一种新型多功能钻固一体工作液

针对目前钻井工程面临的恶性满失和絮凝虚泥饼无法固化的难题,研究出一种具有润湿、渗透、乳化、冲洗、固化功能于一体的特殊工作液.该工作液主要由黏土类增黏剂、纤维素衍生物增黏剂、木质素类稀释剂、表面活性剂、激活剂、固化剂和密度调节剂组成,介绍了其作用机理.性能评价结果表明,该工作液具有优良的悬浮能力和流变性以及很高的抗压强度、抗盐能力,对泥饼的冲刷能力和激活钻井液的能力,与钻井液、水泥浆的相容性好.它可作为一种可固化堵漏液使用,也可作为一种可固化滞留于界面上絮凝虚泥饼的前置液使用,能有效堵漏和提高固井质量,降低钻井成本,延长油井寿命,具有广阔的应用前景.     

一种可固化堵漏工作液的室内研究

针对目前川东北地区钻井过程中遇到的易漏失问题,室内研制了一种新型可固化堵漏工作液.该堵漏液在1.3～2.0 g/cm3密度范围内可调,具有良好的悬浮能力、流动能力、触变性能以及固化性能,在50～70℃温度下,24 h抗压强度可达到10 MPa以上,稠化时间可调.同时该堵漏液与钻井液具有良好的相容性,并能激活钻井液使之固化,为安全施工提供了保障.考察了常规惰性堵漏材料对堵漏液的性能影响.通过室内堵漏效果评价表明,可固化堵漏液加入惰性堵漏材料WTD-300使用时,具有很强的封堵效果,提高了地层承压能力,既解决了传统桥塞堵漏技术承压能力低的缺点,又弥补了水泥浆堵漏时的化学不相容的危险,具有很好的应用前景.     

随钻防漏堵漏技术机理的探讨

钻井过程中很容易发生井漏,轻微的井漏会影响钻井工作的效率,严重的漏失则要耗费大量的生产时间及人力、物力甚至会引起诸如井塌、卡钻、井喷等一系列复杂情况与事故。所以,井漏一直是钻井工作中亟需解决的技术难题。文中介绍一种新的防漏堵漏技术——物理法随钻防漏堵漏技术,建立了基于该项技术的井下物理模型,并以流体力学为研究基础阐述了该项技术利用井下侧向水力工具的旋转射流作用在漏层裸眼井壁上形成低渗透、牢固滤饼的机理和方法,设计了水力工具的喷嘴。该技术不但达到了随钻防漏堵漏的目的,而且能有效提高漏失地层的钻井速度和降低钻井成本。     

水化膨胀复合堵漏工艺技术

长庆西峰油田侏罗系洛河组地层埋深为700~1100m,垂直和水平裂缝发育,钻探过程中井漏发生频繁,用常规桥塞堵漏、注水泥浆堵漏效果差,耗时耗物,严重影响施工进度。为此研究出了水化膨胀复合堵漏技术。该技术首先根据材料的特性和作用优选桥接堵漏材料;并引入水化膨胀材料和刚性纤维材料,以强化桥塞强度;然后使用DLM-01型堵漏模拟装置对各种材料的粒度分布和混配比例进行优化,优选配方能够封堵住架桥粒子粒径1.5~2倍尺寸的裂缝。以此为基础提出了两步法堵漏工艺,有效解决了因漏失通道开口尺寸判断不清而导致的堵漏成功率低的问题。该项技术在白马北区水源3井1次堵漏成功,显示出优良的堵漏效果,为处理严重漏失提供了新的技术途径。     

页岩油钻井漏失机理及防漏堵漏技术

针对页岩油钻井过程中漏失频发的问题,以济阳坳陷页岩油开发为例,分析了页岩油钻井油基钻井液的漏失机理。分析发现,页岩油藏天然断裂系统发育,容易发生漏失;页岩脆性强,表面油润湿,长水平段压耗大,易产生诱导裂缝漏失;油基钻井液使堵漏材料摩擦系数降低,防漏堵漏难度大。基于页岩油油基钻井液的漏失机理,对弹性孔网材料进行了表面改性处理,优选了填充材料,研制了一袋式堵漏剂,并开展了室内长裂缝封堵评价实验和现场试验。结果表明,研制的一袋式堵漏剂封堵效果好,2 mm×1 mm长裂缝承压强度达10 MPa,现场堵漏一次成功,较好地解决了页岩油油基钻井液漏失难题,为保障页岩油藏的优质快速钻井提供了技术支持。      

