SHBP-1超深井三开长裸眼钻井液技术

针对SHBP-1井在钻井过程中可能出现的井壁失稳及漏失等复杂问题,对其原因及技术难点进行分析,提出了该井的井壁稳定、防漏堵漏技术思路,选用强抑制强封堵防塌钻井液体系,以满足地层特性对钻井液抑制性、降失水及封堵的要求,筛选了复合抑制剂KCl+SMJA、镶嵌成膜防塌剂SMNA-1、纳米封堵剂SMNF-1,以进一步提高钻井液的抑制性、封堵性及防塌性能,降低高温高压滤失量。经现场应用表明,优化后的强抑制强封堵防塌钻井液流型易于控制,维持井浆中0.5% SMJA、3% KCl、2.5% SMNA-1,保障了钻井液有强的抑制防塌性;在易漏地层使用了纳米封堵剂2% SMNF-1、超细碳酸钙等随钻堵漏材料,避免了井漏的发生,顺利完成了该井的施工,三开井段扩大率仅为3.49%。该套钻井液技术顺利解决了SHBP-1井三开的井眼失稳及井漏问题,为后续类似井的钻井提供借鉴。      

SHBP-1超深井三开长裸眼钻井液技术

针对SHBP-1井在钻井过程中可能出现的井壁失稳及漏失等复杂问题,对其原因及技术难点进行分析,提出了该井的井壁稳定、防漏堵漏技术思路,选用强抑制强封堵防塌钻井液体系,以满足地层特性对钻井液抑制性、降失水及封堵的要求,筛选了复合抑制剂KCl+SMJA、镶嵌成膜防塌剂SMNA-1、纳米封堵剂SMNF-1,以进一步提高钻井液的抑制性、封堵性及防塌性能,降低高温高压滤失量。经现场应用表明,优化后的强抑制强封堵防塌钻井液流型易于控制,维持井浆中0.5% SMJA、3% KCl、2.5% SMNA-1,保障了钻井液有强的抑制防塌性;在易漏地层使用了纳米封堵剂2% SMNF-1、超细碳酸钙等随钻堵漏材料,避免了井漏的发生,顺利完成了该井的施工,三开井段扩大率仅为3.49%。该套钻井液技术顺利解决了SHBP-1井三开的井眼失稳及井漏问题,为后续类似井的钻井提供借鉴。     

埕北302井钻井液工艺技术

埕北302井是胜利油田在渤海湾埕岛海域钻探的一口重点井,完钻井深4364．95m,钻探目的是评价古生界、太古界含油气情况。该井馆陶组以上地层造浆性强,东营组和沙河街组地层剥蚀掉块严重,古生界和太古界地层破碎、裂缝发育．在钻进过程中,经常出现井漏、井喷、井塌和卡钻等复杂事故。介绍了该井不同地层的钻井液配方,即上部地层选用抑制型聚合物海水钻井液,下部地层选用适度分散的防塌钻井液,并配合相应的维护处理技术。现场应用结果表明,聚合物海水钻井液抑制能力、携屑能力强;防塌钻井液具有较好的防塌能力、抗污染能力和抗温能力,满足了埕北302井钻井施工的要求。     

塔河油田深侧钻井防塌钻井液技术

塔河油田深部巴楚组和桑塔木组地层为以伊/蒙混层或伊利石为主的硬脆性泥页岩地层,水化分散性较强且发育有微裂缝,钻井过程中易因泥页岩水化而导致井壁失稳,为此,提出了"抑制表面水化-物化封堵-有效应力支撑"三元协同防塌对策,并构建了三元协同防塌钻井液。室内性能评价试验结果表明:三元协同防塌钻井液抗温达170℃、抗盐5.0%、抗钙0.5%~1.0%、抗劣土8.0%,泥页岩膨胀率和滚动回收率分别为5.05%和91.33%,能封堵宽400 μm的裂缝,承压能力达到4 MPa。三元协同防塌钻井液在塔河油田20余口井进行了应用,均未发生由于井壁失稳造成的井下故障,桑巴楚组和桑塔木组地层的井径扩大率平均降低63.4百分点,建井周期平均缩短4.3 d。这表明,三元协同钻井液防塌技术可有效解决塔河油田深侧钻井巴楚组和桑塔木组地层的井壁失稳问题。      

