注水井作业用压井液体系的构建及应用

针对压井液存在易污染地层,降低储层渗透率,压井作业风险大等问题,研究了一种密度在1.3~1.7 g/cm^(3)范围内可控的压井液体系,通过对压井液中各组分的筛选,确定了压井液的基本配方为:饱和盐水(NaCl)+1.5%~2.5%VI-F+1.0%~2.0%WET+3%PG-6+0.1%HY-3+B280。压井液的综合性能评价结果表明:压井液体系防膨率>95%,损害率<8%,滤失量<10 mL,表观黏度≤100 mPa·s,15 d内无沉降分层,具有良好的稳定性;现场试验表明,该压井液体系与地层配伍性良好,可实现有效压井作业,且对储层伤害性较小。

江苏油田CO_(2)井修井技术研究与应用

近年来,随着CO_(2)三次采油技术在江苏油田推广使用,CO_(2)腐蚀造成油套管变形、错断等现象时有发生,通过对CO_(2)井控、打捞、找漏和套管回接等技术的研究,形成了CO_(2)井修井特色配套工艺技术系列,这些技术已经现场应用49井次,成功率94%,具有良好的推广应用前景。

抗高温低密度水泥浆体系研究与应用

为解决低密度水泥浆高温强度低、减轻材料承压能力不高、低密度水泥浆配浆困难等难题,研制了低密度增强材料DRA-2S、优选了耐压105 MPa的高性能空心玻璃微珠、聚羧酸分散剂DRS-2S及其他配套抗高温水泥外加剂,开发了抗高温低密度固井水泥浆体系。研究结果表明,该水泥浆能够满足循环温度150℃、井底静止温度180℃、耐压105 MPa的固井要求,顶部127℃静胶凝13.3 h起强度,24 h抗压强度12.4 MPa。开发的抗高温低密度水泥浆在西南油气田高温探井ZJ2井Ф127 mm尾管固井成功应用,固井质量合格率96.7%,为西南油气田高温易漏失复杂深井勘探开发提供了固井技术支撑。

渤南XX区域复杂结构油田高效钻井技术

渤南区域XX油田目标开发层系为沙河街组,平均井深在3800 m以上,该油田含油层位多,钻遇地质条件复杂,在开发井实施过程中井壁失稳、漏失、卡钻现象频发,严重影响钻井作业安全高效进行。以油田地质特点为背景,深入分析该区域钻井技术难点,通过实施井眼轨迹优化、井眼轨迹控制技术、井身结构精细化设计、钻井液优化设计等技术,在调整井实钻过程中,未出现粘卡、地层坍塌、漏失等复杂情况,套管未旋转顺利下放到位,钻井时效100%,平均单井实际工期13.55 d,较平均单井设计工期节约6.2 d,提速31.4%。该技术的成功应用,对渤南区域沙河街组复杂结构油藏高效开发具有借鉴意义。

塔里木盆地超深小井眼定向钻井提速提效关键技术

针对塔里木盆地台盆区超深小井眼定向钻井机械钻速低、钻头使用寿命短、常规螺杆钻具脱胶脱扣、钻井液稳定性差和产层喷漏同存等难题,研究形成了塔里木盆地超深小井眼定向钻井提速提效关键技术。以标准行程钻速和钻头进尺为指标,采用统计分析法优选了适用于目的层的ϕ149.2 mm/ϕ165.1 mm KS1352DGRX型钻头和ϕ120.7 mm KDM1062TR型钻头;对比国内外抗高温螺杆现状,确定了井底温度低于180℃时推荐使用国产抗高温螺杆,高于180℃时推荐使用全金属螺杆或进口耐高温螺杆;采用理论分析结合数值模拟的方法,优化设计了小尺寸降摩减阻工具,并优化了其安放位置;优选抗盐高温高压降滤失剂和抑制剂,研选除氧剂等,制定合理pH值调控和钙离子补充措施,形成了抗温200℃钻井液;分析了顺北油气田产层钻进喷漏同层的特点,确定了“降密度+井口控压+优化排量”的井控基本原则。塔里木盆地5口井应用了超深小井眼定向钻井提速提效关键技术,小井眼段平均机械钻速提高了113.24%,平均井径扩大率5.57%,平均钻井周期缩短了35.03%,均未发生井下故障和复杂情况。超深小井眼定向钻井提速提效技术为塔里木盆地勘探开发提供了技术支撑。

