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。     

注水泥循环温度影响因素探讨

循环温度的准确预测是保障固井作业安全和固井质量的重要影响因素之一。特别对深井而言，水泥浆性能对温度十分敏感，温度预测偏低5 ℃会严重缩短水泥浆可泵送时间，易引发固井事故，温度预测偏高会延长候凝时间，甚至可能发生超缓凝，水泥柱顶部十天以上都无强度，延误后续钻进作业。为保证施工安全，提高固井质量，根据井下传热特点及施工流程，建立了一种新的二维瞬态注水泥循环温度预测模型。研究结果表明：（1）固井前应多周循环钻井液，并适当提高循环排量，可以有效降低注水泥循环温度；（2）冬季最高循环温度低于夏季，尤其对浅井而言差别更加明显，冬季适当降低循环温度设计值不会影响安全泵注，而且能减小水泥浆体系设计难度；（3）深井温度系数高于浅井，井眼尺寸越大，循环温度越低。     

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。     

固井水泥浆水化凝结过程中的温度变化

引用水泥水化热数据建立了水泥浆水化热模型,将具有一定厚度的井眼环状地层划分成轴对称三角环单元,应用热传导问题的有限元法和时域问题的有限差分法,编制了相应软件,实现了水泥浆水化凝结过程中的温度计算和预测。通过对计算结果分析得出:固井水泥浆凝结期间温度变化可划分为三个阶段;影响温度变化的主要因素是地层岩石的热学性质、地层温度、初始温度与单位体积水泥浆量。利用这一方法可以进行注水泥结束之后水泥浆固化过程中各点温度的估算;对固井设计中,温度变化影响套管柱性能、水泥凝结过程中及凝结后性能的大小,有一定的参考价值。     

AT21X 井 177.8 mm 尾管固井技术研究

塔河油田阿探区块的 AT21X 井采用 177.8 mm 尾管固井， 由于含盐、 井深、 井底温度高， 氯根离子含量高， 井身结构特殊等原因， 固井作业困难。在井段采用两凝体系固井液， 在水泥浆中加入 2.0% 微硅和0.2%TAS153， 很好地解决了盐膏层固井遇到的高温、 高盐、 易窜槽和易失水的问题， 改善了水泥浆的性能，提高了固井质量。经检测固井合格率 100%， 其中优良率达到 90%， 固井质量综合为优秀。     

义65井区高温低渗油藏储层伤害机理分析

义65井区沙三段九砂组油藏属中等水敏性和速敏性的地层,油藏为轻质油－稀油油藏,原油具有低密度、低黏度和高凝固点等特点,地层水总矿化度较高,一般为1100～19900mg/L,水型为NaHCO₃型。研究了义65井区高温低渗储层伤害机理,从地层特性、注入水水质、悬浮物堵塞、游离油和乳化油滴、结垢、细菌及以往增产措施等方面评价了可能对储层造成的损坏及损坏程度。义65井区地层的水敏性、速敏性和低渗透性是注水井损害的内在因素,注水井中悬浮固相颗粒、含油量和细菌严重超标,水质不合格是注水井损害的外在因素。     

抗高温降滤失剂PAX的合成及性能

采用氧化还原体系以2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS),丙烯酰胺(AM),等乙烯基单体为基本原料合成出了新型抗高温二元共聚物PAX系列处理剂。该降滤失剂在220℃的高温下及饱和盐水中具有良好的降滤失作用。     

高效自组装超分子驱油体系研究

胜利油田化学驱优质资源一、二类油藏储量基本动用完毕，以高温高盐油藏为主的三类储量（油藏温度>85 ℃，矿化度> 30 000 mg/L）将是今后三次采油的主阵地，但在高温高盐油藏实施聚合物驱油的过程中遇到诸如聚合物遇盐降黏、高温水解、高温降解等问题，严重影响了聚合物驱油技术的应用。超分子体系是一种小分子通过分子间的作用力进行自组装的一个分子聚集体系，以超分子工程学及超分子化学理论为基础，通过设计合成三种高效超分子产品及驱油体系，并对合成的超分子体系进行驱油性能评价，实验表明RTS 型超分子体系增黏效果显著、具有良好的耐温抗盐性、对污水有良好的适应性，并且具有优良的老化稳定性，室内物模实验表明具有良好的提高采收率效果，应用前景良好。     

注水泥的理论与实验研究

本文详细论述了层流注水泥及紊流注水泥的顶管理论及紊流隔离液作用机理。提出了垂直井、倾斜井及水平井层流注水泥的顶替数学模式及紊流顶替的数学模式。通过求解环空紊动扩散方程,得出了计算最小隔离液体积及最小紊流接触时间的公式。并用实验数据检验了部分理论公式,其相对误差在１０％左右．     