物理法随钻防漏堵漏机理研究

物理法随钻防漏堵漏方法是利用专用井下工具将泵入的钻井液流量分流小部分，采用旋转射流直接作用于漏失井壁，配合合适的钻井液体系，使井壁滤饼形成的渗透率接近于零的随钻防漏堵漏技术。针对渗透性漏失及裂缝性漏失地层特点，以流体力学为基础，建立了基于物理法随钻防漏堵漏的物理模型，阐述了利用旋转射流的水力能量给漏失层井壁形成“人造井壁”随钻防漏堵漏的机理和方法。该方法不仅达到了随钻防漏堵漏的目的，还有效地扩大了钻井液密度安全窗口，有利于保护油气层。     

石油钻井工程的防漏堵漏工艺研究

石油钻井工程过程中,由于自然因素、人为因素的作用,会导致井漏的发生。井漏即钻井工作液渗漏,通常由于地质原因、压力原因作用造成。井漏的出现严重阻碍了钻井工程的顺利推进,给钻井工程造成重大损失。因此使用合适的防漏堵漏工艺,实现对井漏的有效处理,对于石油钻井工程的开展具有积极意义。     

物理法随钻防漏堵漏机理的数值模拟研究

物理法随钻防漏堵漏技术能有效控制和处理井漏事故,尤其对渗透性漏失和裂缝性漏失有较好的防漏堵漏效果.以Realizableκ-ε紊流模型为基础,根据流体动力学理论建立了在旋转射流作用下环空流场的数学模型,分析了相应的边界条件,进行了网格划分,使用CFD软件Fluent模拟计算了物理法随钻防漏堵漏时的流场.模拟结果和试验结果基本相似,在实际环空返速下,侧向射流受到的干扰较小,并有很好的堵漏效果.模拟结果为物理法随钻防漏堵漏钻井水力参数设计、井底水力能量分配提供了理论依据.     

油基水泥早期水化机理研究

油基水泥是一种优良的选择性堵水材料。使用量热仪研究了普通细度水泥和细磨水泥配制的油基水泥早期水化过程的差异,发现油基水泥浆(油基原浆 水)的水化放热速率小于常规水基水泥浆,油基水泥浆的水化热随水浆比的增加而增大;提高水泥细度使其水化速度加快,但水化反应热降低。油基水泥浆的水化过程中存在明显的水化诱导期,且水浆比越大,诱导期越长。力学性能测试表明,硬化油基水泥石的抗压强度随水浆比的变化而有很大的差别,水浆比适中时(0.20~0.30)抗压强度最高;水泥细度提高则早期抗压强度增加。烧失量法测定结果表明,硬化油基水泥石水化程度主要与水浆比有关,温度和水泥细度也有一定的影响;7d龄期硬化油基水泥石水化程度较低(33%~64%),后期抗压强度仍有较大增长潜力。图4表5参6。     

吉木萨尔页岩油区块防漏堵漏技术

针对吉木萨尔页岩油区块钻井过程中漏失频发的问题,从地层分布、岩性差异与储层发育特性方面分析了漏失机理,发现该页岩油区块的漏失主要集中在侏罗系八道湾组和二叠系梧桐沟组,浅部漏失地层砂砾岩孔隙发育,胶结疏松,深部漏失地层诱导裂缝发育,所发生漏失分别为渗透性漏失和诱导裂缝漏失.基于吉木萨尔页岩油区块的漏失机理,结合该区块处理...     

