油基钻井液高温乳化剂连续化生产装置研究

为降低安全风险和生产成本,以油基钻井液高温乳化剂室内合成工艺参数为基础,将微通道反应精馏原理与降膜蒸发技术耦合设计了一套高温乳化剂连续化生产装置,考察了出料温度、停留时间和真空度等参数对产物转化率的影响。研究结果表明,相比于釜式间歇生产过程,采用本套连续化生产装置进行高温乳化剂的生产,可以使吨产品的生产时间由240 min降到60 min,电耗由800 kW·h降低到180 kW·h。此外,采用该套装置生产的乳化剂与釜式生产装置生产的乳化剂理化性能相当,配制的钻井液具有良好的体系稳定性,高温高压滤失量低于3 mL。连续化装置可用于高温乳化剂的生产,其高效、低成本特点为油基钻井液高温乳化剂的推广应用奠定了基础。

高温高压封隔液抗CO_(2)腐蚀性能影响因素研究

在高温高压井的生产过程中,油套环空带压与套管腐蚀逐渐成为影响油气田安全开发的关键所在;对高温高压井封隔液,分析材质、密度、缓蚀剂加量、二氧化碳分压对腐蚀性能的影响进行研究,结果表明:封隔液的腐蚀速率随着温度、密度、CO_(2)分压的增加而增大,随着材质Cr含量和缓蚀剂加量的增加而减小;在150℃,CO_(2)分压2.0 MPa时,缓蚀剂加量1.5%时,封隔液对13Cr-L80钢的腐蚀速率仅为0.053 mm/a,满足现场的生产需求,为现场生产提供参考。

储层保护型修井液技术系列的研究及应用

从储层伤害的机理出发,结合修井液的特点对其造成的储层敏感性伤害进行了分析,分别从减少修井液的固相和液相伤害进行了体系构建。结合实验研究研制出了封堵性能好、抑制性强、易返排、储层保护效果优异的修井液技术体系及配套完井液;并以南海西部乐东15-1气田为目标区块进行了现场应用。结果表明,该技术系列能够有效地保护油气层,提高修井作业后的产量恢复效率,效果十分显著。

氧化破胶剂过硫酸钾的安全性

为确保氧化破胶剂在储存、运输中的安全稳定,需要测试氧化破胶剂的氧化性能,并进行安全化处理。根据联合国《关于危险货物运输的建议书——试验标准手册》第二部分中的试验方法并结合实际情况,本文选用过硫酸钾(K2S2O8)为主要原料,同时添加其他4种稳定剂形成混合体系,采用差示扫描量热分析仪(DSC)和热重分析仪(TGA),分别对单独组分和混合体系进行测试,评估氧化性物质过硫酸钾的热稳定性。结果表明,Na Cl、KCl、羟甲基纤维素钠(CMC)等无机盐类不能有效改善K2S2O8的热稳定性。而惰性物料炭黑可有效改善K2S2O8的热稳定性,最佳添加量为2.5份。

耐温抗压吸水堵漏剂Poly-gel的合成及性能研究

以丙烯酰胺(AM)和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)为单体,加入N,N'-亚甲基双丙烯酰胺(MBA)作为交联剂,设计正交实验。采用溶液聚合法合成了耐温抗盐吸水树脂Poly-gel,对其结构进行了表征。对合成出的产品进行了性能测试。结果表明,此共聚物Poly-gel耐高温135℃,抗盐性能强;并且抗压4.83 MPa,封堵能力强。

海水钻井液废液处理技术研究

海水钻井液废液需要进行减量化处理,必须进行固液分离.对于模拟的海水钻井液废液,优选的混凝剂为PF-PCF,由一种阳离子双子型聚丙烯酰胺(分子量300万,阳离子度15%),使用浓度为7 500 mg/L,絮凝分离后上清液的pH=6.94,脱水率为55.7%,脱出水较清.使用Materials Studio 2017 R2软件,分析了加入混凝剂前后,海水钻井液废液体系的能量绝对值由937.733 kcal/mol,降至390.518 kcal/mol,下降率为58.4%,有利于海水钻井液废液的固液分离.

