可控交联暂堵压井胶塞研究及应用

针对带压修井作业存在的安全风险和常规压井液存在的地层污染风险,采用复合改性植物胶为稠化剂,延缓释放中心离子的有机络合物为交联剂,并通过抑制剂影响交联剂中心离子的释放,间接控制交联时间,开发出了一种可控交联暂堵压井胶塞。该暂堵压井胶塞常温下的黏度较低(1h黏度控制在36mPa·s内),易于泵注,在井筒条件下快速成胶,形成具有极高强度和黏弹性的固体,120℃下的初始黏度可达30 000mPa·s以上,老化48h后能保持半固态-冻胶态,黏弹性好,对井筒具有良好的封堵作用,且与解堵液接触后可在1～4h内破胶,避免了对地层的伤害。该技术在川中高温含硫井的带压换阀门作业中进行了现场应用,泵注胶塞体系后4h,油压由59 MPa降至29 MPa,使得后续不丢手带压更换主控阀获得成功,解堵后液体顺利返排,黏度≤5mPa·s,油压快速恢复。     

苏桥储气库高温高压气井纳米凝胶暂堵技术

苏桥储气库气井储层平均埋藏深度近5 000 m,地层温度140~150 ℃,注采条件下储层压力一般在35~45 MPa。气井修井作业前首先需要进行暂堵压井,常规聚合物凝胶类堵剂耐高温性能差、容易漏失造成压井效果不理想,为此,研制了耐温150 ℃纳米凝胶,对纳米凝胶成胶性能、耐高温性能和流变性能进行了评价,在苏桥储气库2口高温高压井进行了纳米凝胶暂堵压井试验。试验表明,该暂堵技术具有工艺简单、见效快、成本低等优点,可广泛应用于高温高压气井暂堵以及高温油气藏调堵堵水作业。     

延缓交联型暂堵剂的研制

讨论了暂堵剂的配制和影响因素,得到了暂堵剂的配方向：成胶剂聚丙烯酰胺的分子量为３００万左右,水解度为５％－１５％,加量为０．６％－１．０％;螯合物ＬＱ１或ＬＱ２的加量为４％－８％;破胶剂氧化叔丁基的加量为０－０．０５％。通过对其性能进行评价,发现该暂堵剂具有良好的堵塞效果和耐碱性、抗盐性,且地面粘度低,对地层伤害小。     

可逆凝胶暂堵工艺技术研究与应用

高压注水井在检串作业中泄压时间较长或压力泄不掉,容易造成地层能量损失,并给水处理造成较大压力。通过研究可逆凝胶暂堵技术工艺,使之达到产层的暂堵,屏蔽生产层压力,抑制地层流体外溢,实现常规检串。修井结束后,堵剂自行降解,不影响后续正常注水。可逆凝胶技术成功进行两口井应用,达到预期效果,解决了带压作业修井周期长、进度慢、成本高的问题,提高了生产效率,具有较高的研究推广价值。     

页岩气井复合暂堵泵压数学模型及影响因素

目前页岩气井压裂的泵压预测主要依靠商业软件拟合,预测暂堵剂用量与泵压的数学模型较少。为此,考虑暂堵剂运移终速度、缝宽、暂堵剂阻力等因素,提出了复合暂堵泵压预测数学模型,分析了复合暂堵参数对泵压的影响。结果表明：随复合暂堵剂用量增大,泵压升高;复合暂堵剂同单一暂堵剂相比,复合暂堵剂用量对泵压影响更敏感;随暂堵粒径增大,泵压峰值呈现增大趋势;复合暂堵剂的起压及升压时间较单一暂堵剂明显减小,暂堵效果更佳;复合暂堵剂用量为180 g时,升压时间为31 s,泵压峰值可达到17.5 MPa,与粒径为0.8 mm的暂堵剂相比,升压时间缩短51 s,泵压峰值增大2.7 MPa,升压速度增大63.09%。室内实验和现场应用表明,泵压计算值与实测值最大误差分别为6.76%和6.27%。复合暂堵泵压预测数学模型对暂堵剂用量设计以及暂堵效果评价具有指导意义。     

