绒囊钻井液腐蚀性主要影响因素研究

在钻井工程中,钻井液对钻具腐蚀是普遍存在的问题,并随着钻井向优快钻井、深井方向发展而日趋严重。绒囊钻井液是继泡沫钻井液发展起来的一种新型钻井液。其具有低密度、流变性好和对储层污染小等多方面优点。室内通过挂片法实验,对影响绒囊钻井液腐蚀性温度、矿化度等主要因素进行了规律性研究。实验结果表明,绒囊钻井液随着温度的增加,腐蚀性能先增强后减弱,在80~100℃达到最大;低矿化度下的淡水绒囊钻井液腐蚀速率较高矿化度的小;绒嚢钻井液腐蚀速率随KCl(甲酸钾)加量先增加逐渐平缓后降低;各种绒囊钻井液体系的腐蚀速率均低于0.1 kg/(m2·a),评价等级好,可满足现场钻井需要。     

有机盐无固相试油压井液的基液研究

由于有机盐无固相试油压井液中水溶液密度可调范围大、抑制性强、腐蚀性小等特点，因此可以作为油气井工作液的基液。研究有机盐水溶液的密度、粘度和活度，有利于现场应用、室内研究。全面测定了有机盐Weigh2、Weigh3不同加量下的水溶液密度、粘度以及其水溶液上方密闭空间的相对湿度，建立了其加量与水溶液密度、粘度、活度间的数学关系，绘制了加量与其水溶液密度、粘度、活度间的关系图版。为现场控制、室内设计处理剂用量提供了简便方法和经验公式，也为深入研究有机盐无固相压井液的作用机理做了基础工作。     

依据物质凝聚态分类油气井用转向压裂暂堵剂

暂堵剂阻止压裂液进入不希望进入的通道而成为油气井转向压裂的关键手段之一。目前零星报道的分类,不利于现场准确选择暂堵剂提高转向压裂成功率。200多篇文献调研的暂堵剂中,有的暂堵剂改变裂缝内压力分布,有的暂堵剂改变岩石力学参数,2种机制均能降低裂缝尖端的能量释放率,进而提高裂缝承压能力实现转向。这些暂堵机制皆因物质凝聚态不同所致。遂按凝聚态将暂堵剂分为固态、液-固态、液态等3大类23种,涵盖所有的暂堵剂,提高涵盖率17%,实现了全面覆盖;暂堵剂的密度、粒径、适用温度、解封时间、封堵压力和渗透率恢复值,关联压裂液的密度和排量、封堵孔径或缝宽、储层温度、焖井返排时间、储层应力状态及物性,提高了现场选择暂堵剂的针对性。依据物质凝聚态分类油气井用转向压裂暂堵剂,解决了目前分类方法无法涵盖全部产品、不利于现场准确选择的难题。     

绒囊流体控制煤岩储层水力裂缝形态研究

煤岩储层水力裂缝易随割理和天然裂缝转向延伸,致使水力裂缝形态不规则且横向延伸较短。欲采用绒囊流体作为压裂液,在压裂过程中暂堵割理和天然裂缝,使压力向垂直于井筒的方向传递,从而形成规则长缝。室内测试绒囊压裂流体暂堵煤岩柱塞剖缝承压能力18 MPa,能够阻止裂缝向割理和天然裂缝方向偏转;绒囊压裂流体伤害煤基质渗透率恢复值86%,满足压后产气要求;φ0.9 mm陶粒在绒囊压裂流体中的沉降速率0.003 cm/s,满足携砂要求。X井压裂现场配制绒囊压裂流体520 m3,采用井筒加砂分隔的方式分层压裂山西组和太原组煤层。绒囊携砂液泵注过程中,施工压力稳定在14.64~15.99 MPa之间,表明水力裂缝延伸过程中未出现堵塞和转向。压后模拟发现,太原组缝长155.7 m,缝高41.3 m;山西组缝长163.9 m,缝高47.5 m。因此,绒囊流体能够作为压裂液形成规则长缝,解决了煤岩储层造缝不理想的难题。      

有机盐加重剂Weigh2和Weigh3水溶液活度

有机盐加重剂Weigh2、Weigh3水溶液的活度,决定着以其水溶液作为连续物的钻井液的抑制能力,活度测定意义重大。用电子湿度计测出Weigh2、Weigh3溶液相对湿度,得出Weigh2、Weigh3水溶液相对湿度与加量的关系式,再由仪器本身给定的活度与相对湿度的关系式,推导Weigh2、Weigh3水溶液活度与加量之间的关系式,并绘出Weigh2、Weigh3水溶液活度与加量的关系图版。其关系式和图版可用于现场定性控制钻井液活度以稳定井壁、室内钻井液用有机盐加重剂的定量设计以及钻井液成本优化。     

