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.     

有效解除水平井段压差卡钻技术——在磨溪地区钻井中的应用

由于勘探工作的需要，目前国内各油气田水平井钻井数量越来越多，钻井中在水平井段出现的压差卡钻事故也经常发生，现场一般采用大吨位提拉活动钻具、反复震击、条件允许时替入足量的低密度钻井液降压差、在卡点附近浸泡解卡液、泡酸、爆炸松扣、套铣等方法处理此类事故，但很难奏效。为此，从水平井段发生压差卡钻的成因及解卡途径、SPJ解卡液研制与评价入手，摸索出解除水平井段压差卡钻的关键技术--SPJ解卡液技术。该技术在磨溪地区的应用表明，为解除水平井段发生的压差卡钻，用前置冲洗液降低井筒液柱压力和浸泡SPJ优质解卡液的综合手段十分有效。适合在类似磨溪地区的钻井中推广应用。     

H203H井传输测井复杂卡钻处理

H203H井是一口深水平井,在传输测井过程中发生了卡钻事故。由于井内有被卡钻具、电测仪器串和电缆,给处理工作带来了困难:既要保证能成功解除卡钻事故,同时又要保证井下电测仪器—尤其是中子源的安全,并能成功取出中子源。考虑钻遇层的地层岩性、钻具组合,采用浸泡解卡剂、卡点测量、大幅度活动钻具等作业手段,未成功解卡,分析了失败原因,主要是由于电缆旁通接头及配合接头的存在限制了钻具活动范围,解卡剂顶替效果差,同钻井液稠化,不利于解卡。针对这些问题制定了泡酸解卡方案并成功实施,保证了后续工作顺利进行,节约了钻井成本。     

泡酸解卡在碳酸盐超深水平井的应用

碳酸盐地层是塔中地区油气最主要储集层,裂缝是油气的主要储集空间。在该储层钻井,井深超 ７０００ｍ,水平段长约１０００ｍ,一旦发生卡钻,常规处理卡钻的方法难以达到解卡的目的。考虑到碳酸盐纯度达 ９２％的实际情况,提出泡酸解卡方案。面对一边严重漏失,一边有高含硫气体排出的难题,在注酸过程中采用“少 量多次、不溢少漏”的原则,根据套压变化,适时在环空反挤高密度钻井液,将套压降到安全范围,便于泡酸时能活 动钻具,给后续注酸赢得安全时间。此次泡酸解卡时间短、解卡快、处理事故费用低,对碳酸盐地层卡钻事故提供 了一定的经验借鉴。     

东海某井压差卡钻原因分析及处理措施

东海油气田高压低渗特点突出,钻井液密度过低不利于井控安全,而钻井液密度过高又会导致较高的压差,诱发压差卡钻、卡电缆等工程事故。此文从井身结构、地层压力、钻井液密度、井眼轨迹等方面探究东海某井φ215.9 mm井段压差卡钻发生的原因,简述解卡处理过程,进而针对高压低渗地层的钻井施工以及压差卡钻的预防和处理提出合理化建议,可以为东海同类地层的钻井施工以及有效避免和解除压差卡钻提供参考。     

碳酸盐岩地层漏失水平井卡钻泡酸解卡技术

为了提高碳酸盐岩油气藏的钻井成功率和采收率,选用水平井进行钻探与开发,但水平井极大加剧了储层钻探难度与风险。碳酸盐岩水平井卡钻的处理措施受井眼轨迹限制,常规处理手段效果不佳,通过实践证明泡酸解卡方法很有技术优势。漏失水平井泡酸解卡最大难题是解决酸液漏失问题,可通过酸液类型、注酸方式等手段解决。通过优选酸液类型,利用酸液黏度控制好漏失速度,使更多的酸液参与解卡反应。注酸方式对泡酸解卡成败影响大,要根据漏失速度、卡点位置、钻井复杂等因素,合理选择正循环、反推还是综合注酸法。碳酸盐岩水平井卡钻采用泡酸方式解卡实用性强,对类似复杂问题具有指导和借鉴作用。     

