改进型低自由水钻井液在NP4-55井的应用

NP4-55井是南堡4号构造的一口重点探井,该井东营组地层存在大段泥岩,水敏性强,易造成水化剥落;该区块低孔、低渗,储层水锁损害比较严重;受井斜影响,中深层井壁稳定性差;探井对钻井液荧光要求高,常规钻井液技术难以满足施工要求。通过室内优选和评价,该井三开使用封堵性、润滑性、抑制性、储层保护效果好的低荧光改进型低自由水钻井液,该钻井液较强的抑制性配合防水锁剂的使用,降低了储层的水敏和水锁损害,油层保护效果提高,渗透率恢复值可达100%;在钻进过程中岩屑棱角分明,回收率达90%以上,平均井径扩大率仅为4.19%,改进型低自由水钻井液在NP4-55井的成功应用,满足了南堡油田中深层低渗油藏勘探开发的需要。

改进型低自由水钻井液体系在东海地区的研究与应用

东海地区地层复杂,煤层发育,井壁易失稳,且储层保护难度大。低自由水钻井液通过引入自由水络合剂和防水锁剂,降低钻井液中自由水含量,更好的实现井壁稳定和储层保护。改进型低自由水钻井液体系是在常规低自由水钻井液体系中引入深部抑制剂HPI、温压成膜剂HCM,有效封堵煤层,防止泥页岩水化,加固井壁。改进型低自由水钻井液已在东海地区成功应用,取得了良好的应用效果。

反渗透型低自由水钻井液体系

为了解决南堡油田深层硬脆性泥页岩井壁失稳问题,研究了反渗透型低自由水钻井液体系。该体系针对泥岩纳微米级孔喉引入纳微米封堵技术,在近井壁地带形成半渗透膜,配合键合水技术降低钻井液水活度,产生反向渗透压差,平衡液柱压差和毛管力,提高体系的井壁稳定效果。纳微米封堵材料包括胶束剂HSM和固壁剂HGW,HSM在水中呈球状、层状、棒状,尺寸在1~100 nm之间,其通过亲水基团多点吸附缠绕在井壁上,其疏水基团裸露在外相互黏结,在井壁上形成一层疏水膜;HGW是憎水性的亚微米级乳液,其覆盖在井壁岩石表面,在压力作用下堆积形成一层憎水膜,通过加入3%HGW+2%HSM、再加入20%键合剂,钻井液的膜效率可以从0.11提高到0.30和0.50。室内评价表明,该体系具有类似于油基钻井液的防塌抑制性、润滑性和储层保护性能。该体系在南堡2-35和南堡4-65井进行了应用。现场应用效果表明,应用井井壁稳定、井径规则,与邻井相比,钻井液密度由1.26降低至1.20 g/cm3,机械钻速提高了49.62%,实现了深层泥页岩的井壁稳定、油层保护与优快钻井的多重目的。

低自由水钻井液体系的研究与应用

为了解决南堡油田玄武岩井壁失稳和储层保护问题,研究了低自由水钻井液体系。该钻井液体系通过对自由水的络合,增大了钻井液进入地层的毛管阻力;通过润湿剂降低地层岩石的毛细管自吸水能力;通过封堵地层裂隙、改善泥饼质量,提高井壁的承压能力;该钻井液体系一方面可实现低密度安全钻穿玄武岩,提高油层保护效果,另一方面为简化井身结构打下基础,可进一步提高钻井速度并降低钻井费用。通过在南堡13-斜1064井现场的成功试验,实现了同一裸眼井上部玄武岩井壁稳定和下部储层保护的双重目的,为安全钻进和储层保护提出一个新理念。

东海抗高温新型低自由水钻井液体系研究及应用

针对东海深井井底温度高,储层为低渗-特低渗,煤层发育,井壁易失稳等特点,研制了自由水络合剂、高温护胶剂、深部抑制剂、温压成膜剂、胶束封堵剂和微纳米固壁剂,构建了抗高温新型低自由水钻井液体系。室内评价与现场应用结果表明,该钻井液体系具有良好的流变性、抑制性、抗高温能力和储层保护性能,满足深井高温的作业需求,并提高了作业时效。

