油基钻井液性能与固井质量研究.pdf

3 本成果系中海石油技术服务公司研究项目编号JSKF2003YJ21。 作者简介单高军,1980年生,现在西南石油学院攻读油气井工程专业硕士学位,从事油气井工作液化学、 固井方面的研 究。地址637001四川省南充市西南石油学院石油工程学院科学技术部。电话 0817 2642101 ,13086363704。E2mail joe2 joe3215 sina. com 油基钻井液性能与固井质量研究 3 单高军1 崔茂荣1 马 勇1 周 健2 唐仕忠3 李福德3 1. 西南石油学院 2.中海油服油田技术事业部泥浆服务中心 3.四川石油管理局 单高军等.油基钻井液性能与固井质量研究.天然气工业,2005 ;256 70～71 摘 要 为了研究油基钻井液性能和固井质量之间的直接关系,采用新建立的评价方法 人工岩心法,考 察了油基钻井液体系及其主要组分对固井作业中第一、 第二界面剪切胶结强度的影响规律,以及不同混浆比例下 对水泥浆胶凝强度、 初凝时间、 终凝时间和水泥石抗压强度的影响规律。研究表明对两界面胶结强度的影响由大 到小依次是体系、 乳状液、 主乳化剂、 降滤失剂、 白油;前置液清洗后,胶结强度成倍提高,尤其对体系、 乳状液和降 滤失剂清洗效果最佳;随混浆比的增大,水泥浆初凝和终凝时间明显延长,水泥石抗压强度明显下降,甚至不凝。 主题词 钻井 油基钻井液 钻井液性能 人工岩心法 固井质量 油基钻井液性能对固井质量的影响主要反映在 对顶替效率、 水泥石强度及第二界面固井时水泥浆 与井壁岩石的胶结面,第一界面为水泥浆与套管的胶 结面的胶结程度上。前者已经有学者进行了深入的 研究,而对第二界面胶结强度的研究几乎是空白的。 所以有必要对此进行深入系统的实验研究 〔1～3〕。 一、 实验过程及评价方法 1.实验岩心和套管 选用人造岩心,长度75 mm ,直径25 mm ,渗透 率50010 - 3～600 10 - 3μm2 ,用金属棒模拟套管, 长度75 mm ,直径25 mm ,光滑度1. 1。 2.实验药品及配方 白油溶液5号白油 降滤失剂溶液300 mL白油 3 、5 、7 降滤失剂 主乳化剂溶液300 mL白油 0. 5 、0. 8 、 1. 1 LCR - 01D主乳化剂 乳状液400 mL白油 0. 5 LCR - 01D主乳化 剂100 mL水20g氯化钙0.5 ABS辅助乳化剂 油基钻井液体系白油400 mL 1. 5 VG- 69 有机土 0. 5 LCR - 01D主乳化剂 3 降滤失剂 100 mL水 20 g氯化钙 0. 5 ABS辅助乳化剂 0. 3 润湿反转剂十六烷基三甲基氯化氨 胶结实验用水泥浆1000 g水泥油井用G级水 泥 453 g水 30 g氯化钙 混浆实验用水泥浆1000 g水泥油井用G级水 泥 440 g水 3.实验程序 1白油作为基油 5000 mL备用,其余各剂按 百分比取样。 2各单组分溶液均是在基油基础上配制,各单 组分改变比例3次主乳化剂0. 5 、0. 8 、1. 1 , 降滤失剂3 、5 、7 重复做实验。 3配置油基钻井液体系及乳状液,静置1天待 性能稳定后做后续实验。 4根据新的评价方法 人工岩心法做实验。 5将各单组分溶液、 白油、 乳状液及钻井液体系 分别与水泥浆以5∶95、25∶75、50∶50混浆后测初凝 时间、 终凝时间、 胶凝强度和最终的水泥石抗压强度。 4.评价方法 人工岩心法 该方法用岩心代替井壁岩石,直接在人工岩心 上做钻井液滤失实验。每种溶液中浸泡两块人工岩 心和一块金属棒,各浸泡24 h ,以在岩心表面形成滤 饼,在金属棒表面形成吸附膜。首先,从每种溶液中 取出浸泡好的岩心和金属棒各一块,直接置入水泥 浆固化模中心,然后注入水泥浆,候凝;其次,再从每 种溶液中将剩下的岩心和金属棒取出,在配制好的特 殊前置液 〔4〕 中旋转300 r/ min15 min ,然后置入水泥 浆固化模中心,再均匀倒入相同性能的水泥浆,候凝; 07 钻 井 工 程 天 然 气 工 业 2005年6月 另外,取空白岩心和金属棒即未经钻井液浸泡的岩 心和金属棒各一块,置入固化模与水泥浆胶结。各 候凝24 h后,分别测试剪切胶结强度,并记录数据。 二、 实验结果及数据分析 1.胶结强度实验 用液压强度测试仪,测出第一、 第二界面剪切胶 结强度,结果见表1、2。由表1、2可知,各组分及其 体系形成的界面胶结强度都明显低于对应的空白岩 心和金属棒形成的界面胶结强度,说明各组分对胶 结强度的影响都非常大,其中体系影响最大,然后依 次是乳化液、 主乳化剂、 降滤失剂、 白油。用前置液 清洗后胶结强度都成倍提高,其中体系、 乳状液和降 滤失剂提高幅度最大,清洗效果最佳。降滤失剂和 主乳化剂加量越小胶结强度越大,清洗效果也较明 显。最佳加量降滤失剂3 ,主乳化剂0. 5 。第一 界面胶结强度比第二界面低得多,一是由于金属棒 表面光滑度太高,二是可能因为油基钻井液使金属 棒表面发生了较大的润湿反转,更具亲油性,而不易 与水泥浆胶结 〔5〕。 表1 第一界面胶结强度数据表 项目 白油 降滤失剂主乳化剂 3 5 7 0.5 0.8 1.1 乳状 液 体系纯金 属棒 清洗后 清洗前 4. 2 2. 2 2. 7 1. 3 4. 8 1. 8 3. 1 1. 0 3. 8 1. 0 1. 5 0. 7 1. 2 0. 9 2. 4 0. 5 1. 3 0. 4 - 5. 1 表2 第二界面胶结强度数据表 项目 白油 降滤失剂主乳化剂 3 5 7 0.5 0.8 1.1 乳状 液 体系空白 岩心 清洗后 清洗前 6. 1 3. 6 16 6. 8 12 4. 4 8. 3 5. 1 11 4 8. 9 3. 6 6. 8 4. 1 4. 4 1. 5 4. 4 0. 3 - 16. 8 注表1、2中胶结强度单位为MPa。 2.胶凝强度实验 用旋转粘度仪测得水泥混浆的胶凝强度,结果 见表3。 3.初、 终凝实验 用水泥石针入仪测得不同混浆比例下,水泥混 浆的初凝时间和终凝时间。 由分析可知,随着混浆 表3 胶凝强度实验数据表 项 目白油 降滤失剂主乳化剂 3 5 7 0. 5 0. 8 1. 1 乳状液体系 混 浆 比 5∶95 25∶75 50∶50 75 47 21 27 5 25 17 28 9 15 47 10 29 22 4 25 23 3. 5 34 22 12 28 69 8 36 27 25 注纯水泥胶凝强度为17。 