抗高温抗复合盐支链型聚合物降滤失剂的合成及其性能

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。

玛18井区水平井井壁失稳机理及强封堵钻井液技术研究

为解决玛湖油田玛18井区致密油气藏水平井钻井过程中存在掉块、垮塌和缩径等井壁失稳问题,对克上组及百口泉组岩心进行了X射线衍射、扫描电镜、接触角、岩石力学实验,分析了该地层的理化性质、微观结构和力学性能。实验结果表明,黏土水化作用、岩石孔缝十分发育、钻井液侵入降低结构面强度是导致井壁失稳的主要原因。根据现场实际,采用油基钻井液增强对岩石的水化抑制效果。针对目的层岩石具有较多微纳米孔隙及裂缝的特征,研发出新型纳米封堵剂聚丙二醇接枝改性纳米SiO_(2),粒径范围为17~197 nm,优选出复合型强封堵剂“3%氧化沥青+2%超细碳酸钙+2%纳米封堵剂”,构建了强封堵油基钻井液体系,该体系在120℃热滚16 h后,高温高压滤失量仅为1.2 mL,两次滚动回收率均大于97%,60 min后渗透性封堵滤失量为1.4 mL,具有良好的流变性、抑制性及封堵性。研究成果有效解决了玛18井区水平井井壁失稳难题,具有广阔的推广应用前景。

水基钻井液用流型调节剂研究进展

全球油气勘探开发由浅层向深层、常规向非常规、中高渗整装向低渗透低品位、滩浅海向深海逐步拓展,钻井工作量持续增大,亟需钻井液技术提供保障。性能优良的钻井液是实现安全、高效、经济、绿色钻井的关键,钻井液流变性是评价钻井液体系性能的核心参数。流型调节剂作为构建钻井液体系不可或缺的关键处理剂,能够起到增黏提切、提高动塑比及优化剪切稀释性等作用,可有效调控钻井液流变性。为推进新型钻井液流型调节剂研发,对国内外水基钻井液用流型调节剂进行了调研及分类,综述了各类流型调节剂的研究现状、应用情况及存在问题,并分析了水基钻井液流型调节剂发展方向,以期推动水基钻井液技术进步。

抗温抗盐水基钻井液降滤失剂研究进展

深井钻探中高温高盐环境易导致钻井液性能失效,引发井塌、井漏等事故,影响钻井安全与效率。降滤失剂作为钻井液体系中最主要的添加剂之一,通过护胶、增黏、堵塞等方式降低钻井液滤失量,达到降低地层损害、维持井壁稳定的作用。随着我国深井超深井作业量不断提高,钻遇高温高压地层、盐膏层等工况逐渐增多,抗温抗盐降滤失剂的研发已成为攻克复杂井高温钻井液技术的关键问题。概述三种抗温抗盐型水基钻井液用降滤失剂,主要包括天然高分子及改性材料降滤失剂、合成聚合物类降滤失剂和无机/有机复合材料降滤失剂。从原料组成、合成(改性)方法及产品性能等方面总结了抗温抗盐水基钻井液降滤失剂的研究成果,探讨了国内抗温抗盐水基钻井液降滤失剂的发展方向,为抗温抗盐降滤失剂的研发及应用提供理论指导。

城市地下空间重点区域需求分析研究

以哈尔滨市绕城高速为界限划定重点区域研究范围,在地下空间调查成果基础上结合地下空间开发影响指标,从经济水平、人口规模、土地价值、地上因素等多方面分析地下空间需求动因,利用基础测绘、地理国情监测等自然资源调查监测数据开展基础分析,结合经济条件、社会条件、建设条件等因素,充分体现地上要素、地下空间有机结合的思想;通过影响指标统计数据构建合理化需求模型,基于地下空间需求结果,探索哈尔滨市重点区域地下空间现状与需求规模间的联系,实时开展任意区域的城市地下空间调查监测分析,对城市重点区域地下空间开发利用现状进行分析评价,在更科学合理的限度和范围内,引导城市地下空间可以被有序地开发和利用。

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0.05~50.00μm地层孔缝的油基钻井液体系,该体系180℃热滚后高温高压滤失量仅2.8 mL,并可抗20%复合盐水及5%硫酸钙污染,为南缘深层钻井提供了重要技术支撑。

两性离子聚合物老化对蒙脱土性质的影响

以丙烯酰胺和二甲基二烯丙基氯化铵为单体合成了一种两性离子聚合物(HPAD),利用1H NMR,IR等方法分析了HPAD的结构及在盐水中的老化性能,并研究了不同外界条件对HPAD/钠型蒙脱土悬浮液性能的影响规律。实验结果表明,在盐溶液中,当老化温度为105℃和135℃时,HPAD各基团相对较稳定;当老化温度为175℃时,HPAD各基团均发生降解,特性黏数随时间的延长快速降低。对于HPAD/钠型蒙脱土悬浮液,提高老化温度、降低pH、增加NaCl含量均导致钠型蒙脱土Zeta电位绝对值减小、颗粒粒径增大、比表面积减小;延长老化时间对蒙脱土粒径分布、Zeta电位和比表面积影响较小。

新型水基钻井液用极压抗磨润滑剂的研制

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。

超高温水基钻井液技术研究现状及发展方向

随着油气钻井不断向深部发展,钻遇深部超深部地层温度也越来越高,对钻井技术特别是钻井液技术提出了更高要求。在结合超高温钻井实际需求的基础上,分析了水基钻井液在超高温下的技术壁垒、超高温对水基钻井液效能影响作用,综述了超高温水基钻井液的关键处理剂及其所构建的水基钻井液体系的研究现状,并探讨了超高温水基钻井液的未来发展方向。

