复兴地区页岩气井油基钻井液井壁稳定和防漏堵漏技术

针对复兴地区凉高山组地层漏失严重,自流井组东岳庙段溢漏同存,地层垮塌掉块,频繁憋泵蹩顶驱的问题。采用XRD衍射法对兴页L2HF井、兴页1002HF井凉高山组和自流井组东岳庙段地层的岩石进行矿物组成分析,使用微观SEM扫描电镜对该地层岩石进行了微观形貌分析,再结合现场情况总结了复兴地区井壁失稳和地层漏失机理。通过提高钻井液的乳化稳定性、降摩减阻和多重封堵性能,形成复兴地区页岩气井油基钻井液井壁稳定技术,该钻井液体系满足封堵性PPA小于2 mL,填砂管侵入深度小于2 cm;基于压裂砂堵效应,通过优选和研制了复合堵漏剂、诱导剂、悬浮剂,形成复兴地区程序法“控滤失”模拟砂堵防漏堵漏技术,堵漏浆体系可承压能力高达7 MPa,更适合应用于多裂缝地层。油基钻井液井壁稳定和防漏堵漏技术在兴页某-1井进行现场应用,相对于使用高密度柴油基钻井液体系的兴页某-2井,优化后钻井液体系的黏度和切力更低,润滑减阻性能更强,漏失和地层失稳等复杂情况明显减少。

北部湾深层深井油基钻井液研究及现场应用

为了缩短钻井周期以及提高井壁稳定,油基钻井液的护壁防塌性能可通过加入封堵剂来优化。本文以纳米SiO_(2)、N-氨乙基-3-氨丙基三乙氧基硅烷和全氟辛基三甲氧基硅烷为原料制备一种纳米封堵剂,其粒径主要分布在10~200nm之间,其粒径较为集中,应用于钻井液中可降低泥饼渗透率,显著提高油基钻井液的封堵性能,降低滤失量,对储层渗透率影响较小。纳米封堵剂与油基钻井液具有良好的配伍性,提高油基钻井液的稳定性。本文研究的高性能油基钻井液成功应用于现场钻井,钻井过程中,纳米封堵剂的加入显著提高了起钻速度,缩短了现场钻井周期,封堵性能的提高使钻井液泥饼在裂缝和孔隙中进行有效封堵,井壁未出现掉块及剥落片。

准噶尔盆地南缘超深井天X井尾管精细控压固井技术

天X井是准噶尔盆地南缘冲断带霍玛吐背斜带安集海背斜的一口集团公司风险探井。该井六开Ф139.7 mm尾管固井地层高低压并存、裸眼段长、环空间隙小,同时目的层砂岩段孔隙发育地层油气活跃,钻进期间多次发生漏失,地层压力窗口仅有0.02 g/cm^(3),井筒压力无法动态平衡,容易出现下套管及固井期间溢流、井漏等复杂情况,固井质量无法保障。为了解决该井固井施工难题,尝试实践了精细控压固井技术,通过与精细控压装备配合,进行下套管、固井各阶段井口压力控制,保证漏点、溢点在安全密度窗口范围内,实现井筒内压力平衡的目的。该井固井采取精细控压一次上返的尾管固井工艺,制定针对性的固井技术措施,最终顺利完成了天X井固井施工,经IBC测井解释,封固段合格率为100%,降密度后喇叭口正常不窜气。该技术为南缘区块窄密度窗口井固井施工提供了宝贵的经验及借鉴意义。

用于诱导微裂缝封堵的油基凝胶体系

四川长宁区块油基井段龙马溪组地层诱导型微裂缝发育,漏失频繁,油基堵漏手段主要为颗粒型桥堵,成功率低,耗时较长,为此研发了一套基于动植物油脂和环氧树脂的复合油基凝胶,可侵入地层微裂缝进行封堵,提高堵漏成功率。考虑到现场应用的可行性,室内对该凝胶的抗压强度、稠化时间、抗油基钻井液侵污能力进行了评价,并进行了模拟堵漏评价。结果表明,该凝胶的抗压强度可达5.1 MPa;凝胶的成胶时间可控制在3 h以上,提供了足够的安全施工时间;油基钻井液侵污对凝胶强度影响小,且不缩短稠化时间。该油基凝胶的各项性能指标表明其适用于油基段微裂缝堵漏。