酸性气田暂堵压井体系的研制与应用评价

针对川渝地区酸性气田（含H₂ S、CO₂ 、SO₂ 等酸性气体）生产井修井作业过程中常规修井液存在的安全性差、易漏失、对储层污染大等问题,通过优选植物胶稠化剂、调节pH值、添加抗酸抑制剂等得到了一种适用于高含酸性气井液体胶塞体系,考察了该体系的流变性能以及成胶后的承压能力、抗温稳定性、抗硫化氢稳定性、破胶性能,并开展了高含酸性气井的现场应用。配方为3%稠化剂+3%稠化分散剂+7%交联剂+5%调理剂+1%抗酸抑制剂+调节剂的液体胶塞的成胶时间的可控可调范围为28～200 min,成胶后的黏度大于30 Pa·s,成胶强度高;在150 ℃老化24 h不破胶,在70 ℃的酸性气层水（H₂ S含量300 mg/L或CO₂ 含量100 mg/L）中72 h不破胶。液体胶塞体系在pH=8时的承压能力最佳;在50～80 ℃温度区间内,解堵液能让液体胶塞在1～6 h完全破胶至黏度低于3 mPa·s。液体胶塞体系已在硫化氢含量约为80 mg/L的A井成功应用,为川渝地区酸性气田的修井作业提供了技术支撑与保障。     

暂堵凝胶在水平井堵水中的应用

针对筛管完井的水平井在堵水过程中水平段容易被污染的问题,研制了一种新型的地下交联树脂型暂堵凝胶,施工时先挤入暂堵凝胶将水平段非目的层进行保护,迫使堵剂进入目的层,作业结束后72h暂堵凝胶会自动破胶,使水平段的非目的层恢复原来的物性,从而达到保护水平段的目的。2008年对彩南油田筛管完井的4口水平井在堵水过程中采取了暂堵工艺,并取得了成功,其中两口井降水增油效果明显,CHW04水平井含水由97．5％最低降到51％,CHW16水平井含水由82．9％最低降到41．6％,截止2009年9月这两口井累计增油1300余吨。     

温度增强型高弹性液体胶塞暂堵剂研发及应用

针对低压气井压井漏失难题,本文基于对有机交联凝胶结构上的认识,使用聚乙烯亚胺（PEI）作为交联剂制备了一种弹性液体胶塞EGL-1,能显著提高地层承压能力并阻断压井液漏失,降低储层损害。该体系基本配方为:2%抗高温聚合物SPAM+（1%～1.6%）交联剂PEI+0.02%稳定剂+清水,并对其地面流变性能、黏弹性能、破胶性能和堵漏性能进行了测试与评价。胶塞初始溶液流变测试结果表明,剪切速率为200 s-1时的表观黏度稳定在350 mPa · s内,具有较好泵送能力;交联成胶后的胶塞黏弹测试表明,弹性模量在100 Pa～470 Pa之间,黏性模量在10 Pa～60 Pa之间,温度越高,胶塞强度越高。物理模拟实验结果表明,胶塞在裂缝岩心抗压达9 MPa以上,返排突破压力小于1 MPa,岩心渗透率恢复值达90%,可实现自然解堵。该技术在长庆下古碳酸盐岩低压气井暂堵压井进行了成功试验,对类似低压气藏防漏失压井具有一定借鉴作用。      

温度增强型高弹性液体胶塞暂堵剂研发及应用

针对低压气井压井漏失难题,本文基于对有机交联凝胶结构上的认识,使用聚乙烯亚胺（PEI）作为交联剂制备了一种弹性液体胶塞EGL-1,能显著提高地层承压能力并阻断压井液漏失,降低储层损害。该体系基本配方为：2%抗高温聚合物SPAM+（1%～1.6%）交联剂PEI+0.02%稳定剂+清水,并对其地面流变性能、黏弹性能、破胶性能和堵漏性能进行了测试与评价。胶塞初始溶液流变测试结果表明,剪切速率为200 s-1时的表观黏度稳定在350 mPa · s内,具有较好泵送能力;交联成胶后的胶塞黏弹测试表明,弹性模量在100 Pa～470 Pa之间,黏性模量在10 Pa～60 Pa之间,温度越高,胶塞强度越高。物理模拟实验结果表明,胶塞在裂缝岩心抗压达9 MPa以上,返排突破压力小于1 MPa,岩心渗透率恢复值达90%,可实现自然解堵。该技术在长庆下古碳酸盐岩低压气井暂堵压井进行了成功试验,对类似低压气藏防漏失压井具有一定借鉴作用。     