裂缝性碳酸盐岩地层解卡酸液体系研究与应用

YB地区部分碳酸盐岩储层微裂缝发育,钻井过程中发生卡钻事故后采用常规酸液进行酸化解卡易发生酸液漏失,难以达到解卡目的.进行了酸化解卡作用分析,提出针对裂缝性碳酸盐岩易漏地层的卡钻,酸化解卡的关键在于控制酸液滤失,要求酸液在漏点地层温度下具有较高的黏度.以降滤解卡为目的,引入温控变黏酸体系,通过室内实验评价了温度对温控变黏酸黏度、漏失的影响.该酸液体系在YB区块YB11井解卡中得到成功应用,为YB区块及其他地区高温深井碳酸盐岩岩屑卡钻的解卡提供了新的解决手段.     

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。     

浴酸解卡技术在小井眼长裸眼侧钻井中的应用

套管开窗侧钻是处理套损井、工程复杂井的有效手段,对提高老油田油层采收率、提高油井产量意义非凡,但因侧钻井井眼较小、设备提升能力有限,加之小井眼钻井配套工具还不完善,导致发生卡钻后处理事故手段有限,往往只能靠爆炸松扣或倒扣后被迫填井,造成钻具埋井和井眼报废重大工程事故。C20-17井钻进接单根过程发生了卡钻事故,因裸眼段长达736 m,发生粘卡面积较大,先后采用大吨位活动钻具、泡柴油、泡盐水、泡碱水等多种措施均未解卡,本次参考水平井泡酸解卡思路,提出小井眼长裸眼井段泡酸解卡方案,现场用混合酸液浸泡60 min后成功处理了卡钻事故,为侧钻井粘卡事故处理积累了经验。     

酸化解卡工艺在柳109井的实践与认识

柳109井是位于玉门油田酒西地区柳沟庄构造上的一口三开评价井,该井在三开小井眼欠平衡钻井作业时发生卡钻头事故,事故处理受到井眼尺寸和处理工具的限制。分析了卡钻地层岩样,进行了样品酸化率试验,制订了酸化解卡方案。试验表明,土酸可使被卡钻具与地层之间的黏结物、地层岩屑或掉块在酸化反应下裂解、破碎、疏松从而使被卡钻具解卡。本井应用土酸酸化解卡工艺,使事故得以顺利解除,对深井小井眼钻井卡钻事故处理提供了一定经验和借鉴。     

碳酸盐岩井眼酸化解卡液技术研究

四川盆地元坝地区的超深水平井在钻井过程中卡钻大多发生在利用酸与泥饼中碳酸盐岩岩屑反应生成了可溶性盐类CaCl₂、MgCl₂,溶蚀破坏卡住钻具的泥饼结构。碳酸盐岩井段,提高该类地区浸泡解卡液解卡的成功率意义重大。为此,研究了酸基解卡液在高温条件下的解卡机理,优选出缓释剂、铁离子稳定剂等酸化解卡液的主要处理剂,形成了抗高温酸化解卡液体系,并对其酸化效果、酸化最佳时间、与隔离液配伍性、对钻具强度的影响等方面进行了评价。在高温、保证现场安全和保护储层的前提下,酸化解卡液对碳酸盐岩屑及含岩屑水基钻井液泥饼酸溶率达到40%,在元坝地区阆中2井配合工程解卡中取得了明显效果。同时,研究并率先评价了酸基解卡液对钻具强度的影响、浸泡作用的最佳时间,对浸泡酸化解卡的安全性及有效性给出了具体结论,具有参考意义。     

土库曼雅士拉205井产层堵漏解卡工艺

土库曼尤拉屯雅士拉区块产层灰岩孔隙发育,存在多套压力体系,在油气层钻进中经常发生井漏、卡钻、溢流等复杂情况。205井为该区块第1口完成设计井深5 000 m的探井,针对该井产层井漏、卡钻的原因及处理过程进行了分析总结,采用关井反推法憋压堵漏控制预防溢流和井喷的发生,同时采用泡解卡剂、泡酸、注清水降压等解卡工艺,成功解决了205井产层漏、卡、喷共存的问题,顺利完成了该预探井的施工任务,为该区块的后续钻探开发提供了可借鉴的经验。     

