仿生固壁钻井液技术在苏53区块水平井水平段应用

针对苏里格水平井水平段钻遇泥岩易塌及衍生的井下复杂,引入了中国石油大学(北京)蒋官澄教授等人提出的仿生固壁钻井液技术,力求由物理平衡井壁向力学-化学耦合强化井壁转变,现场成功试验三口水平井,其中苏53-70-22H井施工应用最具代表性。本文结合实验数据、现场数据着重介绍了该技术在苏53-70-22H水平段的成功应用。

仿生固壁钻井液体系的研究与现场应用

通过实验剖析,得知贻贝足丝线能够于水下牢固地黏附在岩石表面的最主要原因是其含有一种特殊的官能团,通过将这种官能团接枝到一种聚合醇骨架上,合成出了仿生固壁剂GBFS-1。该处理剂能够在井壁泥页岩表面固化形成具有较强黏附性和内聚力的凝胶"仿生壳",从而起到提高井壁泥页岩强度的作用,而且实验发现其无法在运移中的钻屑表面形成"仿生壳",因而不会影响仿生钻井液的携屑效果。以GBFS-1为核心处理剂配制出了仿生固壁钻井液体系。性能评价结果表明,该体系的流变性、滤失造壁性以及润滑性等满足钻井要求,防塌抑制性强,泥页岩岩屑在该钻井液中的热滚回收率达90.6%,岩心在该钻井液中热滚后抗压强度提高10.8%。该体系在苏里格气田苏53-86-15H1、苏53-86-15H和苏53-70-22H井的现场试验情况表明,3口井在钻进过程中均没有发生泥岩段卡钻等复杂情况,并且机械钻速明显高于邻井。

苏丹地区硅酸盐钻井液发泡原因及消泡对策分析

硅酸盐钻井液具有良好的防塌性能,在苏丹地区的长期现场使用情况表明,硅酸盐钻井液具有抑制性强、性能稳定、易于维护等特点,但经常遇到钻井液起泡且难于去除的现象,一定程度上影响了钻井液性能的稳定。通过实验对苏丹项目常用的钻井液处理剂在硅酸盐钻井液体系中的发泡效果进行了评价,并对硅酸盐钻井液体系泡沫产生的机理进行了分析,提出了控制硅酸盐钻井液体系发泡的对策。实验证明,硅酸钠和CO2反应是引起硅酸盐钻井液体系容易发泡的主要原因,消泡剂和润滑剂配合使用可以起到较好的消泡效果;温度、pH值和大分子聚合物处理剂对泡沫的稳定性有一定影响。

Drill-in钻井液在苏丹37区水平井中的应用

Palouge油田位于苏丹37区上尼罗州的Melut盆地,属典型的高渗油层,储层压力已降低,易被污染和损害,同时储层上部的Adar和Yabus泥岩水敏性强,易发生缩径坍塌。开发出了Drill-in钻井液,利用KCl和聚合醇保证钻井液的强抑制性和防塌性,利用聚合醇和QS-2的屏蔽暂堵作用减少油气层伤害;采用碳酸钙和可降解的有机处理剂作主要成分,使泥饼得到有效的化学和生物降解,以提高储层的渗透率恢复率。Drill-in钻井液在该油田水平井的使用收到了良好的效果,基本满足了钻井施工的需要,使该油田水平井产能平均增加了12.4%。

钻井液增黏剂SDA的合成与性能评价

以对苯乙烯基苯磺酸(SS),二烯丙基二甲基氯化铵(DMDAAC)和丙烯酰胺(AM)为原料,采用水溶液聚合法合成钻井液增黏剂SDA。确定了最佳合成条件:单体质量比m(SS)∶m(DMDAAC)∶m(AM)=4.5∶0.5∶5.0,单体用量30%,引发剂用量0.14%,体系pH 7,反应温度75℃,反应时间5 h。在此条件下,钻井液表观黏度达59 mPa·s,动切力达25 Pa,并具有较增黏剂FA367更好的耐温抗盐性能。

