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期刊信息/Journal information
钻井液与完井液
中国石油集团渤海钻探工程有限公司 中国石油华北油田公司
钻井液与完井液

中国石油集团渤海钻探工程有限公司 中国石油华北油田公司

张健庚

双月刊

1001-5620

zjyywjy@126.com

0317-2725487 2722354

062552

河北省任丘市19号信箱钻井工艺研究院

钻井液与完井液/Journal Drilling Fluid & Completion Fluid北大核心CSTPCD
查看更多>>《钻井液与完井液》于1983年创刊，由中国石油天然气集团公司主管，中国石油集团渤海钻探工程有限公司和中国石油华北油田公司联合主办，中国石油集团渤海钻探工程技术研究院承办，现为双月刊，逢单月末出版。报道内容包括钻井液、完井液、酸化液、压裂液、修井液、射孔液、油井水泥浆等方面的科研生产新成果、新技术。读者遍及石油、地质、煤炭、化工、水电、冶金等行业。《钻井液与完井液》是中文核心期刊（2011年版）、中国科技论文统计源期刊（中国科技核心期刊），被美国《化学文摘》、美国《剑桥科学文摘》、美国《石油文摘》、《中国石油文摘》、“El EnCompass”、“Bibliographic Databases”、“SCOPUS”、《哥白尼索引》(IC)、《中国期刊全文数据库》、《中国学术期刊综合评价数据库》、《万方数据-数字化期刊群》、《中国核心期刊（遴选）数据库》和《中文科技期刊数据库》等国内外检索机构或数据库收录，同时为河北省优秀期刊、中国期刊方阵“双百”期刊、第二届全国优秀科技期刊评比二等奖期刊。
正式出版
收录年代

    环氧磷酸缓凝剂研发及抗220℃常规密度水泥浆综合性能

    林鑫刘硕琼夏修建孟仁洲...
    215-219页
    查看更多>>摘要：针对油井水泥常用缓凝剂在 200℃以上稠化时间不稳定问题,笔者以官能团和聚合物功能结构为基础,对抗高温缓凝剂进行分子结构设计.以AMPS、SAS、NVP、AM和环氧丙基磷酸5种单体制备了一种五元抗高温缓凝剂NPAAS-1.采用红外光谱、热重分析以及核磁共振H谱对NPAAS-1进行表征.结果表明,缓凝剂NPAAS-1为预期产物,300℃时失重仅为 22.30%.通过其性能评价可知,NPAAS-1在 200℃以上具有很好的缓凝性能,且稠化时间与加量呈线性关系.在220℃下,缓凝剂加量为 3.5%时,稠化时间为 297 min;加量为 4.5%时,稠化时间为 530 min.可以实现对超高温环境下水泥水化速率的有效控制.

    水泥浆缓凝剂缓凝机理热引发聚合超高温

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    CO2腐蚀-应力耦合下固井水泥环密封完整性

    武治强武广瑷幸雪松
    220-230页
    查看更多>>摘要：CO2 地质封存过程中,与地层围岩中的水反应后腐蚀着固井水泥环,腐蚀损伤和套管内压(应力)耦合作用极大地影响着水泥环的密封完整性.基于CO2 腐蚀实验,获得不同腐蚀程度水泥石材料力学性能参数,采用混凝土损伤塑性(CDP)本构模型和Mohor-Coulomb准则描述腐蚀前后水泥环的应力-应变行为,利用ABAQUS软件建立考虑CO2 腐蚀与应力耦合作用的井筒组合体(套管-水泥环-地层围岩)有限元分析模型,分析和探讨了套管内压和腐蚀时间对水泥环完整性的影响.结果表明,较高套管内压下,井筒水泥环发生弹塑性变形,出现结构损伤,套管与水泥环界面易形成微间隙;受腐蚀和套管内压的耦合作用,水泥环更易于出现完整性失效问题,相比较于未腐蚀水泥环,腐蚀水泥环受压后径向应力、等效塑性应变、微间隙以及拉伸和压缩损伤均较大,与之相反,塑性半径是减小的;微间隙与拉伸和压缩损伤受腐蚀时间的影响不明显.