正电胶磺化混油聚合物钻井液在长裸眼水平井中的应用

针对塔里木油田大部分开发水平井裸眼井段长，地层极易坍塌、渗漏，造成粘附卡钻等复杂问题。对不同的井段、不同地层采用了不同的钻井液体系。即上部地层采用正电胶聚合物钻井液，以防中上部软泥岩地层分散、造浆以及粘附卡钻等复杂情况的发生；下部地层采用正电胶聚磺钻井液，保证钻井液在高温、高压下性能优良，再配合使用稳定处理剂对地层进行封堵，确保了长裸眼井段的井壁稳定；定向水平井段采用正电胶磺化混油钻井液，解决了钻进存在的“岩屑床－流变性－水马力发挥－压耗”等诸多问题，提高了机械钻速，减少了裸眼井壁的浸泡时间，再配合使用油层保护剂及超细碳酸钙，改善泥饼质量，形成屏蔽暂堵层，较好地保护了油气层。经现场50口长裸眼水平井应用表明，该套钻井液体系性能稳定，具有很强的抑制性及悬浮携砂性，钻井施工安全、顺利，无粘附卡钻事故发生，仅套管费用每口井就节约几百万元，取得了非常好的经济效益。     

强化充气钻井技术现状与应用

衰竭、低压储层钻进时易出现钻井液漏失、压差卡钻及储层伤害等问题,甚至还存在井壁稳定与储层保护的矛盾。文章针对上述问题调研了国内外强化充气钻井技术的发展现状及应用情况。强化充气钻井技术可有效解决钻井过程中的恶性井漏、压差卡钻及钻井速度慢等技术难题;也可结合钻井液脉冲实现水平井定向钻井,在精确定向作业的同时保护油气藏,提高单井产量;还可将充气钻井工艺与控压钻井技术相结合,利用环空充氮气强化充气钻井技术钻含硫、裂缝性和衰竭性低压高温油气藏,既保护储层,又避免储层井漏,满足井控要求。现场应用表明,强化充气钻井技术不仅有利于保护储层,且能减少井下复杂与钻井成本,在低压、破碎、易失稳的储层钻井中具有广泛的应用前景,有助于解决低压衰竭储层高效开发面临的技术难题,为国内低压衰竭储层水平井控压钻井技术发展提供借鉴与支持。     

海上复杂轨迹井压差卡钻解卡工艺

南海东部地区海上调整井多为水平井,钻井作业过程中极易发生压差卡钻,发生卡钻后,解卡力无法有效传递,解卡困难。为了提高解卡成功率,此文通过从地层性质、井眼轨迹、钻井液性能、操作工艺等方面对海上陆丰13-1油田A井下?177.8 mm套管过程中发生的压差卡钻原因进行分析,采取了机械解卡、浸泡解卡液、海水冲刷的解卡思路和方法,并对其解卡效果进行了评价,最终成功解卡。陆丰13-1油田A井处理压差卡钻的解卡工艺技术,对于其他同类井可以提供很好的施工经验和借鉴。     

伊朗Y油田F地层防卡技术

为解决伊朗Y油田在钻进F地层时卡钻事故频发的问题,分析了F地层的地质特征、压力特征和卡钻特征,分析认为,由于F地层裸眼井段存在不同的压力层系,钻井液液柱压力与地层压力之间存在高压差,从而造成了卡钻。根据钻柱与井壁的摩擦力计算公式,提出了防卡技术措施:采用无渗透钻井液封堵近井地层,将钻井液液柱压力与低压地层隔开,阻断压差传递;优化钻井液性能,改善泥饼质量,降低钻柱与井壁的摩阻系数;简化钻具组合,减少钻具组合与井壁的接触面积;分段封堵、控制井眼轨迹和缩短钻具在井内静止时间等配套技术措施。伊朗Y油田的13口井采取该防卡技术措施后,在钻进F地层时没有出现卡钻事故。这表明,采取所提出的防卡技术措施能解决F地层的压差卡钻问题。      