MEMOFLOW微乳液清洗液的研究及性能评价

油基钻井液钻进后的地层和井下工具表面普遍会变为亲油性,导致后期作业中的工作液因为表面特性不同,作业效果大受影响,为解决此类问题,研发出了MEMOFLOW微乳液清洗液。室内实验表明:MEMOFLOW微乳液清洗液的最佳清洗温度为60℃,浓度为12.5%,清洗时间为15 min,同时能够将亲油性表面改变为亲水性表面,将经油基钻井液浸泡过的金属载片的接触角从85.6°降至22.3°,比原干净的金属载片接触角26.7°更小,具有很强的润湿反转性能。

基于Pitzer模型的复合盐水完井液低温相平衡计算

结晶点是混合盐水完井液的主要性能指标,绝大部分文献和手册只提供了单盐的结晶点数据,混合盐数据只有通过实验才能得到。通过数学模型计算混合盐水的结晶点可省去大量的实验工作,并为完井液组成优化提供依据。采用Pitzer模型和Spencer模型参数进行了完井液常用的NaCl、KCl和CaCl_2的单盐及二元混合盐体系的固液相平衡计算。通过文献数据和实验数据验证了计算结果的可靠性。验证结果表明,在25℃以下时,计算值与文献值的相对标准偏差均小于0.1,能够满足完井液研究和施工设计的需要;25℃以上时,KCl的单盐体系计算偏差变大,需调整KCl的Pitzer参数再进行相平衡计算。

油溶性树脂暂堵剂的室内评价

室内评价了油溶性树脂暂堵剂对钻井液性能的影响,结果表明,油溶性树脂跟钻井液处理剂有很好的配伍性,对钻井液流变性影响不大。在砂床滤失方面,油溶性树脂暂堵剂起到了很好的作用,堵漏效果明显。通过岩芯伤害实验发现,渗透率恢复值为87.4%,说明该油溶性树脂起到了很好的储层保护作用。

陵水17-2深水开发井储层钻开液体系研究及现场实践

针对南海西部LS17-2深水开发井储层物性特征、作业模式和完井方式,借鉴前期非深水井应用案例,通过室内技术体系优选和评价实验,优选了一套适合深水开发井气田储层开发的无固相储层免破胶钻开液体系,并对体系综合性能进行了评价。结果表明:该体系在深水低温环境下流变性稳定,长期老化后性能变化不大,有利于流变性控制,低温高压下水合物抑制性强。此外该钻开液PST过筛能力强,砂盘封堵能力好,突破压力低,具有优异的储层保护效果。6口水平井现场应用结果证实,该钻开液体系流变性能稳定,施工过程中未发生井壁失稳等井下复杂情况,能够满足深水开发井水平段钻进作业,为国内海洋深水开发井提供技术支撑。

油田污水中硫酸盐还原菌杀菌剂的研究

硫酸盐还原菌(SRB)是石油生产过程中常见的有害菌,其主要危害是引起生物腐蚀和注水水质沿程恶化。油田常用的杀菌方法为操作简单、杀菌效果明显的化学杀菌法,其技术关键是高效杀菌剂的开发及杀菌条件的优化设计。研究了3种杀菌剂CA-SJ01、CA-SJ02和CA-SJ03在不同条件下对南海Z油田采出污水中SRB的抑制作用。通过单因素法,得到了单一菌剂的最低杀菌温度、最低使用质量浓度、最短杀菌时间。在此基础上,通过杀菌时间、杀菌温度、杀菌剂质量浓度3因素3水平L_(9)(3^(3))正交实验,考察了不同杀菌剂的最佳使用条件。结果表明:CA-SJ01的最佳使用条件为温度35℃、质量浓度10mg·L^(-1)、处理时间30min;CA-SJ02的最佳使用条件为温度35℃、质量浓度5mg·L^(-1)、处理时间6 h;CA-SJ03的最佳使用条件为温度25℃、质量浓度50 mg·L^(-1)、处理时间1 h。最后结合海上平台高效开发时效性,优选CA-SJ01作为硫酸盐细菌杀菌剂。

