高温深井钻井液当量循环密度预测模型

在高温深井中,钻井液密度、流变性受压力和温度的影响较大,如果按照钻井液地面物性参数来计算当量循环密度,则会产生很大误差,在孔隙压力与破裂压力差值很小的井中,可能会产生井涌、井喷或井漏等后果。从钻井循环期间井筒温度场模型入手,建立了高温高压钻井液密度、当量静态密度、流变参数以及当量循环密度预测模型。经实验验证,所建立的高温高压钻井液密度、流变参数模型的预测值与实测值一致,相关系数都在0.99以上,使用当量循环密度模型比用常规方法计算结果更为准确。该模型为压力管理钻井技术提供了理论依据,对于合理控制井下压力,预防复杂和事故的发生具有指导意义。

深水高温高压井钻井液当量循环密度预测模型及应用

深水高温高压井具有井筒温度场变化复杂、钻井液物性变化大等特点,导致钻井液当量循环密度(ECD)难以准确预测。为此,根据南海某研究区深水高温高压井钻井资料,通过PVT测量仪和旋转黏度计研究了深水水基钻井液当量静态密度、流变参数与温度、压力之间的响应特征,并根据实验数据拟合经验模型参数,同时考虑温度和压力对钻井液物性参数的影响、海底增压对井筒流场与温度场的影响,对深水高温高压井ECD计算模型进行完善。研究表明:高温高压环境对水基钻井液物性有较大影响,海底增压泵排量越高,井筒内ECD越高。利用模型对南海ST362-1d井进行实例计算,ECD模型预测值与实测值平均误差仅为0.249%。该研究结果对深水高温高压井水力参数优化设计及井筒压力控制具有一定的参考价值。

钻井过程中循环当量密度的控制方法

随着油气开采向着深部地层及深海方向发展,石油开采向岩性油藏转移,钻遇窄钻井液密度窗口的情况越来越普遍。合理控制循环当量密度(ECD)是解决窄钻井液密度窗口的安全以及快速钻井的关键。分析对比了传统的ECD控制方式及控制ECD的新方法。结果表明,传统的ECD控制方式中,停止循环时采用静止钻井液压力平衡地层压力,而在循环时产生的环空摩擦压耗依然会使井底压力大于地层孔隙压力。CCS及DAPC系统均采用静止状态下低于孔隙压力的静止钻井液密度,在起下钻或连接钻杆时通过不间断循环或提供地面回压,保持井底压力稳定。而ECD RT则通过工具降低窄密度窗口地层的局部压力,实现在复杂地层的快速、安全钻进,从而减少钻井非生产时间,降低钻井成本,提高钻井经济效益。

新型抗高温高密度纳米基钻井液研究与评价

针对高密度钻井液体系抗高温和低黏的需求以及纳米材料优异的物理化学特性,在高密度钻井液中引入了一种纳米材料HTSi-01。纳米材料HTSi-01是一种白色蓬松粉体改性纳米二氧化硅,其平均粒径在20 nm左右,比表面积大于600 m2/g,能在黏土颗粒和处理剂分子不饱和残键上形成牢固的物理化学吸附,从而显著改善钻井液润滑性,降低体系的黏度和切力,并能增强泥饼的致密性,降低体系的滤失量。通过一系列处理剂及其浓度优选和处理剂配伍性实验研究,得到了抗180℃高温、密度达2.36 g/cm3的新型纳米基钻井液体系。该钻井液体系具有优异的流变性及滤失造壁性能,抑制性良好,抗盐在29%以上,抗氯化钙达0.5%,48 h沉降稳定性良好,能悬浮和携带岩屑,并降低钻井液当量循环密度,满足高温高压深井钻进的需要。

钻井液连续循环钻井技术及自动化装备设计

钻井施工中,拆装钻杆需中止钻井液循环,但钻井液循环中止会导致孔内岩屑下沉、钻井液当量循环密度浮动变化,进而影响孔内安全。为避免上述情况的发生,钻井液不间断循环钻井技术的构想被提出。通过连续循环系统或连续循环接头进行钻井液分流,避开钻杆拆装部分,维持井内的钻井液循环,稳定钻井液当量循环密度。针对该技术原理,提出了一种自动化的钻井液不间断循环井口设备,通过背钳、自动钻井液切换系统和传扭动力卡瓦的配合,可实现钻井中拆卸、接装单根时钻井液不间断循环,有效避免因钻井液静置、沉砂过多导致的钻孔安全问题。

高温高压条件下钻井液密度研究

研究了温度和压力对钻井液当量静态密度（ESD）的影响，建立了高温高压条件下钻井液当量循环密度（ECD）模型，利用南海莺琼盆地某井的数据进行了钻井液循环模拟计算，结果显示：（1）井底压力随着地温梯度的升高而降低，（2）钻井液入口温度对于井底压力的影响较小，（3）井底压力随着钻井液循环速度的增大而升高。