缝洞型碳酸盐岩油藏大漏失水平井颗粒吞吐控水技术

南海东部某缝洞型碳酸盐岩油藏大漏失水平井见水早、上水快,在缝洞网络沟通底水的影响下,传统的机械化学控水方法均无法解决该油藏的油井出水问题。为此,提出了一种颗粒吞吐控水技术,利用碳酸盐岩地层缝洞网络的漏失作用,先“吞入”大量以树脂为主体的物理化学性质稳定的低密度颗粒(密度为1.05 g/cm^(3)),以改善地层的非均质性。投产后,缝洞网络中的部分颗粒再逐渐“回吐”至井筒环空及近井地带,以改善环空及近井地带的水窜问题。室内颗粒吞吐过程模拟试验结果表明:当流速大于0.0033 m/s时,颗粒可进入试验裂缝模型;当流速大于0.0090 m/s时,颗粒可从试验裂缝模型中“回吐”,颗粒吞吐条件在矿场易实现。该技术在某缝洞型碳酸盐岩油藏3口新井及1口老井中进行了现场试验,投产后应用井相较于邻井或措施前含水率降低了5~10百分点,单井累计增产油量(3~8)×10^(4)m^(3),具有明显的控水增油效果。该颗粒吞吐技术为缝洞型碳酸盐岩油藏大漏失水平井的出水问题提供了一种新的解决方案。

陕224区块储气库水平井钻完井关键技术优化

针对前期长庆区域储气库采用四开大尺寸井眼水平井施工过程存在大井眼携砂困难、机械钻速低、轨迹控制难度大、井壁失稳垮塌严重、塌漏矛盾突出、井下故障复杂时率高及固井质量要求高等难点,通过分析钻遇地层特性和工程难点,基于井壁稳定性、提高机械钻速方面开展井身结构优化、井眼轨迹控制、强抑制强封堵钻井液体系及固完井技术研究,形成了储气库水平井钻完井关键技术,包括:“导管+四开”小井眼井身结构、井眼轨迹控制技术、强抑制强封堵高性能水基钻井液体系及“筛管+尾管”半程固完井配套技术,并在陕224储气库区应用完井2口,平均钻井周期120.25 d,平均机械钻速5.24 m/h,井身质量合格率100%,较优化前完成井钻井周期缩短49.79%,机械钻速提高174.74%。该技术为长庆油田鄂尔多斯盆地储气库水平井高效、优质、快速钻井提供了技术支撑。

煤层地面井保压取心控制器闭合轨迹模型

传统煤层勘探方式采用开放式取心工具获取煤样,并通过理论估算的方式计算损失气。导致所测得的煤样含气量普遍偏低,严重制约煤层气开发利用,影响煤矿安全开采。为满足深部煤层勘探需要,创新设计了一款煤层地面井保压取心工具,工具总长6.7 m,单次可取保压煤心样品3 m。为提高深部煤层保压取心可靠性和成功率,构建了孔底液体环境下保压控制器闭合轨迹模型,并通过实验测试和理论推导获取了控制器触发弹片弹力转矩的变化曲线。为验证闭合轨迹模型的准确性,了解保压控制阀盖在钻井液环境下的翻转闭合过程,进行了保压控制器触发闭合室内实验。结果显示,实验所测得阀盖运行轨迹与理论计算结果的偏差小于5%,验证了模型的准确性。在此基础上,优化了煤层地面井保压取心工具内保压控制器触发系统,并在深度为30 m的试验井下,密度1.1 g/cm^(3)、黏度60 s的膨润土基泥浆环境中进行了8次孔底抽拉触发实验,保压控制器均能稳定闭合,成功率为100%,并能保证压力在14 MPa时连续工作至少350 min无泄漏,证实了保压控制器触发系统的可靠性。本文所建立模型可以实现井下保压控制器运行轨迹预测,进而可以针对不同钻井液体系设计、优化触发系统,从而提高深部煤层保压取心成功率。