聚胺抑制防塌钻井液技术在胜利滨5井工厂的应用

针对胜利滨5井工厂地质构造复杂,前期使用的聚合物润滑防塌钻井液和地层配伍性差,钻井时效低,优选出聚胺抑制防塌钻井液配方,并对该体系进行性能评价,结果表明,聚胺抑制防塌钻井液抑制性好,封堵性、润滑性及携岩能力强。该体系在滨5井工厂6口井现场应用,钻进过程中井壁稳定,井眼净化及润滑防卡效果好,钻完井时效高,达到了优快钻井的目的。     

封堵防塌钻井液处理剂研究进展

随着钻遇地层条件日益复杂,钻井作业对钻井液的防塌性能和强化井壁能力要求越来越高。封堵防塌处理剂能通过封堵地层原生孔隙和微裂缝,阻隔水化作用通道,提高钻井液的封堵能力,减少钻井液中的自由水侵入地层,降低地层坍塌压力从而起到稳定井壁的作用。简要介绍了沥青类处理剂、硅酸盐处理剂和聚合醇等常规封堵防塌处理剂,重点介绍了铝基封堵防塌处理剂、纳米封堵防塌处理剂和仿生固壁防塌处理剂等的国内外研究和应用情况,提出了封堵防塌处理剂的发展方向。     

阿根廷圣豪尔赫湾油田复杂地层防塌钻井液技术

阿根廷圣豪尔赫湾油田二开钻遇地层以泥岩和凝灰岩为主,地层破碎且微裂缝发育,岩石中蒙脱石和石英含量高,水敏性强,在应用BIOCAT钻井液钻进二开井段时井塌频繁,井径扩大率超过100%,每年有2~4口井因井塌而报废。为此,优选防塌抑制性能强的SRIPE-inhibitor系列抑制剂代替BIOCAT抑制剂,并添加非渗透剂SMT3、弹性石墨和碳酸钙等封堵材料,形成了非渗透强抑制防塌钻井液。室内抑制性能评价结果表明,非渗透强抑制防塌钻井液比BIOCAT钻井液具有更强的防塌抑制性能,膨胀率降低10百分点以上,回收率提高60~70百分点,坍塌周期延长1倍。阿根廷圣豪尔赫湾油田24口井应用了非渗透强抑制防塌钻井液,与应用BIOCAT钻井液的邻井相比,井塌明显减少,二开井段井径扩大率由100%降至10%,钻井周期缩短15%,钻井成本降低10%。这表明,非渗透强抑制防塌钻井液可解决阿根廷圣豪尔赫湾油田二开井段井壁失稳的问题。      

龙凤山气田强抑制封堵型防塌钻井液技术

龙凤山气田泉头组及以上地层水敏性泥页岩发育,在钻井过程中经常发生垮塌、卡钻、扩径和泥包钻头等复杂情况,营城组地层裂缝发育,易发生井漏。针对该地区的地质特征与钻井要求,通过水化膨胀实验和抑制膨润土造浆实验,优选胺钾复合抑制剂NK-1作为钻井液抑制剂;通过失水造壁性能评价实验和岩心渗透率测试实验,优选了降滤失剂KFT-Ⅱ和封堵防塌剂ZX-8作为钻井液封堵防塌剂,在此基础上研制了强抑制封堵型防塌钻井液体系,并对其性能进行了综合评价。实验结果表明,该钻井液具有良好的流变性、失水造壁性、抑制性和封堵防塌性。在北209井的现场应用中,钻井液性能稳定,封堵性和防塌性能突出,解决了全井的井壁失稳问题,起下钻、电测和下套管作业无遇阻,满足了现场钻井施工和储层保护的需要。      

哈山区块钻井液技术研究与应用

根据哈山区块地层特点,优选出胺基强抑制封堵防塌钻井液体系.该钻井液体系抑制性好,封堵性强,具有一定的抗碳酸根污染能力,在哈山1井和哈山2井取得了良好的现场应用效果,施工中井壁稳定,起下钻畅通无阻,电测及下套管均一次成功.     

钻井液处理剂及体系对泥页岩坍塌压力的影响研究

水基钻井液通常使泥页岩坍塌压力增加,研究钻井液及处理剂体系对地层坍塌压力的影响有助于研究优选防塌钻井液处理剂及体系.介绍了通过岩心力学性能测试分析计算地层坍塌压力的方法,研究了部分处理剂对地层坍塌压力的影响,认为增强抑制和封堵能力可降低地层坍塌压力.文中提出的钻井液处理剂及体系对泥页岩坍塌压力影响的研究方法是切实可行的,可用来优选研究防塌钻井液处理剂、优选防塌钻井液体系、确定合理的防塌钻井液密度.研究表明,在聚合物或聚磺钻井液中加入抑制剂(如KCl)和粒度及软化点适当的封堵材料可降低地层的坍塌压力.     

