梨树断陷致密承压封堵钻井液技术研究

为解决梨树断陷硬脆性泥页岩地层井壁失稳的问题,根据多元协同井壁稳定理论,提出了以柔性封堵剂配伍刚性封堵剂来提高钻井液封堵能力的技术对策,构建了致密封堵钻井液体系。性能评价结果表明,该钻井液体系可将泥页岩的渗透率降低至95%以上,抑制性能优异。在梨6-11HF进行了现场试验,钻井过程中均未出现井壁失稳现象,试验井段平均井径扩大率仅为8.94%,电测均一次成功。     

多胺基聚乙烯亚胺页岩抑制性能研究

针对页岩中粘土矿物的水化膨胀导致的井壁稳定问题,通过优选多胺基聚乙烯亚胺作为页岩抑制剂,形成了一种强抑制的水基钻井液体系。性能评价结果表明,对比聚醚胺等常用的页岩抑制剂,多胺基聚乙烯亚胺具有更强的页岩抑制性,在老化150℃后,滚动回收率高达96%;强抑制的水基钻井液体系在120℃条件下流变性能优异、滤失量低、抑制性强,表观粘度为48 mPa·s, API滤失量为3.0 mL,页岩膨胀高度的降低率高达70%。该钻井液体系有望在页岩气的钻探开发中推广应用。     

胺基页岩抑制剂的现状、机理及研究进展

近年来为解决在油气钻探过程中钻遇泥页岩地层时,泥页岩的水化膨胀导致井壁失稳等问题,开发了一种新型低分子有机胺抑制剂,具有强抑制性和低毒的特点,并以此为基础形成了有机胺钻井液体系;该体系具有抑制性能同油基钻井液相当,同时兼顾了低成本和环保的特点。本文综述了胺基抑制剂发展现状,阐述了有机胺抑制剂作用机理,介绍了该类抑制剂的研究进展。     

钻井液用阳离子烷基糖苷的抑制性能评价

针对烷基糖苷在钻井液中加量大、抑制性有待提高的问题,研制出了阳离子烷基糖苷(CAPG)产品,其是一种具有突出抑制性能的泥页岩井壁稳定剂。对阳离子烷基糖苷产品的抑制性能进行了评价。具体包括岩屑回收率、相对抑制率、页岩膨胀高度等。评价结果表明,120℃高温滚动16 h,5.0%CAPG的岩屑一次回收率达95.55%,岩屑相对回收率达99.11%; 150℃高温滚动16 h,3.0%CAPG对钙土基浆的相对抑制率达100%; 25.0%CAPG的页岩膨胀高度降低率为39.14%。CAPG产品抑制防塌性能优异,可有效解决强水敏性泥页岩等易坍塌地层的井壁失稳问题,实现安全高效钻井,应用前景广阔。     

钻井液用高效防塌剂的初步研究

针对目前克拉玛依油田钻井所遇泥页岩地层井壁失稳问题,研制出一种高效钻井液用防塌剂。以高浓度沥青的封堵防塌及阳离子的正电性抑制相结合为基础,结合钾离子的晶格抑制作用,具有了降低近井壁泥页岩地层实际渗透率、抑制泥页岩水化膨胀和封堵防塌作用于一体的护壁剂。     

新型Gemini两性表面活性剂的制备及页岩抑制性能评价

针对涪陵地区泥页岩含量较高,井壁失稳、坍塌现象频发的问题,以小分子有机胺、溴代十二烷和二溴乙烷为单体共聚合成了一种新型Gemini两性离子聚合物页岩抑制剂,室内考察了该抑制剂的常规抑制性能、耐温抗盐性能以及对钻井液性能的影响,结果表明,加入2.0%Gemini可以使泥页岩钻屑滚动回收率达到91%以上,并具有良好的抑制膨润土造浆能力,抑制效果明显优于无机盐类抑制剂;同时具有良好的耐温抗盐性能;Gemini对现场钻井液体系的流变性和滤失量的影响较小,具有较好的配伍性,同时进行了现场试验,结果表明合成的Gemini抑制剂能够满足涪陵地区钻井要求。     

抗高温有机硅钻井液体系研究

针对高温深井钻井过程中易出现的井壁失稳问题,室内通过筛选抑制剂、降滤失剂,研制抗高温有机硅钻井液,提高钻井液的抑制性能、降滤失性能,降低井壁岩石水化膨胀、应力分布,提高井壁稳定性。有机硅钻井液高温下热滚前后粘度、切力变化小,使膨润土的线性膨胀率小于6%,且高温高压滤失量仅为13 mL左右,有机硅钻井液中所形成的网架结构在高温下不易断裂分解,具有优异的抗高温性能。     

可循环微泡沫钻井液抑制性研究

在可循环微泡沫钻井液体系中加入抑制剂以防止泥页岩地层井壁失稳。对多种发泡剂和抑制剂进行实验评价,优选出合适的发泡剂MF-1和与之相匹配的抑制剂。在此基础上,通过对抑制机理的分析,为今后钻井过程中抑制剂的选择提供一种思路。     

