JN1H井煤岩气长水平段钻井井壁稳定技术

针对鄂尔多斯东缘本溪组8#煤层长水平段钻完井过程中井壁易失稳、井眼延伸难度大的问题,开展了煤岩气钻井井壁稳定技术研究。对可能钻遇的顶板碳质泥岩、夹矸、上部煤层和下部煤层等岩心,开展了X-衍射、电镜扫描、CT扫描、三轴力学等相关实验。实验表明,非煤层黏土矿物含量在35%以上,主要由高岭石和伊利石组成,只含不到5%的伊蒙混层,煤层的黏土矿物含量在10%~18%之间,以高岭石为主,含25%左右的伊蒙混层;岩心裂缝宽度范围在25~1000 μm之间,主要分布在25、40、64、100、160、250、400 μm几个数值附近;最大坍塌压力当量密度是1.36g/cm^(3),在中下部煤层位置;从“封堵防塌、井眼清洁、润滑防卡”三个方面设计了钻井液配方,评价结果表明,中压滤失量为1.6 mL,高温高压(70℃)滤失量为4.4 mL,400 mD、100 D砂盘PPT滤失量小于15 mL,表明配方具有良好的封堵性能。井壁稳定技术在JN1H井进行了现场应用,完成2019 m水平段施工,钻完井周期为28.25 d,钻完井过程顺利,实现了煤岩气长水平段钻井井壁稳定。

高温冻胶阀的研制与现场试验

南堡油田潜山裂缝性油气藏水平井目的层温度在150℃以上,钻井过程中存在漏喷同存等问题,完井作业难度大,为此,设计应用了二次交联高温冻胶阀。该冻胶阀设计采用二次成胶方式,第一次交联形成适当结构冻胶,满足泵注要求;第二次交联速度快成胶强度大,完成封隔井筒,保证冻胶阀上部井段顺利施工。RM2100高温高压冻胶检测仪在线检测结果表明,冻胶阀形成过程中冻胶黏度体系一直保持在1 000mPa·s以上,150min时二次成胶开始,最终黏度12 000mPa·s以上。室内模拟试验结果发现,该冻胶阀承压能力在2 MPa/100m以上,150℃高温下72h冻胶黏度基本稳定,可用钻头切割冲蚀方式完成破胶。在NP23-P2016井的试验表明,该冻胶阀成功封隔了井筒,减少了漏失,为回接尾管等完井作业提供了安全的井控环境。研究结果表明,高温冻胶阀技术可有效解决南堡油田潜山油气藏水平井完井作业井控难题。

复合堵漏中平衡区域及其在新型堵漏仪中的应用

复合堵漏剂进入漏层后,堵漏材料会在漏层中散布,各种堵漏材料在某区域所占比例基本平衡。针对此问题,提出了存在平衡区域的概念。研制了新型堵漏仪,该堵漏仪能充分模拟漏失地层和堵漏过程,实验后还可以剖开实验岩心观察堵漏材料在岩心中的分布滞留状况和平衡区域的位置,从而为堵漏配方做进一步调整提供依据。多次实验发现,当堵漏效果好时平衡区域向岩心入口端移动,效果不好时则向岩心出口端移动,甚至不能形成平衡区域。新型堵漏仪实验结果重复性好,所形成的配方可直接应用于现场堵漏作业。现场应用表明,该应用技术在防漏堵漏作业中取得了很好的效果。

