“四步五提”打造特色党建品牌——以川庆钻井液技术服务公司“金牌作业队”为例

在当今经济全球化和市场竞争日益激烈的时代背景下,企业党建工作的重要性愈发凸显。党建品牌作为企业文化的重要组成部分,不仅代表着企业的价值观和精神风貌,更是企业凝聚力和竞争力的重要体现。因此,如何打造具有特色的党建品牌,成为企业发展中不可忽视的问题。近几年来,川庆钻井液技术服务公司通过实施“四步五提”策略,成功打造了具有特色的党建品牌——“金牌作业队”,为企业的发展注入了新的活力。本文将以川庆钻井液技术服务公司“金牌作业队”为例,深入剖析该策略的具体内容和实施过程,探讨如何打造具有特色的党建品牌,以期为企业党建工作提供有益的参考和借鉴。

新时代青年人才队伍建设探索与实践——以川庆钻探钻井液公司为例

人才是最活跃的先进生产力,是一个企业实现高质量发展最重要、最稀缺的战略资源。青年人才队伍的建设与培养是新时代企业加强人才建设的重中之重和实现转型跨越发展的迫切需要。钻井液技术服务公司坚定落实川庆公司对优秀青年人才培养选拔工作部署,针对四个突出问题,着力构建青年人才素质模型,描绘出清晰的职业成长路径,依据“广选、精培、严考、重用”四位一体的漏斗式后备人才培养模式,采用“雏鹰、飞鹰、精鹰、雄鹰”循序渐进的阶梯式培养方法,打造出一支高素质专业的青年人才队伍,为企业高质量发展提供了强有力的智力支撑。

川中地区上部地层钻井液增速技术

将单项技术进行集成应用,以目前常用的钾聚磺钻井液技术为基础,采用硅基防塌技术和防泥包技术,解放钻井液密度,形成一套适用于川中地区的增速钻井液体系。室内研究表明,该钻井液体系具有较强的抗盐污染及防泥包能力;增速钻井液岩屑滚动回收率高达95.0%,岩心膨胀降低率高达96.8%,均优于聚合物钻井液和聚磺钻井液,仅次于油基钻井液,说明该钻井液具有较强的防塌能力。现场应用中,通过对比川中地区井身结构、钻井工艺措施一致的井,采用该钻井液体系钻进的井机械钻速平均提高48.66%、划眼时率平均降低74.97%、井径扩大率平均降低18.14%,达到了提高钻头破岩效率、提高机械钻速、降低复杂事故率的目的,具有很好的现场应用前景。

川渝地区盐膏层钻井液技术对策

针对川渝地区盐膏层的地质特点,分析了川渝地区盐膏层钻进中的钻井液技术难点,并提出了相应的技术对策。以L4井为例,详细介绍了该井在盐膏层钻进中钻井液的技术措施。利用专用的盐膏层钻井液体系,在该井的盐膏层钻进过程中,钻进、通井和起下钻作业均很顺利,未发生井下复杂情况,缩短了钻井周期,产生了很好的经济效益,具有在川渝地区推广应用的价值。

FT1井非标大井眼超深井钻井液技术优化及应用

四川盆地川东地区高峰场构造已钻井资料表明,钻井过程中钻井液受污染、石膏层蠕变后造成井下复杂、卡钻事故的现象频繁发生,加之该区域志留系小河坝组及以下地层完成井较少,无有效参考资料,地质复杂,可预见性较差,FT1井为该区域的第一口非标大井眼探井,故面临井壁失稳、长井段泥岩造浆及膏盐污染、环空返速低、钻井液量大等特殊情况,造成维护困难,以及石炭系采空区与下伏异常高压地层引起的防漏、防喷、防高压差卡钻等难题更加突出。为满足井下安全快速钻进要求和尽快完成超深层油气藏地质勘探开发,通过室内相关评价实验对钻井液配方和维护工艺进行分析,结合现场维护应用情况,完成了主要非标大井眼段钻井液体系和维护工艺的优化技术。结果表明:维护工艺和体系优化后的钻井液性能在护壁防塌、携砂性、抑制性、抗温、抗污染、封堵、润滑等多项性能方面较传统钻井液体系有更大的优势,有效解决了抗膏盐污染、井壁失稳、防漏、防卡等问题,现场应用效果好,提速显著,杜绝了钻进过程中复杂事故的发生。