KNPT盐水聚合物体系高密度压井液的研制及应用

本文报道了高密度压井液 Ｋ Ｎ Ｐ Ｔ的研制、应用性能及压井现场试验结果。 Ｋ Ｎ Ｐ Ｔ 压井液由水溶性良好、溶液饱和后能充分分散的盐类加重剂 Ｎ Ｎ，专门研制的磺化酚醛树脂分散剂 Ｆ Ｘ Ｊ及稠化剂 Ｐ Ｈ Ｐ Ａ Ｍ 组成。常用配方的密度在１ ．４ —１ ．６ ｇ／ ｃｍ ３ 范围，特殊配方的密度可低至 １ ．２ ｇ／ ｃｍ ３ 。室内岩芯流动实验中含粘土岩芯的渗透率恢复率达９６ ％ —９８ ％ 。在胜利孤岛油田１２ 口高压油、水井各种修井作业中用 Ｋ Ｎ Ｐ Ｔ压井，压井和修井作业的成功率为１００ ％ 。

新型低伤害无固相压井液的研究与应用

研究开发出的新型低伤害无固相压井液主要由水溶性有机酸盐、常规无机盐、工业副产物经处理得到的低成本ZC等加重剂和无机盐促溶剂、活性剂、降滤失剂等组成。密度在1.00~2.00g/cm3间可调,具有性能稳定、防膨效果好、对油层污染小、腐蚀低、抗温性能好和现场使用方便等特点,是一种具有良好推广价值的低伤害优质压井液。

普光气田高含硫气井安全快速优质钻完井配套技术

普光气田是目前中国已发现的最大的高含硫天然气田,天然气储层埋藏深,其天然气具有高温、高压、高含硫的特点,钻井面临喷、漏、塌、卡、斜、硬、毒等世界级难题。为此,围绕高含硫气井安全钻井技术、快速钻井技术和优质固井技术的科技攻关、配套和现场示范应用,形成了普光气田安全优快钻井集成配套技术:①配套了70 MPa封井器、内防喷工具组合为主的双加双井控装备,确定钻井液安全密度附加值,强化钻井液、加重料、堵漏材料的储备和硫化氢监测及检测,井控安全率达到了100%,井喷失控事故率为0;②普光陆相地层集成应用空气、雾化、泡沫、氮气、空气锤等钻井技术快速钻进易漏、易塌、地层出水出气等复杂地层,海相地层应用PDC+螺杆复合钻井技术,全井钻井周期平均缩短了33%,平均机械钻速提高了61.21%;③应用耐腐蚀防气窜胶乳水泥浆体系、高强低密度水泥浆体系并综合应用尾管悬挂、正注反挤、分级固井等工艺技术,技术套管固井合格率为94.7%,产层套管固井合格率达100%、优良率为83%。实现了该气田高含硫气井安全、快速、优质钻完井的目标。

新型气井压井液CMPC的研究与应用

本文介绍了新型气井压井液主剂ＣＭＰＣ（改性羧甲基纤维素）的化学特征，考察了ＣＭＰＣ压井液的性能，报导了该压井液的矿场试验情况。室内与矿场试验结果表明，该压井液的滤失量低，能耐受１４０℃的高温，密度可调范围为１．０－１．３５ｇ／ｃｍ３，对地层的伤害小，可回收并重复使用，能满足大庆油田的使用要求。

塔河油田S111井复杂地层优质钻井液技术

塔河油田S111井在钻井过程中钻遇了大段软泥岩、硬脆性泥岩、多套压力层系、深井巨厚盐膏层、巨厚泥岩(包括橡皮地层、破碎地层)等复杂地层,在优选多种钻井液体系的基础上,采取相应的配套维护处理措施,保持钻井液性能稳定,较好地解决了可能出现的井漏、缩径卡钻、井眼坍塌、井壁掉块等问题,不但提高了钻井速度,而且及时发现油气层并顺利钻达设计井深。详细介绍了该井钻进各种复杂地层时钻井液维护处理措施。

油气井多级节流压井系统研究

多级节流压井系统由多级节流管汇、控制系统(节控箱及工控箱、控制软件)构成。该系统能实现多级降压节流、多路通道选择、在线状态监测、压力程序控制、远距离压井操作等五大功能,具有安全性、可靠性和可操作性三个方面的优势,可以解决超高压油气井压力控制技术难题,在技术层面具有突破性的进展。通过试验表明,在高密度(2.0g/cm3)和高固相介质(钛铁矿粉)的钻井液条件下,套压高达50MPa,但通过三级节流,作用在节流阀的最大压降为20MPa(仅为套压的2/5),经过近5h的节流压井作业,系统工作正常,节流阀阀芯、阀座均完好无损,保证了压井作业的顺利进行。与常规单级节流压井系统相比,使用寿命提高了5～10倍。多级节流压井系统后三项功能还可以方便的移植到常规节流压井系统,具有全面推广应用的潜力。

