临兴区块新型储层保护钻井液技术研究与应用

临兴区块地层非均质性强,具有低孔、低渗、低温、低压的特点,需要后期压裂改造,才能实现工业化气流.随着该区域的钻井数量逐渐增多,储层伤害问题日益突出,笔者对地层进行了敏感性分析,在此基础上,研制了超双疏剂,并对其性能进行了评价.结果表明:超双疏剂能够使岩心孔喉表面润湿性由亲水亲油向疏水疏油转变,有效降低低渗储层发生自吸水锁概率,达到保护储层的目的;同时,3％质量分数的超双疏剂比传统的抑制剂KCl和聚醚胺等具有更好的抑制性能.现场应用表明,加入超双疏剂后的钻井液黏度低、切力高、老化前后性能稳定,应用双疏钻井液体系后现场平均机械钻速提高32.33％,井眼扩大率降低33.89％,作业井日产量平均在35973.5 m3/d.     

自交联型油基钻井液降滤失剂的研制与评价北大核心

针对传统油基钻井液降滤失剂耐温性能不足、影响体系流变等问题,基于自交联改性思路,以N-羟甲基丙烯酰胺为功能单体,与丙烯酸丁酯和苯乙烯进行乳液聚合,研制了一种自交联型油基钻井液降滤失剂(BSN)。通过红外光谱仪、激光粒度仪和透射电镜表征了BSN的主要官能团、微观形貌和自交联特征。实验结果表明,BSN含有自交联功能基团羟甲基,平均粒径为247 nm,颗粒间具有明显的交联结构。热重测试结果显示,BSN热稳定性良好,初始分解温度高达355℃,显著高于非自交联型的降滤失剂BS(278℃)。在油基钻井液体系中添加1%的BSN,不仅不影响体系流变参数而且能够提高破乳电压,180℃下的高温高压滤失量仅为4 mL,滤失控制能力明显优于非交联型的降滤失剂BS以及3%的传统油基钻井液降滤失剂有机褐煤和氧化沥青。     

KCl/NaCl/CPI复合盐阳离子聚合物钻井液在南海大斜度井段中的应用

为改善南海东部惠州25-8油田大斜度井因泥岩水化造浆而引起的井壁失稳和钻井液增稠影响携砂的问题,在现有成熟PLUS/KCl钻井液的基础上开展复合盐阳离子聚合物钻井液研究,对钻井液配方进行了优化,评价了优化后钻井液的流变性、抑制性、封堵性和润滑性,并在惠州油田进行了现场应用。结果表明,复合盐阳离子聚合物钻井液配方中,无机盐类抑制剂KCl和NaCl的适宜加量为3%和12%、有机阳离子聚合物抑制剂PF-CPI适宜的加量为2.0%。该钻井液抑制性强,防膨率高达93.32%,钻屑回收率87.56%;受到钻屑侵污后的钻井液流变性能波动小,仍具有较低的黏度和合适的切力,有利于大斜度井携砂;封堵性和润滑性均优于PLUS/KCl钻井液体系。现场应用2口井,钻井液流变性良好,平均起下钻速度提高,钻井过程顺利,无复杂情况发生。复合盐阳离子聚合物钻井液可改善南海大斜度井起下钻阻卡的问题。     

不同温度钻井液浸泡岩石对其表面形貌的影响

为揭示钻井液浸泡岩石产生表面形貌损伤引起井壁失稳，选取砂岩、页岩岩样，利用三维光学显微镜，对不同温度钻井液浸泡作用前后的岩石表面形貌进行测试，定量分析其特征参数，探讨温度对岩石表面形貌的影响机制及损伤度。结果表明:随温度的升高，特征参数S_a、S_q、S_k整体上呈增大趋势，特征参数S_r整体上呈减小趋势，导致其形貌轮廓的粗糙度、离散性、波动性增加，轮廓起伏度降低，对称性优于浸泡前；在30～120 ℃时，形貌损伤度逐渐增加，在120～150 ℃时，形貌损伤度降低，形貌损伤度极值点T_S在120～150 ℃之间。砂岩和页岩的高度特征参数的损伤度大于纹理特征参数的损伤度。      

某垃圾焚烧厂循环冷却水的硬度控制效果

针对南京市某生活垃圾焚烧发电厂循环冷却水硬度高、循环管道及冷却塔材料表面结垢严重的问题,开展循环冷却水的硬度控制小试试验,并进行生产化试验.采用加药絮凝沉淀法考察了Ca(OH)2、NaOH、阻垢剂、阳离子聚丙烯酰胺(CPAM)等药剂对循环冷却水硬度试验的影响.结果 表明:与只添加Ca(OH)2或共同添加Ca(OH)2、阻垢剂相比,将Ca(OH)2替换为NaOH后,循环水硬度去除率得到了显著的提高;与只投加NaOH相比,组合投加NaOH和阻垢剂时,废水硬度由800.8mg/L降至260.26 mg/L,去除率达67.5％.通过在南京某垃圾焚烧发电厂进行生产化试验后,试验结果表明,通过合理调节NaOH和阻垢剂用量,可以很好地实现现场循环水硬度去除率为50％的目标.     

