沥青层钻井液柱压力关键影响因素及控制技术

沥青层安全钻井问题困扰Y油田的开发,微小的钻井液柱压力波动即可引起沥青流动侵入井内而发生复杂事故或弃井。分析表明,污染后钻井液性能恶化快、沥青易黏附固相颗粒、高温可流动性好、钻井液与沥青的置换型漏失等造成钻井液柱压力难以控制,进而造成沥青侵入速度与程度得不到有效控制。室内和现场试验表明,保持钻井液膨润土含量1%、随钻堵漏材料含量8%左右有利于钻进时钻井液柱压力控制;稠化封堵技术可减慢停止循环时的沥青侵入速度;控压钻井(MPD)技术可有效调控井筒液柱压力,以较低钻井液密度钻穿沥青层,降低沥青与钻井液置换量、侵入速度与程度到可控水平。     

沥青层钻井液柱压力关键影响因素及控制技术

 沥青层安全钻井问题困扰Y 油田的开发,微小的钻井液柱压力波动即可引起沥青流动侵入井内而发生复杂事故或弃井。分析表明,污染后钻井液性能恶化快、沥青易黏附固相颗粒、高温可流动性好、钻井液与沥青的置换型漏失等造成钻井液柱压力难以控制,进而造成沥青侵入速度与程度得不到有效控制。室内和现场试验表明,保持钻井液膨润土含量1%、随钻堵漏材料含量8%左右有利于钻进时钻井液柱压力控制;稠化封堵技术可减慢停止循环时的沥青侵入速度;控压钻井（MPD）技术可有效调控井筒液柱压力,以较低钻井液密度钻穿沥青层,降低沥青与钻井液置换量、侵入速度与程度到可控水平。     

页岩气水平钻井延伸极限预测与参数优化

大位移水平井是页岩气开采的主要方式,其极限延伸的合理预测备受关注.针对涪陵地区的页岩气水平钻完井进行研究,借助钻井延伸极限预测模型,计算了不同工况下的钻井延伸极限,分析了钻机性能、钻具组合、井眼曲折度、钻井液密度等因素对钻井延伸极限的影响.结果表明,滑动钻进模式是约束水平段延伸的主要工况,当摩阻系数比较高时,螺旋屈曲锁死导致无法钻达设计井深;高井眼曲折度限制了井眼延伸长度,钻进作业中要尽量减少轨迹调整次数,保证轨迹平滑;此外,邻井压裂作业可能导致正钻地层压力上升,会降低钻井延伸极限,需要对钻井液密度进行优化.该研究对页岩气水平钻井的设计及施工具有重要指导意义.     

钻井工程中沥青与钻井液动态置换规律实验研究

钻井工程中钻遇活跃沥青层时,涌漏并发等恶性事故严重影响钻井作业的正常进行。针对中东Y油田沥青层钻井面临的严重钻井液漏失与沥青侵入问题,首先分析了沥青层特征和钻井液漏失特点,发现沥青与钻井液间的重力置换是钻井液漏失和沥青侵入的主要原因。研制了可视化沥青-钻井液动态置换模拟实验装置,分别在钻井液循环和静止状态下,模拟研究了钻井工程中钻井液与沥青的动态置换过程,分析了钻井液密度和黏度、地层裂缝宽度以及沥青黏度对置换过程的影响规律。结果表明,随着钻井液密度增加,沥青置换量呈对数增大趋势;随着地层裂缝宽度增加,置换量呈线性增大趋势;随着沥青黏度增加,置换量呈对数减小趋势;而钻井液黏度与置换量呈负相关关系。因此,钻井作业中,需合理控制钻井液密度以平衡地层压力;适当提高钻井液黏度;重点加强钻井液随钻堵漏作用,有效封堵地层裂缝,减少和堵塞钻井液漏失与沥青侵入井筒的通道。结合控压钻井技术,在该方法的指导下后续钻井作业中顺利钻穿沥青层。     