超长水平段油基钻井液技术在威204H47-10井的应用

位于川中威远区块的威204H47-10井是一口水平段长达3210 m的页岩气开发井,在超长水平段的钻进过程中会钻遇泥页岩层及裂缝带,易出现泥页岩水平段垮塌、裂缝性漏失和井眼清洁难度大等问题。针对这一系列问题,本文通过优选出油基钻井液处理剂形成了一套具有强封堵性的油基钻井液体系,同时针对龙马溪组页岩易脆性地层及裂缝带制定了相应的防塌、防漏技术措施,具体配方为:白油+20%~25%盐水(CaCl2质量体积为20%~30%)+5%HYOZ+1%~2%HYOL+1%~2%TYODF-101+2%~3%HFLO+1%~2%FHXS+5%CaO+重晶石。威204H47-10井的顺利完钻表明,优选的油基钻井液体系和采取针对性防塌、防漏技术措施能在保障超长水平段安全钻进的同时提质增效,可为威远区块、甚至川渝片区超长水平段的钻进提供参考。

四川盆地抗CO_(2)污染高密度水基钻井液

随着勘探领域的日益扩大,四川盆地下川东地区、蓬莱、高石梯、磨溪等酸性气田高密度水基钻井液受CO_(2)污染问题日趋凸显,造成钻井液流变性能失控,增大了钻井过程中卡钻、井漏等钻井井下故障及复杂情况的风险。通过CO_(2)污染钻井液机理分析、抗污染处理剂优选及体系优化,形成了一套抗CO_(2)污染的高密度钻井液体系。研究结果证实:(1) CO_(2)污染水基钻井液轻度污染时黏土颗粒从粗分散转变为细分散,水化分散能力增强,而严重污染时CO_(3)^(2-)、HCO_(3)^(-)压缩双电层,钻井液胶体稳定性变差,体系性能急剧恶化;(2)基于抗污染处理剂优选,集成抗盐土、复合抑制、拓宽固相容量限研发的抗CO_(2)污染高密度水基钻井液体系在高浓度CO_(2)、CO_(3)^(2-)、HCO_(3)^(-)污染下,性能稳定、抗污染能力强。在四川盆地高XX井现场试验中,在遭遇井底CO_(2)污染时性能全程保持稳定,与同区块邻井相比平均机械钻速提高5.6%~23.8%,钻井液处理方量降低64%以上。

即时封堵防塌水基钻井液在四川页岩地层的应用

针对四川盆地多个构造采用普通的水基钻井液体系斜穿页岩井段时遇到的井壁失稳难题,结合国内外对页岩理化性能的研究成果,在钾聚磺钻井液的基础上引入润湿反转技术、固相粒度分布调节技术、瞬时失水控制技术,形成一套具有即时封堵井壁孔隙、即时胶结近井壁带微裂缝、即时形成油润湿性致密滤饼特征的钻井液技术。该技术在公山庙、莲花山、张家坪等构造大斜度长页岩井段和破碎性垮塌井段进行了应用,取得了钻井周期节约33.5%,机械钻速提高29.4%,井径扩大率降低52.0%,划眼时率降低93.9%的良好效果,同时为使用水基钻井液钻页岩水平井提供了一定的技术积累和新的思路。