抗高温改性淀粉降滤失剂的制备与性能

针对改性淀粉降滤失剂抗温能力不足的问题，从提高分子刚性的角度出发，以丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、二甲基二烯丙基氯化铵（DMDAAC）、N-乙烯基吡咯烷酮（NVP）、2，5-二羟基苯磺酸钾（PDHBS）为单体，辣根过氧化物酶（HRP）为催化剂，采用酶促反应方法，合成出一种改性淀粉降滤失剂St-AANDP，基于相同反应条件合成未含苯环结构的对比改性淀粉降滤失剂St-AAND。对降滤失性能进行测试，结果表明，140℃下老化16.0 h后，加量为1.0%的St-AANDP钻井液的常温中压滤失量仅为5.2 mL，高温高压滤失量为26.2 mL ；当老化温度高于160℃时，St-AANDP钻井液的滤失量才出现明显增大，抗盐可达饱和，降滤失性能明显优于St-AAND钻井液。通过吸附量和泥饼微观形貌测试，揭示了可通过向分子主链中引入苯环提高分子刚性的方式来提高降滤失剂抗温能力的作用机理。      

井工厂化作业钻井液关键技术

井工厂化作业技术是一种降低非常规油气藏开发作业成本的关键技术。钻井液技术是井工厂化作业的重要组成部分。在系统调研井工厂化作业钻井液技术相关文献的基础上，从钻井液体系、施工工艺、设备配置等方面阐述了井工厂化作业钻井液与常规钻井液的差异。总结出井工厂化钻井液施工工艺过程及特点、相关配套设备及要求、井工厂化钻井液体系特点、无害化处理及回收再利用等技术优势。采用井工厂化作业模式可降低钻井液综合成本，提高钻井效率、缩短钻井周期，减少对环境的影响，是降本增效的重要支撑。分析指出井工厂化作业钻井液方面存在的问题，建议有针对性地进行井工厂化钻井液配套工艺技术研究，实现真正意义上的流水线式施工模式，以满足中国非常规油气资源开发的井工厂化技术需求。     

高温高压气井井筒温度场计算与分析

为确保高温高压气井的安全钻井,有必要对高温高压气井的井筒温度场进行研究。考虑井筒流体与地层传热,根据热力学定律和能量守恒定律,建立了钻井液循环期间钻柱内及环空流体瞬态温度模型,分析了钻井液排量和循环时间对环空温度的影响。研究结果表明:循环温度与静温剖面的偏离程度随循环排量和循环时间的增加而增大;小排量时环空钻井液温度比排量较大时更接近于静温剖面;随着排量的增加,井底循环温度逐渐降低;在相同排量下,随着循环时间的延长,环空瞬态温度场偏离静止温度场越多,环空温度逐渐趋于稳定。基于该瞬态温度模型,结合顺北鹰1井参数,计算得到的钻井液出口温度与现场实测值很接近,相对误差均在7%以内,验证了模型的可靠性。     

一种预测钻井液产生泥球的室内实验方法

钻遇某些软泥岩地层时，钻井液上返过程中易形成泥包现象。为了预测钻井过程中所采用的钻井液是否会产生泥球，通过评价钻井液性能的常用设备，利用含水岩屑颗粒和一定粒径的钢球以及滚动老化模拟在井下岩屑随流体运动的过程，提出了具体的实验参数，建立了一种系统评价泥球产生情况的方法。实验结果表明，该方法可以对不同类型的钻井液在即将使用的过程中泥球产生情况进行预测。实验结果与现场实况相符，得到所试用的水基体系易产生泥球的条件为:滚动时间为20 min，目标温度为90℃；所试用油基体系易产生泥球的条件为:滚动时间为30 min，目标温度为120℃；同时该方法得到的实验结果还可作为优化钻井液性能的依据，提高钻井过程中的作业效率和安全性。