页岩气油基钻井液井壁稳定技术研究

从页岩特征和井壁失稳机理出发,分析了现有油基钻井液的不足,从油基钻井液封堵、活度匹配、合理流变参数选择等3个方面进行了研究,提出了纳米乳液封堵、粘结固壁、活度拟合、流变参数拟合分析的技术思路,形成了一套适合页岩气地层的油基钻井液井壁稳定技术,为相关体系设计和性能指标控制提供了一种可行性和实用性方案。

南海W油田转注井堵塞原因分析与解堵技术对策

针对南海W油田转注井注水量下降达45%~60%,在充分了解转注井基本特点的基础上,室内开展了现场注入水水质分析与结垢评价、现场堵塞物分析、现场注入水堵塞损害评价与机理研究。最终确定腐蚀产物、结垢等无机堵塞为转注井堵塞的主要原因,并提出了相应的解堵技术对策。

新型高温低渗气藏修井液体系的研究与应用

针对常规修井液体系存在的不足,结合平湖气田储层渗透性漏失的特点,研制了一套以改变流动介质流态为主的新型高温低渗气藏修井液体系,并对其性能进行了系统评价。结果表明,该修井液体系具有较好的可泵性、耐温性、热稳定性和抗压漏失性,且腐蚀性小、与地层水配伍性好,具有较好的储层保护性;该修井液体系先后在平湖气田、天外天气田、东方1-1气田的修井作业中成功应用,取得了良好的现场应用效果,推广应用前景广阔。

钻井液水驱动力调控技术研究

渤海油田勘探开发的脚步已经迈向中深层储层。2018年,中海油在BZ19-6区域获得千亿方气田大发现,但是在作业过程中,地层硬脆性泥岩的失稳造成了较多的遇阻和卡钻问题,严重影响了钻井时效。针对泥岩失稳,水相侵入是一项直接和主要影响因素,为此研究人员针对泥岩特征,建立了一套钻井液水驱动力调控技术。经测试,该技术可实现水驱动力的实时检测、监测和调控,为中深层泥岩的稳定提供了一项可靠的定性定量钻井液控制技术手段。

东海高温深井钻井液技术

高温深井水基钻井液性能优化对于提高东海区域深井、超深井及大位移井钻井时效、降低综合成本具有重要意义。通过采用微纳米封堵、活度调控提升井壁稳定性,优选高效润滑剂提高钻井液润滑性能,研发高温护胶剂提高钻井液护胶性能,构建了东海新型高温深井水基钻井液体系。实验结果表明:新型高温深井水基钻井液体系膜效率提升31.6%,水迁移驱动力可调至小于等于零,扭矩降低率91.6%,高温老化后动切力可达10 Pa。现场应用结果表明:新型高温深井水基钻井液体系高温滤失量小、体系性能稳定,应用井井径规则、摩阻扭矩小、作业顺利、钻井时效提高。本文研究的新型高温深井水基钻井液体系已在东海深井钻井中取得成功应用,可为类似高温深井、大位移井安全高效钻井提供借鉴。

油基钻井液降黏剂的室内研究及评价

在分析油基钻井液增稠原因的基础上,室内研制了一种油基钻井液降黏剂MOVRM,并采用泸X井现场油基泥浆对其进行性能评价。结果表明,降黏剂MOVRM加量为2%时,动切力降低率达到70%以上,泥浆粒径D90由145.71μm降至97.56μm,降黏效果良好,能够满足现场流变性调控及密度调整需要,具有广阔的应用前景。

南海W油田转注井的解堵增注液体系研究与应用

针对南海W油田转注井堵塞问题,提出了先有机解堵,再无机解堵“段塞解堵”的解堵增注思路,研制了解堵增注液体系,并对该体系性能进行了评价。结果表明:该体系对无机堵塞物和有机堵塞物均具有较好的溶解性;腐蚀性小,在78℃×24 h对油管钢的腐蚀速度为0.9026 g/(m^2·h);配伍性好;具有较好的铁离子稳定能力和降压助排性;无酸敏性,综合解堵能力强,解堵后岩心渗透率恢复值均大于100%。现场解堵施工也表现出明显的降压增注性,视吸水指数增幅达27%以上;在同等注水压力条件(6.5 MPa)下,解堵后注水量从原始注入量1700 m^3/d提高到1868 m^3/d,恢复率高达109.88%,具有较好的解堵增注效果。

环保型易脱稳钻井液技术

随着环保形势越来越严峻,海上油田对废弃钻井液的处理从开始的“限制排放”逐步演变为“零排放”,导致废弃钻井液回收量急剧增多,严重影响海上油田开发的经济性。对此,室内对废弃钻井液的胶体稳定性进行了研究,从钻井液体系源头控制和末端处理相结合出发,构建了环保型易脱稳钻井液体系和生化处理技术,通过提高废弃钻井液固液分离效率,减少废弃钻井液的处理量,来解决目前“零排放”问题。