微乳液型油基钻井液冲洗液技术

为了高效清除井壁及套管壁上残留的油基钻井液、提高水泥环与环空界面胶结强度,根据表面活性剂盐水溶液与油接触后表面活性剂组装形成油水界面膜包裹油相而原位形成微乳液的原理,以琥珀酸二(2-乙基己酯)磺酸钠(AOT)、异构十三醇聚氧乙烯醚(AEO5-13)的复配体系为主表面活性剂,以柴油或白油为油相制备微乳液,通过考察微乳液增溶参数、界面张力等主要性能指标,确定了微乳液型冲洗液配方:KCl盐水(清洗柴油基钻井液时质量分数为7%,清洗白油基钻井液时质量分数为10%)+4%AOT+3%AEO5-13+6%正丁醇,并评价了该冲洗液的润湿反转能力、冲洗效率及与钻井液和水泥浆的相容性。研究结果表明,随盐度增加,微乳液相态经历Winsor Ⅰ型到Winsor Ⅲ型再到Winsor Ⅱ型的转变,Winsor Ⅲ型微乳液具有最佳的增溶参数和界面活性,形成Winsor Ⅲ型柴油微乳液及白油微乳液的最佳盐度分别为7%和10%。微乳液型冲洗液的润湿反转能力强、冲洗性能优越,7 min对油基钻井液冲洗效率达95%以上,且与钻井液及水泥浆的相容性好。

抗高温高密度饱和盐水钻井液在川西地区的应用

随着油气勘探向着深部地层发展,钻井液面临严峻挑战,尤其是在高温、高密度、饱和盐环境下,钻井液极易发生流变性与失水造壁性失控。国内外对同时具备抗高温、高密度、饱和盐三者同存条件下的钻井液体系研究成果较少。文章通过大量基础研究,在钻井液中引入了抗温抗盐降滤失剂、高温稳定剂、除氧剂,采用激光粒度分析仪和扫描电镜优选刚性填充粒子和柔性填充粒子,最终形成了一套具有较好综合性能的抗高温高密度饱和盐钻井液体系。该钻井液体系在川西邓井关构造DT1井进行了现场应用,成功解决了国内首例井底高温(200℃)、钻井液高密度(2.22 g/cm^3)、饱和盐(210 000 mg/L)污染三者共存的特殊地质情况井的钻进作业,证明了该钻井液体系能够很好的解决高温、高密度、饱和盐环境下钻井液流变性、抑制性和失水造壁性的技术难题。

中秋区块ZQ2井盐膏层水基钻井液技术

中秋区块为塔里木油田3000万吨产能建设重点区块。塔里木油田山前井盐膏地层因地质条件复杂,普遍使用油基钻井液钻井。ZQ1井盐膏地层亦使用油基钻井液,因新近系苏维依组存在低压层,在钻进过程中发生井漏,使用油基钻井液堵漏成功率低,耗时达60多天。为有效解决油基钻井液盐膏层阻卡、堵漏成功率低、钻井液成本高等问题,决定在ZQ2井吉迪克组高压盐膏层和苏维依组低压易漏层采用水基钻井液套打技术。ZQ2井盐膏层水基钻井液技术有效解决了吉迪克组"盐、膏、泥"污染导致的钻井液流变性和失水造壁性控制难的问题,采取主动防漏技术顺利钻穿苏维依组低压易漏层,未出现盐间"软泥岩"堵地面管汇的问题,钻井液性能稳定,井眼畅通。该技术为加快塔里木油田3000万吨产能建设提供了新的可行的钻井液技术思路。

哈拉哈塘区块标准井防阻卡钻井液技术

哈拉哈塘区块标准井二开裸眼段长达5200 m,二开井段存在不同程度的阻卡复杂,严重阻碍了该区块的提速和产能建设。以HA9-13X井为例,分析了二开不同井段的阻卡原因,提出了相应的钻井液技术措施:白垩系及以上地层因钻井液黏切偏高导致阻卡,采用“较低黏切、有限包被抑制、高失水和强封堵”钻井液技术,同时配合大排量紊流携砂防止阻卡;侏罗系、三叠系、二叠系泥页岩垮塌导致阻卡,进入侏罗系之前转换成全阳离子钻井液体系,并引入成膜封堵剂FDM-1强化封堵防塌防止阻卡;定向井段采用传统的“固−液”润滑方法防止托压,效果不明显,加入0.3%~0.5%特制蛭石,通过改变钻具与井壁之间的接触方式,有效降低摩阻200~300 kN,解决了长裸眼定向存在的托压和黏附卡钻问题。现场应用表明,针对不同井段的钻井液防阻卡措施有效保证了该区块二开长裸眼井段的安全快速钻井,未发生井下阻卡事故复杂。

