一种适用于油基钻井液的表面活性剂隔离液

页岩气钻井过程中采用的油基钻井液极易残留在井壁和套管壁表面,与固井水泥浆产生接触污染。套管壁及井壁长期处在油基钻井液环境中,两界面亲油憎水,给固井作业带来油基钻井液顶替和清洗困难、混浆流变性能变差、混浆强度严重下降、界面胶结质量不良等问题。针对以上问题,对表面活性剂及隔离液进行了如下研究:①调研油基钻井液对水泥浆的接触污染机理;②测定溶液表面张力,验证表面活性剂对清洗效果的影响;③配制表面活性剂水溶液和隔离液,利用模拟套管冲洗法测定清洗效率。实验结果表明,表面活性剂的加入能显著降低水油界面张力,提高清洗效率;配制出了一种清洗效率高达92.86%的三元复配表面活性剂隔离液体系,表面活性剂组成为LAS+JFC-6+AOS （1:1:1）;该隔离液对油基钻井液有良好的清洗效果,可提高界面胶结质量,有助于提升页岩气井的固井质量。      

提高油基钻井液固井质量的冲洗型隔离液技术

油基钻井液条件下固井作业时,一方面,套管和井壁处于"油湿"环境,水泥浆无法实现与二界面良好胶结;另一方面,油基钻井液与水泥浆完全不相容性,直接接触后流变性恶化和稠化时间急剧缩短,危及施工安全。为此,利用表面活性剂协同增效机理和功能材料应用技术,研究出提高油井钻井液固井质量的冲洗型隔离液。室内研究表明,隔离液在1.5~2.3 g/cm~3密度范围内具有良好的流变和稳定性能,耐温达到120℃,洗油效率达到95%以上,能够高效驱替油基钻井液,实现界面润湿反转,与钻井液和水泥浆相容性良好。该隔离液体系在四川地区页岩气油井钻井液条件下固井中成功应用100余井次,固井质量合格率90%以上。该冲洗隔离液能够起到隔离、清洁套管和井壁的作用,提高了油井钻井液条件下的固井施工安全和固井质量。     

哈里伯顿页岩气固井技术及对国内的启示

针对国内页岩气水平井固井套管安全下入难度大,高密度油基钻井液条件下提高顶替效率及改变界面润湿性困难,对水泥石力学性能要求高等问题,本文对哈里伯顿公司页岩气固井相关技术进行了深入调研及分析,重点介绍了提高顶替效率的模拟软件,保证长期密封的水泥浆体系及配套技术,低伤害和防漏失固井技术,保证套管安全下入的工具等,并对Haynesville页岩气藏应用的固井技术进行了总结,期望据此对提高国内页岩气固井质量及技术攻关起到一定的借鉴指导作用。     

微乳液型油基钻井液冲洗液技术

为了高效清除井壁及套管壁上残留的油基钻井液、提高水泥环与环空界面胶结强度,根据表面活性剂盐水溶液与油接触后表面活性剂组装形成油水界面膜包裹油相而原位形成微乳液的原理,以琥珀酸二(2-乙基己酯)磺酸钠(AOT)、异构十三醇聚氧乙烯醚(AEO5-13)的复配体系为主表面活性剂,以柴油或白油为油相制备微乳液,通过考察微乳液增溶参数、界面张力等主要性能指标,确定了微乳液型冲洗液配方:KCl盐水(清洗柴油基钻井液时质量分数为7%,清洗白油基钻井液时质量分数为10%)+4%AOT+3%AEO5-13+6%正丁醇,并评价了该冲洗液的润湿反转能力、冲洗效率及与钻井液和水泥浆的相容性。研究结果表明,随盐度增加,微乳液相态经历Winsor Ⅰ型到Winsor Ⅲ型再到Winsor Ⅱ型的转变,Winsor Ⅲ型微乳液具有最佳的增溶参数和界面活性,形成Winsor Ⅲ型柴油微乳液及白油微乳液的最佳盐度分别为7%和10%。微乳液型冲洗液的润湿反转能力强、冲洗性能优越,7 min对油基钻井液冲洗效率达95%以上,且与钻井液及水泥浆的相容性好。     