堡古2区块中深层抗高温低自由水钻井液体系性能研究

冀东油田堡古2区块中深层井底温度高,钻井过程中钻井液的抗高温能力是井下复杂的重要影响因素之一。从抗高温护胶剂的作用机理出发设计处理剂的分子结构,研究了钻井液抗高温护胶作用,开发了一种抗高温护胶剂HFL-T,确定了抗高温低自由水钻井液的配方,并对其性能进行了评价。室内评价结果表明,该钻井液在180℃高温下性能稳定,抗污染能力强,抑制防塌效果好,岩心污染渗透率恢复值高,具有良好的综合性能,满足堡古2区块中深层低渗油气田的安全高效开发要求。

低自由水钻井液研究及在南堡油田应用

针对南堡油田上部玄武岩井壁不稳定、易塌易漏和东一段储层保护难度大的现状,开展了低自由水钻井液研究。室内研究表明,当水溶液中加入1.0%自由水络合剂HXY,自由水含量仅为18.7%,CST的测定结果达到8 920 s,远高于同样加量的包被剂、降滤失剂及盐类的CST值;0.3%辅助络合剂HXF和2%降滤失剂HFL对1.2%自由水络合剂HXY有协调作用,加入后CST值达到16 500 s;润湿转相剂HWR引入解决了低自由水钻井液流动性和低滤失之间的矛盾;现场应用表明构建的低自由水钻井液体系在抗温性、抗污染能力、抑制性、润滑性和油层保护等方面能够满足南堡油田保护储层和提高机械钻速的需要,该技术为南堡油田整体高效开发提供了技术支持。

反渗透低自由水钻井液体系的构建及性能评价

针对东海地区砂泥岩互层胶结不充分、地层松散、易塌易漏、地温梯度高的问题,室内结合高温护胶稳定技术、纳微米封堵技术以及活度平衡键合水技术,优选出抗高温胶体稳定剂HFL-T,研发了一套适用于东海地区的反渗透低自由水钻井液体系,并对其综合性能进行了系统评价。结果表明,构建的反渗透低自由水钻井液体系具有流变性好、封堵性能好、抑制性能强、抗污染能力强、生物毒性低等特点,抗高温可达180℃、钻井液膜效率可达0.51、泥页岩线性膨胀率仅为4%、泥岩钻屑滚动回收率高达95.5%。现场两口井应用结果表明,采用反渗透低自由水钻井液体系后,钻进过程中钻井液性能稳定;其井径规则,在水平井段未发生起下钻遇阻,实现了直接起下钻;缩短了钻井周期,提高了钻井时效;实现了该区块的井壁稳定,同时满足海上作业对环保的要求。

东海地区低孔低渗储层低自由水钻井液体系研究与应用

针对东海地区低孔低渗储层特点,从研究钻井液自由水的流动状态出发,构建了低自由水钻井液体系(DHS)。室内性能评价与现场应用结果表明,该钻井液体系具有良好的流变性能、滤失造壁性能及携砂性能,有效提高了井壁稳定性及起下钻效率,从而提高了钻井的整体时效,同时钻井液密度的降低以及防水锁剂的加入也提高了钻井液储层保护效果。

东海抗高温低自由水钻井液体系构建与应用

东海天然气藏埋藏深、压力高,井底最高温度达180℃以上,易使钻井液重晶石和岩屑沉降造成起下钻遇阻、卡钻事故,严重影响钻井作业效率。由长链磺酸、疏水单体和交联剂等共聚反应,通过室内实验研发了一种抗高温流型调节剂HTV-8,并以该调节剂构建了东海抗高温低自由水钻井液体系。实验结果表明:HTV-8在无黏土或低固相钻井液中的提切能力强,抗温能力达200℃,可使钻井液具有优良的高温流变性;所构建的抗高温低自由水钻井液体系具有较好的抗岩屑污染能力、抗盐污染能力、抑制性和储层保护等性能。目前该抗高温低自由水钻井液体系已在东海气田取得成功应用,钻井液携砂性能好、钻进过程中返砂顺利,长时间避台后重晶石无沉降,为东海深层天然气藏安全高效开发奠定了良好基础。