渤海压力衰竭潜山油气藏钻井液体系优选

潜山油气藏钻进过程中钻井液漏失经常发生,且渤海作为内陆海对钻井液安全环保要求较陆地油田更高,因此渤海潜山油气藏钻井液体系选择非常关键。渤海A油田早在20世纪80年代压力未衰竭时,钻井液漏失就高达数万方,如今压力系数降低至0.77～0.86,漏失风险更大。通过对合成基钻井液、水包油钻井液、可循环泡沫钻井液3种钻井液体系的对比,优选确定采用水包油钻井液钻进压力衰竭的潜山地层,制定通过玻璃微珠进一步降低钻井液密度的预案,并应用控压钻井设备配合该体系施加回压拓展井底当量钻井液密度的适用范围,以预防低压力漏失和高压井涌。通过钻井液体系的优选及应急措施的制定,最大限度地控制潜山压力衰竭油气藏的钻井风险,保证了该类油藏钻进安全,为未来潜山油气藏增储上产提供了技术保障。     

海域天然气水合物钻完井关键技术研究进展

天然气水合物是由水和甲烷在高压、低温条件下形成的一种固态结晶化物质，被世界各国认为是最有潜力替代化石能源的清洁能源。概述了美国、日本、印度、韩国和中国海域天然气水合物试采现状，指出海域天然气水合物钻完井存在钻井液密度窗口窄、井底压力控制难、定向井造斜难、井壁和井口稳定性差、储层改造难、防砂困难等技术难题，梳理了固态流化钻井技术、水平井钻井技术、双梯度钻井技术、控压套管钻井技术、水力喷射微小井眼钻井技术、钻井液技术、完井防砂技术的研究发展现状，提出了必须要加强海域天然气水合物出砂机理、出砂预测、成井、建井、钻完井设备与仪器研发等科研攻关力度，为规模化开采海域天然气水合物提供技术保障。     

魔芋与田菁无粘土钻井液的研究与应用

魔芋与田菁无粘土钻井液是一类分别采用魔芋与田菁植物胶配制而成的新型钻井液,特别适用于金刚石钻进、各种井底动力钻具钻进、水文水井钻进与浅油井钻进,具有保护孔壁,提高钻速、钻头寿命,提高破碎岩矿层采心率,降低泵压,减少激动压力,减少对地层损害等许多优良性能。介绍与讨论了钻井液配方与配制方法、性能分析和比较以及生产应用等。     

控压钻井技术在伊朗雅达油田S03井的应用

伊朗雅达油田多口井钻遇活跃沥青侵害问题,由于活跃沥青层分布规律不明、井间地层压力差异大、活跃沥青黏稠、易出现涌漏复杂等,给钻井施工带来极大挑战。根据对活跃沥青层地质特征认识、钻井工程施工难点分析和置换性涌漏室内模拟实验结论,形成了优化井身结构、优化钻井液性能措施的控压钻井强行钻进方案。在雅达油田S03井进行现场应用,同比邻井相同井段作业周期缩短39%,节约了钻井液消耗量,为雅达油田解决活跃沥青侵害提供了技术手段,具有推广应用价值。     

南海固态流化开采天然气水合物设计参数优化

确保水合物开采工程安全,是实现南海固态流化开采天然气水合物商业化开采的关键和前提。为研究钻井参数对固态流化开采天然气水合物过程中多相流特性和工程安全的影响,建立了考虑水合物热分解的井筒多相流模型并分析了钻井参数对工程安全的影响,在此基础上,提出了确保固态流化开采天然气水合物工程安全的具体工程参数选择办法。研究结果表明:为确保固态流化开采天然气水合物工程安全,排量应该控制在40-50 L/s之间;如果地温梯度高于0.04℃/m,钻井时应该提前冷却钻井液;钻井液密度应该控制在1.20-1.25 g/cm3之间;为最大化水合物开采效率,钻速应该保持在20m/h左右。研究成果可为中国南海固态流化商业化开采天然气水合物提供理论指导和技术支持。     

深水含浅层流地层无隔水管领眼钻井水力参数计算

综合应用动态压井系统的无隔水管领眼钻井技术是处理深水含浅层流地层地质灾害的有效手段之一。针对无隔水管钻井技术特点,进行了无隔水管领眼钻井技术在深水含浅层流地层的适应性分析。基于油气井流体力学和渗流理论,考虑了浅层流实时钻进过程中地层漏失或侵入井筒动态过程的影响,建立了无隔水管钻进的平衡方程、连续性方程、运动方程和辅助方程,为钻井水力参数的设计与求解提供了依据,并以南中国海W-X01井为例,对计算方法进行验算与对比分析。现场实例计算表明:钻井液排量、钻进速度、钻杆转速是无隔水管海水钻进过程中的主要控制性施工参数,通过施工参数可调整环空压耗大小,进而控制井底压力;环空压耗随钻井液排量的增大而增大,且领眼尺寸越小环空压耗增大的趋势越大;同时,环空压耗随钻杆转速的增大而增大。此方法可以用于指导深水含浅层流地层的无隔水管领眼钻进设计与施工。     

