准噶尔盆地高钙基钻井液技术研究与应用

准噶尔盆地东部油田上部地层膏质泥岩发育,易发生水化分散、井壁失稳,钻井液体系受钙离子污染,流变性和降滤失性难以控制,严重制约了东部油田勘探开发进程。针对准噶尔盆地东部油田钻井液污染和抑制性不稳定难题,以抗钙降滤失剂为核心,构建了抗钙能力强、性能稳定的高钙基水基钻井液体系,室内评价了其抗温性、抑制性和抗污染性。现场试验结果表明,高钙基钻井液体系在含盐地层、盐膏层均表现出良好的降滤失能力、流变性和抗污染能力,复杂时率为0,为保障东部油田上部地层的安全快速钻进提供了技术支撑。

风云1井抑制碳酸盐岩结晶钻井液技术研究

研究了一套抑制碳酸盐岩结晶的高密度水基钻井液体系及现场复杂防控钻井液技术,安全钻进至完钻井深,全程无事故,不仅消除了低温下盐结晶对井控装备的影响,且阻止了井下盐岩溶蚀的进一步恶化,将有助于玛湖凹陷咸湖沉积环境页岩油的勘探开发。

吉木萨尔页岩油储层保护钻井液技术研究

针对吉木萨尔二叠系芦草沟组页岩油层微裂缝发育、储层损害严重的问题,采用压力衰减储层损害评价方法证明储层损害的主要因素是固相颗粒堵塞和液相圈闭损害。根据吉木萨尔页岩油储层孔渗情况和裂缝发育情况,研发了液体封堵剂和高效防液相圈闭处理剂,通过室内实验,形成了页岩油储层保护钻井液体系配方,并在页岩油开展了储层保护技术现场应用,形成页岩油储层保护技术。试油结果显示:试验井渗透恢复值高,产油气量高,储层保护效果明显。

塔里木油田富源井区深井超深井抗240℃高温钻井液体系研究

深井超深井的勘探开发已逐渐成为油气开发的主要对象,钻井液是深层超深层钻完井工程的核心技术,是钻井成功的关键之一。本文通过分析塔科1井的技术难点,对水基钻井液的降滤失剂、沥青封堵剂、抗高温抑制剂以及抗高温颗粒封堵剂进行了优选,形成了一套抗240℃高温的水基钻井液体系;并对钻井液体系进行评价。实验结果表明,钻井液体系在240℃高温下具有良好的流变性和降滤失剂性能,满足塔里木油田深井超深的钻井需求。

四川盆地高密度钾聚磺水基钻井液酸性气体污染治理研究

四川盆地页岩气储层具有埋藏深、地温梯度高、含气量大的特点,高密度钾聚磺钻井液体系因其独特的性能被广泛应用于四川盆地页岩气井钻井并取得了优异的效果。高密度钾聚磺水基钻井液体系本身固相含量高,自由水含量少,钻井液流变性调控手段有限且难度较大。因该区域地层具有大量的微裂缝,同时富含酸性气体,钻井过程中地层容易被释放出并溶于钻井液中,导致钻井液的流变性能恶化,出现钻井液黏度上升,甚至无法流动的情况,严重影响钻井安全和效率。

高密度饱和盐水钻井液在DN2-29H井的应用

库车山前深部巨厚盐膏层地质特征复杂,地层压力变化大,预测难度高。盐膏层钻井过程中,钻井液性能恶化,喷、漏、卡等复杂事故频发,严重影响安全快速钻井。针对以上难点,DN2-29H井以高密度饱和盐水钻井液体系为基础,引入新型材料稀释稳定剂,并优化了钻井液维护措施。实践证明,引入新型稀释稳定剂后,体系在盐膏层钻进过程中性能稳定,复杂工况明显降低,工期缩短,起下钻顺畅,电测、下套管均一次成功。本井经验对钻遇巨厚盐膏层具有重要的参考意义。

泡酸解卡技术在抗多价阳离子水基钻井液体系中的应用

通过两口井的泡酸作业施工案例,详细介绍了作业施工流程及一些认识,对本区块的泡酸解卡施工有一定的借鉴作用,同时增加一种深井段快速解卡的工艺技术,降低卡钻事故造成的损失。

深井超深井钻井液技术及发展

随着社会的不断发展,对油气资源的需求是越来越多,为了更好的满足人们对石油资源的需要,对于尤其勘探开发领域在不断进行扩展,开始从中浅层逐渐向深层超深层迈进。在深井超深井钻井开发中,钻井液技术发挥着重要作用,但是传统水基钻井液在抗温和井壁稳定方面存在不足,对深井超深井钻井工作顺利开展造成了很大影响。本文首选对深井超深井钻井液技术应用现状进行阐述,然后提出了深井超深井钻井液发展策略,以供参考。