凝胶承压堵漏技术在普光地区的应用

普光地区承压堵漏技术存在裸眼段长、漏层及缝洞孔喉尺寸难确定、存在张开性裂缝和岩石骨架承压能力低等难点,桥塞堵漏的效果不理想。因此对桥塞堵漏剂进行改进,通过引入凝胶聚合物和胶结剂形成凝胶堵漏剂。性能评价结果表明,凝胶堵漏剂对不同漏失通道的适应性好,能与地层胶结成高强度的封堵层,对由5～20mm砂粒组成的砂床或10～30mm石子模拟漏层均具有很好的封堵能力,封堵层的承压能力大于9MPa;该剂的弹性变形能力、膨胀堵塞和化学胶结作用能有效提高材料进入和驻留漏层的能力。凝胶堵漏技术在普光地区4口井中进行了试验,成功率为100%,取得了很好的承压堵漏效果,证实了该技术具有现场适应性好和堵漏强度高的特性。

提高地层承压能力技术

地层承压能力的影响因素主要有地层岩性、地层裂缝发育程度、温差、黏土矿物水化和钻井液漏失量、钻井液侵入时间、堵漏材料的类型和粒度组成、钻井和堵漏工艺水平。用改进的DL型堵漏实验仪对一系列浓度的刚性封堵剂、核桃壳以及它们复配的堵漏浆封堵模拟裂缝后的承压能力进行了评价,得出了刚性封堵剂由于强度高、不易被压碎、不水化,在裂缝中能架桥、填充、堵死裂缝,提高裂缝填塞层的承压能力。在DN2-4井和莫深1井上的现场实验也证实了,复配使用刚性封堵剂与核桃壳的堵漏浆能很好地封堵裂缝,提高封堵层的承压能力,且封堵层不容易再次发生漏失,可增加一次成功提高地层承压能力的几率。

耐温抗盐降滤失剂AMPS/AM/IA共聚物泥浆性能的研究

以 2 丙烯酰胺基 2 甲基丙磺酸 (AMPS) /丙烯酰胺 (AM ) /衣康酸 (IA)三元共聚物作为降滤失剂 ,研究了2 2 0℃老化前后淡水泥浆和盐水泥浆的中压滤失量和流变性能 ,考察了高温老化前后淡水泥浆粒度分布的变化 ,并与其它几种聚合物的泥浆性能进行了对照 。

气体钻井技术用于防漏治漏

在有些潜在性漏失地层,常常很难准确判断漏层位置,如采用常规水基钻井液钻进,往往会出现"有进无出"的全部漏失现象,造成巨大经济损失。如果在这样的地层采用气体钻井技术能有效避免地层漏失,缩短钻井周期,降低钻井成本,如在川渝、胜利油田、长庆油田、吐哈油田、辽河油田等地区,运用气基流体和气体型流体的钻井方式成功解决了常规水基钻井无法解决的防漏、治漏问题。介绍了气体钻井技术在防漏治漏方面的应用情况。

加盐超浓反相乳液的合成、表征及性能研究

采用超浓反相乳液聚合法对AA/AM/AMPS三元单体共聚合,合成出了钻井液用降滤失剂,研究了加盐对产物降滤失性能和稳定性的影响,并通过热重分析法和差示扫描量热法对合成聚合物进行了表征。结果表明,盐的存在一定程度上提高了聚合物乳液的降滤失性能及稳定性,但对聚合物的耐热性能没有显著的影响。

高取代度羧甲基淀粉醚合成条件的优化

以淀粉、氯乙酸为原料 ,异丙醇为溶剂合成羧甲基淀粉醚 ( CMS)。通过正交实验对影响羧甲基淀粉醚取代度 ( DS)的各反应因素进行了考察。考察了反应时间、反应温度、溶剂用量、水的用量对取代度的影响 ,并进行了优化。在所优化的合成条件下能制备取代度 DS>1 .5的羧甲基淀粉醚。

高温抗盐降滤失剂SPX树脂

深井和超深井越来越多。对钻井液抗温抗污染能力的要求也越来越高,这样就需要抗高温抗污染的降滤失剂。根据降滤失剂在使用过程中存在的高温增粘和遇到金属离子污染增粘的问题,从研究降滤失剂的分子结构出发,通过苯氧(基)乙酸与苯酚、甲醛发生缩聚反应同时磺化,合成出磺化苯酚/苯氧(基)乙酸/甲醛树脂(简称SPX树脂)。室内实验以在180℃下老化16h后的8％二级钠膨润土钻井液为研究对象,评价了SPX树脂的抗盐性、抗温性、复配性能、高温高压滤失性能及其对表观粘度的影响等。结果表明,SPX树脂单独使用就具有抗饱和盐、抗高温、非增粘降滤失的作用,而且降滤失效果良好;与SMC和SMK有良好的复配效果。SPX树脂已成功地在中原油田得到应用。

