油基钻井液用憎液性纳米封堵剂

为了解决油基钻井液在页岩气藏钻遇井壁失稳的难题,以纳米材料物理封堵和改变岩石表面润湿性为研究思路,通过溶胶-凝胶法对纳米二氧化硅进行表面改性,合成具有憎液性能的纳米封堵剂SNP-1。利用核磁共振进行分子结构表征,同时结合扫描电镜等微观实验和自然渗吸等宏观实验对其性能进行评价。结果表明,合成的纳米封堵剂SNP-1具有预先设计的基团,其能够使页岩表面液相接触角大于150°,反转毛细管附加压力为阻止液相进入孔喉的阻力,进一步降低岩心自然渗吸油含量;150℃老化后,使得油基钻井液的高温高压滤失量低至2.4 mL,破乳电压达800 V以上,能有效阻止页岩岩心的压力传递。      

钻井液纳米颗粒封堵性评价方法研究

目前没有针对纳米封堵剂封堵效果评价的方法。在室内进行评价时,实验结果往往会无法反映出纳米颗粒的封堵作用。在借鉴现有评价方法的基础上,通过对滤失介质的选择和改善,形成了渗透性滤失评价方法。该方法可操作性高,能反映出纳米颗粒的封堵效果,并通过对不同粒径的纳米颗粒封堵效果的评价对该方法进行了验证。该方法对于纳米颗粒的评价和在现场施工中的选择都有一定评价参考作用。      

泥页岩和钻井液间的压力传递测试技术研究

研制了泥页岩和钻井液间压力传递测试装置,介绍了压力传递测试的基本原理和压力传递测试装置的应用,即测定泥页岩的渗透率、泥页岩的膜效率及研究钻井液对泥页岩性能的影响。实验结果证明,泥页岩和钻井液间压力传递测试装置可靠性好,实验结果与文献资料提供的数据相吻合,验证了可通过物理／化学的方法改善泥页岩的膜效率及延缓压力传递的事实,为深入开展泥页岩井壁化学／力学耦合作用机理提供了一种先进的实验手段。     

钻井液用纳米封堵剂研究进展

分析了硬脆性泥页岩井壁失稳的原因,介绍了纳米材料特点及其应用,并概述了国内外钻井液用纳米封堵剂的研究进展,包括有机纳米封堵剂、无机纳米封堵剂、有机/无机纳米封堵剂,以及纳米封堵剂现场应用案例。笔者认为:利用无机纳米材料刚性特征以及有机聚合物可任意变形、支化成膜等特性,形成的一种核壳结构的无机/聚合物类纳米封堵剂,能够很好地分散到钻井液中,且对钻井液黏度和切力影响较小,这种类型的纳米封堵剂能够在低浓度下封堵泥页岩孔喉,建立一种疏水型且具有一定强度的泥页岩人工井壁,这不仅能够阻止钻井液侵入,而且还能提高地层承压能力,无机纳米材料与有机聚合物的结合是未来钻井液防塌剂的发展方向。      

纳米级封堵剂及其应用

大量的永久性封堵作业表明,采用水硬性颗粒封堵剂能够满足对地层永久性封堵的要求,以超细水泥为代表的封堵剂在封堵中渗地层中发挥了重要作用。为了封堵低渗透地层及一些特殊的工程需要,研制了纳米级封堵材料。其固相成分的粒径均为纳米级,粒径减小不但使其能够进入渗透率更小的地层;而且该封堵剂还具有一些特殊的性能,如无需添加膨胀剂固化体体积就会膨胀、浆体具有高流动度等。介绍了纳米级封封堵剂的生产方法及粒径检测结果、封堵剂的性能及现场应用实例。     

HFT高温封堵性降滤失剂的研制与评价

研制出一种HFT高温封堵性降滤失剂,高温时封堵性好,低温时分散性好。通过室内和现场试验评价了几种高温封堵性降滤失剂的封堵效果,结果表明,HFT降滤失剂封堵效果最为理想。     

水基钻井液用耐高温纳米聚合物封堵剂的研制

深井超深井钻井过程中,纳米聚合物封堵剂对解决微孔隙、微裂缝发育地层的井壁失稳问题至关重要,然而高分子聚合物类封堵剂高温易降解失效。优选N,N-二甲基丙烯酰胺(DMAM)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)、苯乙烯(ST)和二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)为反应单体,过硫酸铵为引发剂,N,N-亚甲基双丙烯酰胺(MBA)为交联剂,采用乳液聚合法合成了一种纳米聚合物封堵剂。红外光谱显示合成材料为目标产物,粒度分析表明中值粒径为129 nm。通过砂盘封堵实验以及高温老化前后的API、高温高压滤失量对其高温封堵性能进行评价,180 ℃高温老化后,加入1%纳米聚合物封堵剂的钻井液API滤失量为24.4 mL,高温高压滤失量为92 mL,高温高压砂盘滤失量为66 mL。实验结果表明,通过优化分子结构解决了纳米聚合物封堵剂高温易降解的问题,合成的纳米聚合物封堵剂具有优异的抗温和封堵性能。     

