泡酸解卡技术在伊拉克某油田的实践与认识

泡酸解卡是通过向卡钻位置注入一定量的酸液与地层中的碳酸盐充分接触反应,破碎带溶蚀卡钻处的地层岩屑等,从而达到钻具解卡的目的,是现场常用的卡钻处理技术之一。伊拉克某油田的A井五开钻进8-1/4"井眼通井作业过程中发生卡钻复杂情况,释放扭矩后活动钻具及震击器震击解卡均未成功解卡,考虑到地层岩性主要为石灰岩,尝试进行泡酸解卡并取得了成功。本文详细介绍了卡钻事故发生过程和泡酸解卡的作业程序,同时总结了泡酸解卡的作业经验与认识,为伊拉克油田乃至其他区块石灰岩地层钻井过程中出现的类似卡钻事故积累了宝贵经验。

渤中油田某井通井钻具卡钻原因浅析及认识

这篇文章以渤海油田某井卡钻案例为例详细分析了卡钻原因和处理过程。从地层因素、工程因素和人员评估等多个角度阐述了导致卡钻的复杂情况。对类似情况的建议包括加强钻井液循环、详细评估钻井液性能、提前进行井壁稳定性测试等,以预防类似事故再次发生,为类似卡钻事故处理及预防提供一定的借鉴意义。

东海复杂泥岩地层钻井关键技术研究与实践

为解决东海部分区块龙井组、花港组上部灰绿色复杂泥岩段作业中出现的倒划眼困难、憋压蹩扭矩、测井遇阻、卡钻等井下复杂问题,通过分析复杂泥岩地层岩石组构特性、理化特性以及力学特性,研究井壁失稳机理,分析不同钻井液性能和钻井工况下起下钻阻卡的影响规律和程度,为现场制定复杂情况的处理措施提供理论依据,形成了优化的现场油基钻井液性能及施工工艺。相关技术在现场复杂泥岩地层实践应用后,逐步实现了龙井组、花港组复杂泥岩地层钻井时的井壁稳定,起下钻时效提高了96.3%~353.1%,大幅提高了作业时效,降低了钻井成本,成功解决了东海复杂泥岩地层的安全高效钻井问题,为类似地层钻井提供了借鉴。

连续管穿芯解卡工艺技术研究与应用

针对连续管本体砂卡后上提吨位有限,且无法建立有效循环,贸然上提易造成连续管拉断落井而使复杂进一步扩大,常规解卡工艺处理时间长、处理难度大等问题,创新研究了连续管穿芯解卡工艺。基于穿芯下管和冲砂解卡的作业原理,采用双提升系统的修井机进行作业,悬挂卡钻连续管的同时,在油套环空之间下入穿芯管柱,重新建立循环通道进行冲砂,实现连续管解卡打捞。现场应用结果表明,连续管穿芯解卡工艺技术通过“一趟钻”实现井内沉砂的快速清理,避免井下多次套铣、切割、打捞等作业,可有效提高连续管砂卡事故的处理效率,该工艺安全性高、作业成本低、作业后井筒及连续管完整性等方面有突出优势。在长庆区域累计应用4口井,解卡成功率100%,其成功实施为连续管复杂处理提供了一种新的技术手段。

考虑岩屑影响的智能实时卡钻风险预测

为了保证钻井作业安全、提高经济效益,研究钻柱在岩屑影响下的摩阻扭矩并及时准确地预测卡钻事故的发生具有重要意义。提出了一种考虑岩屑影响的卡钻预测方法,将摩阻扭矩分段计算模型与基于群体训练(population based training,PBT)优化算法耦合,利用训练得到最优摩阻系数,开展模型计算预测值与现场监测数据的对比,并计算卡钻风险预测系数,实现钻进过程中卡钻风险的实时预测。利用该方法开展现场试验,发现钻井遇卡前的卡钻风险预测系数大幅增大,有效预测了卡钻事故的发生。分析结果表明:岩屑堆积使钻柱的摩阻值增大,同时钻柱摩阻值随井眼曲率、钻柱刚度、摩阻系数的增加而增加。