顺北油气田奥陶系破碎性地层油基钻井液技术

针对顺北多口超深井采用水基钻井液钻遇奥陶系地层时井壁失稳和井漏并存的技术难题,通过井壁失稳机理分析,设计合成了具有三头双尾结构的Gemini型高温乳化稳定剂和支化型流型调节剂,采用微胶囊化处理方法研制了一种可在156℃以上的温度下激发后膨胀5.37倍以上的温度敏感型膨胀性堵漏材料,开发了一种抗高温强封堵低黏高切油基钻井液体系。室内评价结果表明,该体系抗温不小于180℃,所形成的油包水乳化液滴尺寸为1.2~26.9μm,具有较宽的粒径分布,高温高压滤失量为2.4 mL;塑性黏度不大于40 mPa·s,动塑比为0.31~0.40 Pa/mPa·s,与传统油基钻井液相比,塑性黏度降低10%~15%,动切力提高15%~25%,表现出优异的低黏高切特性和微裂缝的匹配性封堵能力。该体系在顺北Y井进行了现场应用,破碎性地层平均井径扩大率仅为7.77%,钻井过程中除出现一次短暂的放空性漏失外,未见其他明显漏失,避免了奥陶系破碎性地层井壁失稳,减少了裂缝性储层段油基钻井液损耗,助力了亚洲陆上最深定向井纪录的创造和顺北油气资源的提速、提效开发。

FL-H2-L煤层气五分支水平井绒囊钻井液技术

FL-H2-L五分支水平生产井位于鄂尔多斯盆地吕梁复背斜西翼,目的层为山西组3#、4#、5#煤层3段煤层气藏。该井一开采用膨润土钻井液,二开采用空气、清水钻井液,三开五分支水平井采用无固相绒囊钻井液,其配方为:清水+(0.3%～0.4%)定位剂+(1.0%～1.5%)成层剂+(0.2%～0.3%)强层剂+(0.1%～0.5%)成核剂+(0.1%～0.5%)成膜剂。在现场应用中,控制现场钻井液密度为0.90～0.98 g/cm3,黏度为30～50 s,通过利用绒囊钻井液的自匹配全尺寸封堵、高效携带悬浮钻屑、强力润滑减阻等优点,同时将漏失速率控制在2 m3/h以下,保证储层渗流通道畅通。通过应用该钻井液,五分支水平井段(长度分别为1 050、1 050、1 012、965和828 m)的纯钻时间为624 h,平均机械钻速为7.5 m/h,该分支井的钻井周期为32 d,比设计周期(60 d)缩短了28 d。

普光气田超深水平井钻井液工艺技术

普光气田地处大巴山区,地貌复杂,开发难度极大。该地区经过定向井施工实践后,为进一步提高采收效率,布置了一批超深水平井。三开定向及水平段地层极不稳定,易发生坍塌和漏失,尤其是产层的防漏堵漏问题突出,对钻井液工艺技术要求高。为了顺利施工,选用聚合醇-聚磺钻井液,并在钻井过程中,采取了防盐膏层溶解及塑性变形技术、预防岩屑床形成及其破坏技术、防塌工艺技术、润滑防卡工艺技术及H2S防护技术。该套钻井液工艺技术具有抑制性强、防塌效果好、高温稳定性强、维护周期长、流变性和润滑性好、井径规则、携岩能力强的特点,加上钻井液的固相控制好,膨润土和固相含量均被控制在设计低限,钻井液的剪切稀释性强、触变性好,从而保证了井眼清洁、起下钻及完井作业的顺利进行。

长庆油田子洲气田井漏现状及堵漏方法

长庆油田子洲气田存在比较严重的井漏问题,最近3年统计表明子洲气田井漏比例高达77%,主要是刘家沟地层漏失。分析了子洲气田的井漏现状,根据岩心资料确定了井漏原因,总结了目前预防和处理井漏的方法,针对子洲气田的特点提出了治理对策。

