果明显优于增黏剂HE300。以N-AMPA为主剂构建的无固相钻井液体系,抗温能力达200℃,热滚16 h后的表观黏度保持率达67.0%、API中压滤失量为7 mL,耐温能力较强;抗氯化钠、氯化钙和劣土污染能力分别达20%、0.8%和10%,污染后于200℃热滚16 h, API中压滤失量始终低于9.5 mL,具有较好的抗污染性能;泥页岩膨胀率约3%,抑制防塌性能好;岩心渗透率恢复率达90%,储层保护效果好。

抗高温无固相保护储层钻井液的体系建立与实验

从配制新型抗高温无固相钻井液出发,建立抗高温无固相保护储层钻井液体系,自制合成材料BHX作为抗温增黏降滤失剂封堵剂和消泡剂H26,并且以HCOOK有机盐加重剂构建无固相抗高温钻井液体系。基于处理剂加量优选,确定密度为1.30 kg/L的抗高温无固相钻液为水+0.7%NaOH+0.5%Na_2CO_(3)+0.7%VIS-HT+3%BHX+3.0%FDH+3.0%H26+HCOOK。实验结果表明,钻井液体系的渗透率恢复值均>90%,具有优良的储层保护效果,满足钻井储层保护要求。

无固相弱凝胶射孔液在渤海油田大位移井完井中的应用

为了减少渤海油田完井作业过程中完井液的漏失,缩短返排时间,保障渤海油田大斜度、大位移井作业安全,降低压力亏空地层射孔作业卡枪的风险,此文分析了封堵机理及其特点,研发了无固相弱凝胶射孔液体系,并通过室内实验评价其剪切稀释、触变、封堵、抗温、抑制和返排等性能。实验表明,该体系既可通过形成弱凝胶封堵射孔产生的射孔孔眼,阻止完井液漏失,减少对地层的污染;同时也可提高压力亏空地层的地层承压能力,能有效悬浮地层出砂,防止射孔枪卡钻,还具有易返排的特性。该体系在渤海油田大斜度、大位移井的成功应用,有效满足了大斜度、大位移井射孔作业的需求。应用表明,该体系能大幅减少亏空地层作业过程中完井液的漏失量,缩短油井的返排时间,储层保护效果明显,具有很强的推广意义。

无固相弱凝胶钻井液配方优化及在塔里木油田的应用

针对无固相弱凝胶钻井液在使用过程中出现的易起泡、抗气侵能力欠佳、滤失量偏大等问题,以表观黏度、起泡率、泡沫半衰期、表面张力、高温高压滤失量、渗透率恢复值等参数为指标,分别评价了现场井浆用水、无机盐加重剂、降滤失剂、增黏剂、弱凝胶结构剂等对钻井液性能的影响。对无固相弱凝胶钻井液配方进行了改进,加入强抑制剂聚乙二醇,使用甲酸钠等有机盐取代氯化钙进行加重。改进配方的高温稳定性提高到150℃,高温高压滤失量降至12 mL,0.3 r/min超低剪切速率下的黏度显著增大,并且用天然岩心测得的渗透率恢复值提高了37%。优选出了1种消泡剂———聚硅氟消泡剂,该剂具有很强的抗盐、抗钙能力,抑泡、消泡效果显著。改进的无固相弱凝胶钻井液在TZ826井的应用中取得了明显效果。

胜利油田无固相抗高温钻井液体系的研究与应用

针对埋藏较深的潜山油藏、碳酸盐岩储层的地层温度较高,固相颗粒是其主要损害因素的特点,研制出了一种用于无固相钻井液体系、抗温能力超过150℃的高温增粘剂TV-Ⅰ,以此为主剂研制出了淡水、复合盐水、海水等无固相钻井液体系,并分别在胜利油田4个不同区块的13口井上进行了现场应用。结果表明:在井深超过4000 m、井底温度在150℃以上(最高达170℃)的情况下,该体系具有热稳定性好、抗温抗盐能力强(高达180℃)的特点,很好地解决了以往无固相钻井液高温状态下由于聚合物的降解而造成的降粘问题;携岩能力强,保证了钻井施工安全顺利;具有良好的技术经济效益。

甲酸盐无固相钻井液研究

针对金刚石绳索取芯钻进要求 ,研究获得了几组甲酸盐无固相钻井液体系配方。对其性能进行测试分析以及对其环保特性进行了评价。结果表明 ,甲酸盐钻井液密度可调范围大 ,流变性和润滑性好 ,抗高温抗污染能力强 ,符合国际环保规范 。

