大位移井钻井液技术综述

大位移井技术是一项实施难度极高的钻井技术,其技术难点涉及到井眼净化、井壁稳定、润滑与减摩等几方面的问题,其中每一个问题都与钻井液技术密切相关,但仅仅依靠提高钻井液技术又无法解决相关问题。通过收集和分析国内外大量水平井和部分典型大位移井的施工资料,介绍了大位移井的施工技术现状,指出了国内外相关领域的技术差别,并就常见问题的解决对策及其实用性进行了归纳总结,并提出大位移井钻井所遇到的绝大部分技术问题实际上都可以归结到摩擦领域,对中国发展真正意义上的大位移井技术具有一定的借鉴意义。

官深1井超高密度钻井液技术

在全球范围内,官深1井是继官3井之后的第2口使用超高密度钻井液成功进行钻进作业的案例,该井采用2.50kg/L以上的超高密度钻井液顺利完成了835.3 m的316.5 mm井眼。为了安全顺利地完成官深1井的钻井作业,针对超高密度钻井液体系技术难点进行了大量室内实验,研制并开发了高固相分散剂SMS-19和超低黏胶体稳定剂SML-4,最终得出了抗污染能力较强并具有良好沉降稳定性的超高密度钻井液体系配方。利用该超高密度钻井液体系先后顺利实施了3个高压流体层的提密度压井作业,且在钻遇第3个高压流体层(下三叠统嘉陵江组二+三段)以后,一次性将钻井液密度由2.55kg/L提高到2.85kg/L以上并顺利转入了正常钻进。考虑到超高密度钻井液在技术上的特殊性,现场维护时采用优选筛布规格、优化胶液配伍及维护量、保持合理pH值、适时调节膨润土含量以及合理控制低密度固相含量等手段,确保了钻进作业期间超高密度钻井液体系始终保持良好的流变性能。

川东北地区陆相地层井眼失稳原因分析

川东北地区的勘探规模正在不断扩大,但施工时因陆相地层的失稳常造成重大经济损失,并延缓了勘探进度。室内试验结果表明,该地区陆相地层基本以泥岩为主,粘土矿物以伊利石为主,具有一定的膨胀能力,但表面水化作用非常显著,遇水后很短时间内即可达到最大水化程度,这有别于一般意义上的泥页岩地层。对该地区陆相地层基本资料进行了综合分析,并在此基础上归纳了陆相地层常见的失稳形式,分析总结了井壁失稳原因,以期对正确制定陆相地层井壁稳定技术方案提供参考。由于最终的分析结论均基于川东北地区近年来的相关技术资料,针对性强,与现场情况结合紧密,因此具有较好的可借鉴性。

易漏失地层承压能力分析

随着各种复杂地质条件下勘探井作业数量的增多和井深的不断加大,因漏失引起的复杂情况不断增多。为了顺利钻达设计深度,施工中常常需要采用人工承压手段检验和提高上部地层承压能力,以便能用较高密度的钻井液钻至较深的地层。实际的承压作业中,往往会遇到反复承堵但无法提高承压能力的情况,即现场常说的地层抗破裂强度不够。结合现场实践经验,对室内实验结果进行的综合分析表明,地层的承压能力与裂缝的变化情况直接相关,并受裂缝分布形式和分布范围的影响,当裂缝波及范围较小时,处理时应尽可能形成较厚的封堵层;当裂缝波及范围较大时,则应首先在漏失通道中形成阻流带,再尝试采用其他手段逐渐提高承压能力。同时分析了室内模拟实验结果与现场应用结果的差异,探讨了造成差异的原因。

关于合理使用承压堵漏技术指标的建议

在钻进复杂地层时,人工承压堵漏技术被越来越广泛地用于提高裸眼井壁的承压能力,但由于种种原因使该技术很难实现规范化操作。概述了目前人工承压堵漏技术现场的应用情况,分析了现行人工承压计量方式的缺点,提出以密度差、最高当量密度和当量承压梯度3种方法表征人工承压堵漏时承压指标的建议,并简要分析了这3种表征方法的优点,同时指出使用这3种表征方法有利于实现人工承压堵漏作业中基础数据的规范和统一,方便承压堵漏方案的设计和现场施工。

硅酸盐-烷基葡萄糖苷钻井液的研究与评价

硅酸盐体系是一种抑制能力比较强的钻井液体系 ,现代固控技术的发展和新型化学助剂的不断推出为硅酸盐体系的重新使用提供了可靠的技术保证。烷基葡萄糖苷(APG)近年来被发现具有降低水活度、改变页岩孔隙流体流动状态的作用 ,因此最初被作为抑制剂使用 ,但实验结果表明 ,这种材料加入到钻井液以后 ,体系具备了部分油基钻井液的特点 ,如润滑性好、可提高抑制能力等。通过实验证实了APG与硅酸盐体系复配以后 ,能够较好地改善硅酸盐体系的综合性能 ,包括流变性能、抑制性能、润滑性能等 ,并对体系的抗污染能力进行了评价。结果表明 :由于硅酸盐与APG均属无毒物质 ,有利于环境保护 ,具有比较广阔的应用前景。