地质钻探小口径水力割管器的技术性能及应用

介绍了地质钻探小口径水力割管器的基本工作原理、技术性能以及在陕南、北山地区地质岩心钻探中的应用。实践表明,小口径水力割管器具有设计简单、操作方便、工作效率高等优点,在钻孔卡钻、埋钻等孔内事故处理中发挥了巨大作用,取得了很好的应用效果。同时,在实际应用中,水力割管器也存在一些问题,如刀头焊接质量不高、存在环切震动以及刀头崩刃的现象。通过分析和总结实际应用情况,针对存在的问题提出了一些改进意见,以便该设备的推广应用。

东海某大斜度井打捞落井钻具失败的若干认识和启发

东海某大斜度井A1井在ϕ311.15 mm井眼完钻后发生了卡钻事故,爆炸切割后在上层套管内进行了侧钻,侧钻井眼完钻后又发生了断钻具事故,经过多次打捞,均以失败告终。该文从钻具组合、施工参数、软件模拟等方面简述钻具断落后打捞处理过程、分析打捞失败的原因,对该区域类似井钻井施工及事故预防及处理提出了合理化建议,可以为同类地层钻井施工以及井况处理、打捞工具及打捞方式选择提供一定的启发和借鉴。

渤海中深层大位移井管柱下入工具与工艺

受到活性泥岩、砂岩夹薄层泥岩、稳斜角、狗腿度等地质工程因素的影响,渤海中深层大位移井采用常规下管柱的方式易发生遇阻、起套管、提前固井等复杂情况。针对这一难题,在分析总结渤海中深层大位移井管柱下入难点的基础上,根据管柱下入遇阻机理,通过引入不同尺寸及类型管柱的旋转下入工具工艺,建立管柱下入过程中的循环、旋转手段,降低管柱下入摩阻。同时,从下管柱前、下管柱时、下管柱遇阻3个阶段入手,采用合成基钻井液、控制压差等手段,降低由于压差、接触面、摩擦系数等因素导致的管柱与井壁间摩擦力。最终形成了全系列管柱旋转下入技术、压差卡套协同控制工艺等一系列渤海中深层大位移井管柱下入技术。渤海4口中深层大位移井采用该技术后,所有管柱均一趟顺利下入,有力保障了大位移井的作业效率。

伊朗雅达油田复杂地层钻井液技术

伊朗雅达油田地层复杂,具体表现在Gachsaran层大段石膏层污染钻井液,Kazhdumi层稠油质沥青侵入导致钻井液流变性能变差;Fahliyan地层为储层,井底温度高达145℃。前期完钻的5口井均出现了石膏、沥青污染和Fahliyan层压差卡钻等复杂情况,导致作业费用增加和钻井效率降低。在Gachsaran石膏层采用了抗膏聚合物钻井液,在Kazhdumi层采用了混入柴油和加入乳化剂等方法,在储层钻进中使用了超低渗透钻井液技术及分段封堵工艺,以解决高温高压下渗透性良好的孔隙性灰岩的压差卡钻问题。优化后的钻井液技术现场应用效果良好,F4井仅用65 d完钻,比邻井F23井钻井液总费用节约26万美金,钻井周期提前15 d。

巴楚探区深井钻井难点分析与技术对策

新疆巴楚探区是中石化在西北地区的一个重要勘探开发区域,勘探面积大,井深,完钻井少,可参考资料少。该区钻井施工难点主要是钻遇地层年代古老、岩性复杂而坚硬,部分地层存在石膏和膏质泥岩及高压盐水层,钻井工作存在钻速慢、缩径、卡钻及地层坍塌等技术难题,致使钻井复杂故障率高、周期长。针对这些难题,提出了上部地层采用KCl—聚合物钻井液体系、下部采用KCl—聚磺钻井液体系,优选封堵材料,优化钻具组合,深部地层优选钻头等技术对策。通过现场实施,钻井提速提效效果显著,为该区的进一步勘探开发提供较好的借鉴作用,并提出了用减速涡轮复合钻井方式、试用小弯度螺杆和井壁修复器等提速提效建议。