环保型全白油基钻井液的研究与应用

随着油基钻井液在国内外的使用规模越来越大,室内优选出了2套密度达到2.0 g/cm3、抗温能力达到150℃的全白油基钻井液的基础配方,并于2009年率先在中国辽河油田沈307井3 709～4 146 m井段进行了现场应用。结果表明,该全油基钻井液具有较好的流变性、沉降稳定性、剪切稀释性以及优良的悬浮和携带固相的能力,滤失量低,满足了现场施工的要求;具有较强的抗水侵(20%水)和抗土污染能力(15%劣质土);该钻井液在沈307井三开井段的使用性能良好,机械钻速高。全白油基钻井液在沈307井的成功应用,为长城钻井液公司进一步拓展海外油基钻井液市场奠定了坚实的技术基础。

辽河油田马古区块深井长裸眼钻井液技术

介绍了辽河油田马古区块的地层特点与深井长裸眼简况,针对此区块长裸眼井井下复杂事故,提出了深井长裸眼钻井液技术难点,并总结了对应的钻井液技术措施,进行了现场应用。马古区块长裸眼井使用加有组合抗高温降失水剂和沥青的聚合物有机硅钻井液钻井,通过使用固液混合润滑防卡技术、井壁稳定及井眼净化技术,并保持钻井液有良好的稳定性能,较好地解决了该区块深井长裸眼井井壁失稳、卡钻、起下钻困难、电测遇阻等井下复杂事故。

喀什山前高陡构造安全钻进钻井液技术

喀什北区块阿克莫木气田属山前高陡构造,钻井过程中事故频发。已完钻的4口邻井,在施工中遇到了因井漏和盐膏层蠕变引起的卡钻与套管变形等多起事故。针对该区块地层特点,研发了一套适合喀什山前高陡构造盐膏层安全钻井的欠饱和盐水钻井液体系。并针对喀什北区块浅层西域组和阿图什组的砾岩层和白垩系下统克孜勒苏群气层顶部的井漏问题,进行了薄弱地层防漏堵漏工艺研究,有效解决了钻井液严重漏失及盐膏层安全施工难题,所应用的阿克101井和阿克5井,各项钻井指标均居该区块之首。

苏丹FN-128井复杂事故处理钻井液技术

FN-128井是位于苏丹六区Fula North地区的一口生产井,完井电测后因苏丹国内社会环境恶化被迫停工长达48 d,井下情况复杂几近报废。复工后根据苏丹六区地层特点,通过分析井下情况,制定出了合理的钻井液技术方案。使用KCl-Polymer钻井液,在划眼过程中解决了垮塌、缩径、井壁失稳、防漏等多个技术难题,没有发生其他复杂情况,顺利完井,从FN-128井复工到完井仅用了10 d,进一步积累了钻井液技术经验。

页岩气油基钻井液损耗分析与回收利用

针对四川页岩气井三开采用油基钻井液产生的油基钻屑污染环境、难以处理的问题,首先分析了现场钻进过程中油基钻井液损耗的问题,钻屑携带的油基钻井液是造成钻井液损失的主要原因且数量较多,需要将其回收利用从而降低成本。文章介绍了现场回收钻井液的设备及其原理。利用评价回收油基钻井液性能的公式,在W-7井进行了回收效果的讨论,结果表明,回收设备可以较好降低回收钻井液的低密度固相,回收后的油基钻井液没有对循环中的油基钻井液造成影响。四川页岩气多口井在现场使用了回收设备,节约了成本,效果显著。