水基钻井液用石墨烯封堵剂

在解决硬脆性泥页岩井壁失稳和深层泥砂岩互层的储层伤害问题过程中,强化对微裂缝微孔隙的快速封堵是攻关方向之一。石墨烯因其优异的纳米尺寸和片层状的膜结构,在封堵时具有低浓度、高效率的特点。以石墨为原材料,采用旋转剥离工艺技术,室内制备了一种稳定的石墨烯浆体材料。性能评价表明,该处理剂中值粒径D₅₀在5μm左右,具有较好的降滤失和抑制页岩膨胀的效果,能有效强化对砂盘微孔隙的封堵。通过2口井的现场应用表明,该处理剂与水基钻井液具有良好的配伍性,能够提高钻井液的封堵效果,有利于解决滤液侵入导致的井壁失稳问题。     

抗高温强封堵防塌钻井液体系研究与应用

针对高温深部复杂地层的钻探需求,通过分子设计研发出一种抗温达200℃、具有刚性结构和高温形变能力的抗高温封堵防塌剂SMNA-1。该剂在140~200℃广谱温度范围内,能够通过其变形性和黏结性有效地堆积填充黏结滤饼,同时利用其自身的疏水性能在滤饼表面形成封堵膜,束缚自由水,增强滤饼的韧性和致密性、降低高温高压滤失量,提高钻井液的封堵防塌能力。以抗高温封堵防塌处理剂为主剂SMNA-1,优选抗高温降滤失剂SMPFL-L、SML-4和高效润滑剂SMJH-1等抗高温处理剂,构建出抗高温强封堵钻井液体系。抗高温聚合物降滤失剂SMPFL-L以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基长链烷基磺酸、双烯磺酸等单体采用自由基聚合制得,分子量较低,且分子量分布具有多分散性,饱和盐水基浆中加入2% SMPFL-L后可使高温高压滤失量降低至54 mL,该剂还具有良好的解絮凝作用,耐温达210℃。抗高温抗盐降滤失剂SML-4是针对高密度钻井液固相加重材料含量高对降滤失剂要求,研发的一种降滤失剂,其能够部分改变加重材料表面性质,提高加重材料的分散性,降低水化膜厚度,4% SML-4可使高密度盐水浆的API滤失量由164 mL降至5.8 mL,且不增加钻井液的黏度。在密度为2.0 g/cm3钻井液中加入2%高效润滑剂SMJH-1,极压润滑系数降低率为24%。该体系在新疆顺北1-1H井三开井段现场应用近1 300 m,施工顺利,未出现任何复杂情况,试验井段平均井径扩大率仅6.88%,井身质量好,取得了良好的应用效果。      

控制水基钻井液高温高压滤失量的方法及途径

高温高压滤失量是钻井液性能的重要指标之一,该指标对现场井下安全、稳定至关重要。如何有效、合理地降低高温高压滤失量,通过合适的方法和途径把高温高压滤失量降到8 mL以下,值得思考和研究。在调研了近几年报道的低高温高压滤失量钻井液体系相关文献的基础上,提出降低钻井液高温高压滤失量的综合措施,分析了高温降滤失剂和封堵剂的现状,探讨了控制高温高压滤失量的方法和途径,包括研究高温高压降滤失剂和封堵剂的作用机理及其配伍性,达到处理剂种类尽量少且高效,从而降低成本和工作量的目的;合理使用酚醛树脂、褐煤类处理剂、磺化沥青、高温抗盐降滤失剂SPX树脂或含有AMPS单体的聚合物降滤失剂及含有有机、无机成分的较低成本的聚合物降滤失剂,来控制高温高压滤失量。      

油田用选择性堵水剂的研究及应用

以聚丙烯酰胺(HPAM)和木质素磺酸盐(Ga-LS)为主要原料,有机铬类为交联剂,弱碱性物质为pH值调节剂,制得选择性堵水剂。确定了选择性堵水剂的最佳配方:0．8％HPAM 2．0％Ca-LS 0．6％交联剂 0．3％pH调节剂。在此配方下,选择性堵水剂成胶时间为7．5 h,成胶强度大于70 Pa·s。对不同渗透率的岩芯,堵水剂的堵水率大于85％,堵油率小于20％,具有良好的选择性。2003年在大庆油田宋芳屯区块现场施工3口井,累计增油量为580 t,累计降水量为 1 677 t,投入产出比为1:3．56,取得了较好的经济效益。     

新型水溶性暂堵剂SZD的研究与应用

针对油田注水井及高含水油井漏失严重问题,研制了SZD系列水溶性暂堵剂。对不同暂堵剂的暂堵及解堵效果、返排驱替液量对暂堵和解堵效果的影响、暂堵剂注入量对暂堵效率的影响以及岩心渗透率对暂堵剂暂堵强度的影响进行了研究。结果表明,该暂堵剂可使岩心封堵率达到90%以上,用水冲刷100PV后,渗透率恢复值在85%以上。40余口井的现场试验结果表明,该暂堵剂能有效解决注水井和高含水井存在的漏失问题。     