复合酸液解除S120-49-84H井卡钻故障

水平井已逐步成为长庆苏里格气田开发的主要方式之一,但由于储层的不连续性导致水平井段钻井中经常钻遇或穿越大段泥岩,井眼稳定性相对变弱,如果操作处理不当易发生卡钻。S120-49-84H井完钻后为顺利下入裸眼分段压裂工具,通井过程中发生了卡钻故障,先后采取了大吨活动、泡柴油等多种措施,均未实现解卡。分析研究认为,卡点位置是砂岩井段,提出了浸泡复合酸液的方法来实现解除卡钻故障的技术思路。现场使用盐酸和氢氟酸配成的复合酸液,浸泡20 min就成功解除了卡钻故障。

川西沙溪庙组水平井封堵防卡钻井液技术

在川西新场气田的沙溪庙组水平井钻井施工过程中,由于泥岩地层易水化膨胀而造成井壁掉块和坍塌,同时该组地层压力不均一,易造成压差卡钻,水平段钻进过程中易出现托压等复杂问题。针对以上难题,利用多元复合封堵、固液协同润滑技术,优选出了适合川西沙溪庙组的水平井封堵防卡钻井液技术。现场应用表明,该封堵防卡钻井液解决了水平井防塌、防卡、防托压技术难题,取得了较好的应用效果。

泡酸解除GP25-17井卡钻事故

长庆靖边气田主要目的层为奥陶系灰岩,钻井过程中灰岩钻屑容易混入钻井液中,形成的滤饼含有大量的碳酸盐成分。GP25-17井入窗过程中进行滑动增斜钻进时发生卡钻故障,先后采用大吨活动钻具、泡柴油、泡解卡液和泡原油等措施,没有取得解卡效果。分析钻具阻卡段位于奥陶系灰岩地层,采用了泡盐酸解卡作业,只浸泡了15min就成功地解除了卡钻故障。这次通过泡酸成功解除卡钻故障的作业为今后类似卡钻事故的处理寻找了一条新的解决方法。

伊朗雅达油田S4井水平井钻井液技术

伊朗Y油田水平井水平段长在900～1000m,平均钻井周期为69d。该工区水平井施工存在二开井段盐膏层污染严重,潜在异常高压盐水层;Ph、Iam和Lf地层泥灰岩、页岩易水敏剥落,造成井壁失稳;斜井段漏失,滑动钻进"托压"严重,斜井段井眼清洁困难等技术问题。为此,对水平井钻井液体系配方和工程技术措施进行优化,改善钻井液抗污染、封堵防塌及润滑防卡性能,加强井眼净化及摩阻控制。"多元协同"防塌技术解决了井壁失稳问题;随钻防漏与细颗粒堵漏技术解决了定向段渗漏地层措施受限问题;液体润滑剂、固体润滑剂、乳化石蜡和聚合醇复配使用润滑效果显著,该井滑动钻进摩阻小于10kN,未出现明显的"托压"现象,并从现场验证了液体润滑剂最佳加量应小于3%。S4井现场试验表明,优化后钻井液技术措施效果显著,钻井过程无复杂事故发生,钻井周期缩短至57d。

泡酸解卡技术在塔中11井的应用与认识

塔中11井钻遇了两个漏层和一个高压层,同一裸眼内存在多个不同的压力系统。钻井复杂使得钻井液性能变差,钻井液携砂性变差、滤饼摩阻增大增加了发生卡钻事故的概率。钻井过程中发生了2次卡钻事故,由于卡钻地层为碳酸盐岩储层,借鉴试油、修井的酸化技术来解除卡钻事故。实践表明,泡酸解卡工艺是一种解除碳酸盐岩储层卡钻行之有效的方法,还利于储层保护,但能否在大漏失、高套压、高含硫油气井运用及泡酸解卡对后续作业有何影响,需要进一步分析研究。

