盐水侵污对有机盐钻井液性能的影响

为了揭示盐水对有机盐钻井液性能的影响规律与作用机理, 调控和稳定复杂条件下有机盐钻井液的性能,研究了盐水侵污对塔里木油田库区块钻井用有机盐钻井液流变性能和沉降稳定性的影响, 分析了盐水侵污机理。结果表明： 盐水对现场有机盐钻井液体系的主要作用是稀释, 稀释作用导致黏度、 切力大幅度下降, 泥饼明显增厚, 沉降稳定性变差。在 40%盐水侵污时, 表观黏度由 103 mPa·s降至 18.5 mPa·s; 中压失水量、 高温高压失水量分别由 1 mL、 7 mL增至 2.7 mL、 28.1 mL; 中压、 高温高压下的滤饼厚度分别由 0.5 mm、 2 mm增加至 1 mm、 7mm; 钻井液的密度差由 20℃、 150℃条件的 0 g/cm³、 0.18 g/cm³增至 0.08 g/cm³、 0.32 g/cm³。由盐水侵污引起的有机盐钻井液性能的变化无疑会增加井下复杂情况发生的频率。表4参10     

抗高温高密度油基钻井液在塔里木油田大北12X井的应用

大北12X井是2018年塔里木油田的一口高温高压评价井,位于库车坳陷克拉苏构造带大北段大北12号构造东高点,该区块库姆格列木群膏盐岩段（4267～5287 m）普遍为高压～超高压,局部存在高压盐水层、漏层。钻井过程中,易出现井壁失稳、漏失、盐水侵等复杂技术难题。针对该区域的地质特点和作业要求,分析了高温高压作业条件下油基钻井液体系的技术难点,优选出抗高温高密度油基钻井液体系配方,并且通过室内实验,模拟高温高压井段作业可能出现的风险,进行了系统的工况模拟评价。实验结果表明,抗高温高密度油基钻井液体系性能稳定,破乳电压为1562 V、高温高压滤失量为1 mL,体系抗30%体积分数的近饱和NaCl盐水污染,污染后体系表观黏度变化小于10%,滤失量小于2 mL,破乳电压为1002 V。体系抗温稳定能力强,室内实验170℃老化10 d后体系流变性能稳定,沉降因子为0.522。现场应用表明,抗高温高密度油基钻井液体系能够解决塔里木油田库车坳陷克拉苏构造带高温高压超高压盐膏层作业难题。四开井段,钻井液密度为2.43 g/cm3,油基钻井液保持了良好的钻井液流态,较低的黏度、切力及ECD等优良参数,未造成黏度、切力过高引起井漏等复杂情况。该井钻遇盐膏层厚度达2135 m,油基钻井液抗石膏污染能力强,流变性能稳定。      

无黏土低密度全油基钻井完井液的研究

针对油包水钻井液中存在乳化水滴,会导致低压低渗储层发生较为严重的水锁损害的问题,以生物毒性和密度都较低的5#白油为基油,通过对主要处理剂,如增黏剂、表面活性剂、碳酸钙、氧化钙、降滤失剂等进行优选,研制出了一套无黏土全油基低密度钻井完井液。性能评价结果表明,该全油基钻井液密度低,黏度可控,切力适中,滤失量低,破乳电压大于2000V;具有电稳定性好、抗温性强、在高温下的乳化效果好等特点;抗水侵污限为20%,抗盐(NaCl)侵污限为8.0%,抗土侵污限为20.0%;且滤液全为油,有利于储层保护。     

油基钻井液配制剂研究

针对页岩油气钻井用油基钻井液体系配方优选困难、需要处理剂的种类繁多、不同处理剂间相互配伍性差、主要性能调控难度大、现场配制工艺复杂及成本高等问题,研制了一种新型油基钻井液配制剂,该配制剂具有多种官能团,能满足油基钻井液配制的需要和现场施工性能要求.用该配制剂配制油基钻井液的工艺简单,性能指标易调控.当需要提高黏度时,可以加大油基钻井液配制剂的加量或适当提高盐水加量;当需要降低滤失量时,应增加油基钻井液配制剂的加量或添加乳化沥青等;增加矿物油的加量能降低油基钻井液的黏度;减少盐水的加量,提高破乳电压值.油基钻井液配制剂便于存放,具有较好的封堵性能.     

油基钻井液用粉状乳化剂性能评价

采用2,6-二氨基吡啶、有机胺、有机酸合成了油基钻井液用固体粉状乳化剂,该乳化剂熔点为120℃,HLB值为1.7,为玻璃态固体,易于粉碎。通过红外光谱对该乳化剂分子结构进行表征,从—CONH2吸收峰看出,合成过程中发生了酰胺化反应。对乳化剂在不同油水比钻井液中的乳化能力和柴油基、白油基钻井液配制效果进行了性能评价。结果表明,乳化剂的加量为3%时,其在不同油水比钻井液中具有良好的乳液稳定性,当油水比为7∶3时,乳液破乳电压大于600 V,乳化率为100%;抗温达180℃,钻井液破乳电压为625 V,提高黏度和切力效果好,动塑比在0.30 Pa/m Pa·s以上;热稳定性好,在150℃下连续老化48 h,流变性基本无变化,破乳电压大于700 V,表明该固体粉状乳化剂具有良好的乳化和抗高温性能。     

