页岩水平井环保型多硅基水基钻井液技术

针对页岩水平井钻井过程中使用水基钻井液时面临的井壁易失稳、钻具摩阻扭矩大,井眼清洁困难等技术难题,通过引入硅酸钾钠、有机硅改性腐植酸钾盐、聚倍半硅氧烷等硅基处理剂,构建了环保型多硅基水基钻井液体系。该体系所用处理剂EC₅₀＞3×10⁴ mg/L,为无毒级别,抗温180 ℃,流变性能稳定,具有良好的抑制性、封堵性和润滑性,页岩滚动回收率98.53%,页岩线性膨胀率0.26%,HTHP失水量≤2.8 mL,极压润滑系数0.081,泥饼黏滞系数0.042,重金属含量满足二级排放标准,BOD值/COD值高达31.7%,易生物降解,表现出优异的环境友好性。环保型多硅基水基钻井液在东平1井页岩水平段进行了成功应用,钻进期间未发生任何井下复杂情况,动塑比保持在0.41 ～0.48,钻具摩阻6~8 t,平均井径扩大率仅为3.85%,平均机械钻速达10.28 m/h,在国内首次实现了水基钻井液在页岩水平段中的应用。      

表面活性剂对超低渗透油藏渗流特征的影响

针对超低渗透岩心,通过宏观驱替实验研究不同界面张力的表面活性剂对单相启动压力、油水两相启动压力、相对渗透率曲线、降压效果及提高采收率效果的影响,分析表面活性剂对超低渗透油藏渗流规律的影响。研究结果表明,随驱替液界面张力的降低,单相启动压力明显降低。油水两相启动压力实验中,在油水两相相同流速比下,随界面张力的降低,油水两相启动压力梯度逐渐降低,含水饱和度逐渐增大。从束缚水饱和度到残余油饱和度,随含水饱和度的增加,油水两相启动压力梯度先缓慢下降,后迅速下降。相渗曲线实验中,随表面活性剂质量分数的增加,油水两相渗流区增大,油相相对渗透率增大,残余油下水相相对渗透率增加,残余油饱和度降低,油气采收率升高,水相(端点以内)渗透率基本没有变化。表面活性剂段塞驱替实验中,岩心一次水驱后,注入表面活性剂可明显降低超低渗透岩心的注入压力、提高岩心采收率,且油水界面张力越低,降压效果越好,提高采收率幅度越大。     

顺北油气田奥陶系破碎性地层油基钻井液技术

针对顺北多口超深井采用水基钻井液钻遇奥陶系地层时井壁失稳和井漏并存的技术难题，通过井壁失稳机理分析，设计合成了具有三头双尾结构的Gemini型高温乳化稳定剂和支化型流型调节剂，采用微胶囊化处理方法研制了一种可在156℃以上的温度下激发后膨胀5.37倍以上的温度敏感型膨胀性堵漏材料，开发了一种抗高温强封堵低黏高切油基钻井液体系。室内评价结果表明，该体系抗温不小于180℃，所形成的油包水乳化液滴尺寸为1.2～26.9 μm，具有较宽的粒径分布，高温高压滤失量为2.4 mL ；塑性黏度不大于40 mPa·s，动塑比为0.31～0.40 Pa/mPa·s，与传统油基钻井液相比，塑性黏度降低10%～15%，动切力提高15%～25%，表现出优异的低黏高切特性和微裂缝的匹配性封堵能力。该体系在顺北Y井进行了现场应用，破碎性地层平均井径扩大率仅为7.77%，钻井过程中除出现一次短暂的放空性漏失外，未见其他明显漏失，避免了奥陶系破碎性地层井壁失稳，减少了裂缝性储层段油基钻井液损耗，助力了亚洲陆上最深定向井纪录的创造和顺北油气资源的提速、提效开发。      

共促进剂2,4-戊二酮对不饱和聚酯树脂固化性能的影响

螯合剂2,4-戊二酮是一种不饱和聚酯树脂的共促进剂。文章探讨了2,4-戊二酮用量对不同体系不饱和聚酯树脂胶化时间、固化时间和固化峰温的影响,研究了2,4-戊二酮用量树脂的硬度、储存稳定性和浇铸块颜色的影响。结果表明,随2,4-戊二酮的用量增加,树脂的胶化时间和固化时间均缩短,固化峰温明显降低,储存稳定性无明显变化,制品硬度、浇铸块的颜色等方面均有明显改善。     

苯酐厂副产物制备不饱和树脂的研发

苯酐生产的副产物主要为从塔顶提出的邻苯二甲酸轻沸物,其主要组成为苯酐及苯甲酸,业界对其利用有限,文章阐述了利用其制造不饱和聚酯树脂的方法.     

