一种低温低密度可固化隔离液的研制与性能评价

为适应海上“零排放”的环境保护政策,最大限度减少环空自由套管长度,同时为了提高斜井（尤其大位移井段、水平井段）固井顶替效率,改善固井二界面封固质量,研制了一种低温低密度条件下可固化的隔离液LL-CSF。对其进行性能评价,结果表明：① LL-CSF与钻井液和水泥浆具有良好的相容性,满足固井作业对前置液的要求;② LL-CSF与钻井液和水泥浆的混合液固化体抗压强度达到1.6 MPa以上,且与钻井液的混合液固化体也具有一定的抗压强度;③温度为20℃和40℃时,LL-CSF有利于提高固井二界面抗剪切强度,且40℃下可提高约3倍,但温度超过60℃时则不利于固井二界面胶结;④随着温度和时间的增加,LL-CSF固化体抗压强度先增大后降低,但随着LL-CSF密度的增大,其固化体抗压强度总体呈增大趋势;⑤ LL-CSF固化体具有较好的耐久性和稳定性。LL-CSF固化机理初步认为先是矿渣中富钙相和富硅相分解,然后各种离子和化学键重组而形成相应的水化产物。LL-CSF具有成本低廉、现场实施简便,可满足海洋固井的特殊需求,即在低温（小于40℃）且水泥浆不返到地面而又需要隔离液固化充填的固井中具有一定的应用前景。     

可固化冲洗隔离液室内实验研究

报道了一种可固化的冲洗隔离液CXY，其组成如下：含4％膨润土和0．3％～0．4％LV—CMC的基液；细度400～500目的细磨矿渣粉；0．1％～0．3％烷基萘磺酸钠。CXY的pH值为9～10，流变性良好，密度可通过矿：壶粉用量进行调节，以便接近井浆密度。密度为1．58、1．41、1．31g／cm3的3个配方CXY 8h析水率为3．0％～0．75％，悬浮稳定性良好，与2口井井浆按不同比例相混时不发生胶凝，可使井浆粘度明显下降。CXY与水泥浆(密度1．89g／cm3)相混时发生胶凝，但胶凝程度比井浆与水泥浆相混时轻。CXY与水泥浆的混浆可固化，稠化时间较水泥浆延长，体积比为75：25和25：75时，在70℃养护24h后固结强度分别达到9～10和21～19MPa。中心有通孔的团柱岩心经6％膨润土浆浸泡24h后，在密度1．58和1．41g／cm3的CXY中浸泡20min，装入水灰比0．4的水泥浆，在常温养护24h，70℃养护48h，其胶结强度分别为91．97和89．68kPa，而未经CXY浸泡的岩心，其胶结强度仅为58.17kPa。表5     

Z35 区块调整井可固化隔离液技术研究与应用

江苏油田Z35 区块存在调整井固井质量差、环空油气水窜现象,分析其原因是由于井壁虚泥饼及窝存的死泥浆造成了界面胶结质量较差。针对这一问题,室内研发了一种新型可固化隔离液体系,该体系主要由悬浮剂、固化剂、激活剂组成。实验结果表明:该体系90 ℃下沉降稳定性不大于0.01 g/cm3,根据现场情况配制了密度范围在1.40~1.80 g/cm3 的可固化隔离液体系,在50~90 ℃条件下具有稳定的流变性能;可固化隔离液中聚磺钻井液加量在0~75% 范围内均能实现固化,江南G 级水泥浆中掺入25% 的可固化隔离液在90 ℃条件下养护48 h,抗压强度高达16.69 MPa;与钻井液、水泥浆具有良好的相容性,与水泥浆不同比例混合后均能延长稠化时间,降低水泥浆的滤失量,对水泥浆初始稠度影响甚微;通过合理调整密度剂的加量, 可以配置密度范围在1.4~1.8 g/cm3 的可固化隔离液。江苏油田Z35-28 井?139.7 mm 油套固井的成功应用表明,该体系可以达到高效顶替、有效隔离、平衡固井的目的。     

一种新型注水泥前置隔离液

由于目前使用的隔离液不可固化,使得套管壁—水泥环—井壁的界面存在不可固化层,容易形成微间隙和微环空,严重影响界面胶结质量.针对该问题研制了一种既可隔离又可实现自身固化的注水泥前置隔离液体系.该隔离液密度在1.3～2.4g/cm3范围内可调,流变性能可调,流动度可控制在19～23cm之间,在50～90℃下,固化效果良好,24h抗压强度可达8MPa以上,稠化时间可调;同时该隔离液与钻井液、水泥浆的相客性好,并可实现与钻井液和水泥浆的整体固化胶结,3者整体固化强度在48h下达到8MPa以上,使得套管壁—水泥环—井壁的界面能够很好地固结在一起,提高了界面胶结质量.该隔离液突破了传统隔离液不能固化的特点,淡化了顶替机理和顶替效率,提高了固井作业安全和封固效果,具有广阔的应用前景.     