氯氧镁水泥在水热环境下强度变化机理

常规水泥在漏层封堵、调剖堵水及储层改造中会伤害储层,且由于封堵层酸溶蚀效果差,将影响后期酸化改造,氯氧镁水泥可以改善这些问题.采用xRD和sEM.EDx技术研究了水热环境下氯氧镁水泥的相态物质对强度的影响,结果表明强度随养护温度和时间的增加而降低,水化产物组分和形态发生了不利于强度增加的转变.常压养护条件下表明,氯氧镁水泥石获得最佳强度的原材料配比为活性MgO:Mgcl2:H2O=8:1:16.     

蒙脱石水化机理的分子模拟

为深入分析泥页岩水化膨胀的微观机理,采用Materials Studio(简称MS)软件,以Na-蒙脱石为研究对象,建立了蒙脱石的单晶胞和4a×2b×1c的多晶胞模型,并进行了晶格取代,添加Na+后建立了Na-蒙脱石晶体的分子模型。模拟结果显示,当蒙脱石开始吸附水分子时,水分子主要停留在Na+周围,形成水合钠离子;当分别吸附24、64和112个水分子时,分别形成第1层、第2层和第3层饱和水分子层。对Na-蒙脱石水化膨胀的微观过程进行了分子力学和分子动力学模拟,发现Na-蒙脱石的层间距和体积随吸附水分子数目的增加而增加,其密度随吸附水分子数目的增加而降低。通过晶粉衍射模拟,利用布拉格公式,计算出了Na-蒙脱石形成第1层、第2层和第3层饱和水分子层时的层间距分别为1.424 9、1.676 4和2.052 1 nm。     

油井水泥缓凝剂BH作用机理研究

通过XRD、能谱分析、络合滴定、SEM等方法,研究了油井水泥水化过程诱导期的反应机理及实验室自制缓凝剂BH(长支链的羧酸、磺酸型)对水泥水化过程诱导期的影响。水泥熟料水化初期,体系中Ca(OH)2含量为2%左右,诱导期结束后,Ca(OH)2含量最大可升至45%。结果表明,水化过程诱导期主要受溶液中Ca(OH)2含量的影响。缓凝剂BH能牢固地吸附到水泥颗粒表面形成包覆层,阻止水泥的进一步水化,同时能够与Ca2+络合,增加Ca(OH)2过饱和溶解度至1.97 g/m L,抑制Ca(OH)2晶核的形成,延长了水泥浆的诱导期。从电镜图可以看出,BH能改变Ca(OH)2晶体的晶貌,抑制晶体生长,从而在一定程度上延长了水泥的稠化时间,达到了缓凝目的。     

纳米SiO_2溶胶缓解油井水泥高温强度衰退的作用机理

油井水泥石强度衰退是高温固井所面临的主要难题之一,而添加纳米SiO_2能否缓解水泥石的高温强度衰退以及其作用机理是什么,还有待于验证和确认。为此,通过室内试验,基于X射线衍射仪、扫描电子显微镜和能谱仪分析水泥石的矿物组成、微观结构和水化产物的元素,测定了高温条件下(150℃/35 MPa)纳米SiO_2溶胶对G级油井水泥石抗压强度的影响及变化规律,据此研究纳米SiO_2溶胶在高温下对水泥水化产物的作用机理。研究结果表明:①纳米SiO_2溶胶可以提高G级油井水泥浆的稠度系数,对水泥浆的流变性会产生不利的影响;②在高温养护初期,纳米SiO_2溶胶会降低水泥石的抗压强度,但加入纳米SiO_2溶胶的水泥石的抗压强度不会随着养护时间的增加而产生明显的变化;③加入少量纳米SiO_2溶胶的G级油井水泥中的纳米SiO_2颗粒吸附在水泥矿物表面阻碍水化反应,能够缓解水泥水化产物的高温脱水变质,纳米SiO_2颗粒还可以提高水泥微观结构的致密性;④加入大量纳米SiO_2溶胶的G级油井水泥中的纳米SiO_2与氢氧化钙发生火山灰反应生成一种新型的、结构松散的薄片蜂窝状CSH产物,难以提供较高的抗压强度。结论认为,纳米SiO_2可以作为水泥添加剂以缓解油井水泥高温强度衰退,该研究成果为高温固井水泥浆体系的设计提供了一条新的思路。     