用于CCUS油藏压井的环境响应型暂堵剂研制与应用

目前我国CCUS技术正在各油田大规模推广应用。由于CO₂对井筒腐蚀十分严重,修井工作量逐年增大,亟需研发压井暂堵剂,对井筒目标层段油气进行暂堵,以有效压井,保障顺利完成修井,修井后暂堵剂自动解堵,快速恢复生产。文中提出环境响应型暂堵剂的研究思路,暂堵剂由聚丙烯酰胺(HPAM)、有机铬交联剂A、活性交联剂B、GB-01破胶剂组成,在复合交联剂作用下快速成胶,并保持3 d左右的高强度和稳定性,实现有效暂堵压井。修井完成后,暂堵剂在微量破胶剂作用下迅速实现环境响应破胶(高温、高矿化度、高CO₂含量),2～5 d内完全解堵,从而快速恢复生产。该暂堵剂在吉林油田某井进行了现场试验,效果较好。环境响应型暂堵剂的研究思路具有可行性,也为我国CCUS油藏压井暂堵技术的现场应用提供了参考。     

纳米复合泡沫凝胶修井液的研制与试验

随着油田水平井开发时间的延长,受储层物性及注采驱替系统难以建立等因素的影响,水平井部分开发区域地层压力保持水平较低,地层能量不足,修井作业过程中修井液漏失严重,作业循环建立困难,导致施工作业周期长、效率低等问题。依据泡沫流体特点,研发了一种强稳定性的纳米复合泡沫凝胶修井液,与常规活性水修井液相比,其稳定性高、密度低、降漏失性强,其主要配比为：1.4%起泡剂+0.25%纳米二氧化硅+0.5%聚合物+0.05%交联剂+0.02%稳定剂。该修井液体系主要以微泡作为分散相,凝胶为骨架,依靠泡沫的强承托能力和泡沫、凝胶的双层封堵特点,达到暂堵漏失地层、降低修井液漏失的目的。室内模拟实验表明,对于模拟岩心,初期体系滤失量几乎为零,稳定后漏失速率小于10 mL/min,显示出其良好的承压能力与降漏失特性。现场实验表明,该修井液性能稳定,能有效暂堵漏失层段、降漏失效果较好。研究表明,纳米复合泡沫凝胶修井液具有良好的暂堵降漏失效果,在低压水平井修井作业具有很好的应用前景。     

基于随钻测井资料的井漏位置识别及压井液密度确定

油田勘探开发过程存在不同程度井漏现象。为有效判识漏点位置,实施堵漏作业及实现安全高效钻井,归纳了井漏现象在随钻测井资料的响应特征,提出了通过自然伽马、电阻率、井径、孔隙度等随钻测井资料及时准确识别井漏位置以及计算压井液密度,形成井漏识别及确定压井参数的测井评价技术,为安全钻井提供支持。通过NP8井致密油水平井的实例分析,说明随钻测井资料可以为钻井堵漏和压井作业提供实时、准确、直观、可靠的依据。     

广谱暂堵剂MBA的研制与评价

研制出了广谱暂堵剂 MBA,用以解决普通暂堵剂现场使用时粒径及抗温性难以选择准确的问题。试验表明 ,在水基钻井液体系中加入 3 %～ 5%的广谱暂堵剂 MBA,能在渗透率为 50× 1 0 - 3～ 3 　0 0 0× 1 0 - 3μm2的岩心上形成有效暂堵 ,损害深度小于 2 .5cm,易于反排或射孔解除 ,渗透率恢复值达 80 %以上。     

膨胀型油基防漏堵漏钻井液体系

针对油基防漏堵漏钻井液技术难题,研究出一种具有三维网络交联结构或者微孔结构的膨胀型堵漏剂,其可选择性地吸收油水混合体系中的油,具有温度敏感延时膨胀特性,并具有一定的抗压以及成膜能力,在90℃的1 h吸油率大于120%,体积膨胀率大于40%。同时优选出了可使体系热滚后破乳电压升高的乳化剂G326,可使体系高温高压滤失量降低至4 mL以下的降滤失剂G328,优选出G327和G338封堵剂以及颗粒较粗的GFD-M和GFD-C,构建了膨胀型油基防漏堵漏体系,分别形成了堵漏和防漏钻井液配方。其中堵漏配方1~5 mm缝板实验承压可达7.0 MPa,防渗漏配方API砂床侵入深度降低率大于95%。该体系在四川页岩气水平井现场应用结果显示:堵漏配方现场堵漏作业一次成功率大于60%,防漏配方在试验井段2.10~2.45 g/cm3高密度条件下,油基钻井液总渗漏量控制在10 m3以内,封堵防漏效果良好。      