    水泥环CO2腐蚀密封完整性塑性变形微间隙

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    控压固井注入阶段井筒压力预测模型

    刘金璐李军李辉杨宏伟...
    231-238页
    查看更多>>摘要：控压固井技术在应对窄密度窗口地层固井难题时具有显著优势,但目前对注入阶段井筒压力的预测模型研究较少.结合控压固井的工艺流程,将注入阶段分为 4个环节.基于流变学理论、井筒传热学理论和压力场理论,考虑注入阶段多流体间流变性能的差异,建立了温度-压力-流体性能参数耦合模型,并采用四循环迭代方法进行求解.以X井的控压固井参数为例进行了模拟计算,预测结果误差较小.对控压期间井筒的温度场、压力场和环空ECD进行了分析,研究结果表明,温度场在不同时间段对井口回压的影响规律不同,当环空流体结构为多液柱结构时,井口回压对温度的敏感性较小;井筒压力变化规律受流体位置的分布影响较大;在其他条件不变的情况下,提高注入排量会增加作业密度窗口,但环空最大ECD基本不变.根据研究结果提出了对应的改进思路,以便对控压参数进行更好地设计.

    控压固井注入阶段井筒温度井筒压力环空ECD

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    水玻璃复合堵漏体系中氯化钙控释技术

    殷慧柳华杰安朝峰步玉环...
    239-245页
    查看更多>>摘要：水玻璃-氯化钙体系是常用的油井堵漏材料,但是水玻璃和氯化钙一接触即快速反应,只能采用双液法进行施工,工序复杂.因此拟对氯化钙进行控释,以期能够将水玻璃-氯化钙混合同时泵注,简化施工.该研究通过使用树脂体系对氯化钙进行包裹完成氯化钙的控释.通过改变体系中氯化钙的加量、交联剂的加量以及单体的种类及配比,考察以上3种因素对控释效果的影响.研究发现,通过树脂对氯化钙进行包裹时,氯化钙与单体的质量比为 1∶4、交联剂加量为6%,可将水玻璃-氯化钙体系失去流动性时间延长至 105 min.将已包裹氯化钙的树脂粉末进行二次包裹时,氯化钙与单体的质量比为 1∶2、一次包裹二次包裹交联剂加量均为 6%时,可将水玻璃-氯化钙体系失去流动性时间延长至 110 min.在二次包裹的树脂体系中加入氯化钠,可将体系失去流动性时间延长至 180 min.通过红外光谱和SEM谱图分析发现,吸水树脂通过减少氯化钙与水玻璃的接触面积来减缓反应的进行,树脂本身不参与水玻璃与氯化钙的反应进程.

    氯化钙-水玻璃复合堵漏体系氯化钙控释树脂

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    水泥水化影响水合物层稳定性定量评价装置及影响程度的评测

    马睿步玉环路畅柳华杰...
    246-255页
    查看更多>>摘要：针对海洋深水水合物层在固井过程水泥水化放热对水合物分解量的影响缺乏量化评价装置及方法的问题,充分考虑固井过程中水泥浆体系与水合物层的接触方式,建立了一套模拟水合物层固井的水合物稳定性评价实验装置,该装置实现了低温高压下水合物的生成、带压条件下水泥浆与水合物层接触的流动泵入,直观地测试了与水合物层直接接触下的水泥浆水化放热对地层温度、压力的影响.根据设计的实验装置,通过对水合物饱和度、水合物分解气量的推导计算,建立了一套水合物模拟地层的制作方法,并建立了水泥浆水化影响水合物层稳定性评价方法.根据南海地区浅层地质条件建立了模拟水合物地层,泵入G级油井水泥净浆、低密水泥浆体系和低热水泥浆体系等 3组水泥浆体系,得出单位体积油井水泥候凝过程中分解水合物的气体的量分别为 0.7356、0.1091和 0.0649 mol/L,且评测表明,低热水泥浆体系能够大幅度缩短固井候凝的等待时间.该研究为油气固井过程中对浅层水合物的影响提供了直观测试方法,也证明了海洋深水水合物地层中使用低热水泥浆体系的必要性.

