超高温抗盐聚合物降滤失剂的研制及应用

针对当前国内外超高温水基钻井液高温稳定性及滤失性调控技术难题,研制出超高温抗盐聚合物降滤失剂HTP-1,对其作用机制进行分析,并在胜科1超深井和泌深1超深井进行应用试验。HTP-1的作用机制主要有两方面,一是在黏土颗粒上的吸附量大并且吸附牢固,在化学环境和温度改变情况下吸附量变化小,二是改善钻井液体系中的颗粒粒径级配、降低滤饼的渗透率和改善其可压缩性;HTP-1抗温达240℃,抗盐超过20%,在各种基浆中的降滤失效果优于国内外同类处理剂,可以满足超深井超高温钻井需要。     

抗高温高密度水基钻井液体系研究

针对抗高温高密度钻井液体系及应用工艺对超深井、深井成功钻探至关重要,国内外抗温200℃、密度达2.30g/cm³的水基钻井液体系的研究应用报道较少,且国外在此条件下多选择油基钻井液体系的问题。通过优选磺化类抗温处理剂、加入高温稳定剂等途径建立了抗温200℃、密度达2.30g/cm³的淡水钻井液体系和含氯化钾体系。该体系热稳定性优良,高温高压下流变性合理,具有一定抑制性。对深井、超深井钻井液的选择使用具有指导意义。     

新型超高温压裂液的流变性能

利用羟丙基瓜胶和部分水解聚丙烯酰胺为复合增稠剂,引入具有延缓释放功能有机锆作为交联剂,开发新型超高温水基压裂液,并考察其流变性能。结果表明:引入复合增稠剂和具有延缓释放功能有机锆,能优化压裂液交联网络的结构;引入具有延缓释放功能有机锆使得压裂液在高温剪切过程中产生二次交联,从而极大提高压裂液的温黏性;在恒温200℃和剪切速率170 s-1条件下,连续剪切2 h以上,压裂液的剪切黏度大于80 mPa.s,可满足大庆油田4.7～5.0 km深层致密高温气藏增产改造的需要。     

高密度耐高温酸液研究

高温高压深井酸化施工难度大,现有酸化工作液体系不能满足工程施工要求.针对高温高压深井,重点研究并解决了酸型及酸液浓度优选、酸液加重、高温缓蚀和缓速问题,形成了高密度耐高温酸化工作液,达到耐温180℃ 、密度1.5 g/cm3以上的技术指标.实验结果表明:研究的配方酸液各种性能好,酸液密度可根据实际在1.1 g/cm3至...     

耐高温低伤害压裂液配方优化评价研究

东海低孔渗气田具有埋藏深、温度高、低孔低渗的特征,加之海上压裂施工工艺,要求东海气藏压裂液应具有耐高温、耐剪切、低伤害、高温延迟交联、破胶快及易返排等特性。因此,研究在对稠化剂、交联剂、温度稳定剂以及破胶剂等优选的基础上,通过实验优选出适合此区块的压裂液体系;并对其性能进行评价。研究结果表明,优化后的压裂液耐温耐性能好,适用于160℃的地层,剪切稳定性强,高温延迟交联剂的使用提高了交联性能,施工摩阻低;配伍性强,对储层伤害率低;破胶性能能够满足海上压裂施工的需要。该体系在海上160℃储层压裂施工中得到成功应用,保证了海上压裂施工的顺利进行。     

抗高温低聚物KGDP的研制及在深井钻井中的应用

基于分子结构优化设计和单体优选,合成了抗高温抗盐低分子量聚合物KGDP,评价了其分子链热稳定性和在水基钻井液基浆中的抗温抗盐降黏效果,并将其应用于我国目前井底温度最高的2口深井——胜科1(236℃)和泌深1井(241℃)中。结果表明:新研制的低分子量聚合物KGDP分子链热稳定性强,热解温度在330℃以上;在水基钻井液基浆中的抗温能力达240℃以上,降黏效果优于国内外同类降黏剂;在胜科1井的超高温、高矿化度、高固相含量的苛刻条件下以及泌深1井241℃的极高温度下发挥了流型调节作用,有效控制了钻井液的黏度、切力,确保了这两口超高温深井的顺利施工。     

腐殖酸钙抗高温钻井液体系研究

钻井作业对钻井液处理剂的抗温性要求越来越高,原有钻井液体系已无法完全满足深井及超深井的钻探需要。根据腐殖酸钙抗高温作用机理,采用钻井液高温滚动、流变性、失水造壁性等实验与评价方法,分析了不同CaO和膨润土加量对钻井液体系性能的影响,选用CMC、SMP、FV-2等抗高温降失水剂,提出了一套抗高温180℃、抗盐30%的腐殖酸钙钻井液体系。结果表明:最佳的腐殖酸钙钻井液体系配方为0.3%CaO+7.0%SMC+5.0%膨润土原浆+5.0%SMP-1+0.3%FV-2,抗高温抗盐效果良好。     