国外Y区S25井堵漏技术

国外Y区HOS区域南部边缘Pabdeh地层灰岩裂缝性发育,岩性为低强度白云岩,钻进施工过程中易发生漏失,漏层分布没有规律,漏失层位多且具有连续漏失特点,在漏速对密度敏感的井段难以堵漏,且裂缝性漏失地层的承压堵漏施工困难。针对上述难点,应用DL-A高温高压堵漏实验仪器,以2 mm圆孔模板,对不同配方桥堵剂进行了模拟堵漏实验,优选出了适合2 mm孔隙和裂缝性地层的桥堵剂,提出了该地区上部地层漏失以防为主,防堵结合的技术措施;中部地层采用低密度钻井液钻穿漏层,中下部地层采用随钻堵漏与承压堵漏相结合的钻井液技术,并优化堵漏浆配方以提高地层承压能力,该项技术在S25井应用中获得了良好的堵漏效果。

鲁迈拉油田防漏堵漏工艺技术

伊拉克鲁迈拉油田地质条件十分复杂,漏层为碳酸盐沉积原生孔隙和成岩作用与构造运动所形成的孔洞、裂缝,漏失通道从微米级至厘米级,二开地层具有"上下漏、中间喷"的层位分布特点,同一裸眼段存在多套压力体系,钻井液漏失严重,堵漏施工时间长。通过室内研究,提出以下防漏堵漏技术:为防止上部地层的漏失,优选出(2%～3%)DLX-1+(2%～3%)QNPB作随钻堵漏剂;当漏失速率为2～5 m3/h时可用钻井液快速钻穿漏层,采用静止堵漏或憋压堵漏;对于严重漏失,可采用清水盲钻,一次性把漏层都钻完,然后注入高效承压剂复合堵漏桥浆,高效承压剂能够在漏失孔道内迅速膨胀,配合刚性复合堵漏剂架桥,高效承压剂能很好地与岩石表面吸附完成漏层填充,提高地层的承压能力及堵漏成功率,再结合现场情况适当采用打水泥塞彻底封堵漏层。该高效承压复合堵漏技术、防漏堵漏工艺以及相关的工程技术措施,满足了鲁迈拉区块钻井安全顺利施工的需求。

碱法造纸黑液制备钻井泥浆降滤失剂

以碱法造纸黑液为主要原料 ,经过一步合成工艺制备钻井泥浆降滤失剂。最佳的合成条件为m(浓缩黑液 ) m(甲醇 ) m(苯酚 ) m(Na2 SO3) =1 0 0 1 5 5 4 ,反应时间为 3～ 3 5h,温度为 95～ 1 0 0℃。在产品中加入适量的六次甲基四胺可以起到固化剂的作用。

膨胀型油基防漏堵漏钻井液体系

针对油基防漏堵漏钻井液技术准题,研究出一种具有三维网络交联结构或者微孔结构的膨胀型堵漏剂,其可选择性地吸收油水混合体系中的油,具有温度敏感延时膨张特性,并具有一定的抗压以及成性能力,在90℃的1 h吸油率大于120%,体积影张率大于40%,同时优选出了可传体系热滚后破乳电压升高昀乳化剂G326,可使体系高温高压滤失量降低至4 mL以下的降滤失剂G328,优选出G327和G338封堵剂以及颗粒较粗的GFD-M和GFD-C,构建了膨胀型油基防漏堵漏体系,分别形成了堵漏和防漏钻井液配方其中堵漏配方1~5 mm缝板实验承压可达7.0MPa,防渗漏配方API砂床传入深度降低率大于95%,该体系在四川页岩气水平井现场应用结果显示:堵漏配方现场堵漏作业一坎戎功率大于60%,防漏配方在试验井段2.10~2.45 g/cm^3高密度条件下,油基钻井液总渗漏量控制在10 m^3以内,封堵防漏效果良好。

南堡1号构造储层雷特承压堵漏技术

南堡油田1号构造人工岛由于长期开采,造成储层压力亏损,钻井过程中经常出现失返性漏失,堵漏时间长、漏失量大.室内实验采用HD-Ⅱ型堵漏仪,采用不锈钢的缝板模拟宽度为1.0～10.0 mm等不同规格的裂缝,分别对2种主要片状锲入剂NTS-S（酸溶性堵漏剂）和NTS-M（超强堵漏剂）进行了承压堵漏实验,并优选出一套高效承压堵漏配方.该堵漏剂配方以大颗粒状高承压堵漏剂为架桥剂、片状堵漏剂NTS-M复配NTS-S为多层叠加锲入剂、纤维类材料SQD-98为桥接剂,并配合不同级配填充类堵漏剂,室内评价其承压值可达7 MPa.南堡13-1170井通过应用该套堵漏技术,承压堵漏一次成功,并确保了该井下套管、固井顺利完成,固井质量合格.