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。      

分枝导流井分支口密封胶体系室内研究

在分枝导流井的主、分支井眼处使用的有机密封胶是为解决井下作业时,因钻具轴向动载荷及扭转载荷作用迫使主井眼与分支井眼的连接结构垮塌,导致其结构完整性未实现的问题而采用的一种新型高韧性固井材料。主要从使用有效的固化剂以调节有机密封胶的固化时间（3～6h）,选用良好的稀释剂（具有增塑作用）以改善流变性,加入增韧剂以提高韧性等方面进行研究以满足安全封固井段作业的要求,特别对相关韧性方面的力学性能从不同方面（抗冲击强度、弯曲断裂韧性）进行了详细的室内评价。最终的配方使有机密封胶具有高韧性和足够的强度,实现了主、分支井眼的整体式窗口密封,为分枝导流井技术提供固井技术支持。     

高油水比油基钻井液在海上油田的应用研究

针对油基钻井液在现场钻井作业出现返排出泥球和井壁冲洗效果不佳等问题,本文通过室内实验对海上油田现场油基钻井液进行了油基钻井液体系优化研究,通过增加有机胶体量,以提高钻井液粘切和封堵性;提高油水比为95∶5和水相CaCl_2浓度至30%,以增强抑制性;采用重晶石沉降体积法优选润湿剂C-2,其加量1.6%具有很好的润湿性;改进了高油水比油基钻井液滚动回收率性能评价方法,优化后滚动回收率可达92.68%,真实反映了油基钻井液的优异抑制性能。优化后的油基钻井液体系在现场应用后的性能平稳,起下钻顺利,未出现泥球,钻井液性能满足了优快作业需求。     

一种抗高凝析油阳离子起泡剂的制备及室内评价

针对南海西部油田出水气田地层温度高,部分区块高含凝析油的特点,制备了一种以阳离子表面活性剂十六烷基三甲基氯化铵为基础引入羧基的起泡剂,进行了室内评价并对泡沫进行了微观分析.结果表明:该起泡剂临界胶束浓度位0.5 g/L,γcmc为32.3 mN/m;在40％ 凝析油(质量分数)中起泡高度可达246 mm,携液量为16.72 mL/min;140℃老化实验后,起泡性能和携液能力无明显改变.     

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。     

抗高温疏水缔合聚合物无固相钻井液研究及现场试验

针对现有无固相钻井液抗温能力弱、无法满足高温水平井钻井需要的问题,以两性离子型疏水缔合聚合物PL-5为主剂配制了抗高温疏水缔合聚合物无固相钻井液。对该钻井液的流变性、滤失性、悬浮稳定性、抑制性和储层保护性能进行了室内试验评价,并应用原子力显微镜（AFM）和环境扫描电镜（ESEM）对构建该钻井液液相的聚合物的微观结构进行了观测。室内试验结果表明:该钻井液在160℃下老化后,仍可保持良好的流变性、滤失性和悬浮稳定性;上部地层钻屑的一次滚动回收率达60.1%,下部地层钻屑的一次滚动回收率达87.2%,抑制泥页岩水化分散效果显著;油层岩心的渗透率恢复率可达82.0%以上。抗高温疏水缔合聚合物无固相钻井液在DF1-1气田3口井的水平段钻井中进行了现场试验,结果表明,该钻井液不仅具有良好的流变性、滤失性和悬浮稳定性,而且具有良好的储层保护效果,提速效果显著,能够满足高温水平井钻井需要。      

海上油田高温解堵液体系

海上油田X-1井砂岩储层具有高温、异常高压和低渗等特征,且储层岩样溶蚀孔发育,含有一定的粒间缝被黏土矿物充填,黏土矿物较多,易造成水敏、速敏。针对上述问题研制出一种高温低渗敏感性储层解堵液体系。实验表明,在170℃的条件下,解堵液体系对钢片的平均腐蚀速率为62.880 g/m2·h,达到行业一级标准,且该体系具有较低的表面张力,鲜酸和残酸表面张力均低于24.0 mN/m。解堵液体系有较好的稳定铁离子能力,稳定铁量高达263 mg/mL。解堵液体系具有较好的防膨效果,终膨胀率降低值为32.19%,能有效控制黏土膨胀,抑制水敏伤害。岩心中注入解堵液体系后,渗透率呈明显的上升趋势,由于该体系对黏土矿物和基质的溶蚀率均较大,且不宜引起出砂堵塞孔喉,渗透率增加倍比约为3.5倍,是较为理想的适用于高温低渗储层的解堵液体系。现场应用表明,解堵液基本解除井筒附近堵塞,对比酸化前后日产气量,本次酸化对该井起到了很好的解堵效果。      

一种抗高温环保型低增黏提切剂

为提高水基钻井液用提切剂抑黏提切效果和环保性能，以低黏聚阴离子纤维素钠盐（PAC-LV）和十六烷基异氰酸酯为原料，二丁基二月桂酸锡（DBTDL）为催化剂，合成了一种疏水缔合型天然改性产物作为抗高温环保型低增黏提切剂LVHY-1。通过正交实验确定了最佳合成条件:PAC-LV与十六烷基异氰酸酯的质量比为4∶1、反应温度为60 ℃、反应时间为12 h、DBTDL浓度为0.4%。借助核磁共振光谱仪（1H-NMR）进行了分子结构表征。流变性能测试结果显示，在120 ℃老化实验中，动塑比随LVHY-1加量的增大而提高。加量为0.2% LVHY-1的钻井液经170 ℃老化16 h后，其动塑比仍可达0.5 Pa/mPa·s，高温作用时间达64 h后仍保持良好的提切效果，表现出良好的抗温性和耐候性。透射电镜（TEM）观测结构显示，LVHY-1在溶液中可形成立体的网络结构，这是其具备提切效果的原因。环保性能测试结构显示，LVHY-1的半致死浓度EC₅₀为30 100 mg/L，生物降解性评价指标（Y）为18.25，达到排放标准，易被微生物降解。      

抗高温无固相弱凝胶钻井液体系研究

抗高温无固相弱凝胶钻井液配方为:海水+0.5%NaOH+0.5%Na2CO3+1%VIS-H+0.5%抗高温稳定剂SPD+3%KCl+1%聚胺UHIB+3%聚合醇JLX-C+3%降滤失剂RS-1+5%酸溶性储层保护剂JQWY,甲酸钠加重至钻井液密度为1.2 g/cm3。性能评价结果表明,钻井液高温稳定性良好;160℃热滚16 h后的低剪切速率黏度为34095 mPa.s(0.3 r/min),悬浮性优异;90℃黏附系数为0.083,滚动回收率为90.28%,防膨率为90.59%,润滑性和抑制性较好。储层保护剂JQWY可大大减小钻井液对储层的损害,中压滤失量降至2.6 mL。裸眼完井时,通过破胶剂JPC-LV易清除滤饼,岩心渗透率恢复值为97.8%,满足了高温水平井油气层开发的需要。图1表4参7