CT 1井膏盐层钻井液技术

CT 1井膏盐层埋藏深度在7 106~7 806.5 m,层位为寒武系,无任何邻井钻井液资料可借鉴,井底温度170℃,钻进过程中出现掉块、垮塌、井漏、流变性复杂等问题。针对井底高温与井下复杂情况,对传统的欠饱和盐水磺化体系进行优化,引入磺化褐煤SMC替代稀释剂进行流型改善,解决深井后期因使用稀释剂致强分散、强依赖性而出现"加-放-加"难题;引入功能型纳米乳液TYRF-1,利用纳米乳液的特点改变胶体颗粒界面性质,解决高温起泡问题,同时增强体系润滑性能,与高软化点的复合沥青结合增强封堵能力,控制高温高压滤失量,解决井壁失稳及其破碎带掉块难题;在易漏井段使用酸容性堵漏剂SQD-98、刚性堵漏剂KGD-1/2/3/4、纤维复配避免恶性井漏的发生。经优化后的钻井液体系保障了CT 1井膏盐层的钻探。

低密度强封堵抗硫油基钻井液在高含硫井的应用

川东北高含硫区块储层飞仙关组具有地层压力系数低、硫化氢含硫高、渗透性强等地质特点。为了解决该区块在水平段钻井过程中存在的易卡易漏、硫化氢含量高、小井眼携砂不良等井下难题,本文通过室内实验,优选了低密度强封堵抗硫油基钻井液配方,并对其性能进行了分析评价。实验结果表明,该体系具有流变性能好、封堵性强、除硫效果好等特点。现场应用结果表明,该体系表现出良好的携砂、防漏防卡、防硫除硫效果,密度最低达到1.00g·cm^(-3),高温沉降稳定性好,井壁稳定,未发生硫化氢伤害事故。该体系能很好地满足高含硫区块的安全快速钻井要求,可为高含硫井的安全高效开发提供参考。

废弃水基钻井液压滤液再配制聚合物钻井液技术研究

废弃水基钻井液压滤液具有组成复杂、矿化度高、污染物浓度高的特性,导致其存在处理难度大、处理费用高、处理工艺适应性较差等问题。本文在分析废弃水基钻井液压滤液特性、组成及处理现状基础上,提出对废弃水基钻井液压滤液采用不同的方法处理后再配制聚合物钻井液的研究思路。实验采用清水稀释压滤液、压滤液稀释胶液和预处理1:1稀释压滤液的方法再配制钻井液,研究了压滤液再配制聚合物钻井液技术。研究表明,采用0.15%AHJ-1对1∶1稀释压滤液处理后再配制聚合物钻井液,其流变性和HTHP滤失量等性能均能满足清水配制聚合物钻井液的使用要求,其抗温性能可达120℃。

准噶尔盆地南缘高温高密度有机盐钻井液技术

有机盐钻井液具有抑制性强、抗高温等优良性能,目前主要在二开井段使用。三开及更深井段的地层温度高,抗高温磺化钻井液和油基钻井液体系面临严苛的环保压力,而当前有机盐钻井液在高温高密度条件下面临流变性恶化和滤失量大的问题。准噶尔盆地南缘复杂地层钻井困难,在二开用有机盐体系的基础上引入封堵剂改性纳米SiO2和聚合物降失水剂HF-1,并优化重晶石粒度级配,研制了可满足高温高压地层的高密度有机盐钻井液体系。结果表明,影响有机盐钻井液性能的主要因素是降滤失剂和加重剂,室内评价表明该体系性能较之前明显改善,在密度为2.4 g/cm^(3)、180℃条件下流变良好,且高温高压失水量为13.5 mL,滚动回收率高达97%,8 h膨胀率仅4.7%,可抗盐至12%,抗钙污染为2%,抗岩屑污染10%。研究可为准噶尔盆地南缘复杂深井地层钻井提供高温高密度有机盐钻井液体系。