无固相弱凝胶钻井液技术

塔中油田志留系储层的平均孔隙度为8.25%~10.04%,平均渗透率为7.118×10-3~52.628×10-3μm2,属于特低渗储层,加上储层中存在微裂缝、构造缝和收缩缝,为固相颗粒和液相侵入提供了通道,固体很容易对储层造成伤害。通过室内研究优选出了弱凝胶无固相保护油气层钻井液。该钻井液具有独特的流变性,表观粘度低、动塑比高、低剪切速率粘度高、切力与时间无依赖性、即使在140℃下也具有良好的悬浮携砂能力、润滑性和抑制性,渗透率恢复值最高达97.5%。现场应用表明,无固相弱凝胶钻井液性能稳定,能够快速形成低渗透性泥饼,阻止外来流体的侵入,利于油气层保护,岩屑代表性好,荧光级别低,容易清洗,满足录井需要,并具有除H2S效果,维护简单,高温稳定性好,抗温可达140℃,能够满足井深为6450 m的超深井钻井施工的需要。

无固相水基隔热封隔液研究应用现状

在深水油气井、注蒸汽井、地热井以及永冻层油气井开采过程中大量热量损失会带来严重后果。介绍了国外水基隔热封隔液的研究和应用现状,包括剪切稀释体系、延迟交联体系及自交联体系。3种体系中,多元醇(聚合醇)和可溶性盐具有降低导热系数、加重、提高体系热稳定性等多重作用。剪切稀释体系中,高吸水树脂固化体系中的水和醇可进一步减小自然对流传热损失;延迟交联体系中,缓凝剂延缓增黏剂的交联方便现场泵送封隔液入井;自交联体系中,2种增黏剂在环空一定温度下发生自交联,体系黏度剧增从而进一步削弱自然对流传热。最后指出了研发水基隔热封隔液的必要性,并建议研究含高吸水树脂的剪切稀释体系和含缓凝剂的交联体系。

新型无固相钻井液体系研究新进展

甲酸盐钻井液是一种新型无固相钻完井液体系,具有密度易调且范围宽(1.0～2.3g/cm3)、高温稳定性好(225℃)、抑制性强、可增强页岩井壁稳定的特性,高密度下具有优良的流动性。为解决我国西部地区山前构造带复杂深井高密度钻井液使用成本高的难题,调研了国内外甲酸盐钻井液技术。提出采用密闭循环或经净化后回收再利用的方法来降低甲酸盐钻井液的使用成本,并加入少量适合的加重剂以形成滤饼来保护井壁的稳定,降低了深井、超深井钻井液的使用成本。该研究成果为我国西部地区山前构造带复杂深井、超深井钻井液体系的选择提供了依据。

高密度低腐蚀无固相压井液研究与应用

大港油田在近阶段的勘探开发过程中,深井、高温高压井不断增多,急需保护油层的高密度压井液,以解决施工安全、储层污染、管柱腐蚀等问题。室内优化研究了高密度无固相甲酸盐压井液配方,其密度最高达1.70g/cm^3,通过使2种甲酸盐的复配比例达到最优,可最大限度地降低压井液成本。对缓蚀剂进行了优选,添加了适宜缓蚀剂的压井液,在180℃高温下的腐蚀率小于0.02 mm/a。同时进行了再利用技术研究,优化了回收工艺并配套了回收设备。经过2口井的试验应用,该压井液的施工成功率为100%。

低压气藏用低密度无固相泡沫修井液的研制及试验

在产能低、漏失量大的低压气层,使用常规修井液时会带来排液困难、地层伤害严重、产能难以恢复等问题,为此,在可循环泡沫钻井液的基础上,通过添加高效两性离子型发泡剂及稳泡剂,使其能够形成具有特殊结构的微泡状材料,研制了一种保护储层的低密度无固相泡沫修井液。该修井液的泡沫密度达到0.50～0.95kg/L,黏度不大于90mPa·s,100℃温度下的稳定时间达到24h。室内性能试验表明：该修井液储层伤害率和滤失量低,堵漏效果良好,温度、压力对其稳定性影响较小。在新疆八二西80104井的现场试验表明,该修井液性能稳定,防漏堵漏效果良好。研究认为,低密度无固相泡沫修井液可在井漏严重、储层水敏和水锁严重的低压气藏应用,能有效保护储层,提高气井产量。

