甲基葡萄糖苷的防塌机理研究

以淀粉为原料合成了甲基葡萄糖苷（MEG），考察了MEG对泥页岩分散的抑制作用、对膨润土水化膨胀的抑制性能、对泥页岩膜效率的影响和对钻井液水活度的影响，并在此基础上对MEG的防塌作用机理进行了详细分析，以期达到进一步开发利用MEG的目的。实验结果表明，MEG具有一定的抑制泥页岩水化膨胀、分散的作用，但其抑制作用较弱，远不如无机盐和聚合醇类页岩抑制剂；MEG能大幅度提高泥页岩的膜效率，被25%的MEG溶液饱和后，泥页岩膜效率提高率达200%以上；MEG具有有效降低钻井液水活度的作用，在加量充足的情况下，MEG单独使用或与无机盐复配使用均可将钻井液水活度降到0.85以下。因此，通过提高泥页岩膜效率及降低钻井液水活度，MEG能在钻井液/泥页岩体系间产生有效的渗透压，通过渗透作用降低钻井液中的自由水向地层滤失是MEG稳定井壁的主要作用机理。MEG的防塌性能特点与其分子量和分子结构密切相关。     

四元接枝共聚物钻井液降滤失剂的合成及评价

以丙烯酰胺AM、丙烯酸AA、丙烯腈AN为单体,将它们与淀粉在引发剂作用下接枝共聚合成了AM/AN/AA/淀粉四元接枝共聚物降滤失剂,初步评价了干燥、粉碎后的产物的性能.结果表明,AM/AN/AA/淀粉四元接枝共聚物在淡水,饱和盐水和复合盐水钻井液中均具有较好的降滤失作用和较好的耐温(不小于150℃)、抗盐(至饱和)、抗钙离子(不小于2O%)污染的能力;具有较强的抑制包被能力,能够有效地控制页岩水化分散,有利于保护油气层.     

淀粉衍生物PHPS的合成与性能

以工业玉米淀粉为原料，在氢氧化钠存在下，以氯代磷酸酯为醚化剂，合成了３—磷酸酯基—２—羟基丙基淀粉醚。经室内钻井液性能评价，认为该产品具有良好的抗盐抗钙降滤失能力，适用于淡水、盐水和饱和盐水钻井液。     

泥页岩强抑制剂支化聚醚胺PEA-1的特性及在卫456井的应用

针对中原区块膏泥岩地层井壁失稳问题,自主研发泥页岩强抑制剂支化聚醚胺PEA-1产品,对PEA-1产品的配伍性能、抑制性能、抗温性能及生物毒性进行了评价,结果表明:PEA-1产品与饱和盐水钻井液配伍性好,相对抑制率大于98％,EC50值为521400 mg/L,远大于排放标准30000 mg/L.PEA-l产品在卫456井进行了现场应用,结果表明:PEA-1产品加入现场饱和盐水钻井液后,显著提高了钻井液的抑制防塌性能,有效解决了泥岩、膏泥岩的井壁失稳难题,可实现现场绿色、安全、高效钻进,为该产品在强水敏性泥岩、泥页岩、膏泥岩等易坍塌地层的现场应用提供了较好的技术指导.     

羟丙基淀粉的合成及其在钻井液中的应用

以淀粉和环氧丙烷为原料,以碱为催化剂,采用溶剂法合成了取代度为0．5－0．8、具有冷水溶胀性的羟丙基淀粉。考察了用作钻井液降滤失剂的羟丙基淀粉的合成条件,并以羟丙基淀粉为主剂复配得到了QDF降滤失剂,测定了加入QDF后的钻井液性能。实验结果表明,当环氧丙烷与淀粉的物质的量比为0．61．0－1．01．0、溶剂与淀粉的质量比为2．01．0－3．01．0、催化剂用量为淀粉质量的0．05％－0．1％、温度为90－110℃时,可以得到用作钻井液降滤失剂的羟丙基淀粉。QDF在淡水钻井液、4％盐水钻井液和饱和盐水钻井液中的加量为0．7％时,滤失量可分别由21.6、100．0和118．0mL下降到6．8、7．1和8．6mL;当QDF加量为0．7％,CaCl     