基于油基钻井液下固井前置液的研究及应用

随着勘探开发的需要,油基钻井液钻井逐步增多,但钻井后井壁存在含油泥饼、套管壁上黏附有油基钻井液,影响固井质量。开发了适合油基钻井液的清油冲洗剂QY-1和清油隔离液GLY-1。QY-1可有效清洗油膜,冲洗率达95%以上。清油隔离液GLY-1密度在1.00~2.20 g/cm3之间可调,悬浮稳定性好,具有良好的抑制能力,与油基钻井液、水泥浆配伍性良好。形成了高密度前置液的多级配制工艺,保证了现场前置液性能与室内实验一致。同时建立了四级冲洗顶替工艺技术,提高了顶替效率,进一步提高固井胶结质量。现场应用5口井,固井质量优良。     

表观润湿性测定仪避免了润湿性分析中判断的主观性

在固井中,理想的隔离液能够降低井壁和套管壁上因残余合成基或油基钻井液引起的油湿性,提高第一界面和第二界面的水湿性,使水泥更易粘附在套管壁和井壁上,从而提高密封效果。表观润湿性测定仪依据Winsor微乳液理论及模型研制。微乳液在3种相态时所具有的电导不同。当相态由油外相     

表面活性剂提高页岩气井固井水泥浆的抗污染性能评价

采取水平井开发页岩气储层时,由于套管偏心以及井径不规则等原因,通常会导致油基钻井液的顶替效率较低,部分油基钻井液掺入固井水泥浆中,影响水泥浆的性能。为了提高页岩气固井水泥浆的抗污染能力,室内将非离子表面活性剂与阴离子表面活性剂复配制得表面活性剂（AFSG-1）,然后以现场油基钻井液和固井水泥浆为研究对象,开展了AFSG-1提高页岩气井固井水泥浆抗污染性能的研究。结果表明,现场油基钻井液的掺入会严重影响固井水泥浆的流动度、稠化时间以及混浆水泥石性能;油基钻井液的掺入比例越大,污染越严重。随着固井水泥浆中AFSG-1加量的不断增大,水泥浆自身的抗污染能力逐渐增强;当固井水泥浆中AFSG-1的质量分数为2%时,再掺入20%的油基钻井液,混浆的流动度、稠化时间以及水泥石性能与未加表面活性剂时相比均有明显改善。另外,AFSG-1对固井水泥浆抗油基钻井液污染性能的改善效果明显优于其他常用表面活性剂。AFSG-1能有效提高页岩气固井水泥浆抗油基钻井液污染的能力,可提高固井质量,保障固井安全。     

四川盆地八角场构造沙溪庙组致密油气防气窜固井技术

四川盆地八角场构造常采用大斜度定向井、水平井开发沙溪庙组致密油气藏。通过对油层套管固井存在下套管困难、上部地层易漏失、水泥浆与油基钻井液相容性差、套管居中度低等难点研究,制定了井眼清洁、漂浮接箍、旋转下套管、微膨胀防漏防窜水泥浆、高效冲洗性隔离液、调整钻井液性能、活动套管、预应力固井等提高固井质量的针对性技术措施,应用12口井油层套管固井。实践结果表明:①四川盆地八角场构造致密油气防气窜的井眼清洁、漂浮接箍、旋转下套管、微膨胀防漏防窜水泥浆、高效冲洗性隔离液、调整钻井液性能、活动套管、预应力固井等提高固井质量的技术措施,大幅度提高油层套管固井质量,为八角场构造沙溪庙组致密气开发提供了技术支撑。②套管居中度差的条件下,固井前循环时活动套管、降低钻井液静切力能提高固井时隔离液和水泥浆的顶替效率。③漂浮接箍可靠性高,能减少下套管摩阻,有利于套管顺利下入到位,建议在长水平段的水平井中推广使用。     