吉林红岗区块低滤失气井压井液研制

吉林油田红岗区块明水气层、黑帝庙油气层埋深浅,对外来流体敏感性强,现有3种压井液滤失性过大,对储层伤害大(岩心伤害率76.62%～97.95%).以黏土膨胀率和储层岩心伤害率为评价指标筛选组分,研发了可用于该区块的低滤失压井液,其配方为:0.7%小阳离子黏土抑制剂+2.0%KCl+0.05%水锁抑制剂BNP-10+0.05%缓蚀剂HS-1+2.0%降滤失剂DST-1(SPN-1+SPN-2,质量比3∶2)+1.33%改性纤维素NDT,用NaCl加重.该压井液密度1.02～1.20g/mL,表观黏度5.76～5.80 mPa·s,pH=7.0,API滤失量4.5～7.6 mL,稳定性好,对实验岩心渗透率的伤害率仅为3.70%～4.89%.     

防漏堵漏新技术在缅甸D区块的应用

针对缅甸D区块钻井过程中井漏严重的突出问题,系统分析了缅甸D区块地质特点和漏失特征,针对不同漏失类型和漏失机理,在室内和现场实验的基础上提出了对应的解决方法和施工工艺,包括针对砂岩渗透性漏失的随钻防漏堵漏体系,针对砂泥岩破碎弱胶结的双液法堵漏技术,针对裂缝发育的交联成膜桥浆堵漏技术,可大幅度提高地层承压能力的化学固结堵漏技术.以上堵漏技术先后在缅甸D区块施工20多次,取得良好的堵漏效果,解决了该区块不同类型的井漏问题.     

委内瑞拉疏松砂岩水平井弱凝胶微泡钻井液

委内瑞拉东南部的奥里诺科重油带AYACUCHO区块MFM构造分区块油层具有油藏浅、压力低、孔隙度大和井温低等特点。该区块多为水平井,且井段较长,以往混油聚合物等常规水基钻井液在施工过程中经常发生上提拉力过大、下放遇阻、卡钻等事故复杂。针对常规水基钻井液的不足,自主研发了流型调节剂和发泡剂,形成了一套弱凝胶微泡钻井液配方,体系的密度在0.85~1.00 g·cm-3范围内可控,120℃老化后低剪切速率黏度保持40 000 mPa·s以上,有效解决了常规水基钻井液在施工过程中容易发生上提拉力过大、下放遇阻、易卡钻的难点。该体系在MFM-62井、MFM-65井进行了现场应用,水平段均一次性顺利钻完,无事故复杂,水平段钻进周期从12 d降至4 d,口井日产量达90 t,较邻井提高40%以上。      

梳型聚合物降滤失剂的合成及其在深井盐水钻井液中的应用

针对当前抗温抗盐聚合物降滤失剂在高浓度盐、二价盐存在下降滤失性能不够好的问题,以烯丙基聚氧乙烯醚400、丙烯酰胺和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸为单体,采用水溶液聚合法合成得到无色透明黏稠的液体梳型聚合物降滤失剂DMP-1,其有效含量为30%。对其进行结构表征表明,大分子单体APEG400与单体AMPS、AM参与了反应,形成了梳型聚合物,且聚合反应进行完全。热重分析表明,该聚合物热分解温度为310℃。与常见抗温抗盐聚合物降滤失剂DSP-2、Driscal D、PAMS601进行的对比评价结果表明,该降滤失剂水溶液180℃高温老化后黏度降低率小于42.0%,抗温达200℃,抗盐达饱和,抗氯化钙达3%,与DSP-2等常见抗温抗盐聚合物降滤失剂相比,其抗饱和盐、抗钙离子的效果更加显著。在涪陵地区泰来201井和永兴1井三开盐膏层段及四开高温井段钻进中的应用表明,在高温、含盐、含Ca2+情况下降滤失效果显著,降低了盐水/钙处理钻井液的API滤失量和高温高压滤失量,保证了安全施工,在深井、饱和盐水/钙盐钻井液中具有良好的应用效果。