新型降滤失剂CBF的制备与性能评价

羧甲基淀粉(CMS)作为钻井液降滤失剂使用时,存在不耐高温,抗剪切能力差等不足。本文以羧甲基淀粉为骨架,通过接枝单体丙烯酰胺AM和2-丙烯酰胺基-甲基丙磺酸AMPS合成得到了改性羧甲基淀粉。采用Design-Expert软件BBD模块相应面法对合成条件进行了优化,得到最佳合成条件为:羧甲基淀粉与混合单体(AM与AMPS的摩尔比为3:1)质量比为4.59:1、引发剂(硝酸铈铵/过硫酸钾)加量为6.2×10-3mol/L、反应温度为61℃、反应时间为2.3h。并以改性羧甲基淀粉为主剂,与成膜剂以2:1(质量比)的比例复配得到新型降滤失剂CBF。室内评价表明,CBF在淡水、盐水钻井液中均具有良好的降滤失效果,在盐水钻井液中加量为2%时,钻井液的API滤失量降为6.6mL;抗盐、抗钙能力强,抗NaCl至饱和,可抗8%CaCl2污染;具有较好的抗温性,在盐水钻井液中可耐150℃高温。     

环保型低固相油基钻井完井液

为适应非常规页岩油气开发的需要,解决传统油基钻井液毒性大、悬浮稳定性差的问题,选用白油作为基础油,新型增黏剂OV-1提高黏度和切力,用溴化盐盐水加重,研制出一种环保型低固相油基钻井液体系.确定了乳化剂和润湿剂的种类及增黏剂的加量,考察了溴化盐对钻井液性能的影响,确定出的体系配方为:白油/溴化盐盐水(60:40)+3.5％ZR-10+2％FR-10+2.5％OV-1+3％碱度调节剂+3％润湿剂.对该体系的主要性能进行了评价,实验结果满足安全钻井、储层保护、环境保护的要求.     

超高温钻井液体系研究(Ⅳ)——盐水钻井液设计与评价

围绕高温对水基钻井液和处理剂的要求,及高温对钻井液性能的影响等方面,从处理剂分子结构、基团性能,相对分子质量、降解和交联、吸附,环境保护以及高温对黏土性质的影响因素出发,对超高温水基钻井液研究的难点进行了分析,以抗高温降滤失剂LP527-1、MP488和抗盐高温高压降滤失剂HTASP等作为主处理剂,与磺化褐煤(SMC)、XJ-1分散剂等配伍,通过改变HTASP的加量,初步配制了密度2.30 kg/L、盐含量10%～30%的盐水钻井液,并对其性能进行了评价.结果表明,该钻井液经过220℃、16 h老化后,表现出良好的高温稳定性,没有出现高温稠化,高温高压滤失量控制在20 mL以内,密度2.32 kg/L、盐含量15%的盐水钻井液具有较好的重复性,悬浮稳定性好,抑制页岩水化分散的能力强.     

钻井液用改性淀粉制备与应用

对淀粉醚化产物和淀粉接枝改性产品的性能、生产工艺和应用进行了介绍。淀粉改性产物包括淀粉醚化产物和接枝共聚产物,淀粉醚化产物是一种抗盐性能好的钻井液处理剂,适合用作饱和盐水钻井液降滤失剂,其缺点是抗温能力差,而淀粉接枝共聚产物不仅具有良好的抗盐性能,且抗温能力大大提高,可用于各种类型的水基钻井液。     

羟胺页岩抑制剂的合成及其性能研究

以二乙烯三胺和环氧氯丙烷为原料,将环氧氯丙烷在酸性下的水解产物与二乙烯三胺反应合成羟胺页岩抑制剂。采用单因素法确定了适宜的合成条件,即:二乙烯三胺与环氧氯丙烷水解产物物质的量比为1∶2,反应温度为75℃,反应时间为4 h。当页岩抑制剂的加量为1%时,具有较好的抑制性能。并且该页岩抑制剂对钻井液体系的流变性影响较小,与钻井液体系具有良好的配伍性,是一种性能优良的页岩抑制剂。     