适合冀东油田玄武岩地层的低自由水钻井液体系

冀东油田玄武岩地层易发生井壁垮塌、失稳及其他井下复杂事故,严重影响该油田的正常勘探与开发。因此,室内通过大量实验研制出了一套适合冀东油田玄武岩地层的低自由水钻井液体系,并对其综合性能进行了评价。结果表明,该低自由水钻井液体系具有良好的流变性能、抑制性能、润滑性能、封堵性能以及抗污染能力,可以满足冀东油田玄武岩地层钻井对钻井液性能的要求。

聚束低自由水钻井液现场应用与关键技术处理

由湖北汉科公司开发并在冀东油田现场应用的聚束低自由水钻井液,主要是针对冀东油田南堡区块3号、5号构造钻井特点,通过增加抗高温处理剂及其他相关处理剂,在KCl聚合物泥浆体系基础上衍生的新型钻井液体系。

自由水钻井液体系在大斜度井段中的优化与应用

东海某气田φ311.15 mm井段主要使用低自由水钻井液体系,总体作业顺利,但是由于地层存在大量的泥岩和砂泥岩互层,导致前期钻井作业过程中存在一定的起下钻遇阻和憋扭矩问题。后期该气田钻井更多地采取了大斜度井方式开发,由于井斜角大、裸眼段长,井壁稳定和井眼清洁问题更加突出。依据泥岩地层失稳机理,通过在低自由水钻井液体系中引入氯化钠,降低体系的活度和增强体系的抑制性,减少了滤液侵入和地层泥岩膨胀。现场应用结果显示,在加入氯化钠后,优化后的低自由水钻井液体系性能更加稳定,现场钻进过程中钻井液性能变化较小,井壁稳定,实现了直接起下钻,提高了起下钻效率,很好地解决了东海大斜度井泥岩段的钻进问题,缩短了钻井工期,提高了钻井时效,为东海类似井型和岩性地层的钻井提供了良好的技术支持。

重力置换解卡与低摩阻钻井液在ST2-4井的应用

ST2-4井是位于塔里木盆地桑塔木断垒带2号构造的一口侧钻井,其Φ152.4 mm井眼4350~4800 m井段井斜为0°~61.1°,中途完钻直推存储式测井过程中发生电测仪器被卡,井底50.95 m电测仪器无水眼通道,不能建立循环,第一次浸泡常规解卡液未解卡,第二次对常规解卡液配方改造升级为改进型解卡液,成功解卡,避免了超千万的电测仪器损失。改进型解卡液的改进措施包括:(1)将配制解卡液的清水替换浓度为10%的CaCl_(2)盐水;(2)将快速渗透剂快T的浓度提高至30%;(3)将解卡液密度提至高于井浆密度0.5 g/cm^(3),利用重力置换原理将解卡液置换至井底浸泡电测仪器。解卡后采用“低黏度切力轻浆+重稠浆段塞”携砂工艺保持井眼通畅,引入有机减阻剂YJJZ-1将常规KCl聚磺体系转换为低摩阻钻井液降低摩阻,通过提高HTHP泥饼质量、加强井浆防塌抑制性结合,完成了斜井段易黏卡井段电测、下套管作业。

低浓度污水碳源分配试验研究

针对污水处理厂进水有机浓度低,脱氮除磷效率差的问题,以云南省某污水处理厂改进型SBR工艺为研究对象,开展碳源充分利用及合理分配中试试验研究,旨在提升脱氮除磷效率。试验结果显示,在SBR运行周期内增加搅拌,即充分利用碳源,可有效提升TN去除率,雨季和旱季分别提升15%和20%;采用生物选择区进水量为50%Q,缺氧区、SBR区进水量分别为25%Q的多点进水方式,即碳源分配,TP去除率未见明显提升,但TN去除率可提升约10%。