莺琼盆地高温高密度水基钻井液流变性调控方法

南海莺琼盆地高温高压地层钻井安全密度窗口窄,对钻井液流变性要求苛刻,而高密度钻井液因固相含量高其流变性调控难度大,因此研究高密度钻井液流变性的影响因素和调控方法对确保该地区高温高压钻井安全至关重要。提出通过控制钻井液处理剂液相黏度来调节水基高温高密度钻井液流变性新方法,并通过毛细管黏度法评价莺琼盆地两套高温高压水基钻井液体系的流变性能及液相黏度,对高密度水基钻井液流变性影响因素进行评价和分析。结果表明,钻井液的液相黏度和固相含量是影响高密度钻井液的关键因素,钻井液体系的液相黏度由处理剂液相黏度决定,而固相含量主要由加重材料的品质决定。进一步评价结果表明,磺化类降失水剂液相黏度最低,其次为改性天然高分子降失水剂,合成类的聚合物型降失水剂液相黏度最高;钻井液在相同组成和密度条件下,重晶石品质越高,即密度越高,粒径越小,所配制的高密度钻井液流变性越优。研究结果表明选择低液相黏度处理剂、低剂量膨润土和优质重晶石是高密度水基钻井液流变性调控的主要技术手段。

无土相油基钻井液的研究与应用

为解决无土相油基钻井液电稳定性差、油水极易分层的问题,研发出一种兼具润湿作用的新型复合型乳化剂G326-HEM,该剂以由高分子量脂肪酸、有机伯胺为主要原料合成的脂肪酸酰胺作主剂,该主剂具有亲油及亲水2个基团,可以在油水界面形成具有一定黏弹性的界面膜,显著降低界面张力;辅助增效剂为优选出的天然植物脂肪酸,可与体系中过量的石灰反应,生成的产物可在油水界面锲行排列,配合主剂形成油包水乳状液。以G326-HEM为乳化剂配制的无土相油基钻井液性能稳定,抗温可达180℃,密度可达2.50 g/cm3,可抗10%Na Cl盐水或15%岩屑的污染,乳化稳定性好,用矿物油或合成油均可配制。在ZT-21井获得了成功应用,解决了以往含土相油基钻井液在高密度条件下暴露出的流变性差、起下钻不畅、易发生压差卡钻、易诱发井漏等难题。指出,无土相油基钻井液由于当量循环密度低,在高密度条件下相对于含土相油基钻井液更具优势,尤其在高压易漏地层具有更好的应用效果。

四氧化锰加重水基聚磺钻井液研究

国外现场应用表明，对于密度在1．6g／cm^3以上的加重油基钻井液，用四氧化锰代替重晶石粉加重，能降低钻井液的当量循环密度。通过用黑锰矿粉、重晶石粉、超细碳酸钙和铁矿粉加重水基聚磺钻井液密度至1．6g／cm^3，测定了4种加重钻井液在1．2～1．6g／cm^3之间5个密度点的表观黏度和塑性黏度，分析了表观黏度和塑性黏度的变化趋势。模拟计算出了井深为4150m时的当量循环密度，表明黑锰矿粉在密度为1．46g／cm^3以上可以获得低于其它加重材料的当量循环密度。

一种深水水基无黏土恒流变钻井液体系

深水钻井作业环境温度低,常规钻井液的使用已不能满足现场技术要求。室内研制出了一种不含膨润土的深水恒流变钻井液体系,该体系在不同测试温度下具有恒定的动切力、良好的触变性及剪切稀释性能,易形成平板流,携岩能力强。室内评价结果表明,研制的深水恒流变钻井液抑制效果佳,泥页岩回收率达95%以上,膨胀率小于10%,具有较强的抗盐岩污染能力及储层保护功能,可降低井内压力激动、ECD值及井眼钻井液漏失量,防止振动筛跑浆,改善井眼清洁,节约非生产作业时间。该技术还克服了海上利用膨润土配制海水钻井液存在水土分层、重晶石下沉等现象,可以满足海洋深水钻井的要求。

印尼Seberaba构造页岩层坍塌的认识及钻井液对策探讨

当前,印尼Seberaba构造页岩层的坍塌问题严重制约了深部钻探的进程,如Seberaba-1、Seberaba-3和Se- beraba-4井均发生了严重卡钻事故。分析了其垮塌原因,认为其是由于地层构造应力大于钻井液静液柱压力且在极短时间释放引起的。提出在不允许加重的情况下,可通过调整钻井液流变参数,尤其是将漏斗黏度增加至300s以上的方法,提高当量循环密度,即等于控制井底压力和侧向压力,从而克服因静液柱压力不够可能引起的坍塌事故。

适用于页岩气的NEXT-DRILL^(TM)钻井液体系

为解决页岩气钻井过程中易出现的页岩膨胀自吸问题，BackerHughes公司研发出了NEXT—DRII—LTM钻井液体系。该钻井液体系是一种逆乳化油包水钻井液体系，对储层的伤害小，可以降低当量循环密度（ECD）、对管柱的冲蚀、扭矩和摩阻，提高机械钻速和井壁的稳定性，减少漏失、井涌等复杂情况，而且费用较低。