抗温抗盐聚合物降滤失剂的研制及其作用机制

针对当前国内外超高温水基钻井液滤失性及高温稳定性调控难点，新研制出抗240 ℃高温、抗盐聚合物降滤失剂HTP–1。热重分析表明，HTP–1 分子链热解温度达320 ℃以上，热稳定性强；在各种钻井液基浆中的降滤失作用评价结果表明，HTP–1 在钻井液中具有优异的抗高温（240 ℃）抗盐（饱和）、抗钙（0.5%）降滤失作用，优于国内外同类产品。通过吸附实验、粒度分布测量、胶体稳定性测试和泥饼压缩性测试等手段，探讨了HTP–1 的降滤失作用机理：（1）在粘土颗粒上的吸附量大且吸附牢固，受矿化度、pH 值和温度的影响小；（2）老化（240 ℃/16 h）前后均能明显改善泥饼可压缩性，降低其渗透率；（3）增强钻井液体系的胶体稳定性，改善其中的颗粒粒径级配。     

腐殖酸接枝共聚物超高温钻井液降滤失剂合成

基于抗高温处理剂分子设计,采用腐殖酸与丙烯酰氧丁基磺酸(AOBS)、丙烯酰胺（AM）、丙烯酸（AA）接枝共聚,通过正交实验,在综合考虑产物的水溶液黏度、产物对钻井液黏度和降滤失效果影响的基础上,进一步考察了腐殖酸用量,最终确定了合成配方：非离子单体与离子单体比1.5:1.0、离子单体中和度100%,反应混合物质量分数50%、腐殖酸用量34%,合成了相对分子质量低的AOBS AM AA/腐殖酸接枝共聚物。对钻井液性能进行了评价,并借助红外光谱和热分析对产物进行结构表征和热稳定性分析。实验结果表明,接枝共聚物热稳定性好,抗温达到240℃,在淡水、盐水和饱和盐水钻井液中均具有较好的降滤失作用,对钻井液黏度影响较小,在膨润土含量高的钻井液中具有一定的降黏作用,可以有效地控制钻井液的高温稠化,与SMC、SMP等具有良好的配伍性,用于密度2.57g/cm³的KCl钻井液中,可以有效地控制钻井液的高温高压滤失量和流变性。     

高矿化度油气田盐卤水对碳钢的腐蚀行为研究

我国高矿化度油气田盐卤水资源丰富,为保障油气田开采和卤水综合利用过程的安全,采用失重法、扫描电镜、能谱分析和交流阻抗测试技术研究了碳钢在高矿化度卤水中的腐蚀行为。研究结果表明：碳钢的平均腐蚀速率随着温度的升高先增大后减小,在70℃时出现峰值,矿化度增大促进平均腐蚀速率升高;卤水中的Na+易于形成NaCl晶体沉积在钢表面,Ca2+有最大的参与成膜倾向,而Mg2+在产物膜中的含量较低;腐蚀产物膜的微观缺陷将导致点蚀源出现,当点蚀坑超过临界尺寸之后会稳定发展,随着时间增长,点蚀的诱发和稳定发展呈现不同的电化学特征,建立了相应的腐蚀等效电路。     

对常规注水泥温度场预测方法的评价

为了对常规注水泥温度场预测方法进行研究评价,分析了API方法和一些常用的经验方法,并对API公布的数据和国内首次实测的大量井下循环温度实际数据进行了对比,结果表明:常规预测温度的方法其平均相对误差均高于5%;虽然对于不同井深和不同的循环时间条件可以采用不同的经验系数由地层静止温度(BHST)来估计井下循环温度,但该方法受到地区和各种因素的限制,时常与实际差别较大,不可能很好地满足钻井和固井施工的要求。要获取更准确的井下温度分布,应加强对本地区井下循环温度的实测和热交换过程的计算机模拟研究。     

多功能钻井液处理剂HD的实验研究

本文就HD的各种钻井液性能进行了较系统的研究。实验发现,该处理剂具有良好的降失水、悬浮、抑制、润滑、抗温、抗盐、抗钙等性能,是一种新型的聚合物替代产品,对钻井液体系的开发具有重要的参考价值。     

抗高温高密度低毒油包水钻井液的乳化剂优选和研制

为了成功地钻探高温超压复杂地层和满足环境保护的需求,研究使用抗高温高密度低毒油包水乳化钻井液是非常必要的,其中乳化剂的优选和研制是决定钻井液稳定性和抗温能力的关键。利用破乳电压法和离心法评价了乳化剂的乳化效果,通过高温陈化评价了乳化液的高温稳定性,用自制高温高压电稳定仪测定了乳状液在高温高压下的稳定性。实验确定了以有机酸和有机酰胺为主乳化剂,十二烷基苯磺酸纳为辅乳化剂的乳化剂组成,并优选了其加量。结果表明所确定的乳化剂配制的乳状液及高密度乳化钻井液具有良好的稳定性和抗温能力。