油基钻井液高温乳化剂的制备与性能评价

为了提高油基钻井液用乳化剂的抗温性,以植物油酸、二乙烯三胺、马来酸酐为主要原料,制备了油基钻井液高温主乳化剂(PF-EMUL HT)和辅乳化剂(PF-COAT HT)。利用红外光谱和热重分析表征了2种乳化剂的分子结构及耐温性。通过测定动态界面张力、乳化效率和乳液电稳定性,分析了2种乳化剂的乳化能力及抗温能力,提出了可能的乳化机理。同时,研究了乳化剂加量、油水比、温度和密度对所配制钻井液的影响。结果表明,PF-EMUL HT具有酰胺化基团,PF-COAT HT具有酰胺基、羧基等多官能团结构。2种乳化剂均能有效降低油水界面张力,二者复配制得的乳液经232℃高温老化后的破乳电压大于370 V,乳化效率为96%。配制的油基钻井液在150~232℃、油水比为60∶40~90∶10的条件下老化后均具有良好的稳定性,可满足高温高压井、定向井等的作业需求。

钻井液滤液侵入储层深度的评价方法

本文利用高温高压动态滤失仪测试了不同时间钻井液污染岩心的滤失量,拟合得到滤失量跟时间平方根的线性方程,由此可计算出该钻井液体系在储层的滤失体积,而此滤失体积跟被污染储层的孔隙体积相等,据此可计算出滤液的侵入深度。计算公式表明:钻井液滤液侵入储层的深度与泥饼的渗透率、固体含量因素、渗滤压差、滤液粘度的复合影响参数及储层孔隙度、井眼半径有关。利用此方法评价了NB31-1-3H井和上海残雪北区块储层侵入深度,结果显示无固相弱凝胶钻井液体系侵入深度浅,具有较好的储层保护效果。

泡沫完井液的研究与应用

论述了泡沫的两个基本性质：起泡性和稳定性。对起泡性和提高泡沫稳定性的方法作了评价。通过对发泡剂及稳泡剂的筛选,研制出了低密度泡沫完井液的配方。试验结果表明：此泡沫完井液体系密度可控（0.6～0.75 g/cm3）、稳定时间长,具有很好的储层保护效果。

东方1-1气田储层保护型钻开液研究与应用

东方1-1气田储层储渗性、孔隙连通性差,束缚水含量高,易水锁损害;且气田经过长期开发,储层存在严重压力衰竭,且开发层位浅,地层破裂压力低,密度窗口窄,常规的钻开液封堵性能不足导致井壁失稳及井漏频发,对储层保护造成极大的挑战。针对现场存在的问题,采用EZFLOW钻开液体系,通过优化体系流变参数,体系携岩效率与机械钻速大大提高,优选的PF-EZCARB F暂堵剂,承压15MPa,显著提高了钻开液高承压封堵性能,减少漏失损害;优选的PF-JC-1高效助排剂大幅降低返排压力,优化后的EZFLOW体系储层渗透率恢复值在90%以上,机械表皮系数降低至0.03;该体系可有效解决东方1-1气田储层保护难题,为压力衰竭型储层堵漏和保护提供参考。