大位移井钻井液关键技术研究

随着社会经济的不断发展,对油气资源需求是越来越多。为了更好满足社会发展对油气资源的需要,需要加大对油气藏的开发力度。在油气资源开发中,传统的油田钻井技术成本高,而且钻井效率比较低,已经不能满足当前油气开采的需求。大位移井钻井液技术作为当前先进的钻井技术,能够有效降低钻井成本,所以加强大位移井钻井液关键技术研究具有重要意义。本文主要对大位移井钻井液关键技术进行深入分析,以供参考。

国内钻井液技术现状与发展建议

探究国内钻井液技术现状与发展建议,需了解钻井液的基本定义,认识到钻井液的具体作用,后续从井壁稳定技术、防漏堵漏技术等进行深度剖析,认清当前国内钻井液在发展过程中可能遇到的问题与阻碍,总结各项钻井液技术的应用方法、流程与注意事项等,并就钻井液的发展所需,提出相关建议,如发展更高效能的环保钻井液、优化钻井液性能参数等,为钻井液技术发展创造良好环境,这对于发挥钻井液在各个方面的更大功效来说有着更好的作用,还可为后续的相关研究提供可靠参考。

OBM-1油基钻井液用聚合物微球

目前的堵漏材料大多针对水基钻井液来研发,对油基钻井液的适用性不强。采用反相乳液聚合方法,通过引入亲油组分,合成了一种油基钻井液用聚合物微球OBM-1。OBM-1基本呈球形,粒径分布处于1~100μm之间,在油基钻井液中具有良好的分散能力。加入3%OBM-1后,能够保持油基钻井液流变性能稳定,有效降低高温高压滤失量和封闭滤失量。高温高压滤失实验表明,OBM-1可使120℃的高温高压滤失量降低50%,其抗温可达150℃;封堵承压实验表明,OBM-1能够封堵5~40μm砂盘,承压达15 MPa;封闭漏失实验表明,OBM-1能够有效封堵20~40目石英砂制备的砂床。现场应用结果表明,OBM-1可有效降低漏失量,试验井段每米油基钻井液消耗量同比下降30.3%,很大程度节约了钻井成本。该研究为使用油基钻井液进行安全高效钻进提供了有力的技术支持。

新疆油田钻井液环保性能的研究

钻井液是油田开采的“生命液”,目前油田环境保护面临的最大难题就是废弃钻井液污染问题。通过分析各种钻井液的重金属、生物毒性和生物降解特性,探讨了各种钻井液的环境保护性能,为新疆油田废弃钻井液的处理处置提供参考。

亚洲最深井-轮探1井水基钻井液技术

轮探1井是中国石油塔里木油田分公司在塔北隆起布的一口集团公司级的一级风险探井,设计井深8500m,加深井深8882m,是目前亚洲最深井。该井超深井段奥陶系、下寒武系、震旦系面临超深、超高温、井壁稳定技术难题。基于此,通过室内试验研究,优化了抗高温水基钻井液体系,并制定了针对性强的解决方案。实钻中该井顺利钻穿奥陶系、下寒武系、震旦系(未穿)地层,未发生钻井液性能失稳等情况,顺利钻至井深8882m完钻,创亚洲陆上最深井纪录。现场应用和室内实验表明,该井钻井液抗温能力强,性能稳定,为轮探1井的顺利施工提供了有力保障,为国内超深井安全钻进提供了技术借鉴。

油基钻井液对录井的影响及应对措施分析

在钻井施工的过程中和传统钻井方法比起来,油基钻井液表现出更多的优势,可以使钻井施工的整体效率大幅度提高,同时还能够使荧光识别的整体效率显著提升。在实际进行钻井施工时,理当依据油气田的具体地形特征,合理的选择油基钻井液进行施工,这样做的好处是能够在录抗污染方面、存储层保护方面发挥出良好的效果。文章基于钻井液的特性,深入而全面的剖析了油基钻井液对油气田录井的具体影响,并针对性地设计了油基钻井液提升录井值的具体策略。

准噶尔盆地玛湖凹陷处理大段碳酸盐岩钻井液技术

准噶尔盆地中央凹陷玛湖凹陷西斜坡整体为一大型平缓向南东方向倾斜的单斜构造,处于盆地边缘到中心的过渡带,既接受了大量的边缘粗碎屑沉积,同时也接受了大量湖相泥岩沉积。几经水退水进,不但形成了丰富的砂砾岩、砂岩储集体,而且形成了风城组独特的咸湖沉积环境,玛湖凹陷西斜坡风城组正处于咸湖生烃中心区,是准噶尔盆地探索页岩油和致密油的重要领域。玛湖凹陷风城组普遍是云质砂岩和泥页岩,裂缝发育易发生井漏;压力系数变化大,存在钻遇异常高压的风险;盐岩层厚度从几十米到几百米不等,含盐量4.2%~72.4%。钻遇盐岩会发生溶蚀造成井壁岩石骨架垮塌,钻井液污染后性能极不稳定甚至瞬间呈冻胶状。针对风城组的高压情况和盐岩溶蚀情况,急需一种钻井液技术能够高温抑制盐岩溶蚀、低温抑制盐结晶、流变性受盐结晶影响小且保证井壁稳定、高温高压流变性稳定。油基钻井液虽然可以很好解决盐岩溶蚀和对钻井液性能的影响,但是一旦发生漏失,将造成巨大的经济损失。研究出一套解决大段盐岩溶蚀的高密度水基钻井液体系及现场复杂防控钻井液技术,将有助于玛湖凹陷咸湖沉积环境页岩油的勘探开发。