干热岩钻探井控技术研究

 干热岩地层通常为火成岩,地层可钻性差、温度高,钻探过程中容易发生漏失、井喷、井涌等事故。中国干热岩钻探井控技术及装备略显不足。为满足干热岩钻探高温井控需要,保障施工安全,分析了干热岩钻探地层温度、压力与井喷的关系。针对干热岩钻探特点,设计了旋转防喷器及配套控制系统,该旋转防喷器具有结构简单、耐高温、高转速、操作简单等特点。应用该旋转防喷器可有效改善干热岩钻探工作环境,降低钻探风险,确保施工安全。     

川东北河坝地区中浅部地层气体钻井出水随钻预测

以川东北河坝地区中浅部砂泥岩地层为研究对象,基于随钻测井技术,分析随钻获取地层参数资料所需工具的结构及技术特点,对地层出水层位的预测方法进行研究,建立气体钻井出水量定量预测模型.结果表明:给出的地层出水层位预测方法能够较好地预测出水层位;气体钻井受地层出水的影响和制约明显,在目前常用井眼及气体装备条件下,气体钻井的最大携水量一般小于3 m3/h,泡沫钻井的最大携水量一般小于10 m3/h;河坝地区1.0 km以内的浅部地层和沙溪庙组地层采用空气钻井,而千佛崖组地层适宜采用雾化钻井或泡沫钻井,自流井组和须家河组地层适宜采用充气钻井液或常规水基钻井液等近平衡钻井.     

环空注气气举反循环钻井工艺及关键参数设计

利用气举反循环钻井技术解决长宁页岩气表层钻井漏失问题,需要解决常规气举反循环钻井技术井口敞开、井底压力控制不精确等问题。为此,在常规气举反循环钻井技术的基础上,设计了一种环空注气气举反循环钻井新工艺,新工艺加装旋转防喷器、钻杆旋塞等工具,具备井控能力。通过调节注气量、钻井液排量等关键施工参数,控制井底压力,减少钻井漏失。在多相流理论基础上,建立了与新工艺匹配的环空注气气举反循环井底压力计算模型,分析了关键施工参数对井底压力的影响规律,建立了关键参数设计方法,在安全窗口范围内优选关键施工参数,保证安全钻井。结果表明：井底压力随注气量的增大先减小、后增大,存在临界注气量;井底压力随井深增大而增大;井底压力随钻井液排量增大而增大。在长宁某井表层进行了现场试验,与同井段井漏地层相比,较常规钻井工艺技术井漏减少83.6%。研究成果为解决四川长宁页岩气表层井漏问题提供了一种新的技术措施。     

深井高密度盐水钻井液流变性控制技术

肯基亚克盐下油田属高压油气藏,石炭系灰岩油层孔隙压力系数高达1. 90~1. 94,裂缝发育,漏喷同层,钻井液安全密度窗口窄,极易出现先漏后喷的复杂局面,钻井液流变性成为影响井下压力平衡的重要因素。高密度盐水钻井液因固相含量高、固相容量限低,流变参数总体上偏高,调整和控制较为困难。在分析各种影响因素的基础上,建立了一套以控制劣质固相、维持化学抑制性和等浓度维护为核心的高密度盐水钻井液流变性控制技术。经肯基亚克盐下油田20多口井的现场应用,取得了流变参数大幅度下降,流变性显著优化的效果。     

沙特高温高压低渗凝析气井全过程欠平衡设计与应用

 沙特B区块属于高温高压低渗凝析气田,储层为致密砂岩地层,在前期的勘探作业中,钻井中显示良好而测试时产量不高,室内实验表明油锁和水锁是引起储层伤害的主要原因.为了解决这个问题,本文采用一种新型全过程欠平衡设计方法,在设计时充分考虑了井控安全、油锁、水锁、井壁稳定对井底负压值的影响、在水力参数计算过程中高温高压对钻井液密度和黏度的影响;在施工过程中考虑了在钻进、接立柱、取心、起下钻等整个作业过程中保持井底负压所需要的设备和工艺.通过现场M-0001井试验表明,该方法能有效释放油气井产能,避免储层伤害,测试后显示该井表皮系数为-3.44,钻井过程中储层没有污染.     