成膜树脂防塌钻井液在松南后五家户地区的应用

分析了松南地区后五家户构造在钻进过程中易发生比较严重的井壁掉块或井漏的原因 ,介绍了成膜树脂防塌钻井液体系的防塌防渗机理 ,并对其性能进行了室内试验评价。在 HD2 7- 18井和 HD2 9- 2 0井中的应用表明 ,该体系成功地抑制了井壁垮塌 ,实现了安全钻井 。

中国硅酸盐钻井液技术面临突破

滤液中二氧化硅含量高于20000mg／L的典型硅酸盐钻井液具有优良的抑制、封堵性能和膜效应，国外石油公司用该体系成功地进行了数百口井的施工，而中国真正用该体系完成的井只有5～7口，其它众多应用井使用的只是稀硅酸盐或复合硅酸盐体系，滤液中二氧化硅含量不高于3000mg／L。从多个角度阐述了造成中国硅酸盐钻井液的实质性现场应用进展缓慢的原因，包括缺少完整的维护技术措施，加入硅酸盐易引起黏度升高甚至无法控制的问题没有解决，没有使用无机盐助剂，没有配套的专用助剂，离心机和清洁器的利用率太低，非技术性因素等。认为要加快硅酸盐体系由研究向实用的转变，可以从规范专用助剂、降低膨润土含量并开发高效降滤失剂、使用处理后的液体硅酸盐方面获得突破。对硅酸盐体系的研究和试用方式提出了建议。

钻井液润滑剂润滑能力影响因素分析与评价

钻井液润滑剂的主要功用是降低泥饼的摩擦,减少粘附卡钻和扭矩传递损失,工作环境不同,润滑剂的润滑效果相差很大。通过润滑剂性能的评价,找出了影响润滑剂润滑效果的因素及其影响程度,为现场正确评价和使用润滑剂提供了依据。

用亚甲基蓝法测定膨润土含量的干扰因素分析

对亚甲基蓝法测定膨润土含量的干扰因素进行了分析,并分别讨论了固相粒径、固相种类、pH值、增黏剂、抑制剂及其加量、分散时间和温度对膨润土含量测定值的影响,提出了相应的建议,得出的结论对于今后相关技术标准的修订具有较好的参考意义。

膨润土造浆率测定方法探讨

造浆率是勘探行业用膨润土的主要技术指标,利用实验手段确定膨润土的造浆率指标时,事先需要进行大量的摸索性实验工作。由于受检土样技术参数不明确,实验人员操作经验存在差别,导致操作过程的盲目性很大,特别是人工处理实验数据的过程会造成明显误差,致使造浆率指标的测定过程比较繁琐,准确度不高,方法的可操作性较差。室内实验结果表明,利用Excel的趋势线拟合功能能够有效消除上述各环节中存在的误差,并且可以从根本上消除实验过程中的盲目性。实验数据的验证过程证实,以拟合趋势线方程计算得到的膨润土含量为基准配制悬浮液,测得的Fann35黏度计读数与理论值十分吻合,表明该方法可以快速而准确地确定膨润土的造浆率。

高密度钻井液瓶颈技术问题分析及发展趋势探讨

高密度钻井液在当今地质钻探工作中的使用越来越多，而且随着密度的升高，使用技术难度也不断增大。对国内已经使用的高密度（1．80～2．50g／cm^3）、超高密度（2．50～3．00g／cm^3）钻井液资料进行了分析，就高密度、超高密度钻井液作业中遇到的难点，技术问题进行了讨论，并对特高密度钻井液体系可能遇到的技术问题进行了探讨，在基于现有技术的基础上提出了可能的突破方向和技术方案。分析探讨的结果对高密度、超高密度钻井液体系的研究和使用具有一定的参考价值。

离心机分离固相测定分析方法及其应用

离心机是现场钻井液净化处理常用装置,也是使用效果比较稳定的固相控制装置,目前钻井现场常用型号多为LW355和LW450型2种,考虑到处理量提高问题,也有配置LW600型的。但无论哪种型号的离心机,其分离效率以及底流产物固相组分的变化都不大,造成这种情况的原因主要是对于密度、黏度一定的浆液,离心机存在一个比较理想的固相颗粒分离点,由于现场钻井液成分以及性能参数处于不断变化中,加之现场维护工艺也在根据情况随时调整,导致离心机的"理想分离点"也会不断变化,目前的离心机尚不具备自行调节"分离点"至理想范围的能力。这就需要对离心机排放物(底流或溢流)的固相组分进行分析,以便实时掌握离心机分离效率变化情况,根据分离产物中各类固相的含量及时调节离心机工作参数,尽可能使离心机分离效率处于理想状态。来自国内各地不同井的离心机底流产物固相分析结果表明,离心机对于高、低2种密度固相的分离效率存在比较显著的差别,这主要是离心机在工作状态时,由于进料状态的不断变化导致离心机的"分离点"也处于随机性的动态变化中。系统地对离心机排放物进行固相成分分析,有助于离心机的技术进步和提高离心机使用效率。