具有缓蚀性能的页岩抑制剂在盐水钻井液性能研究

为了解决钻井过程中出现的井壁失稳和钻井设备出现的腐蚀问题，以4-羟基苯丙醛、超支化聚乙烯亚胺为原料制备了一种具有缓蚀性能的页岩抑制剂，应用于盐水钻井液来提高钻井效率以及保护金属。通过线性膨胀实验、膨润土造浆实验以及静态失重法评价其抑制、缓蚀性能。实验结果表明，膨润土压片在海水中的膨胀率超过100%，而在含有1%抑制剂HPEI-A的水溶液中，其膨胀率低于30%，且HPEI-A分子可通过分子间作用力以及静电作用下吸附在页岩表面，形成疏水膜，阻止水分子侵入，起到抑制黏土水化膨胀的作用，另外应用于盐水钻井液中，使N80钢的腐蚀速率低于0.015mm·a^-1，使盐水钻井液可抗20%侵污土，表明该抑制剂与盐水钻井液具有良好的配伍性，满足现场工程要求。     

水基钻井液用新型页岩抑制剂的制备及性能研究

针对陕西关中盆地某地热田区块泥页岩储层现场用水基钻井液体系抑制性能较差,钻井过程中容易出现钻头泥包、井壁失稳等问题,室内以磺酸基单体(MSL-1)、丙烯酰胺(AM)和二甲基二烯丙基氯化铵(DMAAC)为原料合成了一种新型泥页岩抑制剂YZJ-108,对其合成条件和抑制性能进行了评价.结果表明:当合成单体总质量分数为20％...     

强抑制性水基钻井液的室内实验研究

由于页岩地层水化作用较强,地层极易水化膨胀导致井壁不稳定,大量岩屑分散在钻井液中,引起钻井液流变性能的剧烈变化,井段容易发生井漏、垮塌、缩径等问题。针对这种情况,研发出一种抗高温抗污染的强抑制性水基钻井液体系。通过评价胺类页岩抑制剂UHIB-B和硅酸盐抑制剂Y1,两者的协同作用提高钻井液的抑制性能,并保持着较好的流变性能。该体系抗温达到了120℃,API滤失量小于3 mL,HTHP滤失量小于9 mL,测试其封堵性能时测得钻井液体系侵入沙床深度为1.8 cm,在膨润土以及无机盐的污染下,仍然保持着较好的流变性能,钻井液体系的岩屑回收率达98%,钻井液的防膨率达85%。试验表明,该套体系具有良好的流变性、抑制性及封堵性,抗温性能和抗侵能力优良,适宜在高水敏和易污染等复杂地层中使用。     

聚醚胺页岩抑制剂抑制性能研究

以聚醚胺为钻井液用页岩抑制剂,通过相对抑制率实验、抑制膨润土造浆实验考察了其页岩抑制性能.结果表明,聚醚胺浓度越大,相对抑制率越高,浓度大于0.5％时,相对抑制率不再变化,抑制性能优于5％ KCl.抑制膨润土造浆实验中,浓度越高,动切力越小,抑制造浆能力越强.加入聚醚胺的泥浆在100～180 ℃下老化16 h后,相对抑制率均在90％以上,抗温性能良好.加入不同浓度的NaCl(1％～36.5％)或CaCl2(1％～5％)老化16h后,流变参数变化不大,相对抑制率均在95％以上,抗盐性能良好.     

Improved shale hydration inhibition with combination of gelatin and KCl or EPTAC,an environmentally friendly inhibitor for water-based drilling fluids

An effective and environmentally friendly shale hydration inhibitor is essential to develop high-performance water-based drilling fluid with good environmental properties. For this purpose, and to minimize shale hydration under satisfactory environmental profit, composites of gelatin and inorganic salt (KCl) or organic salt (2, 3-epoxypropyl-trimethylammonium chloride, EPTAC) were prepared as environmentally friendly shale inhibitors to perfect the inhibitive effect. The inhibitive properties of the composites were evaluated by comparison with pure gelatin and common inhibitors. Results suggested that when 2.0 wt % gelatin and 1.0 wt % salt were combined, the composites reduced the swelling height of montmorillonite (Mt) to <1.70 mm, improved shale recovery to 80% at 150 °C and inhibited 16.0 wt % Mt mud-making, thereby displaying excellent inhibition performance. Moreover, the gelatin composite with EPTAC seemed to perform better synergistic inhibition than that with KCl. The underlying inhibitive mechanisms were also investigated by measuring interlayer space through X-ray diffraction, observing aggregation through electron microscopy, comparing hydrophobic modification degree by water contact angle measurement, and determining the zeta potential and water activity. The gelatin composites presented lower water activity and effectively prevented water from invading Mt. In these composites, gelatin mainly adsorbed on the surface of Mt particles, encapsulated Mt particles, and improved their hydrophobic property to a certain degree, whereas the salts entered the interlayer, expelled water, and decreased the interlayer space. Consequently, the combinations of gelatin and KCl or EPTAC had an excellent effect on inhibiting shale hydration. This study can also provide new insights into the design of totally environmentally friendly additives for water-based drilling fluid. © 2019 Wiley Periodicals, Inc. J. Appl. Polym. Sci. 2019 , 136, 47585.     