一种高效油基钻井液乳化剂的加量极限

介绍了一种具有超低乳化剂加量的新型油基钻井液,并对该油基钻井液的乳化剂加量极限进行了研究。结果显示,采用特种油包水乳化剂NR配制的油基钻井液,具有极低的加量和优异的乳液稳定效果。1.2%的乳化剂加量,在120℃×16h热滚老化后,钻井液体系的破乳电压可以达到520V,高温高压滤失量为4.7ml;在150℃热滚老化后,仍具有498V的破乳电压,体现了该油基钻井液乳化剂在体系中具有极低的乳化剂加量极限。该体系同时具有良好的抗海水、钻屑侵污能力。     

塔里木油田库车山前高压盐水层油基钻井液技术

塔里木山前深层盐膏层钻井时,高压盐水侵入会导致高密度钻井液性能变差,引发阻卡等井下复杂情况,通常采用排水降压的方式来降低高压盐水层透镜体的压力,对油基钻井液的抗盐水侵能力要求较高。为此,研发了单链多团的新型乳化剂,通过增加乳化剂分子结构上亲水基团的数量,提高其乳化效率,从而提高了油基钻井液的抗盐水侵容量限。室内评价结果表明,采用新型乳化剂形成的油基钻井液密度最高可达2.85 kg/L,抗盐水污染能力达60%以上,高温稳定性良好。克深1101井等多口超深井应用了油基钻井液,钻井过程中钻井液性能稳定,未出现卡钻或其他井下故障。研究表明,该油基钻井液具有良好的流变性、沉降稳定性和抗盐水污染能力,能够解决深井巨厚盐膏岩层或高压盐水层污染的问题,可在塔里木油田库车山前钻井中推广应用。      

新型无土相油基钻井液研究与现场试验

针对常规有土相油基钻井液因有机土及沥青降滤失剂等黏度效应较大、不利于流变性控制和低密度白油油基钻井液适用范围窄的问题,以自主研发的增黏提切剂、乳化剂和聚合物降滤失剂为基础,通室内试验考察了其配伍性并优选了其加量,形成了无土相油基钻井液。室内试验结果表明,无土相油基钻井液在油水比为70:30~100:0、温度为80~160℃、密度为0.9~2.2 kg/L时,塑性黏度可控制在55 mPa·s以内、破乳电压在450 V以上,API滤失量小于2 mL,抗钻屑污染达30%,抗水污染达20%,加重材料对润滑性能影响非常小。焦石坝区块4口页岩气水平井的现场试验表明,无土相油基钻井液原材料少,维护处理简单,流变性易于控制,固相含量低,具有良好的剪切稀释性,有利于降低循环压耗,提高机械钻速。      

油基钻井液用改性锂皂石增黏提切剂

以正辛基三乙氧基硅烷和锂皂石为原料,利用溶胶-凝胶法一步合成了油基钻井液用增黏提切剂改性锂皂石MLap-1,分别利用红外光谱、热重分析、透射电镜和表面润湿性对其单体进行表征,证明其合成成功。通过对改性锂皂石MLap-1单剂评价发现,该剂能够提高油水比为80∶20乳液的乳化效率和破乳电压,在0.3%加量下,乳液破乳电压值达到1200 V以上,使得乳液的表观黏度和动切力由12 mPa·s和0 Pa增大至23 mPa·s和10 Pa,同时能够抗200 ℃高温。以改性锂皂石MLap-1为基础构建的高密度油基钻井液在200 ℃老化后,其动切力维持在4 Pa以上,低剪切速率切力维持在3 Pa以上,破乳电压高于1000 V,滤失量低于5.0 mL,很好地维护了钻井液的悬浮稳定性,保持了良好的乳化稳定性和降滤失效果。为油基钻井液进一步钻探深井、超深井提供了技术支持。      

油水比对油基钻井液性能的影响研究

为获得适合页岩气水平井的低油水比下性能优良的油基钻井液,利用Turbiscan Lab型分散稳定性分析仪研究了油水比对油包水乳状液的粒径及稳定性的影响,考察了油水比对油基钻井液性能的影响。研究结果表明,油水比由90∶10降至60∶40时,油包水乳状液的平均粒径由5.65μm增至8.21μm;随着油水比降低,乳状液的背散射光强度值变化幅度逐渐增大,油包水乳状液稳定性变差。在处理剂加量不变的条件下,油水比由90∶10降至60∶40,热滚后的油基钻井液的塑性黏度由16 m Pa·s增至55 m Pa·s,动切力由7 Pa增至30 Pa,破乳电压由1211 V降至303 V。通过提高乳化剂加量、降低有机土加量在低油水比条件下获得了性能优良的油基钻井液,并成功用于焦页54-3HF、焦页25-2HF、焦页54-1HF等多口井的现场施工。     

Evaluation of the coking resistance of catalysts of steam conversion of hydrocarbons

Translated from Khimiya i Tekhnologiya Topliv i Masel, No. 10, pp. 9–10, October, 1991.     

石油企业知识型员工流失的原因分析与思考

对石油企业知识型员工流失的现状进行了描述,并分析了流失的原因;阐述了稳定知识型员工队伍的基本思路;从提高待遇、增进感情、发展事业、制度创新四个方面提出了相应的对策。对石油企业的人力资源管理理念的创新进行思考。