管柱卡点计算公式及应用

对在井中被卡的单一管柱和组合管柱分别进行了受力分析 ;采用提升法 ,依据虎克定律 ,应用微积分理论 ,分别推导出了单一管柱和组合管柱的卡点计算公式 ;实例表明 ,应用该卡点计算公式得到的卡点深度与实际卡点深度误差很小。

井下被卡管柱的卡点深度计算方法研究

在钻井井下事故中,卡钻事故的发生最为频繁,而要缩短卡钻事故的处理时间和降低事故损失,就需要准确判断卡钻事故的性质和确定卡点深度。简述了油田常用的2种确定卡点深度的方法,指出了它们的局限性。针对计算直井的管柱卡点深度,提出了分段分析法;针对计算二维定向井的管柱卡点深度,结合井下管柱受力与变形分析,提出了软杆迭代法。实践证明,这2种方法对于确定卡点深度具有重要的实际意义。

无机盐水基解卡液的研究及其在长5井的应用

酒泉盆地长沙岭构造砂泥岩段长,存在高压盐水层,平均钻井液密度在1.98-2.02 g/cm3之间,压井过程中压差卡钻事故频繁发生,过去通常采用油基解卡液浸泡解卡,配方复杂且污染钻井液。通过对无机盐、加重剂、渗透剂的优选,开发了一种由无机盐和OT为主要成分的新型的水基解卡液,提高了解卡速度和成功率。该解卡液防塌性好,在长时间浸泡后不会造成井塌复杂,解卡后可配合降滤失剂和稀释剂混入钻井液中,进一步提高钻井液的防塌性。通过室内评价实验,该解卡液抗温能力在140℃以上。在解卡仪上测得解卡时间最短为85 min,而油基解卡液的解卡时间最短为100 min。该解卡液荧光级别低,不会对录测井造成影响。

水基解卡剂WJK-1的研制与评价

通过基液聚环氧乙烷环氧丙烷醚的合成和各组份筛选 ,研制了由聚醚基液、两种快速渗透剂、两种表面活性剂及一种脱水剂 (泥饼压缩剂 )组成的水基解卡剂WJK 1。在室内考察了WJK 1的各项有关性能 :对水基泥浆性能的影响 ,加入加重剂对解卡时间的影响 ,解卡剂的耐热性 ,泥浆含盐量的影响 ;与油基解卡剂相比 ,水基解卡剂在密度小于 1 .4 5g/cm3泥浆中解卡较快 ,在密度大于 1 .4 5g/cm3泥浆中解卡较慢。在一发生卡钻的井浆中 (密度1 .54 g/cm3)分别加入WJK 1和油基解卡剂 ,在室内用解卡仪测得解卡时间分别为 1 96min和 1 69min。WJK 1基本上无荧光。

气体钻井钻头泥包风险预测及影响因素研究

为深入研究气体钻井过程中地层出水后的岩屑运移情况、避免或减少钻头泥包风险、指导气体钻井的顺利实施,在分析出水量预测模型的基础上,引入工程岩土学中的稠度指标,将黏土的黏着界限作为泥包的临界条件,对地层出水后的泥包情况进行数学建模,利用编制的计算机程序对所建模型进行求解计算,并对计算结果进行分析,预测泥包风险;然后对影响钻头泥包的岩性、钻头表面性质及钻井参数等因素进行分析。结果表明:1所建模型能够预测地层出水后形成泥包的时间,并以泥包时间为指标对钻头泥包风险进行预测,进行风险评级;2岩性及钻头表面性质对钻头泥包影响很大;3钻头泥包风险随着机械钻速、井口回压、井深和井径扩大率等的增加而降低。结论认为:从钻遇水层到钻头形成泥包,时间非常短暂,基本在数十分钟之内就会发生井下事故。因此,现场操作过程中,一定要提前做好对出水层的预测和转换钻井方式的准备工作;发生水侵后也可根据数值模拟结果采取适当的措施延缓发生钻头泥包的时间。