分枝导流井分支口密封胶体系室内研究

在分枝导流井的主、分支井眼处使用的有机密封胶是为解决井下作业时,因钻具轴向动载荷及扭转载荷作用迫使主井眼与分支井眼的连接结构垮塌,导致其结构完整性未实现的问题而采用的一种新型高韧性固井材料。主要从使用有效的固化剂以调节有机密封胶的固化时间(3～6h),选用良好的稀释剂(具有增塑作用)以改善流变性,加入增韧剂以提高韧性等方面进行研究以满足安全封固井段作业的要求,特别对相关韧性方面的力学性能从不同方面(抗冲击强度、弯曲断裂韧性)进行了详细的室内评价。最终的配方使有机密封胶具有高韧性和足够的强度,实现了主、分支井眼的整体式窗口密封,为分枝导流井技术提供固井技术支持。

海上油田易坍塌-压力衰竭地层钻井液储层保护研究

海上NH油田二期调整钻井面临易坍塌和压力衰竭地层形成高压差带来的储层保护难题,本文用复合盐加重技术,提高钻井液密度和抑制性,结合储层孔喉的D90暂堵剂粒径优选规则,优化了暂堵剂粒径分布和比例,降低了高温高压滤失量等实验参数;现场应用的效果验证了钻井液体系封堵效果和与低渗地层岩心适应性。优化后的有机盐无固相体系对高压差地层,渗透率恢复值≥90%,达到了很好的储层保护效果。

海上断块油藏示踪剂现场监测与数模预测对比研究

海上某油田8井区构造复杂、断层较发育,主力油组产能不足,前期实施了注水开发。采用示踪剂监测技术,对D4、D13井加注示踪剂,现场监测了D8、D12采油井示踪剂浓度,测试了井组注采对应关系、前缘水线推进速度等参数。结果表明,D4井与D8、D12井在M2Ⅳ油组上连通,水驱前缘推进速度分别为38m/d和14.3m/d,向D8井推进速度较快;D4井M2V油组注入示踪剂Ho,D13井M2V油组注入示踪剂Lu,D8井、D12井均未见采出,表明其断层封闭不连通。运用数模预测软件对示踪剂产出曲线进行了对比分析,数模预测与现场监测趋势相吻合,为该类型海上断块油藏的开发措施(布井、堵水)提供了依据。

重晶石对高密度水基钻井液性能的影响因素研究

本文分析了重晶石的粒径级配、化学螯合剂的作用对高密度水基钻井液性能的影响,不仅能够增强重晶石颗粒表面电位、亲水性、结构活性及稳定性,而且改性后的重晶石加入高密度水基钻井液后,具有较好的悬浮、降粘效果,研究结果表明:不同级配活化重晶石能够改善高密度水基钻井液的粘度和沉降稳定性。

抗高温无固相弱凝胶钻井液体系研究

抗高温无固相弱凝胶钻井液配方为:海水+0.5%NaOH+0.5%Na2CO3+1%VIS-H+0.5%抗高温稳定剂SPD+3%KCl+1%聚胺UHIB+3%聚合醇JLX-C+3%降滤失剂RS-1+5%酸溶性储层保护剂JQWY,甲酸钠加重至钻井液密度为1.2 g/cm3。性能评价结果表明,钻井液高温稳定性良好;160℃热滚16 h后的低剪切速率黏度为34095 mPa.s(0.3 r/min),悬浮性优异;90℃黏附系数为0.083,滚动回收率为90.28%,防膨率为90.59%,润滑性和抑制性较好。储层保护剂JQWY可大大减小钻井液对储层的损害,中压滤失量降至2.6 mL。裸眼完井时,通过破胶剂JPC-LV易清除滤饼,岩心渗透率恢复值为97.8%,满足了高温水平井油气层开发的需要。