A new inhibitor of P(AM‐DMDAAC)/PVA intermacromolecular complex for shale in drilling fluids

A new poly(acrylamide‐dimethyldiallyammonium chloride)/poly(vinyl alcohol) [P(AM‐DMDAAC)/PVA, ADVA] intermacromolecular complex inhibitor of shale‐hydrated swelling was studied for its ability to counter well instability. ADVA exhibited excellent inhibitory performance, and the probable inhibition mechanism was determined. The hydrophilic groups in ADVA adsorbed to montmorillonite (MMT) through hydrogen bonding and cation exchange, and the hydrophobic groups isolated water from MMT. ADVA adhered to the MMT and entered the interlayer instead of water due to the PVA structure. ADVA could also form a thin film and reduce the hydrophilic property of the shale core to prevent water from contacting the shale formation. With the structure of poly(acrylamide‐dimethyldiallyammonium chloride) (AD), the complex adsorbed and bridged MMT to reduce the filtration loss of the basic mud after hot‐rolling. This prevented contact of free water from drilling fluids with the shale formation during the drilling process. With these properties, ADVA demonstrated potential application as an inhibitor for use in drilling fluids. © 2017 Wiley Periodicals, Inc. J. Appl. Polym. Sci. 2018 , 135, 45584.     

聚胺深水钻井液室内研究

随着石油工业的发展,深水钻井已经引起了世界范围内的重视。但在深水钻井过程中会出现深水低温引起钻井液流变性能变差、安全密度窗口窄、井壁稳定性差等一系列的安全问题,由此给钻井液技术提出了一些新的挑战。通过在常规钻井液体系中添加KCl和近年来发展迅速的聚胺化合物,在室内研制出一套适合于深水作业的聚胺钻井液体系。通过一系列的评价得出该聚胺体系的性质受温度影响小,抗温、抗污染能力强,页岩抑制性和润滑性能良好。     

樊154-平1井小井眼水平井钻井液技术

樊154-平1井是胜利油田第一口小井眼长水平段水平井,也是胜利油田第一口在低孔低渗区块实施长水平段分段压裂改造以期获得较高产能的局重点试验井。该井完钻井深4066m,水平位移1517.30m,水平段长1230.00m。该井上部地层岩性胶结疏松,易发生坍塌,钻井液的主要作用是抑制地层粘土造浆;水平段岩性主要为泥页岩,钻井液应增强抑制性,防止发生严重的井壁垮塌掉块。因此,针对钻井液要满足润滑、携岩、井壁稳定和油气层保护以及低钻井成本等多项因素,三开水平段采用铝胺高性能钻井液,该钻井液防塌、抑制和润滑防卡能力强,保证了钻井施工的正常进行,该井安全钻至井深4066m。     

聚天冬氨酸合成及其阻垢性能

采用马来酸酐和铵盐热缩聚反应制备聚天冬氨酸(PASP)阻垢剂。通过正交试验设计确定了合成聚天冬氨酸的最佳反应条件,用红外光谱对聚合物做了表征。研究了钙离子浓度、阻垢剂浓度及水浴温度对阻垢性能的影响。结果表明,聚天冬氨酸具有很好的阻垢性能,是一种低能耗的阻垢剂,并且水浴温度及钙离子的浓度对阻垢率均有影响。     

钻井泥浆抑制剂JFT的实验研究

针对钻井过程中泥页岩的水化膨胀导致井壁不稳定和泥浆性能恶化这一严重问题 ,通过室内试验研制了一种阳离子型聚合物抑制剂———JFT ,并进行了性能评价。结果表明 ,该抑制剂具有好的水溶性、时间稳定性和热稳定性 ,其适应温度范围广 (在 30～ 95℃下不生成絮状沉淀 ) ,有效浓度为 1 %的JFT比 5 %KCl的抑制性好。     

壳聚糖季铵盐的合成及其对鞣酸的絮凝性能

通过引入季铵盐基团的方法对壳聚糖进行改性得到完全溶于水的壳聚糖季铵盐,IR谱图表明取代反应主要发生在壳聚糖的氨基上。以中药药液中的主要杂质之一鞣酸为对象进行了絮凝试验,结果显示其鞣酸去除率,明显高于壳聚糖。同时壳聚糖季铵盐絮凝剂投加量适用范围更宽,有利于实际使用。     

壳聚糖季铵盐的吸湿、保湿性能研究

采用以异丙醇为溶剂,以3-氯-2-羟丙基三甲基氯化铵(CTA)为改性剂,在碱性条件下制备了水溶性壳聚糖季铵盐。对其进行了吸湿、保湿性能的测试。壳聚糖季铵盐在相对湿度为43%的干燥器中放置48h吸湿率可达28.6%,水分残存率可达170.5%;在相对湿度为81%的干燥器中放置48h吸湿率可达54.2%,水分残存率可达615.2%;在硅胶干燥器中放置48h水分残存率可达82.4%。壳聚糖季铵盐的吸湿、保湿性能均优于同等条件下透明质酸的测定结果。