高温压裂液流变性影响因素分析

论述的高温压裂液体系具有良好的剪切稳定性、热稳定性以及耐温性等，参数均符合SY/T5107—1995的行业方法评价标准，该体系在大庆油田深层气井压裂中得到了成功的应用，本文对高温压裂液体系的流变性影响因素进行分析总结。     

抗220℃高温钻井液体系的室内研究

以抗高温钻井液体系高温流变稳定性和滤失量控制为重点,进一步确定体系配方并对抗高温钻井液体系配方进行优化.最终研制出一种能抗220℃高温,性能优良的有机硅钻井液抗高温体系;并对该体系性能进行了评价.该有机硅抗高温钻井液具有好的页岩抑制性、润滑性和井眼稳定性;滤失量小,滤饼薄且致密,可有效防止钻头泥包;携砂能力强,流变性容易控制;在高矿化度下,钻井液性能稳定,能抗6%NaCl和0.5%CaC12的污染,而且体系所用材料无毒、无荧光,适用于深井钻探.     

低伤害小分子瓜尔胶压裂液性能研究

华北油田致密储层属于低孔低渗储层,需要压裂改造才能投产,但储层厚度小,孔吼半径小,在压裂过程中应特别关注入井流体对储层的伤害问题。提出采用分子量为常规瓜尔胶一半的小分子瓜尔胶作为压裂液的稠化剂的方法,以降低压裂液高分子稠化剂对储层孔吼的堵塞的伤害,提高改造效果。优选了与小分子瓜尔胶匹配的分散剂、助排剂、黏土稳定剂,形成了适应华北油田致密储层的低伤害小分子瓜尔胶压裂液体系。该压裂液体系可以在5 min内完全溶胀;该压裂液体系在130℃温度下剪切2 h后,黏度保持在80 m Pa·s以上,满足携砂的要求;压裂液体系在90℃可在90 min内完全破胶,破胶液粒径小于10μm;对华北油田致密岩心伤害率小于16%,残渣含量小于10%,对支撑剂导流带的伤害小于15%。可满足华北油田致密储层的压裂要求。     

抗高温高密度水基钻井液体系的室内实验研究

为了满足当前深井、超深井逐步向深层次开发的需要,在分析评价各种抗高温水基钻井液处理剂的基础上,优化研制出一种以OCL-JB为主要降滤失剂的抗210℃高温的高密度水基钻井液体系,并对体系的性能进行评价.实验结果表明,新型抗高温、抗盐降滤失剂OCL-JB抗温性好,能与多种处理剂配伍;OCL-JB主要是通过吸附作用,增大粘土颗粒的zeta电位和水化膜来提高泥浆中粘土微粒的聚结稳定性,控制钻井液高温高压滤失量.所研制的抗高温高密度(2.3 g/cm3)钻井液经过210℃高温后性能稳定,具有良好的高温高压流变性能和滤失造壁性能,抑制能力和抗污染能力强,润滑性好.     

含纳米颗粒的黏弹性表面活性剂泡沫压裂液性能

为了实现低压、低渗、强水敏等非常规油气资源的高效开发,研究了纳米颗粒在高温条件下对黏弹性表面活性剂(VES)泡沫压裂液的性能影响。压裂液体系中以阳离子表面活性剂作为起泡剂,将亲水型纳米SiO_2颗粒和黏弹性的蠕虫状胶束加入到基液中,从而对泡沫的稳定和压裂液的增黏起到协同作用,最终提高了压裂液的高温抗剪切性、黏弹性、稳定性和悬砂性。实验结果表明,含有纳米SiO_2颗粒的VES泡沫压裂液配制简单、成本较低,抗高温能力达到120℃,能在地层条件下自动破胶,在90℃下的半衰期接近80 min。与常规压裂液相比,含纳米颗粒的VES泡沫压裂液性能提高显著,对于特殊油气藏的开发极具潜力。     

抗高温高密度水基钻井液体系的室内实验研究

为了满足当前深井、超深井逐步向深层次开发的需要,在分析评价各种抗高温水基钻井液处理剂的基础上,优化研制出一种以OCL-JB为主要降滤失剂的抗210℃高温的高密度水基钻井液体系,并对体系的性能进行评价。实验结果表明,新型抗高温、抗盐降滤失剂OCL-JB抗温性好,能与多种处理剂配伍;OCL-JB主要是通过吸附作用,增大粘土颗粒的zeta电位和水化膜来提高泥浆中粘土微粒的聚结稳定性,控制钻井液高温高压滤失量。所研制的抗高温高密度(2.3 g/cm3)钻井液经过210℃高温后性能稳定,具有良好的高温高压流变性能和滤失造壁性能,抑制能力和抗污染能力强,润滑性好。     

深井盐膏及盐水地层固井隔离液体系研究

目前国内深井多钻遇盐膏和盐水地层,常用隔离液体系抗温和抗盐能力较差,温度超过100℃时,在低浓度盐作用下体系失稳沉降严重,易造成固井施工复杂,注替安全隐患极大。选用一种多糖聚合物作为高温抗盐悬浮稳定剂,辅以耐盐的降失水剂及流型调节剂,研制了一套高温抗盐隔离液体系。该体系在钠盐、钙盐和镁盐溶液中均能保持稳定的性能;使用温度可达140℃;具有较好的密度调控能力,在1.3～2.4g/cm3可调;且与常规钻井液、水泥浆具有较好的相容性。该套体系有望应用在深井超深井及盐膏地层、复合盐岩层和盐水地层固井注水泥作业中。     