抗高温疏水缔合聚合物无固相钻井液研究及现场试验

针对现有无固相钻井液抗温能力弱、无法满足高温水平井钻井需要的问题,以两性离子型疏水缔合聚合物PL-5为主剂配制了抗高温疏水缔合聚合物无固相钻井液。对该钻井液的流变性、滤失性、悬浮稳定性、抑制性和储层保护性能进行了室内试验评价,并应用原子力显微镜(AFM)和环境扫描电镜(ESEM)对构建该钻井液液相的聚合物的微观结构进行了观测。室内试验结果表明:该钻井液在160℃下老化后,仍可保持良好的流变性、滤失性和悬浮稳定性;上部地层钻屑的一次滚动回收率达60.1%,下部地层钻屑的一次滚动回收率达87.2%,抑制泥页岩水化分散效果显著;油层岩心的渗透率恢复率可达82.0%以上。抗高温疏水缔合聚合物无固相钻井液在DF1-1气田3口井的水平段钻井中进行了现场试验,结果表明,该钻井液不仅具有良好的流变性、滤失性和悬浮稳定性,而且具有良好的储层保护效果,提速效果显著,能够满足高温水平井钻井需要。

油田开发过程中储层伤害分析及解堵技术应用

油井在生产和作业过程中经常因有机或无机堵塞造成油层渗透率下降,导致油井产能降低,实施油井解堵是解除油气层污染的有效措施。由于导致油井堵塞的因素是多方面的,因此各种各样的解堵技术也随之发展。主要阐述了目前最新的各种物理、化学及物化复合解堵技术在海上油田群取得的应用效果。通过建立一套完整的油井解堵优化决策系统,可以准确判断油井堵塞的主要因素,科学制定解堵对策,取得了显著的增产效果。

压裂增稠剂对特低渗储层伤害试验研究

为减少压裂增稠剂对特低渗储层的伤害问题,研究了4种不同增稠剂胍胶、羟丙基胍胶、生物聚合物XC及HXC构成的水基压裂液体系。在整体性能优良前提下,除压裂液标准中要求的测试压裂液残渣含量外,还需测试残渣的粒径及其分布范围数据,并用于解释压裂液破胶后残渣对特低渗储层岩心和陶粒支撑剂污染后的储层保护效果。研究结果表明,加入高效黏土抑制剂和快速破乳助排剂,使岩心渗透率恢复值得到较大提高,有利于保护储层;选择胶液残渣量少,粒径分布范围较窄且满足陶粒孔喉直径>残渣颗粒粒径>岩心孔喉直径的增稠剂,使残渣不易进入岩心孔喉而易于穿过陶粒支撑剂空隙,可最大限度提高破胶后残渣液的返排效率,提高裂缝的综合导流能力,降低压裂液综合伤害率。

大位移井动态损害评价仪和试验方法研究

国内关于钻(完)井液储层保护能力的评价方法仍以直井为主,现有的试验设备和评价方法不能达到真实模拟储层条件的要求。笔者利用CQDP-1高温高压动态损害评价仪模拟X盆地高温高压气藏钻(完)井过程,通过将高温高压钻(完)井液与储层岩心相互作用来评价钻(完)井液储层保护性能。该试验设备能够更真实地模拟储层情况,满足现场需求,从而为勘探开发的决策提供一种更科学、更准确、更全面的依据。

多喷头旋流喷射酸洗工艺管柱的研制及应用

油田水平井筛管及近井地带堵塞严重严重影响油田生产。本文针对油田常压的两种筛管酸洗作业方式(连续油管和钻杆单喷头拖动酸洗)的局限,研发一种钻杆拖动多喷头旋流喷射酸洗工艺管柱及配套工具,利用高压旋转喷射酸液流的冲刷作用解除筛管及近井地带堵塞,既解决连续油管长水平井段下深受限、酸液排量小的局限,同时比较钻杆单喷头拖动酸洗可提高作业时效近5倍。

琼东南盆地所在区块系列井钻井液侵入损害综合分析及优化

琼东南盆地属于中孔低渗储层,储层易发生水化、水锁等伤害。当前区块系列井所用深水钻井液侵入损害类型、机理不明,且传统的钻井液伤害评价方法误差大,不能直观地量化损害程度。因此设计了以钻井液污染实验、扫描电子显微镜(scanning electron microscope,SEM)分析、计算机断层扫描(computed tomography,CT)结合的方式分析钻井液固相以及液相侵入损害储层的方法。结果表明,深水钻井液与地层水配伍性良好,储层水锁损害率处于19.8%~31.4%,液相侵入损害主要为水锁损害;岩心SEM扫描结果显示其孔隙连通性差,EDS测试结果中Ba^(2+)、Ca^(2+)含量较高,分析固相侵入损害主要由加重剂引起,且蒸馏水返排后岩心CT扫描结果显示孔隙度微幅上升表明固相堵塞很难通过自然返排的方式清除。于是通过研发降滤失剂和优选加重剂粒径配比的手段优化深水钻井液储层保护性能。根据理想充填理论,确定最佳配比为1000目CaCO_(3)、600目CaCO_(3)和200目CaCO_(3)的比例为5∶11∶9。优化后体系滤失量显著降低,固相颗粒中径在90μm左右,滤饼致密程度明显提高;渗透率恢复值提高12.1%~19.68%,对该区块钻井液储层保护性能优化具有指导意义。