    模拟地层水合物分解流体带压泵入评价方法水泥浆体系

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    低成本耐高温海水基胍胶压裂液

    宫大军吴志明白岩朱明山...
    256-261页
    查看更多>>摘要：海上油气田压裂由于条件限制,采用淡水配制压裂液导致运输成本高、周期长.海水配制压裂液,碱性交联环境螯合剂加量大,材料成本高,耐温能力一般.针对以上情况采用钛酸四异丙酯、硫酸锆等物质作为反应原料,分步合成有机钛锆交联剂.经核磁碳谱、交联剂沉析后扫描电镜表征,表明交联剂为有机螯合物,动静态同步激光光散射仪表征交联剂尺寸,表明交联剂粒子直径主要为 1～100 nm,具有良好的反应活性.该交联剂在中性条件下即可交联,适应海水等高矿化度水质配制压裂液,其交联微观形态为蜂窝状六元网格状结构,结构稳定,黏弹性相比单钛交联有明显的提升,耐温能力可达180℃以上.在中海油南海区域施工实验一口海水配液高温井,效果良好.

    高矿化度海水胍胶耐高温低成本

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    一种重建井筒用胍胶压裂液的制备及性能

    戴秀兰魏俊闫秀王冰...
    262-269页
    查看更多>>摘要：为了解决重建井筒重复压裂施工面临的压裂液成本高、施工摩阻高、施工压力波动大、加砂困难等问题,合成了一种接枝改性胍胶和多级螯合交联剂,形成了一种适用于重建井筒重复压裂用胍胶压裂液.该压裂液体系溶胀性能好,3 min黏度可达到最高黏度的 87%;组分剂量低,3.8 g/L的加量液体黏度与普通胍胶 6 g/L的加量相当;降阻率高于 70%,残渣含量小于 70 mg/L,在 150℃条件下剪切 2h,黏度稳定在 50 mPa·s以上,携砂性能好,支撑剂 2h基本无沉降.该压裂液在首口全国产化的重复压裂重点井进行了应用,最高排量 17.5 m3/min,最高砂比 30%、单段平均加砂 220 m3,解决了重复压裂施工加砂困难的难题,取得了良好的应用效果.

    重建井筒胍胶压裂液接枝改性多级螯合性能评价现场应用

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    单相缓速酸酸蚀裂缝导流规律

    崔波冯浦涌姚二冬荣新明...
    270-278页
    查看更多>>摘要：低渗碳酸盐岩酸压成功的关键在于酸压后形成可在地层闭合压力下保持高导流能力的酸蚀裂缝.单相缓速酸是一种具有纳米结构、低伤害、低摩阻及高缓速性能的新型酸液体系,应用潜力大,但其酸蚀裂缝导流规律尚不明确.以光滑岩板和粗糙岩板为实验对象,以盐酸、胶凝酸和乳化酸为对比,利用酸液刻蚀和酸蚀裂缝导流实验、表面形貌扫描和连续强度测试仪,研究了酸液类型、交替注入级数、注入速度、黏度比、反应时间、岩板类型对导流能力的影响.结果表明:单相缓速酸相对于盐酸、胶凝酸和乳化酸,可形成强沟道型刻蚀形貌,差异化溶蚀程度高,岩板强度损伤减缓,在高闭合压力下可保持较高的导流能力.提高酸液交替注入级数(≥3级)、注入速度、黏度比(黏度差≥50 mPa·s)及岩板初始表面粗糙度,有助于形成优势酸液流通通道.单相缓速酸实现高导流酸蚀裂缝机理为:①黏性指进形成差异化刻蚀沟道;②主蚓孔滤失形态及"虹吸"效应减缓裂缝表面强度损伤.

    单相缓速酸碳酸盐岩酸蚀裂缝导流差异化酸蚀岩板强度损伤

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