油基钻井液用冲洗液BCS-020L研制及应用

油基钻井液完钻井井壁及套管壁上附着的油浆、油膜会影响固井界面的胶结性能。为了改善水泥环与环空界面的亲合性,提高界面胶结强度,研发了BCS-020L冲洗液体系。实验结果表明,BCS-020L冲洗液与钻井液、隔离液均有较好的相容性,对井壁和套管壁上附着的油基钻井液具有良好的冲洗效果,冲洗效率达到80%以上;对环空界面具有良好的润湿改性作用,可以有效促进水泥环与环空界面的胶结。该冲洗液体系在玉门油田柳平1井取得成功应用,固井质量优良。     

微乳液油基钻井液清洗液的研制与应用

针对微乳液型油基钻井液清洗液适用温度范围窄,且在高盐情况下易失效的问题,选用非离子表面活性剂BrijA和阴离子表面活性剂SJB制备了一种耐温抗盐的油基钻井液清洗液PF-MOCLEAN。通过室内实验,研究了表面活性剂的配比和浓度对PF-MOCLEAN清洗效果的影响,确定了油基钻井液清洗液PF-MOCLEAN的最优组成,即SJB与Brij A的复配比为2:1,且2者总加量为60%。清洗液PF-MOCLEAN遇到油基钻井液后能够自发增溶油相形成微乳液,具有界面张力超低、增溶能力强、扩散速率快等优点,能够在40~120℃及高盐含量下有效地清除黏附在套管和井壁上的油基钻井液,清洗效率高达95%,并将套管和井壁的润湿性由亲油性变为亲水性,有利于储层保护和现场固井作业。该剂在南海区域取得了很好的应用效果,应用前景广阔。      

陆相页岩气水平井固井技术——以延长石油延安国家级陆相页岩气示范区为例

鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的上三叠统延长组及下二叠统山西组具有良好的页岩气成藏条件,陕西延长石油(集团)有限责任公司采用水平井分段压裂技术对该区页岩气进行开发。针对水平井固井过程中存在的油基钻井液清洗困难、长水平段套管难以居中、固井过程中易发生漏失、水平井及分段压裂对水泥环要求高、长封固段固井附件易失效等技术难题,开展了相关技术研究,获得了解决上述问题的技术措施:1在该示范区通过采用清油型前置液多级冲洗工艺,有效地冲洗界面残留油膜,提高油基钻井液冲洗效率;2新研制的水平井专用扶正器能有效降低管柱下入摩擦阻力,保证套管的居中度;3通过提高地层承压能力、优化浆柱结构实现平衡压力固井;4优选韧性材料提高水泥环的耐冲击能力,较好地满足了页岩气水平井分段压裂工艺对水泥石性能的要求;5研制的高性能固井附件,保证了长封固段水平井施工安全。所获成果已在该示范区的4口页岩气水平井中进行了应用,固井一次成功率达100%,固井质量优良率达100%,取得了良好的固井效果。     

固井前置液冲洗效率评价方法——改进的旋转黏度计法

冲洗效率是评价固井前置液性能的关键指标，直接影响着前置液优选、用量与排量设计，进而影响固井质量。为了克服评价前置液冲洗效率的传统旋转黏度计法存在的结果误差大、重复性差等方面的不足，改进了转筒结构和残留钻井液质量确定方法，实验分析了改进措施的有效性和适用性，并利用改进后的评价方法对Y井区页岩气水平井固井前置液洗油剂类型进行了优选，优化了前置液冲洗时间。研究结果表明：①改进后的方法避免了转筒内壁无法被有效冲洗与转筒上残留冲洗液或清水的影响，大幅度提高了实验结果的准确性和可重复性，多次平行实验结果的标准偏差均在3%以内；②准确性和可重复性的提高，使得不同实验条件下的实验结果具有可对比性；③对Y井区页岩气水平井固井而言，S80洗油剂具有最高的冲洗效率，前置液用量按照冲洗时间8～10 min时设计具有较高的冲洗效率和经济性。结论认为，改进后的旋转黏度计法能够准确评价前置液冲洗效率，可以为前置液优选和应用工艺参数优化提供依据。     