自固结堵漏剂性能评价及现场应用

针对常规复合堵漏剂堵漏成功率低的问题,开展了自固结堵漏剂研究。采用流化包衣机在堵漏剂外表面涂覆可在井下固结的环氧胶黏剂,流化包衣在井下温度条件下固结,从而提高堵漏剂的井下封堵强度。调节流化包衣机的进风口温度50~100℃、出风口温度25~40℃、喷枪速率0.5~2.0 L/h,可实现喷雾、包衣、干燥一体完成。室内高温堵漏试验表明,自固结堵漏剂具有较好的抗钻井液扰动和抗负压抽汲作用,通过选择环氧树脂的型号、固化剂和促进剂DL-1的加量,能够调节自固结堵漏剂的井下固结时间;110℃温度下,堵漏剂在2 h以后开始初步固结,强度逐渐增加,15 h时抗压强度达到4.6 MPa。堵漏层扫描电镜图片显示,涂覆层在温度升高过程中发生了软化和固结,固结后材料之间结合紧密。研究结果表明,自固结堵漏剂能够大幅提高严重裂缝性漏失的堵漏成功率,可为实现漏失层的有效封堵提供技术支撑。

JZLu-1高效润滑剂的制备及现场应用

针对大斜度井和大位移井钻井过程中摩阻扭矩高及常规润滑剂用量大、润滑效果差的问题,以合成基础油为主要原料,添加球形纳米SiO2和硫-磷-钼等抗磨损极压剂,并应用阳离子乳化剂进行乳化,制备了JZLu-1高效润滑剂。应用ζ电位测定仪、四球试验机和极压润滑仪测试了JZLu-1润滑剂的电位、减磨性能和极压润滑性能,利用电子显微镜观察了JZLu-1高效润滑剂在金属上的吸附过程,结果表明:JZLu-1高效润滑剂带微弱正电荷,可以主动吸附在金属表面上,形成油膜;JZLu-1高效润滑剂含有的纳米SiO2起减磨作用;JZLu-1高效润滑剂含有的硫-磷-钼极压剂提高了其极压润滑性能,其极压润滑系数为0.028 3。6口井的现场应用表明,JZLu-1高效润滑剂能够大幅降低大斜度井和大位移井钻井过程中的摩阻扭矩,解决了常规润滑剂润滑效果差、用量大的问题。

井壁强化与堵漏双作用可钻水泥实验研究

针对常规复合堵漏材料之间无胶结、易被钻井液冲刷、使用油井水泥堵漏会造成新井眼的问题,研究开发了井壁强化与堵漏双作用可钻水泥。将超细碳酸钙粉体加入新型胶凝材料硫铝酸盐水泥中,调节胶凝材料的可钻性,研究表明,当超细碳酸钙粉体的加入量不大于7%时,水泥凝胶材料的强度随粉体加入量的增加而增加,而当粉体的加入量大于7%时,水泥凝胶材料的强度随粉体加入量的增加而减小,即可钻性变好;在硫铝酸盐中加入0.4%减水剂、0.3%提黏剂、0.6%缓凝剂时,其稠化时间达到155 min,为安全施工提供了条件;在可钻水泥中加入12%鳞片状云母、1%纤维、1.5%石灰岩颗粒作为堵漏剂,较好地增强了体系堵漏性能,能够较好地封堵3 mm和5 mm缝板裂缝。可钻水泥的研发为实现钻井过程中井壁强化与堵漏双作用提供了技术保障。

超临界二氧化碳钻井流体井筒温度传递特性

循环钻井流体温度计算一直是钻井工作者希望解决的难题。建立了井眼温度传递数学模型,并通过对模型求解,给出了钻具内和环空流体温度计算解析式;利用该解析式结合超临界二氧化碳钻井流体的物理特性,对使用φ89mm钻头、φ31.8mm钻杆钻进的井眼中二氧化碳流体温度进行了计算,绘制了钻具内和环空二氧化碳流体温度剖面图;对比了在不同井深时和不同井眼尺寸条件下井眼内二氧化碳流体温度剖面图,发现随着井深的增加,钻具内二氧化碳流体更易进入超临界状态,且超临界二氧化碳钻井液更适合小井眼钻井。

