高温冻胶阀技术在南堡23-平2016井中的实践

南堡油田深层潜山高温裂缝性储层,安全钻进密度窗口窄,漏喷同存,井控安全问题突出。钻至设计井深后,为了保护储层,保证起钻安全,同时减小后续完井作业井控风险,需要对高温储层进行有效封隔。已完钻多井采用打桥塞或采用带盲板的回接插头对储层进行封隔,这两种方式施工时间长,有效性低,风险高。针对这一难点,冀东油田自主研发了抗高温冻胶阀技术,并在南堡23-平2016井进行了应用,取得了很好的封隔效果,完井作业施工顺利,无漏失、无油气外溢现象,证实了该高温冻胶阀成功的隔离了油气,保护了储层,在热稳定性等方面能够满足南堡高温油藏完井工艺的需要,突破了常规冻胶阀在超深、高温井的应用限制,为南堡潜山的完井工艺技术增添了一个新方式。

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。

用于欠平衡钻井的抗高温高强度冻胶阀及应用

常用冻胶阀技术很难满足深井高温作业需求.为充分发挥欠平衡钻井优势,研制一种新型冻胶液,在高温下通过交联反应,形成作用力极强的空间网状结构及与井壁的黏结力,达到封隔压力的要求;评价抗温性、密封性、耐压性及破胶性等冻胶封隔压力所需的性能.结果表明,该冻胶抗温达160℃,与管壁具有很好的黏壁性,能有效密封井下压力,耐压强度高,并且破胶彻底,破胶液利于返排,不影响后续正常的钻完井作业.该技术可在高温井中有效封隔井下欠平衡作业引起的气体涌入,应用效果良好.

冻胶阀全过程欠平衡钻井技术在马207井的应用

西峡沟区块属于典型的稠油油藏,常规钻井储层伤害大,单井产量低,氮气钻井较常规钻井有着无可比拟的优势。西峡沟油田马207井首次采用氮气欠平衡钻井,应用井身结构优化技术、注入参数优化技术及"冻胶阀"完井等技术,在钻井过程中成功发现了西峡沟三叠系储层,完井后获高产油流,氮气欠平衡技术在该井的成功应用,为西峡沟稠油油藏开发探索了一条有效的途径。

冻胶阀技术及应用

冻胶阀是一种用于欠平衡完井的化学胶体,在井筒中具备一定的抗压差性能,可隔离上下流体。完井管柱能穿透冻胶阀,在管柱穿透过程中冻胶阀能实现环空动密封,避免油气溢出。完井结束后冻胶阀可实现破胶液化,采用氮气或清水可实现残液的全部返排。目前已应用在油井、气井上,完井方式包括筛管完井和裸眼完井,成功率达100%。冻胶阀不但能保障欠平衡完井的顺利实现,还能大幅度降低欠平衡完井费用,对丰富欠平衡钻井技术及推广欠平衡钻井技术具有重要意义。

抗硫化氢高强度冻胶阀试验研究

在新疆油田实施冻胶阀欠平衡钻井时,地层中富含的硫化氢气体会侵蚀破坏冻胶,影响冻胶阀的性能与使用寿命,针对此问题,开展了抗硫化氢高强度冻胶阀研究。在模拟井温125℃条件下,依次筛选出了主聚合物、有机交联剂、除硫剂三氧化二铁和处理剂,并对其加量进行了优选,配制了冻胶液。对该冻胶液的黏度、冻胶强度、最大可封隔压力及破胶性能等基本性能进行了评价,并利用抗硫化氢评价装置评价了硫化氢对冻胶性能的影响。评价结果显示,冻胶液黏度为50mPa·s,抗硫化氢高强度冻胶阀在125℃下3.5h后完全成胶,170h内保持冻胶性能不下降,成胶24h后每单位长度冻胶的封隔压力为0.08MPa,能有效抵抗10 000mg/L硫化氢气体连续24h侵入,体积分数10%的破胶剂可使冻胶60min内完全破胶。研究表明,抗硫化氢高强度冻胶阀具有良好的抗温性、粘壁性和较高的承压强度,能够满足含硫化氢地层欠平衡钻井安全的需要。

井下冻胶阀技术在陈古1C井全过程欠平衡钻井中的应用

冻胶阀技术是全过程欠平衡钻井起下钻中最经济高效的一种井下封隔技术,室内试验表明聚丙烯酰胺化学凝胶体系凝胶时间短,形成的胶塞耐压性强,100 m胶塞耐压可达6.6 MPa,能够满足全过程欠平衡钻井工程要求。陈古1C井全过程欠平衡钻井使用聚丙烯酰胺凝胶体系冻胶阀,4次起下钻冻胶阀试验均成功,封隔效果好。陈古1C井通过采用冻胶阀全过程欠平衡技术,有效地保护了油气层,降低了钻井成本,提高了单井产量和机械钻速。