比的增大,初、 终凝时间均明显延长,延长程度由大 到小依次是乳状液、 体系、 主乳化剂、 降滤失剂、 白 油;其中前三者在混浆比为50∶50时已经不凝。降 滤失剂在加量5 和7 时,初凝时间和终凝时间受 混浆比影响较小。 4.水泥石抗压强度实验 将已经固结48 h的水泥浆从模具中取出,测量 圆锥体水泥模的上下表面直径及高度,记录数据;将 水泥模放入液压式强度测量仪下,开启测量仪向水 泥模加压直到水泥模破裂,读出指针盘上的最大读 数,即为水泥石的抗压强度据张德润,2002 ,记录 数据。由分析可看出,混浆后水泥石抗压强度都明 显低于纯水泥石抗压强度,并且随着混浆比的增大 更是大幅度降低,影响最大的是乳状液,然后依次是 体系、 主乳化剂、 降滤失剂、 白油这个顺序刚好与混 浆初终凝时间的延长顺序一致 ; 前三者在混浆比为 50∶50时根本不固结。但是降滤失剂和主乳化剂受 自身加量的影响并不大。 三、 结论与建议 1油基钻井液各组分对第一、 第二界面剪切胶 结强度均有较明显的影响。按其影响程度排序为 体系乳状液主乳化剂降滤失剂白油。 2用特殊前置液清洗15 min后,第一、 第二界 面剪切胶结强度成倍提高,其中对体系、 乳状液和降 滤失剂清洗效果最好。 3混浆试验表明,随混浆比增大,水泥浆初、 终 凝时间明显延长,胶凝强度和水泥石抗压强度明显 下降,各组分受混浆比的影响由大到小依次是乳状 液、 体系、 主乳化剂、 降滤失剂、 白油。 4降滤失剂加量对胶凝强度、 初终凝时间、 胶 结强度、 水泥石抗压强度影响都很大,其中前两者规 律不明显,后两者随加量增加而降低。主乳化剂加 量越大界面胶结强度越差;而其加量对胶凝强度、 初 终凝时间、 水泥石抗压强度的影响不大。 参 考 文 献 1 刘崇建,黄柏宗,刘孝良,徐同台等.油气井注水泥理论与 应用.北京石油工业出版社,2001 2 张兴国,高兴原,冯明.固井质量影响因素分析.钻采工 艺,2002 ;104 3 丁士东.国内外固井技术现状及发展趋势.钻井液与完井 液,2002 ;195 4 马文英,张辉,田军,吴健等.提高第二界面固井质量的钻 井液与前置液研究.钻井液完井液,2003 ;204 5 黄汉仁,杨坤鹏,罗平亚.泥浆工艺原理.北京石油工业 出版社,1981 收稿日期 2005201219 编辑 钟水清 17 第25卷第6期 天 然 气 工 业 钻 井 工 程 RESEARCH AND APPLICATION OF MULTIPLE FRACTURING TECHNIQUES Deng Yan , Zhao Jinzhou and Guo Jianchun Southwest Petroleum Institute .N A TUR.GA S IN D.v. 25 ,no. 6 ,pp. 6769 ,6/ 25/ 2005. ISSN 10000976 ; In Chinese ABSTRACT The multiple fracturing techniques of low permeability oil reservoir were investigated in consideration of the characteristics of low permeability and high natural de2 cline rate of the oil reservoirs in Zhongyuan Oil Field. Ac2 cording to the prefrac ation uation and the diagnostic techniques of hydraulic fractures , the principles of the well2 selection and horizon2selection for multiple fracturing were put forward and the selected well should be possessed of the stimulation potential and material base by multiple fractu2 ring. The reasons for incipient fracture failure were analyzed by use of the s as pressure build2up test and hydraulic fracture simulation , etc. , and it was concluded that the prin2 cipal contradiction needing to be settled for the multiple frac2 turing is to enhance the flow conductivity of fractures , so that some multiple fracturing techniques as high sand ratio , forced closure , separate zone fracturing , selective fracturing and so on were proposed in order to improve multiple fractu2 ring effectiveness. In light of these techniques and in consid2 eration of the uation results of the proppants used for fracturing in the past and the characteristics of the oil reser2 voirs in Zhongyuan Oil Field , the suitable material system of the multiple fracturing was selected through experimental re2 search. 