聚合物分子聚集态对液流转向效果影响及其作用机理

对4种调驱剂聚合物纳米球、部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）溶液、Cr³⁺聚合物凝胶和聚合物表面活性剂的黏度、分子线团尺寸、微观聚集态、驱油效果及其液流转向效果进行了研究和机理分析。结果表明,浓度相同时,调驱剂的黏度从大到小依次为：聚合物表面活性剂>Cr³⁺聚合物凝胶>HPAM溶液>聚合物纳米球（约2 mPa·s）。水驱至含水40%后转注0.38 PV调驱剂,采收率增幅从大到小依次为：Cr³⁺聚合物凝胶(14.5%)>HPAM溶液(10.2%)>聚合物表面活性剂(6.8%)>聚合物纳米球（-5.1%）。液流转向效果实验结果表明,调驱结束时,Cr³⁺聚合物凝胶、HPAM溶液、聚合物表面活性剂、聚合物纳米球调驱后的低渗透层采收率增幅分别为：24.7%、16.5%、10.3%、3.1%,低渗透层分流率分别为：20.8%、12.4%、9.7%、3.2%。聚合物分子聚集态是影响黏度及液流转向效果的主要因素。聚合物纳米球、HPAM溶液、Cr³⁺聚合物凝胶和聚合物表面活性剂的水动力学半径Rh(0.267、0.066、0.079和0.771 μm)均小于0.46R（R为岩石孔喉半径）,理论上难以形成稳定封堵,其聚集态分别为颗粒状、线网状、局部网状和区域性网状。Cr³⁺聚合物凝胶在岩石孔喉内的滞留量和流动阻力最大。聚合物表面活性剂黏度较高,但与岩石的孔喉配伍性较差,易在注入端面发生堵塞。     

热采井用固井水泥石养护方法及力学性能研究

如何模拟稠油热采井井下环境,对评价稠油井用固井水泥石能否满足热采工况的需求具有重要意义。然而,以往用马弗炉超高温干燥条件养护水泥石的方法,与稠油热采井下的超高温水蒸气环境、水泥石受套管和地层约束等实际情况不符。为此,提出了一套可模拟稠油热采井下超高温水蒸气环境的固井水泥石养护装置及方法,并对比研究了超高温干燥与水蒸气条件下,试样尺寸、加热速率对固井水泥石抗压强度和完整性的影响。研究结果表明,小尺寸水泥石试样、低升温速率和水蒸气环境有利于保证在加热过程中试样受热更均匀,从而有利于缓解因受热不均导致开裂的现象,进而维持水泥石更高的抗压强度及完整性。因此,通过该研究结果,建议室内实验模拟方法应充分考虑实验条件对模拟结果的影响;同时,基于此研究结果,建议在实际生产过程中,可适当优化注蒸汽的工艺过程及参数,以降低注蒸汽过程对固井水泥石的加热速率、减少对水泥石的不利影响。     

MD—3油井水泥降滤失剂的研究

介绍了ＭＤ－３油井水泥降滤失剂的制备方法、室内评价及现场试验情况,结果表明,ＭＤ－３对泥浆具有显著的降滤失作用,并与多种油井水泥和其它外加剂具有很好的相容性,有利于固井质量的提高,具有推广应用价值。     

提高窄安全密度窗口地层固井质量的力学机制研究

窄安全密度窗口地层固井压稳和防漏矛盾突出,固井质量不高一直是困扰该类地层的难题之一.从固井施工过程力学分析出发,研究了固井防窜、防漏的力学机理,并在此基础上提出了一套压稳、防漏的环空压力控制方案.介绍了缅甸某窄安全密度窗口地层固井失败案例,指出了该井固井设计、施工的不足之处并提出了针对性改进方案,为窄安全钻井液密度窗口等复杂条件下固井设计与施工提供参考借鉴.     

泡沫流体稳定性机理研究

从理论上对泡沫衰变机理及其稳定性影响因素作了系统的阐述,得出影响泡沫稳定性的关键是:发泡剂浓度、稳泡剂浓度、溶液粘度、温度、矿化度、压力等。在此基础上通过室内实验对各影响因素作了分析,基本上达到了与理论一致的效果。