表面活性剂型可加重固井前置液作用机理及应用

表面活性剂型可加重固井前置液是摈弃常规固井前置液中使用的无机和有机聚合物类悬浮剂，直接利用表面活性剂通过形成胶束进行增稠，使其溶液具有一定的黏度和切力，从而达到悬浮固相颗粒的目的。对该前置液的悬浮机理进行了详细的阐述，该表面活性剂型可加重固井前置液体系，适应密度范围宽、悬浮稳定性能好，最高抗温可达150℃，具有良好的流动性能，流变性能可调，与钻井液和水泥浆具有良好的相容性；可针对不同工况，改变前置液的流变性能，使体系保持较低的黏度，实现紊流或塞流顶替，最大程度地提高冲洗顶替效果；能够改善环空界面的胶结环境，兼具有隔离作用。对应用该前置液的2口具有代表性的大位移水平井及特殊工艺井进行介绍，经现场验证，该体系可依据实际井况进行流变性能调节，实现最佳的顶替流态，冲洗顶替效果好，且具有良好的抗高温沉降稳定性能，有助于固井质量的提高和确保固井施工的安全性。      

页岩气长水平井段防气窜固井技术

页岩气开发的核心技术为水平井配合大型水力压裂,而固井质量不佳已成为页岩气完井和实施储层改造的主要瓶颈问题。为此,以四川盆地页岩气开发区块为例,探索了水力压裂作用下保持水泥环力学完整性的方法及其配套工艺技术措施。研究结果表明:(1)采用模拟套管刚度的近钻头三扶正器通井钻具组合,可以降低长水平段页岩气井套管下放难度,提高下套管时效和安全度;(2)研制的高效洗油冲洗隔离液体系在常温至120℃下的冲洗效率均大于90%,能够保证水泥浆对油基钻井液的顶替效率和井壁的有效胶结;(3)确定了该区长水平段固井韧性防窜水泥浆凝固后的性能——水泥石弹性模量应小于7 GPa、三轴强度最好大于40 MPa,以减轻和避免压裂时的水泥环破坏;(4)形成的钻井液调整、预应力固井、地面高压泵注工艺等配套技术提高了页岩气井固井质量。2015—2016年期间运用上述系列固井技术在四川盆地开展了85口井固井作业,平均井深4 832 m,平均水平段长1 560 m,固井质量优质率达89.58%;水平井固井后候凝期间无环空带压,钻完井及试油期间环空气窜得到明显改善。结论认为,该配套技术可以保证并提高长水平段页岩气井的固井质量。     

南海莺歌海盆地中深层高温高压水平井钻井关键技术

针对南海莺歌海盆地中深层高温高压气藏水平井钻井中高密度钻井液流变性难以调控、大斜度井段套管磨损严重、摩阻扭矩大、钻具负荷大及大斜度井固井质量难以保证等问题,从保障钻井安全和提高钻井时效出发,进行了井身结构设计和抗高温高密度油基钻井液技术、钻井液微米级重晶石加重技术、高密度油基钻井液滤饼冲洗技术、高温高压含CO₂气井套管材质优选、高温高压水平井段安全钻进等方面的技术研究,形成了南海莺歌海盆地中深层高温高压水平井钻井关键技术。现场应用表明,该技术可以有效保障安全高效钻井和提高固井质量,应用井投产后清喷产能比预期高30%。水平井钻井关键技术为南海莺歌海盆地中深层高温高压水平井钻井提供了技术保障,也可在同类条件同类型井钻井中推广应用。      