国外公司研制成功新型钻井液

M-I钻井液公司在标准微泡钻井液的基础上研制出了一种新型微泡钻井液体系。该钻井液体系是使用粘土和聚合物来使钻井液达到理想的流变性以及稳定微泡，具有很好的井眼清洁能力和较低的当量循环密度。

计算高温高压条件下的钻井液当量循环密度

介绍了在高温高压的井眼条件下,温度和压力对钻井液当量循环密度的影响以及由此对井底压力影响的研究结果。高温会使井眼中的流体发生膨胀,而在深井中的高压则会压缩流体。如果没有考虑到这两种相反作用的影响,就会在计算井底压力时出现较大误差。温度和压力还会影响钻井液的流变性能。开发出一个称为DDSimulator的模拟程序,用于模拟循环条件下的井眼。用宾汉塑性模型来表征所研究的钻井液的流变特性,其流变参数与温度和压力呈函数关系。在DDSimulator模拟程序中使用了Crank-Nicolson数值离散图来绘制井眼温度分布曲线。模拟结果显示,地温梯度越高,井底压力越低;钻杆入口温度对井底温度和压力无显著影响;循环速度越高,井底温度越低、井底压力越高。

窄密度窗口钻井液处理技术研究

随着石油勘探开发的不断深入,面临的钻井环境日益复杂,窄密度窗口问题愈发突出。围绕窄密度窗口钻井液处理技术展开研究,详细阐述了其关键处理环节和方法,包括钻井液性能优化、添加剂的合理选用、钻具组合优选等方面。同时结合实际案例分析了该技术的应用效果,指出其面临的挑战和未来发展方向,旨在为提高钻井作业效率和安全性提供有价值的参考。

控压钻井技术在东海深部低渗地层中的应用

随着东海深部地层勘探取得突破,石油钻探进入深部复杂地层。深部地层岩石强度大、可钻性差,深部地层机械钻速低,同时深部储层孔渗条件差,储层保护尤为重要。此文介绍了一种新的钻井方式即控压钻井,分析其工艺优势和控制操作原理,结合东海地质特征,优化钻井参数,对东海N构造M4、M5井进行实例应用分析,机械钻速有较大的提高,同时也较好保护油气层,效果明显,为深部地层安全高效钻井提供一务途径。

基于不确定度理论的ECD不确定性定量表征方法

井底当量循环钻井液密度(ECD)是影响钻井安全的重要参数,准确预测ECD是保障钻井安全有效进行的前提。目前,中国钻井作业大多数仍采用传统的水力学计算模型对ECD进行预测。根据传统的钻井水力学计算模型得到的结果能够大致反映ECD的变化趋势,但是由于其模型的精度以及计算模型中输入参数的模糊性等问题,使得准确预测ECD难度大,计算值与实际值之间必然存在误差,存在一定的不确定性。因此,需要对钻井过程中ECD的预测结果进行不确定性分析。笔者在综合分析ECD定量计算模型的基础上,首先讨论了ECD不确定性的来源,然后基于不确定度理论推导了ECD不确定度计算公式,并进行了实例分析,为ECD的科学描述提供了一种新思路,为保障钻井安全提供技术支持。

小井眼钻井环空清洁控制技术研究与应用

小井眼钻井是目前开发复杂油藏降本增效的重要手段,其中水力参数设计及井眼清洁是小井眼钻井技术的关键难点之一。在小井眼水力参数优化方法及环空中岩屑运移机理研究基础上,结合小井眼的特点考虑了地层亏空及地面设备限制来满足井眼清洁的因素,采用数值模拟方法揭示了小井眼环空内岩屑运移的本质规律,建立了适合于小井眼环空岩屑成床监测技术和岩屑清楚技术。该技术能够实时监测环空中岩屑运移状态,预测岩屑床形成的时间,判定实施井眼清洁作业的标准,结合现场水力携岩及机械破床方法达到井眼清洁控制的目的。

海上气田压力衰竭储层长水平段安全钻井控制技术

南海西部海域东方某气田Y平台采取浅层大位移水平井模式开发莺歌海组二段浅部气藏,储层埋深在井深1300m左右,最大水平位移为3783m,最高水垂比为2.73。该气田经过十几年的开采,储层存在一定程度压力衰竭。同时,Y平台水平段穿过断层,钻进期间漏失风险高。在前期的一些开发井作业中,储层段钻进时曾多次发生井漏等复杂情况。因此,针对以往开发难题和结合Y平台的地层特点,进一步改良屏蔽暂堵无固相钻井液体系,配套环空ECD实时监测与精细控制工艺,成功解决了该区域储层漏失难题。Y平台实施的5口井提效显著,φ215.9mm水平井段平均机械钻速为77.27m/h,创造了东方区域类似浅部气藏大位移水平井的作业纪录。储层保护效果好,测试产量超油藏配产25%。