一种高效液体型解卡剂在巴基斯坦的研究与应用

针对目前巴基斯坦常用粉末解卡剂Black Magic存在配制时间长,加重易沉淀,与钻井液兼容性差,解卡成功率低等问题,以解卡剂对泥饼的破坏泥饼效果、穿透泥饼时间和极压润滑系数为评价指标,实验优选得到了一种高效液体解卡剂ZL SPOT。在此基础上,通过考察油水比、解卡剂和增黏剂对泥饼破坏和穿透的影响,得到了以0#柴油、解卡剂、清水和有机土组成的加重解卡液配方。实验结果发现:对于非加重解卡液,液体解卡剂在1.0%～2.5%浓度下,其极压润滑系数为0.069,100 mL解卡液穿透泥饼时间仅15 min,泥饼浸泡2 h后能见明显的网状裂纹,优于粉末解卡剂;对于加重解卡液,固相的加入会严重影响解卡效果,但提高解卡剂浓度至8%后,解卡液浸泡后的泥饼能出现网状裂纹;密度1.32～1.80 g/cm3的解卡液在120 ℃静置16 h后,无重晶石沉淀;解卡液与水基钻井液按1∶1比例混合,钻井液流变性和滤失基本不受影响。该液体解卡剂在巴基斯坦成功应用两口井,验证了解卡效果,且施工简单,具有推广应用前景。      

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。     

缩径钻具稳定器的研制与应用

针对目前国内一直采用与钻头尺寸相近的硬质稳定器易出现卡钻事故,且卡钻事故处理困难的问题,研制了缩径钻具稳定器。该稳定器关键部位采取了纵向运动带动横向运动缩小直径的设计,能及时达到解卡的目的。稳定器由4排稳定块起支撑作用,使用寿命长,且稳定块可更换。现场应用表明,缩径稳定器在应用过程中钻进平稳,无憋跳现象,很好地解决了井下稳定器因泥饼粘附和井壁垮塌造成的卡钻事故。     

CaCl_2水基解卡剂的研究与应用

针对油基解卡剂存在费用高,解卡时间长,不利于环保等缺点,通过对解卡机理、解卡剂配方以及配伍性研究,研制出CaCl2水基解卡液。该解卡液在玉门酒东长204井、长2-3井粘吸卡钻的应用中,成功解除了2次粘卡钻具事故,且具有施工简单、经济、环保等特点,具有很好的推广应用前景。     

酸化解卡方法解除伊朗TBK-8井卡钻事故

伊朗19 2项目TBK-8井在二开空气钻进过程中,由于水层和强水敏性页岩地层在同一井段相遇,使页岩钻屑在雾化环境下粘结成团,无法带出,瞬间沉积在钻头上,形成一个环状堆积。当试图通过活动解卡时,堆积物越挤越死,形成一个圆柱,卡死钻具。现场先后采用了浸泡柴油和解卡剂的解卡措施,都没有取得效果。当发现卡钻位置在灰岩地层时,仅注入15%的盐酸5.5m3,就顺利解卡。因此,对于粘附卡钻以外的卡钻事故,当卡钻位置在碳酸盐岩井段,且酸液能注到卡点以下时,可采用酸化方法解卡。     

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。     

新型酸液解卡剂在玛湖区块的应用

新疆玛湖油田水平井三开造斜段克下组发育大段褐色泥岩,目的层百口泉组存在褐色泥岩夹层。该褐色泥属硬脆性泥岩,岩水敏性强、易水化分散,使用水基钻井液配合螺杆钻进滑动托压严重、粘卡风险高。针对钻井期间易发生粘卡,文章通过调整酸液及其他添加剂浓度,形成酸液解卡剂8种配方,通过溶酸性评价确定采用 15％盐酸 ＋3％氢氟酸配方,对褐色泥岩和灰色荧光砂砾岩具有最强的酸蚀溶解能力,并成功应用于处理玛湖区块2次粘卡事故。相比于传统的泡油基解卡剂,该酸液解卡剂具有用量少、现场配制简单、解卡时间短、解卡率高等优点,为处理褐色泥岩段粘卡事故提供了新的选择。     

无机盐水基解卡液的研究及其在长5井的应用

酒泉盆地长沙岭构造砂泥岩段长,存在高压盐水层,平均钻井液密度在1.98-2.02 g/cm3之间,压井过程中压差卡钻事故频繁发生,过去通常采用油基解卡液浸泡解卡,配方复杂且污染钻井液。通过对无机盐、加重剂、渗透剂的优选,开发了一种由无机盐和OT为主要成分的新型的水基解卡液,提高了解卡速度和成功率。该解卡液防塌性好,在长时间浸泡后不会造成井塌复杂,解卡后可配合降滤失剂和稀释剂混入钻井液中,进一步提高钻井液的防塌性。通过室内评价实验,该解卡液抗温能力在140℃以上。在解卡仪上测得解卡时间最短为85 min,而油基解卡液的解卡时间最短为100 min。该解卡液荧光级别低,不会对录测井造成影响。     

连续管穿芯解卡工艺技术研究与应用

针对连续管本体砂卡后上提吨位有限，且无法建立有效循环，贸然上提易造成连续管拉断落井而使复杂进一步扩大，常规解卡工艺处理时间长、处理难度大等问题，创新研究了连续管穿芯解卡工艺。基于穿芯下管和冲砂解卡的作业原理，采用双提升系统的修井机进行作业，悬挂卡钻连续管的同时，在油套环空之间下入穿芯管柱，重新建立循环通道进行冲砂，实现连续管解卡打捞。现场应用结果表明，连续管穿芯解卡工艺技术通过“一趟钻”实现井内沉砂的快速清理，避免井下多次套铣、切割、打捞等作业，可有效提高连续管砂卡事故的处理效率，该工艺安全性高、作业成本低、作业后井筒及连续管完整性等方面有突出优势。在长庆区域累计应用4口井，解卡成功率100%,其成功实施为连续管复杂处理提供了一种新的技术手段。     