环保型页岩抑制剂SGI-1的合成与性能研究

针对页岩地层钻井作业过程中井壁失稳的难题,以自然界资源丰富的木质素为原料,利用(3-氯-2-羟丙基)三甲基氯化铵对其进行季铵化改性制备了一种抑制性和环保性兼顾的水基钻井液页岩抑制剂SGI-1。通过线性膨胀实验、页岩滚动回收实验评价了抑制剂SGI-1的抑制性;通过接触角实验、水活化度实验及Zeta电位实验对SGI-1抑制机理进行分析;对SGI-1生物毒性及对钻井液性能的影响进行评价。结果表明:抑制剂SGI-1加量为2.0%时,16h后页岩滚动回收率为94.10%、线性膨胀率5.81%,优于2.0%聚胺;SGI-1可以改变岩石润湿性,页岩接触角由20.4°增大至69.9°;SGI-1可以降低水活度,增强抑制剂对自由水的束缚程度;SGI-1表面所带的阳离子基团可以与黏土颗粒吸附,并在其表面形成疏水膜减少钻井液滤液侵入。此外,SGI-1与钻井液具有较好的配伍性、较低的生物毒性,对钻井液流变性及失水造壁性影响较小。

基于微纳米结构疏油剂提高页岩气井井壁稳定性

采用Pickering乳液聚合法在聚苯乙烯表面镶嵌改性的纳米二氧化硅颗粒,研发出具备微纳米粗糙度的疏油剂OL-1,分析其对岩石表面性能的影响和抑制油相渗吸性能,评价新型疏油剂提高页岩气井井壁稳定性的效果及其机理。实验结果表明:疏油剂OL-1在岩石表面吸附成膜,构建微纳米双级粗糙度,将岩石表面能降至0.13 mN/m,进而使白油在岩石表面接触角由16.39°升至153.03°;添加疏油剂前后,毛细管浸入3号白油中,毛管压力由273.76 Pa反转为−297.71 Pa,油相在毛细管中渗吸高度由31 mm降至低于外部液面33 mm,页岩岩心油相浸入量减少64.29%;岩心浸入含1%疏油剂的油基钻井液中,孔隙度降幅仅为4.5%,与不含疏油剂的油基钻井液相比,岩心内聚力提高24.9%,说明疏油剂通过抑制油相渗吸可显著提高岩石的力学稳定性。

选择性絮凝剂在页岩气废弃油基钻井液中的应用

川渝地区页岩气地层油基钻井液钻井过程中产生的岩屑离心液低密度固相含量高,粘度大,难以重复利用且处理费用高。针对上述问题,本文首先介绍了页岩气油基钻井液中低密度固相的特点、使用的油基钻井液絮凝剂和絮凝机理以及岩屑废弃离心液中的现场处理工艺,实验研究了油基钻井液絮凝剂与现场钻井液的配伍性,最后分析了油基钻井液絮凝剂的作用效果以及絮凝后离心液的回收处理方法。室内评价表明油基钻井液絮凝剂与现场钻井液配伍性良好,可以降低油基钻井液的粘度,改善其流变性。现场试验表明油基钻井液絮凝剂可以大幅度降低废弃离心液的低密度固相含量,处理后低密度固相含量与现场油基钻井液的低密度固相含量相当;且絮凝处理后的离心液按20%的加量加入到油基钻井液中对油基钻井液的性能影响很小。本文证明了油基钻井液絮凝剂可以提高油基钻井液的重复利用率,降低废弃物的数量。

Micro/nano structured oleophobic agent improving the wellbore stability of shale gas wells

Through embedding modified nano-silica particles on the surface of polystyrene using the method of Pickering emulsion polymerization,a kind of nano/micro oleophobic agent named OL-1 was developed.The effects of OL-1 on the rock surface properties and its performance in inhibiting the oil phase imbibition into the rock were explored.The performance and mechanisms of OL-1 in improving the wellbore stability of shale gas wells were evaluated and analyzed.OL-1 could absorb on the surface of the shale core to form a membrane with a micro-nano two-stage roughness,making the surface energy of the core decrease to 0.13 mN/m and the contact angle of the white oil on the core surface increase from 16.39°to 153.03°.Compared with the untreated capillary tube,when immersed into 3#white oil,the capillary tube treated by OL-1 had a reversal of capillary pressure from 273.76 Pa to-297.71 Pa,and the oil imbibition height inside the capillary tube decreased from 31 mm above the external liquid level to 33 mm below the external liquid level.The amount of oil invading into the rock core modified by OL-1 decreased by 64.29%compared with the untreated one.The shale core immersed into the oil-based drilling fluids with 1%OL-1 had a porosity reduction rate of only 4.5%.Compared with the core immersed in the drilling fluids without OL-1,the inherent force of the core treated by 1%OL-1 increased by 24.9%,demonstrating that OL-1 could effectively improve the rock mechanical stability by inhibiting oil phase imbibition.

南海天然气水合物钻采机理与调控研究进展

海域天然气水合物试采存在井壁易失稳、井漏、流动安全风险高、储层改造困难、单井日产气量低、稳产时间短等一系列技术难题,水平井、多分支井等有望提高产气量的复杂结构井钻采难度更大。本文基于对国内外水合物钻采研究进展以及已开展天然气水合物勘探、试采工程现状的跟踪调研,总结分析了海域天然气水合物试采面临的关键技术难题,进而根据我国南海天然气水合物试采工程特性,对天然气水合物储层力学特性动态演化规律及工程响应机制、井筒工作液与天然气水合物储层作用机理和调控方法、天然气水合物钻采井筒多相流动障碍形成机制与安全控制方法、储层天然气水合物相变和渗流多场时空演化规律、天然气水合物储层结构改造理论与高效开发模式等方面研究进展进行了论述,以期为我国海域天然气水合物钻采理论及技术的发展提供借鉴。