强抑制聚合物体系解决川渝地区大井眼段钻井液回收利用率低的问题

川渝地区大井眼段中途完钻后钻井液密度、黏度和劣质固相含量等均大幅上涨,无法回收利用,需报废处理,增加了处理成本和安全环保风险。分析了该地区大井眼段岩样矿物成分,其中伊利石、伊/蒙混层占岩样中黏土矿物的70%以上,黏土矿物中的交换性阳离子钙、镁离子被吸附在颗粒表面,使黏土颗粒具有较高的物化活性及亲水性,遇水后极易水化膨胀和分散。采用川渝磨溪地区沙二段泥岩进行抑制性评价实验,由于钙离子通过降低水的活度和压缩黏土颗粒的双电层来抑制水化,区别于钾离子的抑制机理,得出钾钙协同抑制效果优于单一离子的抑制效果,优选出钾钙离子的最佳配比。通过继续引入插层、疏水抑制剂,得到钾钙抑制结合插层、疏水抑制的综合抑制性能最强。在抑制剂评价基础上,优选出抗盐聚合物WN2-2,最终优化形成了适用于川渝地区大井眼段的强抑制聚合物钻井液体系。该体系具有极强的抑制性,极大限度地抑制了黏土的水化分散,对比现场3口井磨溪009井、磨溪022井、磨溪019井的应用情况,采用强抑制聚合物钻井液体系的磨溪019井,钻井液回收利用率从0大幅提升至75%,现场应用效果明显。

威远地区页岩气压裂返排液配制钻井液技术研究

为了解决威远地区页岩气压裂返排液无害化处理成本高、处理手段单一、安全环保隐患突出等问题,文章分析了威远地区压裂返排液的碱度、密度、离子含量、物化指标等,明确了影响压裂返排液直接回用配制钻井液的主要因素。通过对比测试优选处理剂,对压裂返排液进行了碱度调节、抑泡处理、杀菌处理、高价金属离子处理。回用处理后的返排液配制钻井液,与未处理返排液配制的钻井液相比,高温高压失水从48 mL降至12 mL,起泡率从13.3%降至0。经过对钻井液体系中处理剂种类和加量进一步优选,优化后的钻井液体系高温高压失水降低至8.8 mL,综合性能与清水配制的钻井液体系一致,满足现场钻进需求,实现压裂返排液在现场直接处理回用,保障页岩气绿色勘探开发。

KL9井超高密度复合盐聚合物环保型钻井液技术

KL9井含大段以盐岩、含盐膏泥岩、软泥岩不等厚互层的复合盐膏层,极易发生盐膏层及软泥岩蠕变缩径阻卡,且该井位于拜城水源地上游地区,环保要求高,不允许钻井液中出现重金属、深色度流体。室内经过大量配伍、配方实验,摸索出一套集成了超高密度、复合盐强抑制、聚合物强包被、环保型的钻井液体系,该钻井液体系抑制性优于复合盐(10%KCl+20%NaCl)钻井液体系、处理剂生物毒性检测均为无毒、色度与本地土壤色度相近、抗盐膏、黏土污染能力强,最终实现了KL9井巨厚盐膏层及长段软泥岩安全快速钻井的目标,钻进、起下钻、电测均安全顺利,无划眼阻卡时效。

川渝地区超深井强封堵高润滑水基钻井液体系研究

随着川渝地区勘探开发向深层、超深层的拓展和推进,深井、超深井日益增多,纵向上由于地质构造复杂和多压力系统存在,加之深部未探明地层的揭露,对深井、超深井的钻井液技术提出了新的要求。有必要针对超深井水基钻井液体系进行深化研究,以优异的钻井液性能辅助安全钻井,配合减少事故复杂,实现“提质增效”的目标,为川渝地区深部油气资源的勘探和天然气增储上产提供技术支撑。优选沥青质封堵剂和超细碳酸钙作为复合封堵剂,提高现有水基钻井液体系的封堵性能;优选胶囊型润滑剂,提高现有水基钻井液体系的润滑性能。现场应用表明,优选的处理剂与现场所使用的其他材料配伍性好,体系稳定,润滑效果好,能明显改善钻井液润滑性,能有效缓解深井、超深井水基钻井液定向脱压、摩阻大等问题。