深井固井抗污染紊流隔离液的研究与应用

川渝地区深井超深井固井水泥浆和钻井液存在严重的接触污染,混浆流变性恶化,稠化时间急剧缩短问题,严重影响了固井顶替效率和安全施工,对固井隔离液提出了严峻的挑战。从材料学角度出发,通过研制络活剂、抗高温悬浮稳定剂,并对重晶石进行加重,配制出1.40～2.40 g/cm3密度范围的抗高温紊流隔离液。研究表明,其抗温性能达到140 ℃,具有很好的悬浮稳定性和流变性,沉降实验上下密度差小于0.05 g/cm3,与钻井液和水泥浆有较好的流变相容性,延长混浆稠化时间,提高了顶替效率。该隔离液体系对保证固井施工安全和界面胶结质量具有重要的意义。通过在磨溪—高石梯区块深井固井现场应用,固井施工顺利,水泥环胶结良好,固井质量合格。     

高密度抗盐隔离液BH-HDS的研制与应用

高密度、盐膏层井对提高顶替效率的固井隔离液提出了更高的要求。通过选用生物质聚合物、无机悬浮物以及无机盐复合材料作为悬浮剂,阴离子聚合物作为稀释剂,重晶石作为加重剂,配制出一种新型隔离液。研究表明,该隔离液体系在1.50～2.40 g/cm3范围内具有良好的流变性能和沉降稳定性能,并且该体系具有良好的抗温性能,当温度达到180℃时,1.80 g/cm3隔离液的上下密度差为0.06 g/cm3,2.20 g/cm3隔离液的密度差为0.03 g/cm3 ;此外,该隔离液抗盐能达半饱和,半饱和盐水隔离液具有良好的悬浮稳定性和流变性。测试了隔离液与钻井液、隔离液与水泥浆、隔离液与钻井液、水泥浆3种混合液的相容性能,研究表明隔离液具有良好的相容性,加入隔离液的水泥浆的稠化时间较纯水泥浆稠化时间长。该高密度抗盐隔离液在伊拉克高压盐膏层应用2井次、在大港油田中深层油层现场应用1井次,固井质量1口合格,2口优质。      

无固相清洗型隔离液研究与应用

针对隔离液中的固相会对井下裸眼段和渗透率较高的砂岩等主要油层段造成污染,开发了一种无固相的清洗型固井隔离液,并对隔离液的综合性能进行评价。实验结果表明,无固相隔离液密度在1.00~1.80 g/cm3之间可调;隔离液在180℃下养护后上下密度差为0,未出现高温沉降现象,具有良好的抗温性能;隔离液的塑性黏度小于6 mPa·s,屈服值为0 Pa,为牛顿流体,易实现紊流顶替;有机盐钻井液、抗盐水泥浆与隔离液以不同比例混合后,流性指数值增加,稠度系数值降低,说明隔离液与有机盐钻井液和抗盐水泥浆具有良好的相容性;隔离液与不同比例抗盐水泥浆混合后,混浆的稠化时间变长,能够确保施工安全。隔离液对井壁上的虚泥饼及油污等的清洗效率在90%以上,有利于形成提高水泥胶结质量的水湿环境,提高固井质量。无固相隔离液在伊拉克市场现场应用29井次,应用效果良好,有效地解决了高压盐膏层固井难题。      

塔里木山前区块超深井尾管塞流固井技术

克深905井是克深气田克深9井区中部的一口开发评价井,四开完钻需进行尾管固井,井深为7368.2m,井底静置温度为164℃,压力为180MPa,在钻进过程中易发生溢流、井漏等复杂情况,且环空间隙小,安全密度窗口窄,为保证固井质量,防止井漏发生,全程采用塞流注替。根据现场水泥浆情况进行了水泥浆流变学设计和塞流顶替计算;优选了抗高温、抗盐高密度水泥浆体系及与钻井液相容性好的冲洗型隔离液;设计了能够压稳地层密度为2.58g/cm3的抗高温水泥浆;对现场泵压与返出量进行了实施监控。现场固井过程中未发生漏失,施工顺利,所封固井段的固井质量合格率为99.2%,该井尾管塞流顶替为中国首次在井深7368.2m的井段使用。      

缅甸PATOLON-2复杂气井固井技术

PATOLON-2井在钻井的过程中多次发生钻井液失返性漏失。在边堵漏边钻进时遇高压气层,发生井涌。当压井液密度高于1.30 g/cm3时中上部井段漏失,而压井液密度低于1.42 g/cm3时井下气侵严重,形成了下吐上漏复杂的井下条件。为完成地质测井和?339.7 mm技术套管的固井作业,电测及固井前上部0~1 345 m井段采用密度1.30 g/cm3钻井液,1 345 m ~井底采用密度2.00 g/cm3的钻井液。采取了非常规的正、反注水泥作业,实现了固井过程中的替净、压稳、防漏和防气窜等要求,结合先导钻井液,加重隔离液,微膨胀、防漏、防气窜水泥浆体系和上下双胶塞等固井工艺措施,完成了复杂地质条件下高压气井的固井作业,固井质量优质。该井固井施工的顺利进行,对类似复杂井固井,有一定的参考意义。     