10 wells were used for testing these techniques. The results indicated that the job success ratio was up to 100 and the effective ratio 90 , thus achieving a good stimula2 tion effectiveness. Financed by the project of the Key Tech2 nologiesResearchandDevelopmentProgram,No. 2003BA613A207203 SUBJECT HEADINGS Multiple fracturing , Low per2 meability reservoir , uation , Technology , Result Deng Yan f emale ,born in 1976 , is a postgraduate studying for her doctorate in the Southwest Petroleum Insti2 tute now.She is mainly engaged in the research on well stimulation techniques. Add Xindu , Chengdu , Si2 chuan 610500 , China Tel 028 83032682 or 13568977511 E2mail dyan 0 sohu. com RELATIONBETWEENOIL2BASEDRILLING FLUIDPERANCEANDCEMENTJOB QUALITY Shan Gaojun1, Cui Maorong1, Ma Yong1, Zhou Jian2, Tang Shizong3and Li Fude31. South2 west Petroleum Institute ; 2. Mud Service Center , Oil Field Technological Utility Department , Oil Field Service Co. Ltd. , CNOOC; and 3. Sichuan Petroleum Administration .N A TUR. GA S IN D. v. 25 ,no. 6 ,pp. 7071 ,6/ 25/ 2005. ISSN 1000 0976 ; In Chinese ABSTRACT In order to study the direct relation be2 tween oil2base drilling fluid perance and cement job quality , a new developed uation artificial core was adopted; the effects of the oil2base drilling flu2 id system and its main components on the shear cementing strengths of the first and second interfaces in cementing op2 eration were investigated; and those of the different mix slurry ratios on the gel strength , initial set time , final set time of slurry and the compressive strength of bond cement were examined too.The study results indicated that , ar2 ranged in the order of magnitude , the degrees of the effects on the cementing strengths of the two interfaces were the system , emulsion , main emulsifier , fluid loss control agent and white oil respectively; the cementing strength would be doubled and redoubled after being cleaned by pre , espe2 cially by the system , emulsion and fluid loss control agent ; and , along with the increase in the mix slurry ratio , the ini2 tial and final set times of slurry would be obviously length2 ened and the compressive strength of bond cement would be remarkably reduced or the slurry wouldn’t be even set. SUBJECT HEADINGS Drilling , Oil2base drilling fluid , Drilling fluid property , Artificial core , Cementing quality Shan G aojun,born in 1980 , is a postgraduate studying for his Master’s degree in oil and gas well engineering in the Southwest Petroleum Institute. He is mainly engaged in the researches on the working fluid chemistry of oil and gas wells and the well cementing. Add Scientific and Techno2 logical Department , Petroleum Engineering School , South2 west Petroleum Institute , Nanchong , Sichuan 637001 , China Tel 08172642101 or 13086363704 E2mail joejoe3215 sina. com RESERVOIR CHARACTERISTICS OF MEDIUM - HIGH RANK COAL AND MAIN COUNTERMEA2 01 N A TURAL GA S IN DUS TR Y/Jun. , 2005