水基钻井液成膜技术研究

介绍了一种新型的有机硅酸盐半透膜抑制剂BTM-1。通过钻屑回收率试验、泥页岩水化趋势作用试验、泥球浸泡试验和膜效率测定，评价了BTM-1抑制剂对泥页岩水化膨胀及分散性能的抑制作用及其半透膜效能。研制了与半透膜相配伍的具有良好抗盐抗温性能的降滤失剂CFJ-1；介绍了具有隔离膜性能的成膜降滤失剂钻井液性能，用扫描电镜试验，测定了隔离膜的结构特征，对隔离膜降滤失机理进行了初步探讨。给出了具有半透膜、隔离膜的成膜钻井液配方。评价了成膜钻井液的抑制性、抗盐性和抗温性能，通过动滤失量试验、渗透率恢复值试验评价了成膜钻井液保护储层效果。荧光及毒性试验表明，成膜钻井液体系无荧光、无毒性，满足国际环保要求。     

The consequences of using concentrated salt solutions for mitigating wellbore instability in shales

Wellbore instability in shale formation is the most troublesome and costly issue facing drilling engineers and operators. Early attempts to solve this problem recommended the application of osmosis where a chemical potential (water activity difference) is created across the wellbore in order to induce water flow out of shale. This required the addition of concentrated salts, especially when using non-aqueous drilling fluids, as a means to lower the chemical potential of the drilling fluid. While this practice may draw water out of shale, the benefit of such practice is compromised by the invasion of ions and their associated water owing to the ionic concentration difference created by the addition of salts to the drilling fluid. The invasion of ions and their associated water into the shale could change the pore fluid composition and mechanical properties of the shale, which could lead to strength reduction through cementing bonds weakening and cohesion degradation and thus matrix expansion and swelling, all of which result ultimately in shale failure.This paper analyzes prior experimental data that claims that shale generates high osmotic pressures by evaluating the experimentally measured membrane efficiency (63 data points) of shale when exposed to both aqueous and non-aqueous drilling fluids. In addition, a series of immersion tests and gravimetric measurements were performed on different shales, when exposed to concentrated aqueous solutions, to study the detrimental impact of ionic diffusion on shale stability. Moreover, biaxial stress tests were performed to investigate the impact of the invasion of water and ions on the compressive strength of shale as it interacts with concentrated aqueous solutions. Other important but ignored mechanisms that greatly impact wellbore instability in shales are also briefly addressed.Results show that while shales behaved as semi-permeable membranes, their membrane efficiencies were low (the average membrane efficiency reported was 0.034). In addition, it was shown that significant ionic invasion coupled with the flow of their associated water occurred when shales interacted with concentrated aqueous solutions. It was further observed that, shale samples failed after 48 h when they were immersed in concentrated aqueous solutions having water activities that were less than that of the shale samples. Also, results show that the compressive strength of shale was altered as a result of water and ion interaction with the shale matrix and pore fluid.     

水敏性泥页岩地层水化对测井响应的影响

对水敏性泥页岩地层水化过程中电阻率、声波、密度、中子等岩石物理参数的变化规律进行了定性和半定量的理论分析,得出电阻率、声波、密度、中子等测井参数能从不同的角度反映钻井以后井眼周围岩石特性的变化,可作为现有评价水敏性泥页岩稳定性方法的有益补充。在定性地快速直观评价泥页岩地层的稳定性时最好选用声波、密度和中子孔隙度测井组合进行综合分析,而在定量评价水敏性泥页岩地层的膜特性及确定地层水性质时,电阻率测井曲线是一项重要资料。     

溶质离子扩散条件下泥页岩力学与化学井眼稳定模型研究

井壁失稳是钻井工程中经常遇到的一个十分复杂的问题，影响井壁稳定的因素是多方面的。以往建立的化学力学井眼稳定模型认为泥页岩表面有一层半透膜，通过引入膜效率系数，把钻井液与泥页岩相互作用所产生的力效应和纯力学结合起来。笔者认为水和溶质离子的流动改变了井壁孔隙压力，从而导致井壁失稳，在建立近井壁孔隙压力传递模型的基础上，考虑钻井液与泥页岩之间的水和离子的流动，建立了一个评价泥页岩化学与力学井眼稳定的新模型。模型计算结果表明：井眼失稳既可以发生在井壁，也可以发生在泥页岩内部，并具有时间效应；同时表明水的活度与溶液的性质是影响泥页岩井眼稳定的重要因素。     