高强度可固化树脂堵漏剂PMMM研制与评价

裂缝性地层恶性漏失是油气钻井工程重大技术难题之一,可固化树脂和井下交联聚合物是常用堵漏材料,但存在井下交联可控性差、固化强度低等问题。研制了一种部分醚化改性氨基树脂PMMM,利用拉曼光谱分析了其分子结构,并揭示了固化机理。PMMM固化时间随着固化剂加量增加或温度升高而缩短,在80～130 ℃温度下可做到1～10 h可控,固化后不收缩,最高抗10%水基钻井液污染。PMMM固化后抗压强度随着CaSO₄纳米晶须增加先增加后降低,0.5%纳米晶须加量下,80 ℃养护24 h后PMMM抗压强度最高达56 MPa,高于常规水泥堵漏材料。基于100～130 ℃下黏度数据,利用修改的阿伦尼乌斯黏度方程,拟合得到PMMM黏度-温度-时间曲线方程,方程预测90 ℃下黏度变化规律与实测数据相吻合,基本反映了PMMM堵漏材料加热条件下的黏度变化规律。整体而言,PMMM树脂固化堵漏材料具备配方简单、固化条件可控、固化后强度高等优点,在裂缝性地层恶性井漏中具有一定应用前景。      

非渗透隔离液的研制及评价

针对固井作业中经常出现的水泥浆漏失导致油气储层被损害,并造成顶替效率低、固井质量差的问题,开展了非渗透隔离液的室内研究。通过对悬浮稳定剂、非渗透剂等关键处理剂的优选和复配实验,形成了一种非渗透隔离液体系,对其流变性、悬浮稳定性、API失水量、相容性和成膜性等基本性能进行了评价。实验表明,该隔离液具有良好的流变性、悬浮稳定性,能有效隔离钻井液和水泥浆,且API失水量能控制在50 mL以内,抗温可达150℃,其在流经井壁时能瞬间形成一层薄而韧的非渗透膜,具有一定的承压能力,既能够稳定井壁,又可以阻止水泥浆的漏失,从而提高固井质量,最大程度地保护油气储层。     

一种低密度压井液的配方优化

采用一种聚合物型吸水稠化剂,加入降滤失剂、增粘剂、油层保护剂等添加剂,研制适用于低温低压低渗透油田的低密度压井液。通过研究降滤失剂、增粘剂、油层保护剂等对表观粘度的影响对低密度压井液的配方进行了初步筛选,而后采用正交实验对配方进行优化,得出最佳配方:2.0%降滤失剂+2.0%油层保护剂+0.4%增粘剂+0.4%吸水稠化剂。     

DCG-150型高温隔离液的研制与应用

为解决深井固井顶替效率低的问题，开发研制出了由高分子改性悬浮剂、硅藻土和加重剂组成的DCG-150型高温隔离液。该隔离液抗温达150℃，密宦可在1．1～1．8g／cm^3之间自由调节，具有良好的悬浮稳定性和流变性，失水量可控制在50mL以下，与水泥浆和钻井液的相容性好，有刊于提高固井顶替效率，有延缓水泥浆稠化的作用。在大庆油田15口深井的固井结果表明，该隔离液的隔离教果明显，有利于提高固井顶替效率。     

一种低温早强低密度水泥浆

低温下,常规低密度水泥浆体系早期强度发展缓慢,水泥石胶结能力差,影响了水泥环封固质量,浅层易漏井固井质量问题日益突出,为此,进行低温早强低密度水泥浆体系研究。根据紧密堆积理论及综合室内实验研究,研制了密度为1.30~1.50 g/cm3的低温早强低密度水泥浆体系,主要优选了超细胶凝材料和锂盐复合早强剂,增加了低密度水泥石的致密性,提高了低密度水泥石的早期强度,25℃凝结时间为13 h,24 h抗压强度为10.2 MPa。该体系具有低温早期强度高,凝结时间短,稳定性好等优点。在大庆油田现场成功应用2口井,固井质量合格率100%,取得良好的应用效果。      