表面活性剂对特低渗岩心启动压力梯度的影响

特低渗油藏微观孔隙结构复杂,启动压力梯度对流体的渗流规律影响很大。针对胜利油田史深100区块特低渗岩心,通过驱替实验分别研究表面活性剂对岩心单相流体以及油水两相启动压力梯度的影响。结果表明:不论地层水条件还是表面活性剂条件下,特低渗岩心都存在启动压力梯度,注入表面活性剂后岩心的最小启动压力梯度与拟启动压力梯度明显降低,且表面活性剂质量浓度越高,对启动压力和非达西渗流影响越大;特低渗岩心中油水两相流动时随油水驱替速率比的降低,两相启动压力梯度逐渐降低,含水饱和度逐渐升高,相同的油水速率比下,随油水界面张力的降低,两相启动压力梯度逐渐降低,含水饱和度逐渐增大,且随着表面活性剂溶液比例的增大,对两相启动压力梯度和含水饱和度的影响增加。     

聚丙烯酰胺／有机铬聚合物凝胶体系的制备与评价

以聚丙烯酰胺（PAM）为原料，有机铬为交联剂，制备了PAM／有机铬聚合物凝胶体系。考察了交联剂三氯化铬与醋酸钠质量比及加量、聚丙烯酰胺加量、温度及稳定刺加量对聚合物凝胶体系性能的影响。确定了PAM／有机铬聚合物凝胶体系最佳配方：交联剂加量为3．0％-4．0％，其中三氯化铬与醋酸钠质量比为l：3．5，PAM加量为0．2％-0．3％，稳定剂加量为0．1％-0．2％，甲醛加量为0．2％。性能评价表明，该凝胶体系可适用较宽的温度范围，具有较好的耐温抗盐性，及对不同裂缝性地层的良好封堵能力，具有较好的实际应用价值。     

反相乳液聚合制备阳离子聚丙烯酰胺及其絮凝性能评价

研究了单体浓度、单体配比、反应温度、引发剂用量、乳化剂用量等因素对所制备的阳离子聚丙烯酰胺特性粘度、转化率、阳离子度的影响，对产品的污水絮凝性能进行了评价。较佳的制备条件为：单体浓度为45％，单体配比为7／3，引发剂用量为m（引发剂）／m（单体）=0．5／100，引发温度为45T：。用红外光谱对共聚物进行了结构表征。对共聚物进行了油田污水絮凝性能评价，研究表明单独使用时的浊度去除率为86．22％，COD去除率为87．95％，与聚合氯化铝复配使用时的浊度去除率为92．91％，COD去除率为92．68％。     

川西低渗气藏井壁修补强化钻井液技术

针对川西低渗气藏水平井开发过程中存在的井壁失稳与定向段托压难题,采用水分散聚合方法设计合成了一种能够在温度激发下吸水膨胀的井壁修补强化剂(SM-SCH),形成了可对不同尺寸微裂隙实施准确匹配与有效封堵的材料配方.在此基础上,优选了聚胺抑制剂、环保高性能润滑剂等核心处理剂,研制了适用于川西低渗气藏的井壁修补强化钻井液.室内评价表明:SM-SCH初始粒径在0.5～7.0 μm,主要粒径范围集中在2.5 μm左右,能够在温度超过75℃时被激发产生吸水膨胀,膨胀倍率达15倍以上,可以有效提高钻井液体系的封堵范围,实现对不同尺寸微裂隙的准确匹配与有效封堵;由此研制的井壁修补强化钻井液在120℃下热滚老化16 h后,沙溪庙组岩心的线性膨胀率为3.31％,岩屑滚动回收率为96.33％,极压润滑系数为0.061,泥饼黏附系数为0.038,表现出优异的封堵防塌和润滑减阻性能.现场试验结果表明,井壁修补强化钻井液体系能够有效解决川西低渗气藏水平井施工过程中存在的井壁失稳和定向段托压难题.     

顺北油田断溶体储集层特征及损害预防

顺北油田储集层埋藏深、裂缝发育、非均质性强。为保证钻井安全,通常采用正压差钻井,但较高密度钻井液对储集层的损害较大。根据岩性和储集空间特征,以及表面润湿性、敏感性、岩石力学特征和储集层段钻井液体系分析,钻井液对储集层的损害主要体现在大量低酸溶率固相侵入并堵塞缝隙、较大毛细管力造成气层水相圈闭及水锁、钻井液耐温性能差造成沉降以及过高正压差等。针对顺北一区储集层基质致密、非均质性强的特点,提出了降低储集层伤害的预防措施,即通过“物理封堵-滤液表面活性控制和水化抑制-力学近平衡”的方法,减少漏失量和固相侵入量及深度、提高随钻封堵时效,达到保护储集层的目的。