深水钻井液可控因素对气藏损害归因分析形成的气井产能预测

随着开采程度加深,钻井液造成的储层损害防治要求日益突出,储层保护现已成为气田产能充分释放的关键因素。而深水钻井液体系随井深不断加深,钻井液各性能变化,造成储层损害程度加剧,储层保护性能优化方向不明。因此通过Pearson相关性分析和灰色关联度分析相结合的方式对储层损害进行钻井液可控因素方面的归因分析,确定主控因素,建立气井产能模型。结果表明:钻井液的固相粒径、表面张力、矿化度和高温高压滤失量是钻井液导致储层损害的主控因素。根据归因分析结果,提出了复配不同粒径分布的碳酸钙作为加重剂的优化方法,将钻井液渗透率恢复值提高了12.1%~19.68%。收集了Y8、Y9两口井的现场参数进行了模型适用性验证,结果表明建立的模型准确率达到94%以上。

ICP-OES法测定低合金钢中铜镍元素方法研究

采用ICP-OES法测定低合金钢中铜、镍元素含量时存在严重的基底干扰,因为合金钢中存在大量的铁元素和其它元素。标准中采用外标法和内标法来对样品进行检测。但在分析此类样品时笔者发现外标法和内标法无法解决多元素干扰的现象,因此比对了外标法、内标法和标准加入法来探索电感耦合等离子体发射光谱法测定低合金钢中样品消除基底干扰的有效性。通过实验分析结果及能力验证比对结果表明:测定低合金钢样品时,如果测定的元素含量相对较高时采用外标法可获得更可靠实验分析结果,而其中的一些含量较低共存元素多的样品采用标准加入法可以更有效的消除干扰。

南海M油田J层注水适应性试验研究

本文针对南海M油田即将进行注水的三种水源进行了注水可行性分析评价,在室内开展了注入水与地层水、注水对储层伤害系列实验研究,研究结果表明:(1)通过对注入水水质分析、存在细菌浓度、地层条件下平均腐蚀速率以及结垢预测分析数据,选择作为注入水的优先顺序:水源井B>水源井A>海水,综合,水源井B适合作为M油田J层注入水;(2)通过注水速度、注水强度、注水量对储层岩心的伤害实验,确定了该岩心具有弱速敏,岩心临界注入流量为5mL/min,注入水的渗流速度不超过80m/d,因此,建议M油田J层实际地层的注入量134-156m3/d,临界注入量为178m3/d,为南海M油田注入水源的优选提供依据,为该油田注水方案提供理论和基础参数支持。

电感耦合等离子体发射光谱法测定油田水中钠含量不确定度评定

本文采用ICP-OES法对油田水中钠含量进行测定,并对样品分析结果进行不确定度的评定。不确定度来源主要包括重复性测量、玻璃器皿、标准曲线、标准溶液等引入的不确定度分量,在评定过程中发现标准溶液系列的配制和标准曲线拟合的贡献最大。通过各分量合成计算,取包含因子k=2,得出油田水中钠的扩展不确定度。

适用于海洋深水的有机盐水基钻井液体系及性能评价

针对海洋深水钻井过程中遇到井底岩层不稳定、井筒温度低、泥浆使用量过大等问题,开发了一种具有较好页岩稳定抑制性、能够有效抑制气体水合物分解的有机盐钻井液体系。室内评价试验结果表明,该有机盐钻井液体系具有较好的抗温性、抗无机盐污染、抗劣质土污染能力,还具有较好的抑制性能和储层保护能力。此外,该有机盐钻井液体系在低温条件下具有较好的流变性,能增强钻井过程中井筒的安全性,为海洋深水勘探作业提供理论依据和技术支持。