准噶尔盆地南缘高温高密度有机盐钻井液技术

有机盐钻井液具有抑制性强、抗高温等优良性能,目前主要在二开井段使用.三开及更深井段的地层温度高,抗高温磺化钻井液和油基钻井液体系面临严苛的环保压力,而当前有机盐钻井液在高温高密度条件下面临流变性恶化和滤失量大的问题.准噶尔盆地南缘复杂地层钻井困难,在二开用有机盐体系的基础上引入封堵剂改性纳米SiO2和聚合物降失水剂HF-1,并优化重晶石粒度级配,研制了可满足高温高压地层的高密度有机盐钻井液体系.结果 表明,影响有机盐钻井液性能的主要因素是降滤失剂和加重剂,室内评价表明该体系性能较之前明显改善,在密度为2.4 g/cm3、180℃条件下流变良好,且高温高压失水量为13.5 mL,滚动回收率高达97％,8h膨胀率仅4.7％,可抗盐至12％,抗钙污染为2％,抗岩屑污染10％.研究可为准噶尔盆地南缘复杂深井地层钻井提供高温高密度有机盐钻井液体系.     

高温压裂液对低流度型致密油压裂水平井产量影响因素模拟研究——以新疆昌吉J3水平井为例

高温压裂液技术对低流度型致密油起到降稠、有效避免储层冷伤害的作用,为找到不同压裂施工参数对低流度致密油开发效果的影响,建立井筒温度场模型和模拟压裂液的注入反排过程,得到精确的井筒温度场,并计算出高温压裂液从井口到井底的温度变化、各压裂施工参数对于生产过程的影响。研究后认为,低于54℃的高温压裂液从地面到达井底会升温,反之会降温;随压裂液温度的升高,初期能有效增产,随时间增长,增产效果下降;原油黏度对压裂液温度越敏感,高温压裂液的增产效果越明显,并随压裂液的温度增高,增产效果越好;注入高温压裂液后,关井时间越长,获得的累计产油量越小,但日产油量在关井半年时间能获得最大值。     

压裂液低温破胶化学生热体系的探讨

针对目前压裂液低温破胶存在的问题 ,着重研究了适合于低温浅层油气井压裂液破胶的化学生热体系 ,提出一种微胶囊包裹化学生热剂压裂液破胶方法 .阐述了不同生热体系的生热反应速率及其影响因素 ,并通过对不同生热体系的研究 ,筛选出了 NH4Cl和 Na NO2 作为低温压裂液破胶体系的生热体系 .实验结果表明 :在 1 70 1 /s下连续剪切 2 h后 ,含有 NH4Cl— Na NO2 的压裂液黏度能保持在 5 0 0 m Pa· s左右 ,满足压裂施工时的压裂液性能要求 ;将催化剂、过硫酸铵、NH4Cl和Na NO2 加到压裂液中 ,4h后压裂液即可完全破胶 ,其破胶液黏度小于 1 0 m Pa· s     

大牛地气田致密气藏水力加砂压裂工艺技术研究与应用

根据大牛地气田工程地质特征,优选出适应于储层特性的压裂液体系、支撑剂、压裂施工工艺优化技术和压裂作业配套技术,为气田开发提供了技术支持。     

新型致密油藏可回收滑溜水压裂液的研发与应用

致密油气藏压裂对压裂液的需求从常规的交联冻胶向低黏液体和滑溜水压裂液体系转变。从分子设计入手,合成了新型耐盐减阻剂,研发了用于致密油气储层压裂改造的新型耐盐低伤害滑溜水压裂液体系。根据标准SY/T 5107-2005对该体系进行评价,结果表明该体系具有较好的耐盐、耐温、耐剪切性能,良好的黏弹性,持续的减阻稳定性,可回收再配液。油田现场试验表明,新型压裂液体系能够适应在线连续混配,施工效果明显。     

高温下高钢级套管柱设计中的强度折减系数

通过对高温条件下高钢级套管进行室内试验,得到了Q125、V140和V150套管屈服和抗拉强度值,并引入强度折减系数,回归出高温条件下相应强度折减系数计算公式.为了满足油田实际设计需要,给出了高钢级套管在150℃和200℃下的统一强度折减系数推荐值,并被中国石油天然气行业标准采纳,推广应用于高温下套管柱设计.根据试验结果及回归公式,对中国西部某深井套管柱进行了设计校核和安全评价.计算结果表明:本文试验结果和回归公式具有很好的通用性,可以满足现场工程需求;高钢级套管屈服强度和抗拉强度随温度增加而显著降低,且屈服强度降低幅度要大于抗拉强度,建议在高温井套管柱设计过程中要考虑温度对管材性能降低的影响.