欠平衡钻井中冻胶阀技术研究及应用

随着欠平衡钻井技术的大力发展和应用，各油公司对欠平衡技术的要求也越来越高，而冻胶阀作为一种新型的控压手段，和强行起下钻装置和井下套管阀相比，有着适应性强、成本低和风险性小的特点，所以非常有必要进行研究。文章详细介绍了冻胶阀的技术优势、工作原理、配制工艺等方面，利用冻胶阀技术在鸭940、牛东812、青西2一10、马207和牛东89—912井进行了试验，并列举了典型井牛东89．912井实例。

冻胶阀

为实现欠平衡完井,常规做法是采用套管阀,但采用套管阀成本高,且套管阀一旦失效就无法实现欠平衡完井,为此研究了冻胶阀。冻胶阀是一种用于欠平衡完井的智能化学胶体,在井筒中具备一定的抗压差性能,可隔离其上下流体。完井管柱能穿透冻胶阀,在管柱穿透过程中冻胶阀能实现环空动密封,避免油气溢出。完井结束后冻胶阀可实现破胶液化,采用氮气或清水即可实现残液的全部返排。该产品适应温度为55～100℃,每百米抗压差能力为2～5MPa,目前已应用在油井、气井上,完井方式包括了筛管完井和裸眼完井,成功率达100%。冻胶阀不但能保障欠平衡完井的顺利实现,还能大幅度降低欠平衡完井费用,对丰富欠平衡钻井技术内涵、推广欠平衡钻井技术具有重要意义。

冻胶阀完井技术研究与应用

全过程欠平衡钻完井技术钻井环节容易实现欠平衡作业,而完井环节实现欠平衡比较困难。针对目前欠平衡完井技术中利用套管阀完井费用较高、裸眼完井技术适用范围有限等难题,提出了冻胶阀完井技术。该技术利用一种凝胶体系将上部压井液与储层有效隔离,从而达到保护油气层的目的。通过室内实验,优选出冻胶阀配方,并对冻胶阀配方的耐压性、强度、密封性、稳定性、成胶时间、破胶时间、施工工艺、返排工艺展开研究。牛东89-912、鸭940等10井次成功现场试验表明,该技术不仅解决了目前欠平衡完井方式比较单一的被动局面,同时还实现了高效低成本的目标。

抗高温冻胶阀技术标准在南堡23-平2016井的应用

南堡潜山储层具有气油比高、裂缝发育、安全密度窗口窄等特点。实施控压钻井技术,可以减少钻进过程中的漏失,但是无法解决完钻后的起下钻及完井阶段的井漏和井控风险。针对此问题,冀东油田研究了抗高温冻胶阀技术,并在南堡23-平2016井应用,胶液在井筒中形成冻胶塞,以阻隔地层油气上窜,实现有效控制潜山段井漏,确保了后续施工安全。

冻胶段塞密封井筒油气强度研究

冻胶段塞在井筒中密封油气的本质及强度鲜有研究。本文采用理论计算,分析了冻胶在井筒中密封油气时的应力应变性质,并结合冻胶抗拉、抗压和抗剪切实验分析,确定冻胶段塞在井筒中密封油气的本质是冻胶的抗剪切性能,其强度可用抗剪切强度描述。计算结果表明:冻胶段塞密封井筒油气的强度与其长度、抗剪切强度成正比,与井筒直径成反比。此理论通过实测数据得以验证。同时还建立了一种测试冻胶抗剪切强度的新方法,并开发了相应的测试装置。研究成果为提高该类冻胶强度的配方研究、相关技术工艺设计提供了理论指导。

溶胶-凝胶法制备核壳结构的延迟破胶剂

目前在实施冻胶阀欠平衡完井时,破胶方式主要为钻头机械破胶或钻杆注入破胶剂破胶,缺少能随胶液同时注入井筒的一种延迟破胶剂。在施工完成后,自动进行破胶作业,可节约现有破胶方式下的起下钻作业时间。以正硅酸乙酯(TEOS)为前驱体,采用溶胶-凝胶法制备以二氧化硅为外壳、过硫酸铵为芯材的具有核壳结构的延迟破胶剂。研究TEOS、水和丙酮的用量、反应温度、pH值对包覆效果的影响,结果表明,当TEOS、水、丙酮和过硫酸铵的物质的量的比为3∶30∶10∶1、温度为40℃、pH值为6、反应时间为12 h时,所得的延迟破胶剂能满足120℃下,延迟破胶5 d的欠平衡完井作业要求。采用扫描电镜对延迟破胶剂进行表征,证实二氧化硅包覆层的存在。