用生物聚合物XC解决水平井系列问题

生物聚合物XC的特殊三级结构使它能够协调解决水平井施工中所遇到的一系列问题。XC的长链状双螺旋结构使其具有减阻作用,使钻井液在水平段始终处于紊流状态,阻止了水平段岩屑床的形成;XC的双螺旋结构之间依靠微弱的作用力形成网状立体结构使其具有高剪切稀释特性,这有利于大井眼段的携砂和地面岩屑的清除;XC与其它添加剂的配伍性有效解决了井眼润滑和抑制作用;XC的生物降解性保护了油层和环境;因此,XC是一种多功能处理剂。

?139.7mm小井眼侧钻井顶部注水泥工艺在G104-5P54CP1井应用

针对G104-5区块油层出砂和油层上部井段出水的开发难题,研究了Φ139.7mm小井眼侧钻井顶部注水泥工艺。该工艺油层段下入Φ88.9mm基管的防砂筛管,上部采用 95.25mm非标套管,其壁厚6.5mm,内径82.25mm。配套了胀封压力为10~12MPa的小尺寸管外封隔器、打开压力为13~15MPa的小尺寸分接箍和小尺寸水泥盲板,实现了顶部注水泥。通过筛管下入可行性分析和下入筛管前进行等刚度管柱通井,实现 88.9mm防砂筛管的安全下入。G104-5P54CP1井成功应用顶部注水泥工艺,施工过程顺利,固井质量优质,为油田Φ139.7 mm老井利用提供了技术基础。

卡塔尔DK-597井无损害取心钻井液工艺技术

DK-597井取心长度为220m,目的是获得贯穿整个杜汉油田储层的大量高质量、无污染岩心,收集新的数据,建立符合实际的饱和度剖面图。设计了无损害取心钻井液。该钻井液在无固相生物聚合物钻井液基础上,添加了适当粒径的架桥粒子,如Baracarb(5)、Baracarb(50)等能够酸溶的固体颗粒,以有效形成钻井液滤饼,降低钻井液瞬时滤失量,克服无固相钻井液滤失量大的缺点;并加入了一定量的盐,使钻井液矿化度接近地层水矿化度,降低侵入滤液对岩心的损害。针对取心设计要求对该钻井液的性能进行了优选。现场应用表明,该钻井液达到了低侵入量、保护岩心的目的;而且体系性能稳定,维护方便,各处理剂间配伍性好。

韦5径向井钻井液工艺技术

韦5径向井是利用原韦5井直接在8号油层部位钻径向水平井眼,目的是增大油层的泄油面积,开采韦5块剩余油。设计了暂堵型保护油气层有机正电胶段铣钻井液体系,该体系利用黑色正电胶BPS的高正电性,将钻井液中膨润土连接成网,从而配制出动切力在10Pa以上的段铣钻井液,满足了铁屑的携带和悬浮;设计了甲酸盐无固相射流钻井液体系,该体系不含污染油层的固相颗粒,配浆水取自原来韦5井地层水,避免了液相对油层的损害;设计了钻井液的密度、切力、硬度、pH值,讨论了钻井液的现场配制、维护措施;韦5径向井钻井液满足了工程需要,保护了储层。

“多元协同”稳定井壁新理论

全面总结了井壁稳定技术研究发展历程,深入分析了井壁失稳机理及防塌技术措施。在此基础上,提出了“物化封固井壁阻缓压力传递—加强抑制水化—化学位活度平衡—合理密度有效应力支撑”的“多元协同”钻井液稳定井壁新理论。通过对胜利、塔河、吐哈等油田复杂泥页岩地层井壁失稳机理的系统研究,依据“多元协同”井壁稳定新理论,研制出了相应的防塌钻井液配方。现场验证结果表明,该理论方法大大减少了井下复杂事故,缩短了钻井周期,节约了钻井成本。