非渗透性随钻堵漏剂HTK-1的室内性能评价

自制非渗透堵漏剂HTK-1加入钻井液中,对钻井液的配伍性、钻井液老化后性能的影响以及岩心封堵等方面进行评价。实验表明,该堵漏剂HTK-1能在随钻过程中防止漏失,减小漏失量,提高地层承压能力,从而有效地实施封堵,保证钻井过程的顺利进行。     

钻井液用聚合物暂堵剂室内研究与评价

采用丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPs)、丙烯酸(AA)等3种有机单体和一种无机材料,在2种交联剂作用下聚合成抗高温储层暂堵剂.考察了无机材料含量和交联剂使用对产物性能的影响,结果表明,加入适量的无机材料和使用交联剂可以大幅改善聚合物的综合性能.合成的暂堵剂在淡水基浆、盐水基浆、饱和盐水基浆和复合盐水基浆中均具有较好的降滤失作用,抗温可达150℃,并与聚磺钻井液体系具有一定的配伍性;在钻井液或水溶液中高温老化后保持良好形态,结构完整,表现出较强的抗温稳定性,可长效发挥暂堵作用和降滤失的效果,基本能满足现场施工的要求.酸溶性实验表明,该暂堵剂的酸溶率可达到90％以上,满足酸化解堵的要求.岩心流动实验结果表明,合成暂堵剂具有较高的渗透率恢复值,可有效提高深层高压低渗储层的保护效果.     

GDS—I油层封堵剂的研制与应用

介绍了GDS－I封堵剂封堵机理,通过室内试验,确定了封堵剂原材料,调凝剂,使用浓度,使用温度等。就地层水对封堵剂的影响进行了试验,并以封堵剂技术性能为依据,证明了GDS－I封堵剂的优越性。15 次应用表明,该封堵剂配制容易,施工简单,封堵强度高,封堵效果好,对类似的油藏封堵具有较好的应用前景。     

纳米聚合物微球封堵剂的制备及特性

页岩具有极低的渗透率和极小的孔喉尺寸,传统封堵剂难以在页岩表面形成有效的泥饼,只有纳米级颗粒才能封堵页岩的孔喉,阻止液相侵入地层,维持井壁稳定,保护储层。以苯乙烯(St)、甲基丙烯酸甲酯(MMA)为单体,过硫酸钾(KPS)为引发剂,采用乳液聚合法制备了纳米聚合物微球封堵剂SD-seal。通过红外光谱、透射电镜、热重分析和激光粒度分析对产物进行了表征,通过龙马溪组岩样的压力传递实验研究了其封堵性能。结果表明,SD-seal纳米粒子分散性好,形状规则(基本为球形),粒度较均匀(20 nm左右),分解温度高达402.5℃,热稳定性好,阻缓压力传递效果显著,使龙马溪组页岩岩心渗透率降低95%。      

ZGR型封堵剂的研制与应用

胜利油田大都已进入注水开发的中后期,油井含水越来越高,原油成本逐年增加。封堵注水井的大孔道是控水稳油的重要措施,封堵剂的选择也越来越重要。以细煤灰为主剂的ZGR型封堵剂适用于胜利油田的注水井封堵,平均注水压力从6.6MPa上升到10.3MPa;视吸水指数由封堵前的40.5m3/(d·MPa)下降到封堵后的38.2m3/(d·MPa);水井的平均压力指数由3.5MPa上升到6.4MPa。压力指数的大幅上升,说明了这些区块的高渗透带或大孔道得到了有效的封堵,现场应用效果好。     

FD-2型封堵剂的研制与应用

以细煤灰为主剂,研制了一种廉价的FD-2型封堵剂。试验结果表明,FD-2型封堵剂的堵水率高,耐冲刷能力强,并可首先进入渗透率较大的井段,实现选择性堵水。现场应用结果表明,FD-2封堵剂适用于孤东油田的注水井封堵,对应油井的降水增油效果很明显。     

ZD-1暂堵剂的研究及应用

大庆油田二、三次加密井主要开采非主力油层中薄差层及表外层，层间渗透率差异较大，酸化解堵施工过程中，酸液优先进入高渗透层，而低渗透层难以得到处理。为此，研究了ZD—1暂堵剂。该暂堵剂是一种由主剂、增强剂和调速剂组成的桥塞暂堵剂，具有承压强度高、水溶性好以及便于携带液携带的特点。室内实验表明，该暂堵剂在地层温度条件下，可承压20MPa以上，24h的水溶率达98％以上。通过大庆各树岗油田ll口酸化井的应用，证明该暂堵剂能有效控制不同硬化层位的吸酸强度，提高低渗透层位的酸化强度，从而为提高地层吸水比例以及地层均匀吸水提供技术保征。采用ZD—1暂堵剂进行酸化解堵，措施施工成功率较高、有效期较长，可以满足大庆油田注水开发的需要。