环保型钻井液润滑剂的研究与应用

随着环保形式的日趋严格,各大油田公司对油气勘探与开发工程中的各项施工提出了更高的要求,"环保"逐渐成为油气勘探开发的核心技术之一。根据目前钻井施工过程中的工程需求和环保要求,以天然植物油为基础,通过低碳酸酯化反应,生成含较多活性的酯基基团的长链脂肪酸酯,配合不同的表面活性剂,研制一种具有较好的热稳定性、无毒、易生化降解的环保型钻井液润滑剂,在满足钻井工程需求的同时,达到目前环境保护要求。

深水“一体化”保温测试液体系研究与性能评价

针对国内深水单层隔水管柱测试作业具有隔热性差、上部隔水管环空与下部油套环空连通会影响测试性和传压性等特点,研制了由合成多元醇与还原糖醇复配而成的低导热系数非水基液“一体化”保温测试液。并对该保温测试液进行了导热性、密度可调性、可泵性、流变性等性能的评价,实验结果表明,该测试液抗温可达150℃,导热系数为0.2428~0.2866W/(mK),密度能在1.05~1.50g/cm^3或者1.50~1.05g/cm^3间由低到高或由高到低调节,150℃静止15d的沉降降因子为0.50,25℃下表观黏度不大于70mPas,4℃下静切力不大于3Pa,具有较好的传压性,150℃下的3d平均腐蚀速率为0.0369~0.0690mm/a,岩心渗透率恢复值达95%以上;另外该保温测试液不仅环境友好,含油量为零,能满足GB18420.12009《海洋石油勘探开发污染物生物毒性第1部分:分级》标准中一级海域使用要求,而且还可回收再利用,可大大节约测试成本。可以用于深水单层隔水管测试作业。

适用于西非ZD原油管输的降凝剂研究

针对西非ZD原油饱和烷烃含量高且碳链长的特点,采用长碳链醇合成了丙烯酸酯,并将其与乙酸乙烯酯、苯乙烯、马来酸酐进行四元共聚得到降凝剂,对合成的JC2降凝剂进行了表征和性能评价,并通过差示扫描量热仪(DSC)、偏光显微镜(POM)等手段探讨了其降凝机理。结果表明,加量为2000 mg·L-1时,JC2降凝剂使ZD原油凝点降低8℃;JC2降凝剂较EVA、T801等常规降凝剂能更好地改善ZD原油的流变性能。

抗高温无固相甲酸盐钻井液体系研究

室内通过选用两种新型聚合物材料构建了一套抗高温无固相甲酸盐钻井液体系,室内研究表明该钻井液体系抗温性能稳定、抑制性好、抗污染能力强。该钻井液体系在渤中19-6区块井的应用效果较好,其流变性能满足钻进需求,携岩效果好,井壁稳定,起下钻过程中未出现遇阻、遇卡等问题,特别是对环境、储层保护效果好。现场测试产量良好,油气产量均达到预期水平。

抗高温无固相钻井液体系研究与应用

针对渤中19\|6区块潜山地层油藏埋藏较深、井底温度较高等情况,选用2种新型聚合物材料,基于高温条件下钻井液性能稳定、井壁稳定和保护油气层三者统一的思路,室内构建了一种抗高温无固相钻井液体系。该钻井液体系在流变性、抑制性、抗高温能力、抗污染能力和储层保护方面都具有显著的优点,抗温可达200℃,滤失量少,滚动回收率高达92.8%,16 h线性膨胀率仅9.2%。现场应用结果表明,电测期间该钻井液体系长时间静止于高温井底,其流变性能稳定、携岩效果好、井壁稳定,起下钻过程中未出现遇阻、遇卡等问题,测试井油气产量均达到预期水平。

深水高温钻井液体系研究

深水高温高压井作业面临气体水合物、高温、井漏等诸多问题,严重影响深水油气资源开发作业安全。为此室内构建和评价了一套深水高温高压钻井液体系,通过引入抗高温抗盐聚合物改善保障高温性能,通过引入纳微米封堵材料提高井壁封堵稳定性,通过使用水合物抑制剂来预防水合物的生成。该体系经评价抗高温达200℃、封堵承压性能好、模拟地层条件下无水合物生成,为海上深水高温高压井作业提供了钻井液技术支持。

