增效型无土相仿生油基钻井液技术的研究与应用

针对深井超深井钻井过程中钻遇高温高压、井壁失稳及井下复杂情况的难题,基于仿生学、超分子化学以及岩石表面润湿性理论,通过优选仿生增效剂、仿生提切剂及仿生降滤失剂,配套相关处理剂,最终形成了一套适用于深井、超深井地层钻探的增效型无土相仿生油基钻井液体系。研究发现,建立的增效型无土相仿生油基钻井液体系可抗220℃高温,配制密度为2.4 g/cm^(3),破乳电压大于400 V,高温高压滤失量为3.2 mL,人造岩心在该体系中220℃下老化后的抗压强度达到7.1 MPa,平均渗透率恢复值为93.9%。现场应用情况表明,体系流变性能稳定,平均机械钻速比邻井提高16%,平均井径扩大率仅为1.25%,可有效解决深井超深井钻井过程中出现的井壁失稳难题,为我国深井超深井的钻探提供了技术保障。

致密气藏二开结构水平井钻井液体系及现场应用

为解决苏里格气田致密气藏二开结构水平井钻井施工中地层塌漏矛盾突出、降摩减阻及井眼净化困难等技术难题,基于地质特性和泥岩坍塌机理分析,建立摩阻扭矩计算模型,对比变更井身结构摩阻及扭矩变化规律。通过室内研究筛选采用纳米乳液、软硬结合的封堵剂、多元复配的润滑剂和高效提切剂,研发出新型强封堵超润滑水基钻井液体系。室内研究显示,该钻井液体系具有强抑制性和封堵防塌性,能够有效延长硬脆性泥岩失稳周期,进而深度维持井壁稳定,同时也具备良好的流变性和润滑性,且含砂和固相含量低,降摩减阻效果显著。现场应用表明,应用该钻井液体系后下套管摩阻控制在350 kN以内,钻进下放摩阻降低24.21%,扭矩降低34.31%,平均钻井周期为29.04 d,平均机械钻速为17.64 m/h,较三开结构水平井提速36.5%,井塌划眼损失时间降低89.50%,为苏里格气田致密气藏二开结构水平井推广应用提供了有力保障。

长庆致密气超长水平段水基钻井液技术

2020年长庆气田在致密气井区先后完成了3口超长水平段水平井,水平段长度分别为3321、4118和4466 m,均使用水基钻井液完成施工,不断刷新亚洲陆上最长水平段记录。超长水平段给降摩减阻、钻屑清洁、泥岩防塌等工作带来极大难度,针对这些难点并结合地层岩石结构特点进行了针对性的技术攻关,形成了超长水平段井眼净化、井眼稳定等技术和CQSP-RH水基钻井液体系,现场应用效果良好,水平段井壁保持稳定,完钻钻具下放摩阻控制在500 kN左右、套管摩阻控制在350 kN以内,顺利完井。随着长庆油气田开发力度的加大,为了动用水源保护区、林区并提高单井产量,长水平段井的开发成为必然,这些井的顺利完成,为油气田的后续开发带来了极大的示范作用。

脑卒中危险因素的评估及一级预防

脑卒中是指一组急性脑血管病而言。主要包括脑出血、脑梗死和蛛网膜下腔出血。1989年世界卫生组织公布了一份"WHO卒中及其他脑血管病特别工作组报告"其中关于卒中危险因素——卒中,对迄今世界范围内的有关研究结果做了概括性总结,认为虽然脑卒中及其危险因素有其特殊的地理分布特征,但多数不受地理区域的限制,某些与遗传因素有关的危险因素,仍可因异地居住或改变个人生活习惯而削弱其作用。所谓一级预防即病前的预防,改变危险因素是一级预防最积极的策略,使发生脑卒中的危险性大大的降低。

石油深井水基钻井液性能控制因素及应用

水基钻井液主要由水、膨润土、加重材料、处理剂以及钻屑构成的多相分散体系,它在石油开采中一直占据重要地位,尤其深井石油的钻井工程中,水基钻井液有效促进了钻井液发挥作用。从失水性、耐高温性、沉降性、流变性等方面阐述了深井水基钻井液的性能控制基本原理,分析了影响水基钻井液的主要因素,简要概括了水基钻井液在我国石油深井的开采过程中的应用,为我国深井钻井选择与应用水基钻井液方面提供了必要的参考。

