气润湿性对蒙脱土性能的影响

实验室自制出的一种氟碳气湿反转剂FC-1可使凝析气藏岩石表面润湿性反转为气润湿性并大幅度增加气藏产量。当气藏岩石表面润湿性改变后,岩石中黏土矿物性能也会发生变化。本文考察了经气湿反转剂FC-1处理前后蒙脱土的性能。实验结果表明:当FC-1质量分数为100%时,100~200目蒙脱土Zeta电位从处理前的-31.70mV升高到-17.27mV,逐渐接近不分散状态;随着FC-1质量分数的升高,蒙脱土的阳离子交换容量急剧下降,当FC-1质量分数为100%时,亚甲基蓝容量MBC从处理前的2.14下降至0.2;FC-1质量分数为100%时,16 h后蒙脱土最大膨胀高度为0.83 mm;SEM、TEM分析结果表明,气湿反转剂FC-1中的含氟烷基已经附着在蒙脱土颗粒表面上,形成一层气湿反转膜,维持了蒙脱土的稳定性能。图7表2参13     

巴基斯坦北部区块抗高温高密度柴油基钻井液体系

巴基斯坦北部区块地质条件复杂,地层重复反转,油气埋藏深,井底高温高压,二开井段存在长段页岩层,易吸水膨胀、垮塌,三开井段存在盐膏层易缩径、卡钻,同时盐水侵入污染高钻井液密度易造成钻井液流变性恶化,难以控制,导致该区域钻井作业异常艰难,使其成为巴基斯坦乃至世界上钻井最复杂的地区之一。针对上述难题,同时满足当地油公司的技术要求,以0#柴油为连续相,氯化钙水溶液为分散相,通过处理剂和加量优选形成了一套柴油基钻井液体系。室内评价结果表明,该钻井液抗温达180℃,最高密度达2.20 g/cm3,老化前后破乳电压大于1200 V;有良好的沉降稳定性;在高温高压下仍能保持较好的流变性,对重晶石的悬浮稳定性好,具有良好的携带岩屑能力;且具有抗15%盐水、10%页岩和石膏污染的能力,满足巴基斯坦北部区块钻井作业的应用需求。      

遇水快速膨胀胶凝堵漏技术在长宁页岩气区块的应用

长宁页岩气区块地表为喀斯特地貌,地下溶洞暗河发育,在表层钻进过程中地层出水严重且常发生失返性漏失。针对表层出水漏失难题,先后采用桥浆、高失水堵漏材料、水泥浆、智能凝胶等系列堵漏材料,但堵漏效果差且容易出现复漏。为此室内研发出一种遇水快速膨胀胶凝的堵漏材料,堵漏机理为“膨胀+交联+充填”,堵漏材料遇到地层水后可以与其混合发生交联反应,同时发生膨胀反应,释放CO₂气体促使堵漏材料快速膨胀数倍体积,形成不透水的无毒弹性胶状体;借助CO₂气体压力可将未固化的弹性胶状体进一步压入并充填漏层的孔隙,起到膨胀与弹性堵水的效果。通过配方优化形成遇水快速膨胀胶凝堵漏浆,性能评价表明,堵漏浆胶凝时间在15～70 min范围内可控,膨胀率为250%～350%,可以锁住3倍体积的蒸馏水和5倍体积水基钻井液;在CDL-Ⅱ型高温高压堵漏试验仪中对4～3 mm、5～4 mm模拟漏失通道承压分别达到3.8、1.7 MPa,复合桥浆堵漏后承压能力提高至6.25、5.2 MPa。现场应用一次性封堵出水漏层,提高承压能力5.8 MPa,解决表层出水漏失难题并保障了安全钻进。      

大位移井用气泡携屑剂的研制与效果评价

大位移井水平段岩屑受重力作用易于在底部沉积,导致井下复杂情况发生甚至整口井报废.针对上述问题,实验室合成一种携屑剂FGC-1.室内对其进行了评价,结果表明:经FGC-1处理过的岩心润湿反转效果良好,岩心表面由亲油弱亲水转变为疏油疏水而优先和气体接触;与普通表面活性剂相比,FGC-1可使气泡持久地黏附在岩屑表面;FGC-1浓度为0.4％时,使得粒径为0.90～2.00 mm的岩屑能达到最佳携带效果;FGC-1与钻井液的配伍性好;用模拟大位移井井眼环空中岩屑携带运移情况的装置评价结果表明,在盐水钻井液中粒径为0.90～2.00 mm的岩屑有77.2％被携带到出水口位置,可见FGC-1起到了高效携带岩屑颗粒的作用.     

减阻水压裂液体系添加剂的优选

减阻水压裂液体系在北美地区致密页岩气开采中发挥着重要作用,在中国具有广阔的应用前景.建立了一套可行的室内实验方法,对减阻水压裂液体系中的主要添加剂进行了优选:通过对4种减阻剂的分散性能及减阻性能进行评价,优选出了最佳减阻剂FR-2;通过对3种表面活性剂的降低表面张力性能及对减阻剂的影响进行评价,优选出了最佳表面活性剂INTECHEM-02;通过对3种页岩抑制剂的抑制性能及对减阻剂的影响进行评价,优选出了最佳页岩抑制剂3C.此外,配伍性实验表明,优选出的3种添加剂之间以及添加剂与地层水之间均具有良好配伍性.     