KL2-H1水平井高密度饱和盐水混油钻井液技术

KL2-H1井是西气东输2007年在克拉区块的一口水平井.该井三开段为高压盐膏层,四开段为白云岩高压气层;钻井液密度为2.00～2.25 g/cm<'3>,压井液密度为2.40 g/cm<'3>,使用混10%～15%原油基液,固相含量相对高,且容量限低,同时由于带POWVER或MWD定向工具钻进,只能使用重晶石加重,使得钻井液的流变性较差,现场施工困难.经过室内实验,研究出了一套适用于现场要求和用重晶石加重的流变性较好的高密度饱和盐水钻井液和压井液配方.现场应用表明,该钻井液的各项性能均能很好地满足钻进要求.     

钻井液用耐高温降滤失剂FRT -2的合成及性能研究

由丙烯腈(AN)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和N,N'-二甲基丙烯酰胺(DMAM)聚合制备了水基钻井液用耐高温聚合物降滤失剂FRT -2,分别在评价土基浆、淡水基浆、盐水基浆、海水基浆和聚磺钻井液中评价了其性能.结果表明,加入1％ FRT-2后,淡水基浆、盐水基浆、海水基浆的高温高压(HTHP)滤失量明显下降;在海上油田使用的聚磺钻井液中加入1％ FRT-2,HTHP滤失量(205℃,3.45 MPa)可控制在35 mL左右,表现出较好的耐温性能和降滤失性能.     

钻井液用改性地沟油润滑剂的制备与性能研究

以地沟油为基础油,用异丙醇对其进行了改性。以改性后的地沟油为外相、食盐水为内相,通过复配表面活性剂,制得油包水乳化钻井液润滑剂。评价结果表明:该润滑剂在水基钻井液中具有良好的润滑性、耐高温性、抗冻性、耐盐性及降解性,润滑剂在淡水泥浆120℃高温热滚16 h后,润滑系数降低率≥60%;在盐水泥浆(含10%NaCl)120℃高温热滚16 h后,润滑系数降低率≥60%;润滑剂在-20℃低温保存20 d后,流动性依然良好。经过生物耗氧量测试表明,该润滑剂对微生物无抑制作用,能够逐渐被微生物降解。     

肯基亚克8102井钻井液技术

为解决肯基亚克盐下油田压力高、温度高、矿化度高、密度高等钻井液技术问题,在对该地层特性、岩性和储层特点进行研究的基础上,研发出了适合该区域的两性离子聚磺盐水钻井液.现场应用表明,该钻井液较好地解决了高密度盐水钻井液流变性、盐层井壁稳定、漏喷同层和高密度盐水钻井液的防卡等问题,实现了全井无事故及复杂情况的记录;井径规则,平均井径扩大率为5.62%;润滑防卡措施效果明显,起钻最大提升阻力不超过10t,无任何阻卡情况.肯基亚克8102井钻井液的流变性得到明显优化,流变参数显著降低,与未采用该技术的邻井235井相比,表观黏度降低42%,塑性黏度降低40%,动切力降低46%,静切力降低58%,可将密度为1.95 g/cm<'3>的钻井液的黏度维持为70～90 s.     

正电性不分散钻井液体系的室内研究

为从根本上解决因泥岩地层粘土水化分散而引起的井眼失稳问题。研制开发了无粘土相的正电性不分散钻井液体系。室内试验结果表明，因其独特的正电性，该体系具有良好的流变性、很强的抗钙盐污染能力、超强的抑制性和良好的油气层保护能力。不但有利于抑制粘土水化膨胀和分散，防止井塌，保持井眼稳定，而且对油气层的伤害程度低，有利于保护油层。正电性不分散钻井液体系有望替代油基钻井液，发展前景良好。     

水包油乳液型复合泥饼清除剂的室内研究

针对裂缝性致密砂岩储层存在的高密度油基钻井液固相颗粒侵入以及泥饼难以清除等问题,开发出一种高效率、抗高温、低成本的水包油型复合泥饼清除剂。复合泥饼清除剂由混合酸、抗高温渗透剂、清洗剂、乳化剂等组成。通过对复合泥饼清除剂——水包油型乳液体系以及新型泥饼清除剂——纳米乳液体系的对比研究分析表明,在洗油方面以及溶蚀泥饼结构方面,复合泥饼清除剂效果优于纳米乳液。该复合泥饼清除剂的稳定性能强,抗温可达120℃;在静态条件下泥饼清除率可以达到90%以上,在动态条件下清除后岩心渗透率恢复值可以达到89%,最佳作业时间为8 h。在目前求降本增效的形势下,该复合泥饼清除剂剂配方简单,性能优良,解堵时间较短,能够有效改善和提高岩心渗透率恢复值。      