南堡潜山油气层钻井完井液技术

冀东油田南堡潜山油气藏埋藏深(4 000~5 600 m),地温梯度大(4.22°/100 m),井底最高温度为223℃,地层压力系数低,为0.96,储层微裂缝发育,气油比大。为满足其储层保护和安全生产的需要,研究了抗220℃高温低密度低固相钻井液和抗170℃高温冻胶阀技术。抗高温低密度低固相钻井液选择2种四元共聚物分别作抗高温增黏剂和抗高温降滤失剂,并配合使用SMP和SPNH以及耐温封堵剂FT3000,抗高温水包油钻井液由研制的抗温能力强、抗盐能力好的HWZR和HWFR乳化剂,优选出的增黏剂HVF-H和抗高温降滤失剂HWFL-H与HVS-H等组成,2套体系在220℃老化48 h性能良好,可满足井眼清洁的需要,使用密度范围为0.98~1.08 g/cm3;抗高温冻胶阀实现了起下钻和套管回接过程分隔油气层和保护油气层的目的。目前已钻井22口,8口探井应用了抗高温低固相钻井液,13口开发井应用了水包油钻井液,2口井应用了抗高温冻胶段塞封堵技术,均取得良好的效果,确保了全过程油气层保护。

深层致密砂岩气藏充气钻完井技术研究与应用

巴喀致密砂岩气藏作为勘探开发重点区块,增储上产潜力较大,为有效降低对天然气藏污染,进而提高单井产量和真实评价区块储量规模,本文在分析钻完井难点基础上,开展了深层致密砂岩气藏井身结构、充气状态下注入参数、冻胶阀注入工艺等充气欠平衡技术优化研究,通过欠平衡钻井现场试验,在非目的层和目的层钻井提速、储层保护和发现方面取得了显著的效果,进一步验证了北部山前带和南部斜坡带储层的真实产能,为提高致密砂岩气藏勘探开发效果提供了一条行之有效的途径。

柯柯亚致密砂岩气藏充氮气欠平衡钻完井技术

吐哈油田台北凹陷北部山前构造带柯柯亚区块致密砂岩气藏是吐哈油田发展战略目标的重点攻坚区块,常规钻井钻速低,探明储量和保护储层效果差。文中论述了采用充氮气欠平衡钻完井技术解决该区块钻井的问题,通过优化井身结构、钻具组合,优选钻头、钻井参数、氮气注入量,在确保井下安全的情况下最大程度地释放储层能量,起到了保护储层和探明储量的双重功效,同时避免了井漏,缩短了钻井周期。在柯21-2井进行了试验,机械钻速同比提高127.35%,欠平衡钻井点火成功21次,投产后采用φ8 mm油嘴试产,日产气约5×104 m3,效果较好,可进一步推广应用。

牛东气田火山岩完井技术

牛东油气田是吐哈油田近几年增储上产中表现最突出的油气田,该油气田主要储层为石炭系火山岩的卡拉刚层,储层裂缝发育严重,储层压力系数低。采用常规完井技术完井会造成对储层的污染,影响单井产量。针对牛东油气田的火山岩储层构造特征,先后应用了射孔完井技术、实体筛管完井技术、桥塞下筛管完井技术、冻胶阀下筛管完井技术;使得气田产量有了大幅提高。

充氮气欠平衡钻完井技术研究与应用

充氮气欠平衡钻井防漏技术适应于低压低渗透储层和开发后期压力枯竭储层、不同压力体系的储层、裂缝油气藏或是曾经发生钻井液只进不返大漏地层和压差卡钻等需要钻穿复杂层的地区。充氮气欠平衡钻完井目前主要应用于低压、低饱和、低渗透率油层（油气藏），采用此技术可以有效的解决钻井过程中的恶性井漏，压差卡钻、钻井速度慢等技术性难题，能在钻进油气层井段时，及时做到保护油气层，提高油井单井产量具有显著效果，并可提高机械转速5-10倍；目前该技术广泛应用于油气钻井作业当中，具有很大的发展前景。

充氮气欠平衡技术在柳108井深井钻完井中的研究与应用

玉门油田青西区块存在油层埋藏深度大、地层可钻性差、油藏孔隙压力小等问题,常规钻井不利于低能量小层的勘探发现,对储层污染也较大,致使油气井产量低、后期改造作业量大,同时压持效应严重影响钻井机速,导致建井周期长、钻井成本高。为了更准确、及时地发现和评价青西凹陷柳沟庄构造的含油气性,提高区块储量整体动用程度,同时在钻井过程中减少对储层的污染、提高钻井速度,玉门油田在青西区块柳沟庄构造带上的柳108井率先开展了充氮气欠平衡钻完井试验,通过优化井身结构、钻具组合,优选钻头、钻井参数、氮气注入量,在确保井下及井口压力控制安全的前提下最大限度的释放储层能量,起到了探明与保护储层和钻井提速的双重功效。该井欠平衡作业井段机械钻速同比提高85%,欠平衡钻完井点火成功23次,投产后自喷采油,日产液约29 m3,日产油约27 m3。

辽河油田全过程欠平衡钻井技术应用

本文介绍了辽河油田在古潜山油气资源开发过程中,为解决钻井过程引起的油气层污染问题,应用井下隔离技术在4口井中开展全过程欠平衡钻井技术试验的情况。试验结果表明,该技术在钻井过程对古潜山储层保护作用显著,井底处于平衡或者欠平衡状态下,减少了长水平段钻进过程的储层污染。