The ion-selective membrane behavior of native shales

Experiments were conducted to evaluate the membrane character of native shale samples by measuring the electrochemical potential across the shale membrane. Results suggest that the composition of the interstitial pore fluid in the shale plays a determining role on the establishment of the electrochemical potential and that, in some cases, the behavior of the shales is close to the expected behavior of a perfect cation-selective membrane. Shales with intermediate electrochemical potentials appear to be more sensitive to water-based fluids than shales that are closer to perfect membranes (high electrochemical potential). A model to simulate the transport of water and ions through shales was developed. Hydraulic pressure, concentration, and electric potential gradients are the driving forces for the flow of water and solute between two solutions separated by the shale. The reflection coefficient and the modified diffusion potential are calculated from the model and are used to characterize the membrane behavior of shales. A sensitivity study on the various model parameters was conducted. Results show that the membrane efficiency of the shale is strongly affected by the concentration of the interstitial fluid, the separation distance between the platelets and the type of ions in the membrane. The higher the ion concentration and the interplatelet spacing, the lower the efficiency. Results obtained using the model produce reflection coefficients that are consistent with experimental data. The model provides excellent insight into the physical mechanisms responsible for the membrane behavior of shales and a way to conduct sensitivity studies on the important model parameters. The membrane efficiencies obtained from the model may be used in wellbore stability simulators to account for chemical interactions between shales and water-based drilling fluids.     

活度与半透膜对页岩水化的影响

井壁稳定性的研究多是探讨页岩水化作用的规律。本文将热力学基础概念应用到对页岩水化的研究中来,推演出水迁移驱动力——化学势的表达式。指出只有存在效率显著的半透膜作用时,才能通过降低泥浆水活度来防止页岩水化,油包水泥浆中的油在页岩与水相之间起到较理想的半透膜作用。常压下页岩与水基泥浆之间的物质迁移中主要以流动和扩散方式进行。     

泥页岩水化-力学耦合模拟实验装置与压力传递实验新技术

建立了压力传递实验技术以及泥页岩极低渗透率、半透膜效率计算模型,得到了压力传递技术测定泥页岩渗透率和半透膜效率的计算公式,研制了泥页岩水化-力学耦合模拟实验装置(SHM仪)。定量测定了泥页岩极低渗透率和泥页岩-水基钻井液体系半透膜效率,证明了极低渗透率泥页岩与水基钻井液之间存在半透膜效应,且半透膜效率与无机盐种类有关,泥页岩渗透率和半透膜效率可以通过物理-化学的方法得以改善。压力传递实验技术的建立为深入开展泥页岩井壁化学-力学耦合作用机理研究以及高效防塌水基钻井液体系的研制,提供了一种先进的实验研究手段。     

泥页岩膜效率测试装置及测试技术研究

在对泥页岩膜效率测试原理分析的基础上,推导了通过压力传递技术测定泥页岩膜效率的计算公式,并研制了泥页岩膜效率测试装置。用该装置对泥页岩膜效率进行测试,测试结果表明,该装置测试方便,精确度高,能有效测试泥页岩的膜效率,准确评价钻井液对泥页岩膜效率的影响。泥页岩膜效率测试技术的建立,为深入开展泥页岩井壁化学/力学耦合作用机理研究以及研制高效防塌水基钻井液提供了有效的试验手段。     

利用岩屑测量泥页岩物理化学参数

泥页岩渗透率和膜效率是泥页岩井壁稳定力学化学耦合分析中极其重要的参数。对岩屑测量泥页岩渗透率和膜效率的方法进行了试验研究,研制了岩屑测量泥页岩渗透率和膜效率的仪器,给出了计算泥页岩渗透率和膜效率的新方法。利用研制的仪器和给出的计算方法进行了岩屑渗透率和膜效率的试验测量,并与岩心测量结果进行了对比分析。通过对比分析得知,利用岩屑测量泥页岩的渗透率和膜效率是可行的,所测得的泥页岩的渗透率和膜效率是可靠的,而且利用岩屑测量泥页岩渗透率和膜效率具有方便、快捷、准确的特点,适合于现场应用。