一种新型高性能聚胺聚合物钻井液的研制

聚胺钻井液是一类在钻井液中加入聚胺抑制剂而得到的具有代替油基钻井液潜力的新型高性能水基钻井液，最近几年在国外现场得到了较好的应用，在解决高造浆、高水敏地层的钻井作业中显示了特别的抑制效果。聚胺还具有生物毒性小，环境相容性好的特点。在钻井液中加入聚胺可以有效降低钻井液的滤失，改善钻井液的流变性能。通过对聚胺理化性能的比较分析，在传统的聚合物钻井液中加入UHIB聚胺进行抑制性改进，建立了聚胺聚合物钻井液体系，并对该体系进行了常规性能评价。结果表明，经过聚胺优化改进后的聚合物钻井液体系具有更加优良的抑制性能和更好的流变性能、滤失性能和抗污染性能，适宜于在高水敏、高造浆及高压和易污染地层使用。     

水基钻井液用润滑剂SDL-1的研制与评价

高摩阻高扭矩问题是制约水基钻井液在大位移长水平段井应用的因素之一。针对这一问题,利用长链脂肪酸、小分子多元醇等原料,合成出了多元醇合成酯主剂,然后与极压添加剂复配形成水基钻井液用润滑剂SDL-1。性能评价结果表明,4%淡水基浆中加入1%润滑剂SDL-1,润滑系数的降低率为85.2%,泥饼的黏附系数降低率为59.3%;在150℃下老化16 h后,润滑系数的降低率可达94.0%,泥饼的黏附系数降低率为62.3%;在180℃下老化16 h后,润滑系数降低率仍可达90%,因此润滑剂SDL-1可抗温180℃;此外还能抵抗30% NaCl和30% CaCl₂的污染。四球摩擦实验表明,经30 min摩擦后,SDL-1能有效减少划痕,降低表面磨损,抗磨效果优于国外润滑剂DFL。在2.0 g/cm3无土相钻井液体系和2.2 g/cm3环保钻井液体系中加入2%的SDL-1润滑剂后对体系的流变性影响较小,并能将体系的润滑系数降至0.08。整体而言,SDL-1具有良好的润滑性能和抗温抗盐污染性能,在深层大位移井中具有一定的应用前景。      

高强度空心玻璃微珠低密度水基钻井液室内研究及应用

高强度空心玻璃微珠钻井液作为连续介质具有不可压缩性，避免了气体钻井流体在使用过程中的诸多缺点，其密度可在0．6～1．0kg／L范围内进行调整，适用于低压油藏钻井和欠平衡钻井。室内试验表明，玻璃微珠钻井液具有良好的配伍性、流变性、滤失性和润滑性，并有利于保护储层，具有可回收利用及对测井无影响等气基钻井流体所不具备的优点，虽然微珠本身成本较高，但由于不需要特殊增压设备，相比空气钻井可以降低设备成本，操作更加安全，因而具有广阔的应用前景。从物理特性、配伍性、流变性调整、储层损害评价以及现场应用等方面对该钻井液进行了较全面的综述和分析。     

合成锂皂石用作超高温水基钻井液增黏剂实验研究

针对现有聚合物增黏剂抗温能力不足的问题,无法满足超高温（耐240℃）水基钻井液使用要求,提出采用合成锂皂石作为水基钻井液超高温增黏剂。采用X射线粉晶衍射及热重分析对合成锂皂石进行了结构表征,对其増黏性能、抗温性及抗盐性能等进行了评价,并分析了合成锂皂石抗高温增黏机理。实验结果发现:合成锂皂石H-6具有优良的増黏性能和热稳定性,抗温能力可达240℃,而且抗高温増黏效果优于现有国内外高温增黏剂产品。在4%钠膨润土基浆中加入1% H-6,240℃高温老化16 h前后浆液的表观黏度均为16.5 mPa·s,而加有1%高温增黏剂HE300的钠土基浆经240℃老化16 h后其表观黏度降低率大于92%。研究结果表明,合成锂皂石与其它处理剂配伍性好,适合用作超高温增黏剂,在超高温水基钻井液中具有广阔的应用前景。