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。     

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.     

十六烷基三甲基溴化铵和FC911对砂岩表面润湿性的影响

分别用十六烷基三甲基溴化铵（CTAB）和阳离子氟碳型表面活性剂FC911处理石英砂,然后用Washburn法测定处理后石英砂对水和油的接触角,研究两种阳离子表面活性剂对砂岩表面润湿性的影响。实验结果表明随着处理液CTAB浓度从0增至10000 mg/L,石英砂水相接触角由0°增至89°,再减至66°,表面从水湿变为中性润湿,再变为弱水湿。FC911浓度为10～1000 mg/L时,水相接触角由〉90°逐渐减小至89.7°;油相接触角由15.3°逐渐增至〉90°。石英砂表面由强油湿变为弱油湿后再变为中间气湿。较低浓度的FC911即可将石英砂表面转变为既疏水又疏油的中间气湿,最佳使用浓度为200 mg/L。     

天然他拉胶植物胶钻井完井液配方研究

文中开展了天然他拉胶(TLJ-1)植物胶钻井完井液体系的研制,评价了魔芋胶(MYJ-1)、TLJ-1、槐豆胶(HDJ-1)、罗望子胶(LWZJ-1)及琼脂(QZ-1)这5种天然植物胶的流变性能、抗温能力及抗盐能力,优选TLJ-1作为天然植物胶钻井完井液的主要处理剂.确定聚乙二醇(PEG)、磺化酚醛树脂(SMP-Ⅰ)、聚...     

高内相逆乳化钻井液体系的室内研究

为了有效降低油基钻井液的油相比例,研制了高内相逆乳化钻井液体系。该体系具有低油、低毒、低固相、较低成本的优异特性。该体系的配方为5#白油+30%CaCl2盐水+HFGEL-120型有机土(w=1%)+石灰(w=0.5%)+脂肪胺类乳化剂(w=3.6%)+自制酰胺类稳定剂(w=1%),油水体积比为50∶50,钻井液的密度为1.20~1.85g/cm3。室内性能评价结果表明:该高内相逆乳化钻井液体系性能良好,破乳电压为400~900V,抗温性达160℃,120~150℃高温高压滤失量≤10mL,流变性与传统逆乳化钻井液相当。进一步评价表明,该体系还具有良好的抗污染性、抑制性、储层保护性能。     

环保型钻井液体系

在大量室内研究基础上,研发了环保型钻井液体系,其基础配方为:4%膨润土浆+0.3%IND-30+1.5%NAT-20+3%FXJS+2%NFT-25.该钻井液体系采用环保添加剂配制,抗温能力强,达150℃;抗污染性能佳,抗盐量可达30%,抗土侵量达8%;油层保护效果好,渗透率恢复率在81.5%以上;环保性能理想,废弃钻井液抛洒后,地表层0～20 cm厚度土壤的环境质量指标均保持在中国土壤环境质量标准二级水平以上,同时使沙地土壤的水分含量和肥力水平大大提高.该环保型钻井液体系已先后在塔里木、克拉玛依和江苏油田的15口井中获得成功应用,环保与油层保护效果理想.抛洒过废弃钻井液的井区周围土壤的有机质、速效氮、速效磷和速效钾含量明显提高.与常规钻井液相比,使用环保型钻井液体系单井平均可节约综合成本40.87×10<'4>元,15口井总计可节约综合成本613.05×10<'4>元.     

黏弹性表面活性剂CTAB在钻井液中的应用

实验研究了阳离子型黏弹性表面活性剂十六烷基三甲基溴化铵(CTAB)溶液的流变性、抗温性、降滤失性及配套破胶剂的破胶性能。实验结果表明:将2%CTAB与3%助剂水杨酸钠NaSal混合的基液在剪切速率170s-1、温度25℃、pH=7的情况下混合均匀后能迅速增黏至160 mPa·s;加入少量复合降滤失剂LA(水解聚丙烯腈铵(NH4-HPAN)和磺化酚醛树脂(SMP-Ⅱ)混合而成的复合体系)可显著降低其常温常压滤失量;高效破胶剂Br的破胶性能良好,破胶液的黏度降至1~3 mPa·s。同时室内研究了以阳离子型黏弹性表活性剂CTAB为主剂的钻井液体系——表面活性剂胶束钻井液DIF-a:1.5%CTAB+2.0%NaSal+1.2%复合降黏剂LA+0.5%黄胞胶XC,结果表明:在钻探碳酸盐岩地层时钻井液体系DIF-a产生的流动摩阻小、降滤失性能较好,且钻完井后利于返排,储层渗透率保留率可以达到91.41%,大大降低外部流体对储层造成的损害。     

新型促页岩气解吸附体系研究

页岩气的赋存方式以吸附态为主,若提高页岩气井的产量,则须使吸附态的页岩气从页岩内表面解吸附变为游离态。升高温度和注入ＣＯ２ 均可提高页岩气的解吸率,为尽可能提高页岩层内吸附气的采收率,首次将２ 种促解吸方法结合在一起,开发出自生热自生ＣＯ２ 体系,并对该体系进行了反应物加量优化、腐蚀性和促解吸效果的评价。结果表明,该体系能够产生大量的热和ＣＯ２ 气体,二者对于提高页岩气解吸率都有良好的效果。     

表面活性剂降压增注机理及其在镇北油田的应用

镇北油田低渗储层物性较差,受传统开发方式的影响,部分井存在注水压力高、上升速度快、能量消耗快、长期欠注等现象,常规的酸化解堵等措施有效期短、费用较高。为此,研制合成了新型氟碳表面活性剂FCS一08,能有效降低表面张力及界面张力,改变岩石表面润湿性。该项新技术在现场试验3口井,均取得了较好的降压增注效果,其中的镇298-307井注水压力降低32．3％,视吸水指数升高了87．04％。     

结垢趋势预测软件在孤东油田各注水系统中的应用

在水质分析数据的基础上,采用结垢趋势预测软件分别研究了孤东油田地面注水管网的结垢类型和程度,并通过与现场实际结垢程度、实际垢样组成分析和常规化学分析结果比较,证明了结垢趋势预测结果的准确性;同时,采用该软件系统研究了影响各注水系统结垢的各因素,得到了一系列规律性的结论,揭示了导致各注水系统结垢的机理,为采用适当的阻垢措施对注入水质进行处理,减少注水管网的结垢程度和维护处理费用提供了理论基础,对油田生产具有重要的指导意义。