高密度抗盐隔离液BH-HDS的研制与应用

高密度、盐膏层井对提高顶替效率的固井隔离液提出了更高的要求。通过选用生物质聚合物、无机悬浮物以及无机盐复合材料作为悬浮剂,阴离子聚合物作为稀释剂,重晶石作为加重剂,配制出一种新型隔离液。研究表明,该隔离液体系在1.50～2.40 g/cm3范围内具有良好的流变性能和沉降稳定性能,并且该体系具有良好的抗温性能,当温度达到180℃时,1.80 g/cm3隔离液的上下密度差为0.06 g/cm3,2.20 g/cm3隔离液的密度差为0.03 g/cm3 ;此外,该隔离液抗盐能达半饱和,半饱和盐水隔离液具有良好的悬浮稳定性和流变性。测试了隔离液与钻井液、隔离液与水泥浆、隔离液与钻井液、水泥浆3种混合液的相容性能,研究表明隔离液具有良好的相容性,加入隔离液的水泥浆的稠化时间较纯水泥浆稠化时间长。该高密度抗盐隔离液在伊拉克高压盐膏层应用2井次、在大港油田中深层油层现场应用1井次,固井质量1口合格,2口优质。      

基于新型增黏剂的低密度无固相抗高温钻井液体系

在分子设计的基础上,以AMPS、N-乙烯基己内酰胺、二乙烯苯为共聚单体,研制出了新型抗高温聚合物增黏剂(SDKP)。SDKP的分子量不高,但当其浓度达到临界缔合浓度时,分子中的疏水链段以及分子微交联结构中的疏水苯基之间可产生疏水缔合作用,形成较大的动态物理交联网络,从而起到增黏作用。采用Haake RS6000流变仪进行的评价结果表明,SDKP具有优良的高温增黏特性,抗温达165℃。通过对抗氧化剂、降滤失剂、润滑剂和抑制剂的优选,研制出了一套密度为1.02 g/cm3、耐温能力达190℃的低密度无固相抗高温钻井液(WGX)体系。评价结果表明:WGX体系在170℃、5.5 MPa下的表观黏度和塑性黏度分别大于30 m Pa s和17 m Pa s,高温携岩能力较强;岩心渗透率恢复率大于90%,油层保护性能好;抗Na Cl、劣质土污染能力分别达5%和10%,具有一定的抗污染能力;膨胀率仅为7.22%,泥页岩回收率高达89.33%,防塌抑制性好;极压润滑系数仅为0.085,润滑性能好。     

高密度低伤害溴化锌射孔液研制与性能评价

针对吉林油田低孔、低渗、水敏性强的油层,通过室内试验优选出了低伤害的射孔液配方,并对此配方进行评价。确定射孔液的配方为:2%磺化酚醛树脂(SMP-Ⅱ)+1%羧甲基纤维素(HEC)+3%KCl+2%Na2SO3+1%超细碳酸钙粉(JQYZ)+0.05%表面活性剂(FC-3B)+4%缓蚀剂(JCI)+加重剂ZnBr2。评价结果表明该配方具有高密度、低腐蚀性、耐155℃高温,强抑制性、低表面张力、低伤害等特点,能满足吉林油田的施工作业。     

XH高密度抗盐隔离液的室内研究

针对目前存在隔离液与水泥浆及钻井液相容性差的难题,研究出了由XH组成的新型隔离液。XH主要由增黏剂A、悬浮剂B、消泡剂C组成。室内评价结果证明,该隔离液具有优良的加重能力、悬浮稳定性和流变性,其密度可在1．00～2．30g／cm3范围内调整;具有良好的抗盐性（抗36％NaCl）和抗温性能（抗温130℃）,并且与水泥浆和钻井液具有很好的相容性;能防止水泥浆与钻井液的接触污染,有效地提高顶替效率,改善水泥的胶结质量。     

高温乳化压裂液的研制及性能评价

室内研制了一种配制W/O型乳化压裂液所需的乳化剂,并讨论了乳化剂加量、油水比、搅拌强度对乳状液稳定性的影响,得到了不同温度(90℃、120℃和130℃)条件下油包水乳化压裂液配方,并对乳化压裂液配方进行耐温耐剪切性能、流变参数、滤失性能及地层伤害性进行了工程评价。实验证明该配方的流变性能满足压裂液对液体的要求,滤失量较小,针对南堡油田东一段储层岩心,与水基压裂液相比,可降低压裂液对地层的伤害率达20%以上。在130℃条件下,170 s-1的剪切速率下,剪切120min后,表观黏度为88mPa·s,可满足中、高温深井、水敏性储层压裂改造。     