吐哈油田胜北区块地层特性及钻井液技术对策

吐哈油田胜北区块钻井过程中遇到井壁失稳引起的下钻遇阻、划眼、卡钻等井下复杂情况,制约了钻井提速提效。以胜北508H为代表井,对不同层位岩屑样品的矿物组成及理化性能进行了测定,进而分析了上部地层和下部地层的主要特性和井壁失稳机理。研究表明,地层中普遍存在泥岩,泥岩中粘土矿物含量较高且其组成主要以伊蒙混层和伊利石为主,同时也含有蒙脱石,这些是导致井下发生复杂情况的地层因素。针对上部地层泥岩易水化分散造浆、缩径,提出了采取聚合物强化包被性能以及复合盐强化抑制性能的钻井液技术措施,优化后钻井液的滚动回收率高达88.40%,膨胀率为1.17%。针对下部地层泥岩易剥落掉块、坍塌,提出了通过微-纳米全尺寸封堵并结合复合盐的活度控制及聚胺强化抑制性能的钻井液技术措施,优化后钻井液的平衡压力时间大幅延长,达160 h。钻井液活度低于0.76,钻井液72 h浸泡泥岩岩心的强度降幅减小。优化后的钻井液在胜北区块SH5s21-2和SH5s13-2两口井应用中取得了良好的效果,钻井过程中未发生复杂事故,实现了维持井壁稳定、提高钻井时效的目的。

油基泥饼解除液技术及施工工艺

油基钻井液是国内外使用最广泛的钻井液体系类型,其良好的井壁稳定能力和储层保护性能得到油田的广泛认可。然而由于油基钻井液作业后不可避免会有泥饼残留在井壁和井筒内,这些残留泥饼会堵塞储层孔喉通道、堵塞井下工具如筛管,进而影响后期测试生产。针对这一问题,室内构建了一套油基泥饼解除液,通过功能助剂的针对性设计,提供了解除油基残留泥饼固相伤害的技术手段,并且推荐了一套适合现场施工作业的施工工艺流程。油基泥饼解除液体系和配套工艺必然有助于改善油基钻井液的储层保护效果,提高油田开发的综合经济效益。

孟加拉定向钻海水泥浆杀菌剂的研究与应用

针对孟加拉亚热带雨林气候常年高温情况,提出了孟加拉定向钻海水泥浆体系面临的问题和性能要求。针对孟加拉定向钻海水泥浆体系(海水+6%抗盐膨润土A1/B1/E1),优选研制了复合杀菌剂HCA101。该杀菌剂与体系配伍性好,添加0.1%杀菌剂的定向钻海水泥浆体系高速搅拌不起泡,在35℃下发酵时间大于10 d,满足现场泥浆体系发酵控制要求。该杀菌剂首次在孟加拉单点系泊项目中应用,取得了良好的施工效果,连续施工20 d后泥浆性能仍很稳定,未出现高温发酵现象,值得在国内外海上和类似孟加拉气候的定向钻海水泥浆体系中推广应用。

反渗透水基钻井液体系在东海油田的应用

针对东海油田N-1井岩层特征及井壁易失稳问题,借鉴油基钻井液活度平衡和乳液封堵的井壁稳定策略,研发了一套低活度、强封堵、强抑制、稳定井壁的反渗透水基钻井液体系。该体系成功应用于东海油田N-1井,三开应用井段钻进时钻井液密度比邻井对应层位至少低0.02~0.05g·cm^-3,井径扩大率仅2.18%;起下钻7次,均十分顺利;储层段API滤失量小于3mL,水迁移驱动力为负或接近0。该反渗透水基钻井液体系具有良好的稳定性,为稳定井壁提供了可靠的解决方案。

油基钻井液降黏剂室内合成与评价

通过国内外文献调研,结合室内模拟评价,得出油基钻井液增稠的主要原因是固相含量的增加和基液增黏;在此基础上,针对性提出了改善固相润湿性和拆散胶质结构降低基液黏度的降黏机理,并进行分子结构设计,在室内合成了油基钻井液降黏剂MOVRM。现场油基钻井液老浆评价结果显示,降黏剂加量在2%时塑性黏度降低率超过20%,动切力降低率在50%以上,抗温可达150℃,有效期在7天以上,能够满足现场油基泥浆作业流变性调控需求。

力—化耦合作用下泥页岩井眼动态破坏分析

为进一步研究中深层硬脆性泥页岩在水化条件下的井眼失稳问题,基于泥页岩矿物组成、微观结构及力学试验研究,考虑泥页岩吸水扩散、强度弱化、化学势变化以及流体流动对固体变形的影响,建立了泥页岩井壁稳定流—固—化耦合模型,提出了模拟泥页岩井眼动态破坏过程方法,并应用建立的模型计算实例井井眼动态破坏过程。结果表明:开挖后井眼围岩渗流场的变化不足以引起井眼继续破坏,水化效应对井眼扩大率的影响起决定作用,井眼扩大率随钻井液浸泡时间的增大而增大。提出的模型可有效模拟硬脆性泥页岩井眼动态破坏过程,计算出的井眼动态破坏过程与实际钻井基本一致。