油基钻井液条件下页岩气侧钻水平井固井技术

DYS4侧钻水平井完钻井深5587 m,垂深4186.34 m,水平位移1607.72 m,具有油基钻井液固相含量高、井壁和套管壁清洗困难、封固段长(5584.49 m)、顶底部温差大(110℃)、顶替效率难以保证等诸多固井难点.通过优化固井方案,优选了双凝双密度水泥浆体系和驱油型隔离液体系,且采用了油基泥饼固化剂,制...     

吉木萨尔页岩油水平井JHW00421井钻完井关键技术

JHW00421井是吉木萨尔油田第1口超长水平段页岩油水平井,设计水平段长度3 027 m,面临钻进摩阻及扭矩大、井壁易失稳、井眼轨迹控制难度大、井眼清洁难度大、油层套管下入困难等诸多钻井难题。为攻克以上技术难题,开展了以下技术研究和现场实践:优化井身结构并将?244.5 mm技术套管下至A靶点以实现水平段专打;采用旋转导向工具对水平段轨迹进行精准控制并减小井眼曲折度;采用油水比85∶15的油基钻井液,降低长水平段井壁失稳风险、钻井管柱与井壁摩阻系数;基于水平井井筒清洁“传输带”理论,制定详细的井筒清洁技术方案以确保井筒“干净”;优选套管柱摩阻计算模型并合理选取摩阻系数,准确预测套管柱下入能力并优选下套管方案;采用多扶正器通井钻具组合、优化套管扶正器类型及安放位置以降低下套管阻力;采用油基冲洗型隔离液并优选注水泥参数来提高水平段固井质量。该井完钻井深5 830 m,实际完成水平段长度达3 100 m,水平段固井质量测井解释为优质,对今后同类超长水平段水平井设计和施工有借鉴和指导作用。     

库车山前固井质量风险评价研究

塔里木山前构造油气资源丰富,但其气藏埋深在7 000 m左右,应用油基钻井液可有效地解决盐膏岩、泥页岩层段钻进过程中井下复杂问题,但在此环境下油基钻井液影响了水泥石与井壁/套管的胶结能力。为此,以已施工井的相关数据为参考依据,分别从液固界面润湿反转能力、防漏条件下提高顶替效率的施工排量、固井井筒浆体性能匹配以及套管扶正器安放情况为研究对象,系统分析影响固井质量的主要因素。研究结果表明,在用隔离液中表面活性剂/水大于30%可实现胶结界面处于亲水状态、在未发生漏失条件下排量达到塞流流量以上均有助于提高顶替效率,每2个套管安放一个扶正器能确保套管居中度大于67%;综合分析表明,影响部分井固井质量不理想的主要原因是套管居中度差与部分井段井筒内的浆体匹配性差。基于本论文理论与现场相结合的针对性研究,为提高区域固井质量提供了切实可行的方法与依据。      

油基钻井液用冲洗液PC–W31L的制备及性能研究

针对油基钻井液用水包油型冲洗液无法用润湿测定仪检测混合液（即油基钻井液与冲洗液的混合液,全文同）电导率的问题,优选复配了合适的表面活性剂和溶剂,并引入一种含氮类聚合物,制备了油基钻井液用冲洗液PC–W31L。分析了PC–W31L冲洗油基钻井液的作用机理,并对其性能进行了评价。结果表明:PC–W31L对油基钻井液的冲洗效果良好,冲洗界面为水润湿状态,能使油基钻井液由油连续相完全转变为水连续相;PC–W31L与油基钻井液、水泥浆的流变相容性良好,对水泥浆稠化时间和抗压强度的影响均在可控范围内。研究表明,冲洗液PC–W31L不但对油基钻井液的冲洗效果良好,且能用润湿测定仪测定其水润湿能力。