油井水泥膨胀降滤失剂F17C提高二连油田调整井固井质量

二连油田多压力层系低温浅井固井作业中的水窜问题是长期影响调整井固井质量的技术难题。在分析水窜成因的基础上,研制出了一种油井水泥膨胀降滤失双效剂(F17C)。室内评价结果表明:该材料使水泥浆在塑性状态和硬化早期均可产生有效膨胀,使水泥浆具有低滤失、高早强、零析水和过渡时间短的特性。在二连油田不同区块2口井的应用中,F17C水泥浆成功地解决了多年来该区域固井质量差的难题,经CBL及VDL测井解释,2口井固井质量均为优质。F17C一剂多效,适用温度范围广,现场施工方便,易于推广,为防止固井作业中的流体窜流、提高固井质量提供了新材料的支持。

欠平衡钻井液技术研究现状

综述了国内外欠平衡钻井液技术的研究发展概况、应用体系以及现场应用的要求,重点介绍了欠平衡钻井液的六种常用钻井液体系、欠平衡钻井液的选择依据和影响因素,以及欠平衡钻井液的关键技术,这对欠平衡钻井液技术的推广应用具有一定的现实意义。

超深井钻井液固控系统配套合理性探讨

深井、超深井钻井时井下问题更为复杂,这对钻井液性能提出了更高的要求。目前国内超深井固控系统设计不太合理,技术性能较落后,钻井液固相含量控制、加重剂的回收及油基钻井液的处理效果达不到预期要求。通过分析钻井液中固相颗粒特性,结合超深井地层特点以及国内油田现有固控设备的配置及使用问题,探讨满足超深井要求的固控系统的合理配置。优化后的固控系统提高了固控效率,可以实现加重剂、钻井液的双相回收及利用。优化思路可以为油田固控系统配置的合理性改进提供参考和借鉴。

起下钻过程中井喷压井液密度设计新方法

钻井起下钻过程中,操作不当容易导致溢流或井喷,而此时钻头不在井底,U形管原理不能描述此时的井眼状况。针对该种情况,基于气液两相流理论,通过分析钻头不在井底时溢流、关井和压井期间的井筒流体特性,建立了钻头不在井底的Y形管模型。利用Y形管的3个分支结构代表钻头不在井底工况下钻柱、环空和钻头以下井眼3部分,钻柱和环空部分的井筒压力特性可以用典型U形管原理分析,当分析关井和压井期间井底压力等压井参数时,应考虑钻头以下井段的流体特性,即Y形管结构下部分支的流体特性,据此,应用Y形管描述钻头不在井底工况下整个井筒的压力特性。基于该理论,给出了根据关井压力恢复曲线读取关井压力的时机,推导出了钻头以下井段的流体密度计算公式,并给出了压井液密度设计方法。实例计算表明,设计压井参数时,钻头以下井段的含气性对地层压力获取和压井液密度求取具有较大影响,因此,在设计压井参数时应首先分析其含气性。

小口径油气地质调查井的问题与工程实践

小口径油气地质调查井作为一种地质调查的工作手段,在施工过程中遇到很多问题。以已完成施工的羊D1井、黑富地1井、黑富地2井为背景,对油气地质调查井钻井特点、施工要求和施工难度进行分析,阐述了由于配套设备、钻井工艺方法和相关安全规范等因素不健全,对油气地质调查工程带来的风险和对油气赋存情况评价造成的影响。

卫117侧平井钻井技术

为挖潜增效、提高采收率,中原油田部署了卫117侧平井。该井具有井斜位移大、井眼轨迹不易控制、钻井液润滑防卡性能要求高、安全钻完井施工难度大等特点。根据靶前位移长特点,采用"直-增-稳-增-水平"剖面类型,加强随钻监控,加密测量做好轨迹预测,及时调整钻进方式,提高了实钻剖面符合率;使用高速牙轮钻头配合单弯螺杆钻进,优选合适的钻具组合、钻井参数,保证了定向工具面易于控制;采用硅醇钻井液体系,及时调整流型,提高钻井液润滑防塌与悬浮携带能力,保证井壁稳定;采取定期短起下钻清砂,强化安全操作和各项完井准备措施,为安全交井提供保障。该井的成功实施,对指导此类井施工具有一定的借鉴作用。