纳米碳酸钙抗团聚机理及分散规律实验研究

静电位阻和空间位阻是纳米碳酸钙抗团聚的两个主要因素。根据其抗团聚机理，分析了机械剪切对纳米碳酸钙的分散作用。结果表明，单纯采用高速搅拌，转速需达到5000r／min以上才能分散纳米碳酸钙，但溶液不稳定，静置后易分层。分析了聚合醇SD-301对纳米碳酸钙的分散作用后发现，聚合醇加量为90kg／m^3时，纳米碳酸钙粒子平均值最小（35．7nm），分布范围为20～50nm，空间位阻是其主要作用机理；生物聚合物XC加量为6kg／m^3时，纳米碳酸钙分散平均粒径为24．1nm，分布范围为15～35nm，其分散溶液为白色黏稠乳状液，稳定性好，静置时不分层。降低表面张力和空间位阻是保持纳米碳酸钙分散体系稳定的主要机理。对有机分散剂、无机分散剂与XC共同作用对纳米碳酸钙影响的分析结果表明：复合分散剂能使高分子类、无机和有机类分散剂优势互补，在降低颗粒之间范德华引力的同时，也降低了介质水的表面张力，这两方面共同作用使颗粒的润湿分散效果更佳。

改性多元醇防塌剂的研制及其作用机理研究

通过降解和阳离子化反应,研制出了抑制性好而增粘负效应较低的改性多元醇防塌剂SD-306;通过红外光谱分析了改性多元醇防塌剂的分子结构,证明阳离子化反应引入了正氮基团;通过滚动分散、电动电位测量、粒度分布测量、吸附以及压力传递等实验手段,探讨了改性多元醇防塌剂的作用机理。结果表明,改性多元醇的防塌机理主要为:通过吸附包被防止泥页岩颗粒水化分散;多元醇吸附在泥页岩颗粒表面,改变其表面电荷,压缩扩散双电层,抑制泥页岩颗粒水化;吸附于地层岩石表面成膜,覆盖裂缝和孔隙表面,从而阻缓压力和钻井液滤液传递。

超临界二氧化碳钻井流体携岩特性实验

超临界二氧化碳钻井流体已在油田二次开发的侧钻井中成功应用。应用Angel模型计算了超临界二氧化碳钻井流体在不同状态下携岩最低返速,绘制了二氧化碳钻井流体在不同温度下携岩需要的最低返速与压力关系曲线。根据相似性原理,设计开发了超临界二氧化碳钻井流体循环模拟实验装置。通过实验揭示了携岩能力随井斜角变化规律,即井斜角为0°～36°携岩最容易;井斜角为36°～54°携岩开始变得困难;井斜角为54°～72°携岩最困难;井斜角为72°～90°携岩变得相对容易;在40°C和8.5MPa条件下完成携岩所需最低携岩返速为0.637～1.019m/s。随着井筒内压力增加,所需的最低携岩返速减少,即携岩能力逐渐增加。随着井筒内温度增加,所需的最低携岩返速逐渐增加,即携岩能力逐渐降低。实验结果与Angel理论模型的计算结果基本相符。

南堡油田玄武岩个性化高效钻头的设计与应用

南堡油田馆陶底埋藏着垂直厚度十几米至几百米不等的玄武岩,其可钻性极差,长期以来只能使用牙轮钻头,钻井速度慢,制约了南堡油田优快钻井。利用实钻岩心和测井资料对玄武岩可钻性和抗压强度等进行了分析,结果表明玄武岩可钻性级别为5-7级,抗压强度为91-221MPa,压入硬度为435-1 322MPa,属于中到中硬地层。设计中优选应用了Z3、AC型切削齿,采用6刀翼和浅内锥、加长外锥冠部形状,中高密度布齿设计,利用计算流体动力学技术对钻头水力结构进行优化,采用螺旋保径结构,设计研制出了FM2653Z、FMH3653ZZ和M1666SS3种高效PDC钻头。现场应用表明：单只钻头钻穿300-500m玄武岩;与牙轮钻头相比,机械钻速和钻井进尺提高了1.7-3.3倍;解决了南堡油田火成岩钻速慢的问题。