用于精细控压钻井的无机凝胶隔离塞的研制及现场试验

针对精细控压钻井起下钻及完井过程中钻井液漏失严重的问题,基于无机水硬性胶凝理论、密实充填理论和固化增强理论,通过优选关键处理剂形成了一种用于精细控压钻井的无机凝胶隔离塞工作液。性能评价表明,该无机凝胶隔离塞工作液初始流动性和稳定性好,抗钻井液污染能力强,稠化时间可以控制在0.5~4.0 h,适用温度60~150 ℃;固化成段塞后抗压强度达8.02 MPa,胶结强度达1.39 MPa/m2,承压封气能力大于2.69 MPa/m,可钻性级值为1级。现场试验表明,该无机凝胶隔离塞工作液固化成塞后,可以有效封隔油气,保障精细控压钻井起下钻的安全。研究表明,无机凝胶隔离塞工作液固化成塞后抗气窜能力强,能有效封隔油气,解决了精细控压钻井起下钻过程中缺乏安全封隔的问题。      

一种高效液体型解卡剂在巴基斯坦的研究与应用

针对目前巴基斯坦常用粉末解卡剂Black Magic存在配制时间长,加重易沉淀,与钻井液兼容性差,解卡成功率低等问题,以解卡剂对泥饼的破坏泥饼效果、穿透泥饼时间和极压润滑系数为评价指标,实验优选得到了一种高效液体解卡剂ZL SPOT。在此基础上,通过考察油水比、解卡剂和增黏剂对泥饼破坏和穿透的影响,得到了以0#柴油、解卡剂、清水和有机土组成的加重解卡液配方。实验结果发现:对于非加重解卡液,液体解卡剂在1.0%～2.5%浓度下,其极压润滑系数为0.069,100 mL解卡液穿透泥饼时间仅15 min,泥饼浸泡2 h后能见明显的网状裂纹,优于粉末解卡剂;对于加重解卡液,固相的加入会严重影响解卡效果,但提高解卡剂浓度至8%后,解卡液浸泡后的泥饼能出现网状裂纹;密度1.32～1.80 g/cm3的解卡液在120 ℃静置16 h后,无重晶石沉淀;解卡液与水基钻井液按1∶1比例混合,钻井液流变性和滤失基本不受影响。该液体解卡剂在巴基斯坦成功应用两口井,验证了解卡效果,且施工简单,具有推广应用前景。      

金华1井小尺寸高强度套管段铣技术实践

四川地区对外合作项目中Φ114.3 mm×p110小尺寸高强度套管段铣施工过程中存在套管强度高、刀片吃入难、易磨损、铁屑难携带&环空间隙小、摩阻损失大、钻井液流变性控制难以及环空带压等诸多难题,通过研发“D”型三刀翼段铣器,优化钻具组合和精细操作、优选钻井液体系和优化流变参数,在金华1井成功段铣Φ114.3 mm高强度套管,段铣进尺4.44m平均段铣速率 0.11m/h、施工周期5d、铁屑携带率高达91%,期间无蹩泵、刀片阻卡等问题,为后期弃井作业打下基础,同时对于该区块后续井位段铣弃井施工提供了借鉴。     

国外减阻水压裂液技术及其研究进展

在系统调研国外减阻水压裂液相关文献的基础上,阐述了国外减阻水压裂液技术的发展历程,并从新型减阻水压裂液体系、添加剂之间的相互作用、破坏剂的优选、无害化减阻剂的研究、抗盐减阻剂的研究以及支撑剂传输系统的改进等方面介绍了其最新研究进展。得出减阻水压裂液的优点是低伤害、低成本、产生的裂缝网络复杂度高体积大、易于循环利用,缺点是对支撑剂的输送能力较差以及对水的需求量较大。同时对如何弥补减阻水压裂液的缺点提出了合理建议。对中国致密页岩气开采中减阻水压裂液的应用及研究具有一定的参考价值。     

高性能纳米降滤失剂氧化石墨烯的研制与评价

以天然鳞片石墨为原料,通过改进的Hummers法制备了具有单层或多层平面薄膜结构的氧化石墨烯纳米材料降滤失剂,并借助红外光谱、X射线衍射、热重分析、透射电镜等手段进行了化学结构和微观形貌表征。通过API滤失实验研究了氧化石墨烯的降滤失性能,与目前现场常用的几种降滤失剂进行比较后的结果表明,氧化石墨烯由于其纳米尺度分散的特性在较低浓度下即具有较强的降滤失性能,优于传统的降滤失剂。通过氧化石墨烯与膨润土和羧甲基纤维素的复配实验发现,氧化石墨烯作为一种封堵类降滤失剂,无需膨润土的存在就可起到优异的效果;通过与增黏剂类处理剂的复配可以在节约成本的基础上进一步提高降滤失性能;通过粒度分析发现,氧化石墨烯的横向粒径越大,降滤失效果越好,而制备大横向尺度氧化石墨烯的关键在于选择低目数的鳞片石墨作为原料。