防止深水钻井地层水合物分解的实验研究

利用水合物抑制与分解评价模拟实验装置,研究了搅拌条件、膨润土、钻井液添加剂以及水合物抑制剂对气体水合物形成的影响规律,考察了水合物的分解规律。结果表明,搅拌和膨润土的存在可加速水合物的形成,多数钻井液处理剂对水合物形成有一定抑制作用;改变水合物的存在条件(温度、压力)可引起水合物的分解;单一的热力学抑制剂可使水合物立即分解;而使用动力学和热力学抑制剂复配的深水钻井液既可防止天然气形成水合物,又可适当延缓水合物的分解时间,减少水合物分解造成的井喷。     

崇左岩溶峰林区岩溶发育特征及对钻孔涌水量的影响

【目的】研究崇左岩溶峰林区岩溶发育规律及对钻孔涌水量的影响,深化对崇左岩溶峰林区岩溶水文地质条件的认识,更好地指导今后在该地区开展地下水资源开发利用。【方法】通过对崇左岩溶峰林区128个钻孔的深度、涌水量、岩溶发育特征等指标进行统计分析,总结该区岩溶发育规律及影响因素,并研究其对钻孔涌水量的控制作用。【结果】研究区最小钻井深50.02m,最大井深121.80m,平均深度为94.04m。成井86口,成井率为67.18%,有68.53%的钻井涌水量分布于100～400 m~3/d。钻孔遇洞率为75.78%,平均线岩溶率为5.01%。在0～100m内均有溶洞发育,100m以下未见溶洞发育。0～60m深度段岩溶较发育,溶洞高度为441.57m,占总高度的80.41%,线岩溶率(5.42%～12.91%)大于平均线岩溶率;但0～40m深度段内溶洞全部或部分被充填,供水意义不大,而在40～60m深度段溶洞填充率小。【结论】在该地区通过机井解决缺水问题的条件比较有利,机井井深不超过100m为宜;40～60m深度段是本区主要出水段。由于钻孔均部署在地下水的补给区,或位于岩溶发育相对较弱的地区,钻孔中溶洞主要以小型溶洞(小于等于2m)为主,大型溶洞(大于2m)较少。这种水文地质条件和溶洞发育特征,导致研究区大部分钻孔(68.53%)的涌水量分布于100～400m~3/d。     

大泵油管防喷工艺管柱作业安全性

为解决Φ70 mm及以上抽油机井起下杆管过程中的防喷安全性隐患,优化设计了防喷脱接器结构,攻关形成了抽油机井大泵油管防喷技术,并结合理论分析及数值模拟方法建立了此工艺管柱作业过程防喷安全性评价方法。首先,通过数值模拟手段分析了防喷脱接器对接过程的使用强度。然后,开展了起抽油杆过程防喷脱接器密封系统的强度和密封性能研究,结合抽油杆起下过程工艺管柱的屈曲行为分析结果获得了防喷工具的防喷压力界限,其数值约为30.85 MPa。最后,结合起抽油杆过程中工艺管柱的受力特点,建立了该防喷工艺管柱作业过程防喷安全性评价方法,设计了其作业过程防喷安全性评价图版,实现了其作业过程防喷安全性的量化评价。研究成果可为不压井作业安全性提供理论依据。     

常规方法预测碳酸盐岩地层压力的偏差分析

碳酸盐岩异常地层压力成因不同于碎屑沉积岩的欠压实机制,其纵波速度-孔隙度关系分散,采用常规方法进行碳酸盐岩地层压力预测具有很大的不确定性。基于等效介质理论,计算不同孔隙结构碳酸盐岩的纵波速度,在此基础上,分析孔隙结构导致的常规地层压力预测方法的预测偏差。结果表明:在应力状态、矿物组成和孔隙度相同条件下,裂隙类孔隙使地层压力预测结果偏高,易造成井漏、储层污染等问题;溶孔类孔隙使地层压力预测结果偏低,易诱发溢流、井涌等复杂情况;当裂缝、溶孔共存时,地层压力预测偏差的正负不仅受裂隙与溶孔相对体积比的影响,也受其绝对体积含量的控制;对于复杂孔隙结构碳酸盐岩,油气钻井工程中采用常规的地层压力预测方法和井身结构设计系数存在较大的安全隐患。