新型油溶暂堵型无固相修井液的研制

位于塔里木盆地北部的雅克拉—大涝坝凝析气田经过多年的开采,其储层条件发生了很大的变化。由于原修井液体系固相含量较高,致使气井相继出现污染,储层也受到不同程度的损害。针对该气田储层特点,从增黏剂、降滤失剂、抑制剂和对储层孔喉具有暂堵作用的特殊粒子等入手,以生物聚合物、羟乙基聚合物纤维素类为主处理剂,并辅以降滤失剂、油溶性暂堵剂等开展了一系列实验研究,研制出保护储层的新型油溶暂堵型无固相修井液体系。现场试验表明,新型修井液体系性能优良,流变性易于调整和控制,抗高温能力强,API滤失量小于等于8mL且HTHP滤失量很低,岩心渗透率恢复值超过80%,具有明显的储层保护效果。

无固相低温钻井液的研制——用于青藏高原永冻层天然气水合物的钻探

在即将实施的青藏高原永久冻土层天然气水合物的钻探中,钻井液体系的研制起着举足轻重的作用。通过对高原冻土天然气水合物的赋存环境特性和钻井取心工艺技术特点的分析研究,以流体低温特性理论为指导,同时借鉴国外的先进经验,提出了以分解抑制法为基础进行低温钻井液体系设计的技术方案。在低温钻井液基础液研究的基础上,以15%NaCl溶液作为基础液研制出了满足高原冻土天然气水合物钻探要求的无固相低温钻井液体系,弥补了国内在这方面研究的不足,为实施高原冻土天然气水合物钻探做好了钻井液方面的技术准备工作。

新型无固相完井液技术在胜利油区的应用

通过考察不同储层的完井技术特点,结合地层要求和完井液体系特点,分别研究了无固相有机盐甲甙完井液和生物完井液。室内研究表明,无固相甲酸盐甲甙完井液具有较强的抑制性能,相对膨胀率可降至10%,且对筛管不会产生堵塞;生物完井液具有优良的储层保护性能。18口水平井的现场应用结果证实,针对不同地层特点设计使用的2种新型无固相完井液,不仅能够满足不同地层在井壁稳定、防止地层水化膨胀和环境保护的要求,还可有效清除滤饼、避免筛管堵塞,保证油气通道顺畅,单井产量显著提高。

新型无固相压井液的研究与应用

ＨＬ－１型压井液由阳离子聚电解质、非离子表面活性剂和ＣａＣｌ２配制而成。本文介绍了该压井液的流变性、滤失性、腐蚀性和稳定性，考察了ＨＬ－１压井液对地层岩心的损害程度，简要介绍了ＨＬ－１压井液的现场应用效果。实践证明，ＨＬ－１压井液性能稳定，流动性好，悬浮能力强，对地层的伤害小。

无固相抗高温钻井完井液在渤深6区块的应用

渤深6潜山为二台阶潜山,压力系数为1.18,地层温度高达180℃,属于孔隙-裂缝性油藏,潜在储层损害因素主要为应力敏感性和固相侵入。推荐选用欠平衡钻井工艺,而且钻井液要有好的抑制性和抗高温稳定性。针对该储层特征,在现场调研和处理剂配伍性实验研究的基础上,通过评价配方的油层保护性能,优选出了用自行研制的抗高温聚合物TV-1作增黏剂的无固相抗高温复合盐水钻井液,并在渤深6-1及渤深6-4井进行了应用。结果表明,该钻井液具有良好的抗温性及油层保护效果,且性能稳定,现场应用简单,易于维护,且携岩性能好,井眼净化能力强,完全满足渤深6区块低压高温油层对钻井液的要求。

车古潜山油藏抗高温无固相钻井液技术

车古区块潜山油藏断层发育,地层压力系数低,井底温度高。前期使用的钻井液体系性能不完善,致使钻进过程中常常发生井漏、井喷及电测遇阻等复杂情况。通过分析车古区块复杂情况发生的原因,根据钻井液体系选配要求,优选了抗高温无固相钻井液体系。室内实验表明,该钻井液体系抗温性好,润滑性及封堵能力强。该体系在车古区块车古211井和车斜577井进行了现场应用,配合相应的现场钻井液维护处理工艺,施工过程中井壁稳定,井身质量好,井眼净化效果好;通过辅助钻井工程,提高了机械钻速,取得了优快钻井的良好效果。