钻井液活度测量仪开发及应用

电子湿度计可以直接测量溶液上部密闭空间的相对湿度,不能直接测量溶液的活度,为此而开发了可测量钻井液活度的电子湿度计。应用该仪器测定了水溶性有机盐钻井液处理剂Weigh2、Weigh3在不同加量下,水溶液上部密闭空间的相对湿度,建立了Weigh2、Weigh3水溶液相对湿度与加量的关系式。利用仪器标定的相对湿度与活度的关系式,推导出Weigh2、Weigh3水溶液活度与加量之间的关系式,绘出相应的关系图。关系式和关系图可用于现场控制钻井液活度以稳定井壁,也可以用于室内研制有机盐钻井液体系和优化钻井液成本。     

粘度法测量高聚物钻井液处理剂相对分子量的数据处理新方法

粘度法测量聚合物相对分子量的原理是在溶液极稀时测量聚合物对溶剂粘度的影响程度.目前常采用单线法和双线法回归聚合物溶液比浓粘度与溶液浓度的关系式,根据关系式求出溶液浓度趋近于0时的比浓粘度,进而求得特性粘度,再由特性粘度经验方程计算出聚合物相对分子量.试验测定室内合成的聚合物钻井液处理剂,发现线性处理方法回归的比浓粘度与浓度关系式相关系数较低,认为测定的相对分子量误差较大,因而提出了用多项式法处理数据的新方法.该方法回归的关系式相关系数较高,计算的相对分子量与线性处理方法相比差距较大.用此方法对另一种聚合物钻井液处理剂的试验数据进行处理,结论相同.多项式法计算聚合物钻井液处理剂相对分子量的可行性得到进一步验证.     

郑X井重复压裂非产水煤层绒囊流体暂堵转向试验

郑庄煤层气田郑X井欲实施绒囊暂堵流体重复压裂转向,既形成新裂缝又不影响原缝生产,增加供气体积以达到满意产量。室内先用绒囊流体暂堵直径38 mm煤岩柱塞的中间人工剖缝,后用活性水测试绒囊流体暂堵剖缝承压能力达20 MPa,超过地层18 MPa的破裂压力,满足转向要求;绒囊暂堵流体伤害郑庄煤岩柱塞渗透率恢复值85%,满足原缝继续生产要求;现场利用混砂车和水罐建立循环,通过剪切漏斗配制密度为0.94～0.98 g/cm3、表观黏度为30～34 mPa·s的绒囊暂堵流体。先用活性水顶替检测原缝是否存在后,用排量为3.0～3.5 m3/h注入绒囊暂堵流体60 m3,停泵30 min油压稳定在12 MPa,表明绒囊封堵原缝成功。用活性水压裂液压裂,油管压力上升至18 MPa时出现破裂。微地震监测新缝方位为N13°W,相对于原缝N42°E转向55°。压后间抽2 h产气200 m3,是压裂前产量的2倍以上。采用微地震监测和对比压裂前后产量证明,绒囊可迫使压裂液转向压开新缝,且不伤害原裂缝,适用于煤层气老井重复压裂恢复生产。      

基于二维螺旋周向涡流的破碎性油气层固井新技术

固井质量直接影响油气产量,优良的顶替效率是保证固井质量的先决条件。针对破碎性窄密度窗口地层固井存在大排量顶替易漏、小排量顶替效率低的技术难题,提出了螺旋顶替提高破碎性窄密度窗口固井质量的理念,用水平集法构建了水泥浆顶替前置液的追踪顶替界面数学模型,以典型固井工况参数为例,通过数值模拟方法研究了周向速度对顶替界面、顶替效率和接触时间的影响,形成了裸眼段二维螺旋（螺旋刚性扶正器）顶替固井技术。研究结果表明：(1)二维螺旋顶替时,顶替界面受周向速度的影响,“凸进”现象减缓,顶替界面较稳定,水泥浆接触地层时间延长,顶替效率提高;(2)相对于一维轴向顶替,二维螺旋顶替在原轴向波及范围内,增加了水泥浆周向波及,有助于将不规则井段内的被顶替液“旋出”,缩小滞留区,提高水泥浆胶结环境,驱净效果明显。结论认为,该技术在伊拉克米桑油气田现场应用,固井质量优质率从40%提升到60%,二维螺旋顶替固井技术稳定顶替界面和提高井壁驱净效果,二维螺旋周向波及顶替机理为解决破碎性窄密度窗口地层固井顶替的技术难题及研发螺旋注水泥工具提供理论支撑。     

国内外石油科技成果管理对比分析及建议

国内石油科技成果形成过程中存在的信息短缺、成果奖励方式单一、推广应用转化不力等缺陷亟需加强。270余篇文献表明,国内石油科技成果管理与国外相比在管理思路、管理方式上均存在较大差距。国外科技成果管理全面跟踪从科技项目立项到应用,而国内则仅仅是关注科研成果的鉴定;国外科技成果奖励转化后,强调精神奖励和市场经济回报,国内则奖励转化前,往往更注重物质和专家评价。分析研究表明,国内石油科技成果管理应从项目立项开始,系统记录成果研发过程;科技奖励应以鼓励对成果的继续深入研究为主,以推动社会经济进步为最终目标;成果转化获得的利益应合理分配,持续补充成果贡献者的工作动力。