川西水平井粘附卡钻解卡工艺技术

水平井不仅能提高单井产能,而且能有效提高采收率,降低油气藏整体开发成本,因此当前应用十分广泛。在水平井水平段钻进作业中,由于钻具总是靠向下井壁一侧,易发生粘附卡钻。卡钻后解除事故难度大,其成本极高甚至导致全井报废,如何高效、安全、经济解卡是水平井钻井作业中面临的重大技术难题。文章从分析粘附卡钻的机理出发,以解除粘附卡钻发生的条件为突破口,阐述了降压解卡方案设计、主要参数确定、降压工艺实施以及方法。该方法在X22-XH井的成功应用表明,降压解卡在川西水平井粘附卡钻处理中解卡速度快、成功率高、成本低,是水平井黏附卡钻解卡十分有效的方法。     

水基解卡剂WJK—1的研制与评价

通过基液聚环氧乙烷环氧丙烷醚的合成和各组份筛选,研制了由聚醚基液、两种快速渗透剂、两种表面活性剂及一种脱水剂（泥饼压缩剂）组成的水基解卡剂WJK－1。在室内考察了WJK－1的各项有关性能：对水基 泥浆性能的影响,加入加重剂对解卡时间的影响,解卡剂的耐热性,泥浆含盐量的影响;与油基解卡剂相比,水基解卡剂在密度小于1.45g/cm^3泥浆中解卡较快,在密度大于1.45g/cm^3泥浆中解卡较慢。在一发生卡钻的井浆中（密度1.54g/cm^3）分别加入WJK－1和油基解卡剂,在室内用解卡仪测得解卡时间分别为196min和169min。WJK－1基本上无荧光。     

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。     

超低渗透钻井液防漏堵漏技术研究与应用

在水基钻井液中加入一定量的零滤失井眼稳定剂可以形成超低渗透钻井液.介绍了超低渗透钻井液提高地层承压能力及防漏堵漏的机理.超低渗透钻井液对不同孔隙的砂岩、岩心和裂缝性地层具有很好的封堵能力,可以实现近零滤失;零滤失井眼稳定剂通过在井壁表面形成超低渗透膜及增强内泥饼封堵强度大幅度提高岩心承压能力.在大港油田和辽河油田多口井的现场应用中,超低渗透钻井液在长裸眼多压力层系或压力衰竭地层防止了漏失、卡钻和坍塌的发生,表明超低渗透钻井液能自适应封堵岩石表面较大范围的孔喉,在井壁岩石表面形成致密超低渗透封堵薄层,可有效封堵不同孔喉地层和微裂缝泥页岩地层.超低渗透钻井液封堵隔层承压能力强,能提高漏失压力和破裂压力梯度,相当于扩大了安全密度窗口.     

一种解卡液评价仪简介

为了对解卡液解卡能力做出正确的评价,在考察井下实际解卡情况的基础上研制出一种解卡液评价仪。此仪器用底盘和室体分别摸拟钻柱和井眼,在底盘周围形成6mm厚的滤饼,对井下解卡情况进行模拟。试验证明,该仪器能较好地模拟井下解卡情况而对解卡液进行评价,具有较好的精度和一定的准确度。此外,该仪器结构简单,使用方便且价格便宜,便于推广应用。     

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。      

东秋8井下尾管高密度油基防卡钻井液研究与应用

东秋8井是塔里木油田的一口重点预探井。该井在4772～530lm井段的钻井过程中因砂岩层渗透性好、油气层压力系数高，发生了多次井漏、溢流和压差卡钻等复杂事故，决定完钻，下入φ127mm尾管。为避免下尾管时出现压差卡钻等复杂情况，通过研究分析，优选出了高密度油基钻井液进行下尾管和固井作业。该钻井液抗温抗压能力强，性能稳定，与井浆配伍性好，经高温静置后，具有较高的携屑悬浮能力。现场应用表明，高密度油基钻井液密度范围宽、滤失量低、泥饼薄、泥饼的粘附系数小、高温高压稳定性好；能够大幅度降低泥饼的粘附系数，适合于深井超深井易发生压差卡钻井段测井、下套管等施工；东秋8井小眼井顺利下入尾管，固井作业顺利，解决了东秋8井下入尾管发生压差卡钻的难题，经济效益非常明显。     

海上复杂轨迹深井坍塌卡钻处理实践

南海东部地区调整井井深大,轨迹复杂,发生卡钻后解卡作用力无法有效传递,解卡难度大。通过对海上陆丰13-1 油田A 井在深层古近系恩平组地层的卡钻原因进行分析,现场采用循环法解卡技术和小排量渐进式过提等手段,成功解卡,探索出适用于该区域坍塌卡钻解卡的一种高效快捷处理方法。该技术对于其他同类井井壁坍塌卡钻的处理具有借鉴意义。     

泡酸解卡技术在塔中11井的应用与认识

塔中11井钻遇了两个漏层和一个高压层,同一裸眼内存在多个不同的压力系统。钻井复杂使得钻井液性能变差,钻井液携砂性变差、滤饼摩阻增大增加了发生卡钻事故的概率。钻井过程中发生了2次卡钻事故,由于卡钻地层为碳酸盐岩储层,借鉴试油、修井的酸化技术来解除卡钻事故。实践表明,泡酸解卡工艺是一种解除碳酸盐岩储层卡钻行之有效的方法,还利于储层保护,但能否在大漏失、高套压、高含硫油气井运用及泡酸解卡对后续作业有何影响,需要进一步分析研究。