硅酸盐钻井液中SiO_2消耗特性评价

如何合理控制硅酸盐的用量是影响硅酸盐钻井液体系使用的一个重要问题。在现场一般可以通过测定滤液中的SiO2含量来确定所需硅酸盐的维护量,但体系中的SiO2含量往往受到众多因素的影响,以致于造成现场判断硅酸盐含量时会出现较大误差,进而影响现场维护作业。从实际使用角度出发,就钻井液中可能对SiO2含量造成影响的各种因素进行了实验评价。结果认为,组成钻井液的各种材料对SiO2均具有一定的消耗能力,其中以沥青类物质的消耗作用最明显,其次是氧化物类加重材料和蒙脱土,但整个体系对SiO2的消耗量并不是每种材料单独存在情况下消耗量的简单叠加;高价金属盐对钻井液体系中的SiO2具有清除作用。此外由于钻井液在使用过程中的客观条件和自身的组分也在不断变化,因此SiO2的消耗方式和消耗数量的变化也很大,最终的消耗量要在实际测定结果的基础上,结合维护过程中的处理剂使用情况进行合理确定。

石油钻井废弃物环境污染特征的分析与评价

通过相关资料和数据的分析 ,对石油钻井废弃物 (废钻井液、钻井废水 )引起环境污染的形式进行了归纳 ,并剖析了污染源。对于自然环境而言 ,钻井废弃物所引起的污染是多方面的 ,但其中只有重金属、有机物和矿物油所造成的污染具有比较大的危害性 ,而且这些污染各据特征。因此 ,在钻井废弃物的管理工作中 ,应当根据具体情况区别对待现场遗留的废弃物 ,以达到环境效益与经济效益二者兼顾的目的。

关于无渗透钻井液技术合理性的思考

以室内评价方法和现场应用资料为基础,结合相关的理论研究成果,对无渗透钻井液的技术特点进行了分析,认为无论从评价方法原理还是从技术功能上讲,无渗透钻井液都是对传统钻井液技术的改良,且部分评价方法不足以反映无渗透钻井液技术的真实情况,指出该体系似乎不会有好的应用前景。分析其主要原因与无渗透钻井液在概念的定义上存在缺陷有关,由于缺乏明确的理论指导,导致该体系无法在技术上得到更进一步的提升。此外由于非渗透剂特性所致,使得这种材料与常规钻井液助剂差别较大,从而极大地限制了无渗透体系的正常使用与维护。通过对各种资料总结分析后认为,无渗透钻井液不是一种独立的钻井液体系,与传统钻井液相比,其大多数特征性技术功能并不具有实质性的差异。

钻井液用量和费用的合理预测

提出以现场固相控制水平为基础确定钻井液用量和费用的方法。应用表明，本文方法能够较好地解决钻井液用量设计和成本控制等问题，符合率达９４％以上。

Cl^-含量测定方法的修正意见

现场经验证明,沿用行业标准进行Cl-含量测定时,往往出现测定数值低于实际含量值的情况,例如在高Cl-含量下测定值与真值的平均相对误差可以达到4.5%~5.3%。笔者就“Cl-测定”方法所涉及的全部内容进行了逐一实验验证,最终发现误差主要出在滤液脱色的操作中。提出了对标准操作方法“ZB/TE 13 004-90”中关于“Cl-含量的测定”一节中的“滤液脱色”和“试液的过滤”的修正意见。测定结果表明采用修正方案可以很好地消除这种操作误差。

CX170-1井钻井废水及废钻井液处理技术

CX170-1井位于川西平原,周围良田环绕。文章就川西地区钻井作业现状提出了比较可行的钻井废水及废钻井液无害化处理工艺技术。针对钻井废水,详细介绍了轻度污染废水;严重污染废水和特殊作业废水的处理工艺及处理效果。对于废钻井液,该井主要采用了固化处理。结果表明:经固化处理的废钻井液干结后具有一定强度,失去了水敏性,不再具有返浆性。浸泡实验表明,有害物得到了比较彻底的固定,经检测,各种污染指标大都低于国家一级标准,自然条件下外排的废钻井液不再对环境造成污染。

钻井液技术发展趋势

钻井液技术作为石油工程必不可少的配套技术,经历了一个世纪的发展历程,从最初的自然分散体系发展到现在具备多项技术功能和极端情况(如异常高温、异常高压)处理能力的多种化工体系,井壁稳定技术一直是影响钻井液技术发展变化的核心因素,新材料研发与工艺技术的进步始终受到保持或提高井壁稳定能力这一基本要素的影响。围绕井壁稳定需求进行的相关研究多集中在钻井液体系、工艺材料、应力平衡技术以及能量变化对井壁稳定性影响的研究等方面。随着计算机技术及其他工业技术(如纳米技术)与钻井液技术结合程度的不断加深,钻井液技术呈现出一些变化趋势,现场作业中强调整体性平衡的全新技术思想也初露端倪,以推动我国钻井液技术的快速发展。