钻井工程中井漏预防及堵漏技术分析

为了满足日益增长的石油供给要求,我国也加快了油田建设的步伐。钻井工程是油气勘探工作中的重要组成部分,它的质量高低直接影响这后续工作的正常展开。

神木双山三开优化水平井钻井液技术应用

神木双山区块作为长庆气田主要产建区块之一主要指榆林周边的区域。神木双山区块具有延安组地层易缩径,延长下部和纸坊上部地层易垮塌,刘家沟地层承压能力低易漏失的地质特点,三开优化水平井的井身结构虽然在一定程度上解决了上部坍塌和刘家沟容易发生井漏的问题,但是,斜井段和水平段在同一裸眼段,又带来一系列新的问题。最为突出的是,大斜度井段和水平段在同一裸眼段,浸泡周期长,井壁容易失稳,后期钻井施工摩阻扭矩大的问题。加上该区块的层垂深浅,直井段的钻具重量相对轻,加重了这些难题。针对这些特点与难点,通过理论分析和现场实验,初步形成了相对应的一套钻井液技术方案和措施,结合现场实际应用出现的一些问题,总结了经验,改善了措施,完善了神木双山区块三开优化水平井的钻井液技术。

苏里格致密气藏超长水平段水平井钻井完井关键技术

针对苏里格气田致密气藏超长水平段水平井钻井完井过程中循环泵压高、摩阻扭矩大、机械钻速低、井眼清洁困难、完井套管柱下入困难等问题,分析了超长水平段水平井钻井完井技术难点,进行了高效钻具和钻井设备优化配置、井眼轨道设计和井眼轨迹控制、水平段钻井提速和清洁,以及旋转导向钻井、强抑制润滑性水基钻井液和"旋转引鞋+套管"漂浮下入等技术研究,形成了苏里格致密气藏超长水平段水平井钻井完井关键技术。现场试验2口井,平均井深7 027 m,平均水平段长3 719.5 m,钻井周期50.93 d,取得了很好的效果。其中,靖50-26H1井完钻井深7 388 m,水平段长4 118 m,创造了当时长庆油田井深最深和国内陆上油气井水平段最长2项纪录。研究与试验结果表明,该技术可为苏里格致密气藏高效勘探开发提供技术支撑,也可为国内致密气超长水平段水平井安全高效钻井完井提供借鉴。

长庆油田致密气水平井超长水平段安全钻井完井技术

为了提高长庆气田致密气开发效益,加大部署水平段长超4000 m的水平井,但随着水平段长度增加,面临井眼轨迹控制困难、钻井液携岩难度大、钻具起下钻摩阻大、泥页岩井壁易失稳和尾管难以下至设计井深等技术难点。为此,应用优化钻具组合及强度校核技术,以保证施工的安全性;研发高性能水基环保钻井液体系并配合井眼清洁监测技术,以实现超长水平段的安全钻进;采用破裂板悬浮器下套管技术,以确保套管下入顺利;并结合该油田的实际情况提出了具体的技术措施,形成了长庆油田致密气水平井超长水平段安全钻井完井技术。长庆油田3口致密气水平井的超长水平段应用该技术后,均顺利完井,表明其可以保证超长水平段的安全施工。长庆油田致密气水平井超长水平段安全钻井完井技术为长庆油田致密气高效开发提供了技术途径。

苏里格气田超长水平段CQSP-RH钻井液体系应用

苏里格气田试验CQSP-RH体系完成3口超3000m水平段水平井后,继续创新成果应用,通过CQSP-RH体系优化再次完成了4口超长水平段水平井施工,水平段长度分别为 3000 m、3500m、4066m 和 5256 m,连续两年刷新亚洲陆上最长水平段记录。超长水平段钻进过程中面临摩阻扭矩大、泵压高排量受限井眼清洁困难,钻遇硬脆性泥岩井壁稳定难度大等技术难题。CQSP-RH体系优化后具有更高效的润滑性、更强抑制性和封堵性能,与使用CQSP-4钻井液体系的邻井相比,钻柱和套管下放摩阻、钻进扭矩降低明显,钻遇相同岩性的泥岩时CQSP-RH体系在比重较低的情况下便能保持泥岩井壁稳定。顺利完井。超5000米长水平段井的顺利实施表明,通过优化CQSP-RH体系配方,增强其润滑性、抑制性和封堵性能,可以解决苏里格区域超长水平段水平井钻进托压严重、井壁失稳、钻遇泥岩水平段地层造浆严重的难题,为苏里格区域超长水段水平井施工积累了宝贵的经验。