静52-H1Z分支水平井钻井液技术

静52-H1Z井是位于大民屯凹陷静安堡潜山静52块的一口20分支水平井。该井二开井眼尺寸大且长(2813m),需要解决大斜度、大井眼的携岩、井壁稳定、润滑和油气层保护问题,通过应用固相含量低、具有良好的触变性、流动性、悬屑和携岩性能的复合膜钻井液,并配合使用替代柴油的的新型润滑剂LH-Ⅸ、屏蔽暂堵技术、超低渗透降滤失剂及相关的工艺技术解决了上述问题。该井三开水平段有20个分支,水平位移超过2000m,需要解决水平段、分支井段的钻井液携岩、润滑问题以及套管磨损问题和油气层保护问题,通过应用GOB携岩技术、具有很高动塑比的PWG新型无固相钻井液及相关的工艺技术很好地解决了上述问题,形成了一套完整的潜山储层鱼骨多分支水平井钻井液工艺技术。应用结果表明,复合膜钻井液、PGW新型无固相钻井液在深水平井中具有很好的应用效果。

古巴GBO-103大位移井钻井液技术

古巴地层复杂,井型为定向水平井,斜深在4 000～6 000 m之间,水平位移为3 500～5 500 m,其中Guanabo地区是到目前为止该国钻井施工最困难的地区,该地区的井在钻井过程中起钻遇阻严重,下钻划眼困难,垮、塌、缩、漏、卡频繁,由此而造成的划出新眼、侧钻、卡钻等井下情况频繁发生。因此,GBO-103大位移井选用了具有强抑制性的POLYMER-KCL-POLYCOL钻井液体系,并在施工中保持FA-367的浓度在0.6%以上,KCl在10%左右,Polycol为1%～3%,以强化钻井液抑制性,同时使用了其他配套维护处理措施。应用结果表明,与本地区其他井相比,该井虽最深,但钻井周期最短、事故最少,成本最低;全井没有划出一个新眼;钻井液润滑性良好,从没有因托压问题而影响钻井施工;全井各开次完钻及完井电测均一次顺利到底。

查深1井钻井液技术

查深1井是吉林油田公司在乾北地区部署的一口重点预探直井,完钻井深5 500 m。该井上部青山口组等地层存在严重的井壁坍塌、井漏等问题,下部地层温度高,井底温度达到180℃。针对该井地质特点,通过室内实验研究,确定上部采用复合膜铝基钻井液,下部前期采用空气钻井,后期转化为改进型水包油钻井液体系进行欠平衡施工。现场应用结果表明,采用的钻井液体系有效解决了泥岩坍塌、井漏和高温条件下性能不稳定等难题,满足了施工的需要。

聚胺钻井液防塌机理初探及在现场应用

T310井位于济阳坳陷惠民凹陷中央隆起带T家构造带T305断块区沙三下构造高部位。该区块在沙三中、沙三下及沙四段泥页岩井壁的稳定问题特别突出,已钻井T305井、T斜307井的钻井过程中均出现了严重的井壁垮塌现象,并引起了一系列的复杂情况,甚至无法正常完井。而今年来国内外对高性能有机胺类钻井液的研究较多,室内试验充分的证明了该类钻井液对抑制泥岩水化、稳定井壁效果明显。本文通过对该区块的地质特性的分析及有机胺类(聚胺)的防塌机理进行简要分析,并结合该井的现场应用,为高性能有机胺类(聚胺)钻井液的进一步的研究、应用及推广提供参考。

苏里格气田钻井液回收再利用技术

苏里格气田地质施工条件满足钻井液工艺共通性,符合钻井液回收再利用工艺,分析了可再利用的GWSSL钻井液体系特点。采用现场3口井水平段不同时期钻井液取样以及实验室新配浆,结合现场施工周期特点,评价了钻井液在储备15 d过程中的性能变化情况。结果表明,完钻钻井液若处理剂使用量充足,维护处理到位,在15d的储存、倒运、再利用预设周期内,钻井液常规性能与完钻时基本保持一致,可利用成分所占比例高,且即使流变性出现变化,滤失量及膨润土含量在合理范围内,可用于稀释配浆改型。预计回收再利用1 m3完钻钻井液,理论上可减少成本约300元。钻井液回收再利用技术需配合使用好固控设备,保证完钻钻井液的品质,并配合KPAM等抑制性絮凝剂的改型、维护,否则低密度固相的污染将影响钻井液性能的可控,甚至导致井下复杂。

