高温高密度完井液体系研究

由于海上钻井时压力和温度的绝对值非常高,压力梯度高的时候可能超过理论推算的上覆地层压力梯度(即达到2.31g/cm^3的当量钻井液密度),其地温梯度也可以达到4℃/100m以上。鉴于以上形势,开发高温高密度完井液体系就越发显得重要。本文首先对高密度清洁盐水完井液作用机理进行研究,然后再构建有固相的高密度完井液体系并对其作用机理进行研究,根据研究需要,重点对清洁盐水完井液PVT变化,结晶点,腐蚀性以及储层作用机理进行了系统的研究。

高密度超微重晶石完井液在塔里木油田超深井的应用

塔里木油田山前构造井深一般为6000～8000m，地层压力大，井下温度高，井身结构复杂，试油周期长，要求试油完井液在高密度、高温条件下，具有良好的沉降稳定性和高温流变稳定性，而目前使用的完井液主要由钻井液改造而成，普遍存在高温固化、加重剂沉淀、处理剂高温交联和分解的技术难题。因此研制出一种新型的高密度超微重晶石完井液，该体系采用超微粉体（0．1～10μm）加重，重晶石经过表面改性处理后，粒子表面形成双电层，使超微粉体颗粒间静电斥力增加，固相颗粒沉降趋势大大减弱，而且体系中无黏土，所使用的稳定剂、分散剂抗温性好、组分简单，所以该完井液在高密度、高温条件下，具有良好的沉降稳定性和高温流变稳定性。该完井液已在一口井进行试验应用，效果表明其基本满足了塔里木山前井高温、高压、试油周期长的应用环境需要。

高密度完井液悬浮固体含量检测方法的改进

悬浮固体含量是影响完井液质量的重要指标之一。为提高完井液质量,对高密度完井液的悬浮固体含量检测方法做了进一步的改进,提出了将高密度完井液密度稀释至不大于1. 20g/cm^3再进行悬浮固体含量的检测。该方法确定了检测过程中的稀释用水量和冲水量;稀释方法相对于不稀释方法操作简便,检测结果稳定;第一次检验的平行样间相对偏差不大于5%。该方法为高密度完井液的悬浮固体含量检测提供了新的方法,为油田用完井液把好质量关提供了新的技术支持。

抗高温高密度无机盐完井液中复合缓蚀剂对P110钢的抑制腐蚀作用与机理

针对高温深井(井温>160℃,井深>5000 m)的油气勘探开发过程中平衡地层压力、减轻储层伤害及防腐的需要,开发了一种低腐蚀性高密度无机盐完井液体系。采用高温高压腐蚀仪及失重法评价了在不同温度(160~180℃)、密度(1.80~2.30 g/cm^(3))及缓蚀剂加量(1%~5%)下该完井液对P110钢片的腐蚀规律。研究结果表明,随着温度的增加,平均腐蚀速率及点腐蚀速率增加,随着缓蚀剂加量的增加,腐蚀速率随之降低,完井液中的缓蚀剂具有较好的缓蚀效果。采用场发射扫描电镜(SEM)观察了P110钢片表面形成了致密的缓蚀产物膜。采用X-射线能谱仪(EDS)、X-射线光电子能谱仪(XPS)揭示了完井液中缓蚀剂与P110钢片的缓蚀作用机理,在P110钢片表面主要形成了Fe_(3)O_(4)及Fe_(2)O_(3),以及三价铁与完井液缓蚀剂中有机成分形成的有机铁络合物。缓蚀剂不仅参与了产物膜的生成,而且促进了铁的氧化钝化,协同实现了高密度无机盐完井液在高温下对P110钢的缓蚀效果。低腐蚀性高密度无机盐完井液体系在安徽无为现场试验1口井,在平衡地层压力的基础上,降低了无机盐完井液对完井管柱的腐蚀作用,推广应用前景广阔。

东海气井高低压分层完井技术的研究与应用

传统海上完井技术采用无固相完井液采用氯化钾调整密度,最高密度约为1.16 g/cm^3,满足压力系数相近的不同产层的分采或者合采完井要求,但对于部分产层压力系数差别较大,容易出现上喷下漏、储层污染、井控风险高的高低压分层完井要求,则常规技术无法满足作业。针对中国海上某油田,需要实现压力系数差值达到0.4的分层开采生产要求,通过新型无固相高密度完井液技术、低压层暂堵技术、阻挡碎屑等多项工艺技术的研究,形成了一套海上高低压分层完井工艺技术。最后在2口气井中进行了技术应用,结果表明该技术保护储层效果良好、作业井控风险可控,顺利实现高低压分层开采,具有较高推广价值。

苏里格气田水平井斜井段防漏防塌钻井液技术

苏里格气田水平井斜井段施工中漏层、垮塌层在同一裸眼井段中,漏失、垮塌矛盾突出,尤以苏54区块最为明显。该区块刘家沟组承压能力低,易漏失,双石层组坍塌压力高,易垮塌,代表了苏里格气田地层主要特性。针对该技术难点,通过室内配方优化,研究出一套"低土相、强封堵、低密度"的复合盐钻井液体系,使钻井液中含有一定的有用固相,加入2%乳化沥青、3%超细碳酸钙和1%聚乙二醇,并在井斜30°后加入适量预水化白土浆,将使钻井液中膨润土含量控制在50 g/L以内,有效地增强体系的护壁性,改善泥饼质量,同时提高钻井液的动切力,增强其携砂洗井能力,降低钻井液密度和施工排量。现场应用证明,该体系适合苏里格气田的地层特点,具有很好的防塌性,较强的防漏能力,应用效果显著。