海上油气田水中油含量在线监测系统研制

水中油在线监测设备在海上油田的应用日益增多,但使用效果并不能满足实际工况及现代化要求。针对红外散射法在线监测设备进行水中油含量在线监测系统研制。通过提高仪器对海上平台工况的适应性、消除影响因素、增加自动清洗工艺并研发自动化监测控制软件,实现自动在线监测。现场应用表明:该设备在线监测结果的相对偏差在0.6%~7.6%,满足水质监测标准对水中油含量监测准确性的要求。

一种抗高温环保型低增黏提切剂

为提高水基钻井液用提切剂抑黏提切效果和环保性能,以低黏聚阴离子纤维素钠盐(PAC-LV)和十六烷基异氰酸酯为原料,二丁基二月桂酸锡(DBTDL)为催化剂,合成了一种疏水缔合型天然改性产物作为抗高温环保型低增黏提切剂LVHY-1。通过正交实验确定了最佳合成条件:PAC-LV与十六烷基异氰酸酯的质量比为4∶1、反应温度为60℃、反应时间为12 h、DBTDL浓度为0.4%。借助核磁共振光谱仪(1H-NMR)进行了分子结构表征。流变性能测试结果显示,在120℃老化实验中,动塑比随LVHY-1加量的增大而提高。加量为0.2%LVHY-1的钻井液经170℃老化16 h后,其动塑比仍可达0.5 Pa/mPa·s,高温作用时间达64 h后仍保持良好的提切效果,表现出良好的抗温性和耐候性。透射电镜(TEM)观测结构显示,LVHY-1在溶液中可形成立体的网络结构,这是其具备提切效果的原因。环保性能测试结构显示,LVHY-1的半致死浓度EC为30 100 mg/L,生物降解性评价指标(Y)为18.25,达到排放标准,易被微生物降解。

海上油田高温解堵液体系

海上油田X-1井砂岩储层具有高温、异常高压和低渗等特征,且储层岩样溶蚀孔发育,含有一定的粒间缝被黏土矿物充填,黏土矿物较多,易造成水敏、速敏。针对上述问题研制出一种高温低渗敏感性储层解堵液体系。实验表明,在170℃的条件下,解堵液体系对钢片的平均腐蚀速率为62.880 g/m2·h,达到行业一级标准,且该体系具有较低的表面张力,鲜酸和残酸表面张力均低于24.0 mN/m。解堵液体系有较好的稳定铁离子能力,稳定铁量高达263 mg/mL。解堵液体系具有较好的防膨效果,终膨胀率降低值为32.19%,能有效控制黏土膨胀,抑制水敏伤害。岩心中注入解堵液体系后,渗透率呈明显的上升趋势,由于该体系对黏土矿物和基质的溶蚀率均较大,且不宜引起出砂堵塞孔喉,渗透率增加倍比约为3.5倍,是较为理想的适用于高温低渗储层的解堵液体系。现场应用表明,解堵液基本解除井筒附近堵塞,对比酸化前后日产气量,本次酸化对该井起到了很好的解堵效果。

胺基硅醇抑制剂的制备与性能评价

针对高温深井钻井过程中钻井液用包被抑制剂耐温能力不足的问题,从改善高温下吸附能力角度出发,向超支化聚乙烯亚胺(HPEI)骨架分子中引入硅氧烷基团,研制出一种胺基硅醇抑制剂Si-HPEI,并对该抑制剂进行性能评价。结果表明,Si-HPEI抗黏土污染量达到35.0%以上,加量为0.5%的实验浆的滚动回收率达70.33%,抗温可达160℃,优于常规抑制剂。通过层间距测试、高温吸附性能、包被性能、疏水特性测试和微观形貌分析对Si-HPEI的作用机理进行分析。结果表明,分子链中引入硅氧烷的Si-HPEI水解后产生的硅羟基与黏土表面的硅羟基发生了缩聚反应,使Si-HPEI与黏土表面发生牢固地化学吸附,在高温下不易脱附,加强了黏土矿物片之间的作用力,有效包被黏土矿物,并改变黏土表面疏水性能,从而阻碍水分子侵入黏土层间而引起水化分散。