高密度盐水钻井液重晶石优选新方法

针对复杂地质条件下深井高密度钻井液流变性调控难题,基于浓悬浮液流变性调控理论及实验研究,提出高密度钻井液的沉降稳定性与重晶石在连续介质中的聚结-分散特性有关,并利用近红外透射/反射光扫描技术建立了一种评价优选重晶石的新方法,即以重晶石浓悬浮液背散射谱图、稳定性参数及沉降速率表征颗粒的聚结稳定性,作为优选重晶石的依据。利用该方法对粒度分布差别不大的广西与塔北重晶石进行了评价。结果表明,塔北重晶石悬浮液的沉淀层背散射光强度不稳定、无规律,析水层透射光强度参差不齐,而广西重晶石沉淀层背散射光及析水层透射光均匀变化;塔北和广西重晶石的盐水悬浮液的稳定性参数分别为8.42和1.96,沉降速率分别为3.60和2.69 mm/h。实验证明,由此筛选出的广西重晶石能有效改善高密度盐水钻井液的高温流变性及滤失造壁性。该研究凸显了基础材料在高密度钻井液中的作用,对深井高密度高温钻井液技术成熟具有重要意义。

苏里格气田53区块长水平段钻井液防塌技术

苏53区块储层应力变化大,在长水平段钻遇大段硬脆性泥岩,易发生剥蚀、掉块现象,在已钻井中出现多井次划眼、填井侧钻复杂情况。为解决防塌问题,用FA-367替换了PAC-HV并调整了聚合物用量,提高了体系抗剪切性及φ3值,采用憎了水颗粒+刚性颗粒+塑性颗粒的封堵配方,即1%乳化沥青+2%超细碳酸钙+1%FTFD-1,优选出了流变性具有紊流喷射、层流上返、低流速梯度下高黏度、高切力等特点且封堵防塌性能好的钻井液,有利于快速钻进和井壁稳定。在该区块采用改进的钻井液技术后,划眼比例同比降低了50%,在钻遇泥岩夹层时,较少出现因钻井液原因造成的起下钻异常、大段划眼等井下复杂情况。

全油基钻井液在委内瑞拉BARINAS区块的应用

委内瑞拉BARINAS地区中下部地层泥页岩发育,并夹有褐煤层,钻井过程中极易出现井壁失稳,常规水基钻井液难以满足该地层安全钻井的需要。针对该地层特点进行了全油基钻井液现场试验研究,研制了以SINOLAE为主乳化剂的全油基钻井液体系。评价实验结果表明,该体系抑制性强,岩屑回收率达96%,性能稳定,能抗10%岩屑及20%水的污染。该体系在BEJ-13井得到了成功的应用,井壁稳定,井眼规则,润滑性能好,较好地满足了该区块钻井工程的施工要求。

油基钻井液含油钻屑无害化处理工艺技术

针对目前油基钻井液含油钻屑无害化处理工艺技术应用过程存在的问题,从实践角度出发,分析了无害化处理工艺技术的应用现状,并提出了应用控制的方法策略,其目的是为相关建设者提供一些理论依据。

泥页岩层井壁稳定问题与钻井液体系的优化——以伊拉克格拉芙油田为例

伊拉克格拉芙油田的地层岩性复杂,其中新近系-古近系地层存在大段盐膏层、Mishrif石灰岩地层与泥页岩,钻井过程中易出现阻卡、漏失等复杂情况。针对该油田的地层岩性特点,分析了影响井壁稳定的因素。通过优选抑制剂配制强抑制防塌钻井液体系,综合运用化学抑制、物理封堵及控制合理盐度等手段,加强随钻防漏和堵漏措施,克服页岩层、盐膏层、石灰岩地层的井壁失稳问题。现场实践表明,强抑制防塌钻井液具有低黏度、低密度、低固相、低失水量和高动切力等特性,且有良好的抗盐、抗污染能力,在造斜段和水平段表现出良好的封堵能力和抑制能力,可以满足伊拉克格拉芙油田钻井的需要。