适于油田污水的聚丙烯酰胺合成及配制工艺研究

针对目前三次采油用聚丙烯酰胺相对分子质量低、易剪切降解、对盐敏感和不适应高温地层等问题,采用两种途径提高了聚丙烯酰胺的适用性。在由室内试验确定了复合引发剂最佳比值1∶1.3和质量浓度170 mg.L-1、合成最佳温度10℃、丙烯酰胺单体质量分数25%、电导率3.6μS.m-1和pH值6.57后,合成出相对分子质量高于2.6×107的聚丙烯酰胺,同时通过丙烯酰胺单体复配引入磺酸基团、苯乙烯磺酸基团或同时引入此两种基团,提高了聚合物的抗盐、抗温、抗剪切性能;后针对聚丙烯酰胺与地层水配伍性差的问题,优选出HEDP螯合剂、异噻唑烷酮杀菌剂和除氧剂硫脲,对聚合物稳定效果明显。该工艺的中试结果表明,现场污水配制溶液60 d后粘度保留率40.4%,满足了三次采油对聚丙烯酰胺的要求。

自适应屏蔽暂堵钻井液技术

针对油层非均质性强及油层孔径难以准确预知等特点,采用自适应屏蔽暂堵剂ZPJ配制成自适应屏蔽暂堵钻井液,该钻井液能在无须明确预知孔喉直径的情况下,自适应封堵岩石表面较大范围的孔喉,对较宽孔径分布的油层具有很好的暂堵作用。室内评价结果表明,该钻井液的渗透率堵塞率接近100%,暂堵带强度大于9MPa;反排渗透率恢复率超过90%,油层保护效果较好。

冀东油田浅层小井眼侧钻水平井钻井完井关键技术

为解决冀东油田浅层ϕ139.7 mm套管开窗侧钻水平井存在的钻井泵压高、机械钻速低、油水层封隔效果差、油井投产后含水上升快等问题,选用了可以降低钻井泵压的ϕ79.4 mm非标钻杆,试用了能给钻头柔性加压的小尺寸水力加压提速工具,选用了ϕ95.3 mm非标套管、采用了膨胀悬挂尾管筛管顶部注水泥完井技术,并制定了提高侧钻小井眼固井质量的技术措施,形成了适用于冀东油田浅层小井眼侧钻水平井的钻井完井关键技术。该技术在冀东油田5口浅层高含水油藏侧钻水平井进行了应用,与未应用该技术的邻井相比,试验井泵压得到了有效控制,机械钻速提高了24.6%,钻井周期缩短了14.1%,同时解决了小井眼窄间隙井眼封隔差的问题,实现了对水平段水层的封隔和侧钻窗口处的密封,避免了对后期采油生产的影响。试验结果表明,冀东油田浅层小井眼侧钻水平井钻井完井关键技术能够提高小井眼侧钻水平井的机械钻速、缩短钻井周期和有效分隔油水层,提速提效效果显著,具有较好的推广应用价值。

超临界二氧化碳钻井流体关键技术研究

超临界二氧化碳钻井技术是利用超临界二氧化碳作为钻井流体的一种新型钻井方法,具有能有效驱动深井井下马达,控制井底压力容易,破岩门限压力低、破岩速度快,能防止储层损害等优点,但成功利用超临界二氧化碳钻井技术的关键是充分了解超临界二氧化碳钻井过程中井筒中二氧化碳流体的温度和压力分布。为此,建立了考虑井筒流体与地层换热对井筒流体温度影响的井筒传热模型,根据能量守恒原理,推导出了井筒流体温度计算模型,并考虑到钻井过程中可能钻遇水层的情况,对该计算模型进行了修正;利用有限元方法,推导出了井筒内二氧化碳钻井流体的压力计算公式。实例计算表明:钻杆内二氧化碳流体的温度和压力随井深增深而增大,但与井深的关系是非线性关系;钻杆内二氧化碳流体的密度随井深的增加而减小,但到近钻头处开始增大。环空中的压力随井深的增加而增大,但两者的关系也是非线性关系;环空中的温度随井深增加先升高后降低;环空中的二氧化碳密度随井深增加而增大,但两者为非线性关系。