国外微泡沫钻井液技术新进展及探讨

综述了近10年国外微泡沫钻井液技术的研究及应用进展,总结了国外在微泡沫微观机理及其体系流变性能等方面取得的认识。针对目前的技术现状,提出了微泡沫尺寸与地层孔隙喉道半径匹配关系认识不清、微泡沫引起的堵塞、室内评价与现场应用效果差异较大等几方面的问题。在此基础上,分别从微泡沫体系在多孔介质中的渗流规律及影响因素、微泡沫钻井液用化学剂、微泡沫钻井液制备方法3个层面,探讨了该技术的研究方向。即要建立数学模型定量描述微泡沫尺寸与多孔介质中匹配关系,从而为微泡沫在不同储层中的应用提供理论参考;研究微泡沫产生的“贾敏效应”对储层流体渗流能力的影响,避免微泡沫钻井液施工后可能引起的产液量下降问题;建立实验室与现场制备条件的对应关系,统一关于微泡沫钻井液的制备规范或标准。

新型油基钻开液体系室内性能评价

文昌某气田具有高埋藏深、低孔低渗、高温、轨迹复杂等特点,对钻井液储层保护、抗磨减阻、抗温性等方面提出极高要求。由于是目标区块是低孔低渗储层,如果储层保护效果不好,可能后期投产时会出现产量低于配产、甚至是无产量情况,所以钻井液方面须有良好的储层保护数据作为技术支撑。因此需要对油基钻井液的性能进行评价,并且重点对储层保护和油基滤饼清洗液进行了性能评价。

不同预处理法对PEM钻井废液固-液分离影响研究

固-液分离方法对钻井废液处理的工艺与设备设计具有重要的指导意义。本文对比了絮凝剂对经不同预处理的钻井废液固-液分离的影响。结果表明:单独使用FeCl3的浓度为6250mg·L^-1时脱液率为53%,水相pH值为4.9;加水稀释后FeCl3浓度为7407mg·L^-1时,脱液率为40%,水相pH值为3.73;HCl预处理时钻井废液起泡,添加高分子聚合物助凝剂PF-Plus而未加絮凝剂的HCl预处理钻井废液的固、液分离效果最佳,处理后水相pH值均小于1;CaCl2/NaOH共沉淀处理后,脱液率为46%,水相pH值位于11~12之间。本文对PEM钻井废液处理的现场工艺与设备设计具有重要指导意义。

PEM钻井废液液相循环利用研究

CaCl2/NaOH共沉淀作用是实现PEM钻井废液固、液相分离的主要机理。本文优化了PEM钻井废液处理过程中CaCl2/NaOH的使用比例。结果表明,当固定CaCl2(NaOH)加量时(浓度足够大),随着NaOH(CaCl2)浓度的增加钻井废液中固、液分离效果越好。优化的NaOH与CaCl2的使用浓度分别为5970和8955mg·L^-1,其中Ca2+/OH-摩尔浓度为1∶1.86,接近Ca(OH)2中Ca2+与OH-的比例(1∶2)。考察了上清液对钻井液性能的影响。结果表明,相对于单纯使用处理液配制的钻井液性能,使用海水和处理液等比例混合后配制的钻井液热滚前性能相对较好,热滚后性能变化不大,静切力值略有降低,塑性粘度下降,屈服值略微降低,基本能满足现场循环使用的作业要求。

吸水树脂储层堵漏液破胶剂PLOK的室内研究

吸水树脂类储层堵漏液在油田堵漏作业中,以其优异的性能发挥着越来越重要的作用。针对常用破胶剂对吸水树脂储层堵漏液破胶效果不佳的问题,通过以合成出的过碳酸钠为主剂,辅配一定比例的稳定促进剂,得到了一种破胶解堵性能优异的氧化破胶剂(取代号为PLOK)。与其他常用的6种破胶剂的对比评价结果表明,PLOK和过硫酸铵破胶剂的效果最好,而且破胶液均透明澄清,几乎为水状自由流动,无凝胶颗粒状残留物,但PLOK的破胶率高达90.91%,而过硫酸铵的破胶率为85.45%;当PLOK加量超过2%时破胶率趋于恒定。储层保护评价实验表明,PLOK对高、低渗透率岩心的破胶效果不一,但破胶解堵后吸水树脂储层堵漏液的油相渗透率恢复值均在85%以上。