低伤害低腐蚀的无固相修井液体系研制与性能评价

在南海西部油田修井作业过程中,修井液滤失进入地层造成储层伤害。为解决现场修井液对管材腐蚀严重、易引发黏土水化膨胀、降低储层渗透率等问题,研制了一种低伤害低腐蚀的新型无固相修井液,对黏土防膨剂、助排剂和弱酸MHA进行了筛选,确定了修井液体系的最佳配方,研究了修井液的缓蚀性和对岩心渗透率的影响。结果表明,修井液体系组成为过滤海水、5%有机盐黏土防膨剂TFB-2、0.5%黏土防膨剂HAS、1%MHA、0.5%助排剂FC310时可有效抑制黏土水化膨胀,其黏土防膨率(约90%)大于现场修井液(70%);对管材的腐蚀速率低,70℃下对钢片的腐蚀速率为1.2361 g/(m~2·h),仅为现场修井液的43.8%;新型修井液可提高岩心渗透率,处理岩心后的岩心渗透率恢复率约为110%,大于现场修井液的70%。新型修井液油水界面张力低、易于返排,可有效提高近井地带的储层渗透率,性能优于现场修井液。     

高密度钻井液用润滑剂SMJH-1的研制及性能评价

针对高密度钻井液对润滑性能的要求,采用多元醇、含双键的长链脂肪酸、矿物原料等为原料合成一种高密度钻井液用润滑剂SMJH-1,其为一种接入具有极压抗摩能力化学元素的大分子酯。性能评价结果表明,润滑剂SMJH-1加量为1%、2%和3%时,润滑系数降低率为24.2%、33.6%、38.3%,具有良好的润滑性,抗温达180℃,抗盐达30%,对密度为1.4~2.0 g/cm3的高密度钻井液在150℃、16 h老化前后流变性能影响较小,并有助于高温高压滤失量的控制。SMJH-1通过物理化学吸附作用和侧向黏附力在钢质表面形成固态膜,增强表面的疏水性,控制流动界面内的固有涡流,减少摩阻压力。该润滑剂在元陆601H和元陆31井进行了试验应用,取得较好的润滑效果。      

中低温清洁压裂液BVES-80的性能评价

开发了一种新型甜菜碱表面活性剂压裂液BVES-80。该压裂液优化配方为2.5% 甜菜碱表面活性剂DBA2-12+4.0% KCl+0.5%水杨酸钠+1.0%异丙醇+自来水。对BVES-80 压裂液性能的评价结果表明,NaCl、CaCl₂、MgCl₂加量为3%时,压裂液的黏度分别为337、370、394 mPa·s,耐盐性较好。压裂液静置7 d后的黏度为321 mPa·s,变化较小,稳定性较好。在170 s^-1下连续剪切1 h后的黏度分别大于50（60℃）和30（80℃）mPa·s,在中低温下的耐温抗剪切能力良好。在30℃、0.01~10 Hz条件下,压裂液储能模量G′始终大于耗能模量G″,且G′大于10 Pa,G″大于0.3 Pa,黏弹性较好。60℃下,陶粒在BVES-80清洁压裂液中的沉降速度为0.14 mm/s,远小于0.5%胍胶压裂液的值（1.50 mm/s）,携砂性能较好。在30℃下与煤油混合可在12 h内彻底破胶,破胶液黏度小于5 mPa·s,残渣含量23.46~54.37 mg/L,破胶液表面张力26.3~27.5 mN/m,破胶液与煤油的界面张力0.55~0.62 mN/m。该体系在80℃下的滤失系数为4.75×10-4 m/min^0.5,对岩心的渗透率伤害率仅为7.4%,适合不超过80℃的中低温低渗地层的储层改造。     

低碳烃无水压裂液体系构建及性能评价

非常规油气储层采用水基压裂液压裂施工过程中,易对储层造成二次伤害,并且浪费大量的水资源。因此,室内以正己烷为基液,通过优选合适的交联剂和胶凝剂,研制了一种低碳烃无水压裂液体系,并对其综合性能进行了评价。结果表明：低碳烃无水压裂液体系具有良好的耐温抗剪切性能、黏弹性能和携砂性能,能够满足现场加砂压裂施工的需求。体系的破胶性能良好,加入2. 4%的破胶剂醋酸钠破胶2. 5 h后体系黏度可以降低至10 mPa·s 以下。此外,压裂液体系破胶后对储层岩心的渗透率伤害率小于10%,具有低伤害的特点。低碳烃无水压裂液体系现场应用效果较好,SS-Y2井压裂后日产油量显著提高,达到了压裂增产的目的。研制的低碳烃无水压裂液体系在非常规油气储层压裂施工领域具有较为广阔的应用前景。