委内瑞拉疏松砂岩水平井弱凝胶微泡钻井液

委内瑞拉东南部的奥里诺科重油带AYACUCHO区块MFM构造分区块油层具有油藏浅、压力低、孔隙度大和井温低等特点。该区块多为水平井，且井段较长，以往混油聚合物等常规水基钻井液在施工过程中经常发生上提拉力过大、下放遇阻、卡钻等事故复杂。针对常规水基钻井液的不足，自主研发了流型调节剂和发泡剂，形成了一套弱凝胶微泡钻井液配方，体系的密度在0.85~1.00 g·cm-3范围内可控，120℃老化后低剪切速率黏度保持40 000 mPa·s以上，有效解决了常规水基钻井液在施工过程中容易发生上提拉力过大、下放遇阻、易卡钻的难点。该体系在MFM-62井、MFM-65井进行了现场应用，水平段均一次性顺利钻完，无事故复杂，水平段钻进周期从12 d降至4 d，口井日产量达90 t，较邻井提高40%以上。      

伊朗雅达油田优快钻井技术

伊朗雅达油田地质条件复杂,为碳酸盐岩储层,具有高温、高压及多压力系统,并含有高浓度硫化氢及二氧化碳酸性气体。在2001到2003年间施工了5口探井,井深4 500~5 000 m,普遍钻井存在着机械钻速低、井漏、压差卡钻、高压沥青层侵入等突出问题,钻井周期长,安全快速钻井面临巨大的挑战。文中分析了雅达油田钻完井存在的难点以及优快钻井技术应用方案,包括灰岩地层压力检测技术、非渗透防卡钻井液技术、高效破岩及优选钻井参数、高压沥青层钻井技术为特色的雅达油田安全快速成井配套技术等,这些成果在雅达油田一期的井身结构、钻头选型、钻井提速和钻井液等方面进行了全面应用,平均机械钻速较前期提高40%以上,取得了显著的效益。     

国外无侵害钻井液技术

介绍了国外无侵害钻井液体系的技术背景,论述了防止钻井液侵入储层技术的发展和无侵害钻井液技术的形成过程,分析了无侵害钻井液的技术关键和封堵机理,并简要介绍了无侵害钻井液组成.该钻井液体系的主要处理剂--无侵害钻井液降滤失剂FLC2000由一系列可溶于油和水的改性聚合物混合而成,这些聚合物具有较宽的HLB值,当加入到水基钻井液中时,混合物中一些聚合物溶解,类似于常规降滤失剂,可以控制滤失量;而另外一些组分由于其亲油特性,只能部分溶解,这些聚合物组成可变形的胶束,在孔喉和微裂缝中快速形成低渗阻挡层,有效地阻止液体侵入.基于上述钻井液组分的作用机理,无侵害钻井液在防止地层伤害、防止衰竭地层的压差卡钻、防止钻井液漏失、提高地层承压能力、控制微裂缝地层的不稳定性等方面具有独特优点.最后总结了国外保护储层钻井液的发展方向.     

杨武寨牙刷状油藏优快钻井技术

杨武寨构造带是饶阳凹陷油气富集区之一,具有较大的资源潜力,油层呈“牙刷状”分布特征,为提高钻遇油层厚度和油藏储量控制程度,钻井方式由早期直井钻探为主转为以大斜度定向井为主。针对定向井钻井过程中,存在托压严重、工具面难以控制、机械钻速慢、钻遇第三系地层多次发生卡钻及低渗储层易受伤害等问题,开展了优快钻井技术研究,优选了轨道剖面、优选提速工具、优化钻井液性能。通过现场应用,钻井过程中实现无托压、无黏卡、定向连续,与邻井同井深相比,平均机械钻速提高50.5%,钻井周期缩短9 d,可以在类似油藏推广应用。