水平井钻井液技术应用探讨

随着水平井钻井规模的不断扩大,水平井钻井液技术水平也随之提高。就现阶段国内石油企业钻井作业实施情况看来,要想解决以往钻井技术应用中的问题,需要进一步调整与优化水平井钻井液技术,方可确保钻井作业的安全与质量。基于此,围绕水平井钻井作业展开探讨,深入研究水平井专业技术应用中所存在的问题,以及改善措施,希望钻井能够达到预期效果,进而为石油企业提供强大的技术支撑。

苏19区块水平井钻井提速技术研究与应用

本文主要介绍了针对苏19区块水平井钻井过程中存在的问题,如地层可钻性差、井漏频发等难点,进行了技术攻关和创新研究。通过优化钻头设计、钻井液密度调整等措施,成功研发出钻井提速技术方案,应用效果显著。其中,采用新型钻头设计方案,在苏19-30-5H1井取得了施工周期53.83天的优异成绩,创下区块最短施工周期纪录。同时,应用水力振荡器等技术手段,提高了钻井效率,节约了工时和成本。经济效益显著,为苏19区块的生产和增产提供了有力支持。本研究的创新点在于解决了二叠系泥岩坍塌问题,应用效果良好,为类似项目提供了有益的借鉴。

基于超分子化学的钻井液新技术

引入超分子化学理论,利用盐水中的电解质离子(Na^+和Cl^-)与聚电解质分子链上的阴、阳离子基团之间的静电吸引作用,使盐水环境中的电解质离子能够促进聚合物分子链伸展,使盐水成为聚合物的良溶剂,从而将长期以来采取"提高聚合物抗盐能力"的思路转变为"聚合物具有较强盐响应性"思路。研发超分子提切剂和超分子降滤失剂,并以此为核心形成超分子钻井液体系。结果表明:该体系具备良好的剪切恢复特性,特别是与常规钻井液相比,降低了极高剪切速率下的黏度,流变性能更接近理想范围;渗透率恢复值超过90%,连续热滚72 h后体系的流变和滤失性稳定,抗土侵性能强;该体系在新疆油田5口不同类型井中的应用中,与同区块的其他井相比,井下复杂情况降低率为97.66%,平均机械钻速提高了1.08~1.75 m/h,油层段井径扩大率降低18.29%~32.20%;超分子钻井液体系在解决钻井液抗盐侵、提高钻井液流变性、更好发挥喷射钻井效率等方面发挥了重要作用,有望成为钻井液的发展新方向。

滴西区块侧钻小井眼水平井钻井液技术

小井眼井投资成本低,并可采用开窗侧钻使老井复活,是油田经济有效开发的一条途径。小井眼钻井需克服环空压耗高、岩屑携带等技术难题。通过对地层进行分析,滴西区块采用新型高效钻井液体系,分段进行钻井液性能和水力学设计,在二叠系以上地层采用紊流,钻井液的低剪切流变性可保持泵压在24 MPa内,钻井液抑制性和密度支撑对二叠系地层稳定效果良好;石炭系地层采用紊流-层流过渡流型,提高切力和地层胶结作用,保持泵压在26 MPa内,钻井液流型对井壁扰动小,水平段携岩能力强,机械钻速同比提高66.4%。现场应用证明,高效钻井液体系在滴西区块可发挥井壁稳定和提高钻速的优势。

新型钻井液用成膜封堵剂CMF的研制及应用

针对渤海辽东湾某油田地层硬脆性泥页岩裂缝发育特点,笔者通过控制反应条件,制备了平均长径比在20～30之间的三水碳酸镁晶须和水合碱式碳酸镁晶片,并在此基础上与常用成膜剂LPF-H复配,研制了一种新型成膜封堵剂CMF,其中LPF-H∶晶须∶晶片的配比为7.0∶1.6∶0.4。室内实验结果表明,成膜封堵剂CMF与钻井液体系具有良好的配伍性,流变性能能够满足携岩屑要求,对不同渗透率砂盘的封堵能力优于常用成膜剂LPF-H。晶须、晶片与LPF-H这三种材料相互协同作用,在井壁形成一层致密、具有一定强度韧性的隔离膜,能有效封堵地层裂隙,稳定井壁,降低钻井液处理剂的损耗。该成膜封堵剂CMF在渤海辽东湾某油田X-1井进行了现场试验,结果表明,加入成膜封堵剂CMF后,钻井液性能满足要求,滤失量和表皮系数均低于采用成膜剂LPF-H的邻井X-2。这说明,成膜封堵剂CMF能够满足该油田钻井过程中储层保护的需要,具有推广应用前景。