一种新型抗污染固井前置液体系研究及应用

固井过程中水泥浆受到污染易导致流动性急剧变差,甚至失去可泵性,影响固井施工安全和固井质量,常规固井前置液体系无法彻底解决水泥浆污染问题。基于表面活性剂化学特性及复合材料的协同增效原理,室内研发了一种新型抗污染固井前置液体系,其密度在1～2.20 g/cm3范围内任意可调,具备冲洗液和隔离液的双功能,并且与水泥浆和钻井液不同比例混合后仍能保证水泥浆和钻井液具有良好的相容性。现场应用表明:该新型前置液体系能够有效解决钻井液和水泥浆的相容性问题,同时具有良好的渗透冲洗能力,能够显著提高顶替效率,改善固井质量。     

DG抗高温隔离液在古深1井的应用

古深1井是大庆油田在古龙地区的一口风险探井,设计井深5 500 m,实际完钻井深为4 739 m。钻进过程中,多次出现塌、漏、卡等事故,造成井径不规则。为平衡压力,压稳地层,更好地隔离钻井液和水泥浆,提高顶替效率,设计采用DG抗高温隔离液。DG抗高温隔离液抗高温可达150℃,密度调节范围宽,抗高温悬浮稳定性好,失水量少,与水泥浆和钻井液相容性好。古深1井采用双级注水泥工艺,固井施工过程十分顺利,隔离液密度均匀,泵送容易,无发泡现象。从声幅测井情况来看,水泥面上部与隔离液交界处界面清楚,水泥环胶结良好,水泥返高达到了设计要求,混浆过渡段短,固井质量合格。     

提高油基钻井液固井质量的冲洗型隔离液技术

油基钻井液条件下固井作业时,一方面,套管和井壁处于"油湿"环境,水泥浆无法实现与二界面良好胶结;另一方面,油基钻井液与水泥浆完全不相容性,直接接触后流变性恶化和稠化时间急剧缩短,危及施工安全。为此,利用表面活性剂协同增效机理和功能材料应用技术,研究出提高油井钻井液固井质量的冲洗型隔离液。室内研究表明,隔离液在1.5~2.3 g/cm~3密度范围内具有良好的流变和稳定性能,耐温达到120℃,洗油效率达到95%以上,能够高效驱替油基钻井液,实现界面润湿反转,与钻井液和水泥浆相容性良好。该隔离液体系在四川地区页岩气油井钻井液条件下固井中成功应用100余井次,固井质量合格率90%以上。该冲洗隔离液能够起到隔离、清洁套管和井壁的作用,提高了油井钻井液条件下的固井施工安全和固井质量。     

深井无固相压胶塞隔离液的研究与应用

柴达木盆地深井固井作业中,由于某些钻井液性能不达标或胶塞封闭不严致使部分水泥浆与顶替钻井液发生絮凝反应等原因,导致固井质量电测仪器下不到井底。为此,研制了无固相压胶塞隔离液。通过压胶塞隔离液的抗水泥浆污染性能、高温稳定性能和沉降稳定性能等评价实验,优选出深井完井压胶塞隔离液配方。现场应用结果表明,在胶塞和顶替钻井液之间的300~500 m的无固相隔离液段,可有效阻止套管内残留水泥浆与钻井液发生絮凝反应,并减缓固相颗粒的沉降堆积,保证电测仪器顺利下井。使用无固相压胶塞隔离液的37口深井,完井固井质量电测一次成功率达到了100%,有效缩短了完井作业施工周期。     

塔河油田盐下井AT9井复合尾管固井技术

为解决塔河油田盐下井后期完井裸眼段长、完井工具难以配套等问题,AT9井实施了一种新的盐下井井身结构,即在同一开次中穿越不同压力体系地层,完钻后结合扩孔、承压堵漏工艺,下入复合套管.通过分析AT9井盐层固井施工难点,提出了具体的技术措施,选用了抗高温抗盐水泥浆及高温隔离液,介绍了固井液的配方及性能.固井施工结果表明,AT9井盐层固井施工顺利,各项指标基本达到设计要求,试压合格,盐膏层段、φ177.8 mm套管鞋处封固质量为优质;采用的抗高温抗盐水泥浆及隔离液性能满足塔河油田盐膏层井的固井要求,具有推广应用前景.提出了有关优化钻井液性能和管串结构的建议.     

高温高压胶筒

对于深层气井压裂工艺来说,耐高温高压性能良好的胶筒可以使压裂工具下入更深,更容易压开高破裂压力地层.为满足生产实际需要,开展了180℃、100 MPa胶筒的攻关研究,为大庆外围深层气井压裂提供了技术支持.     

高、超高转差率电动机

介绍了高、超高转差率电动机发展历程及技术水平和发展现状,提供了高、超高转差率电动机的工作原理、产品结构、性能特点、技术参数指标及用途;指出该产品具有节电性能好、机械收益高、起动性能优越等特点,并介绍了相关的自主知识产权、特色技术,产品室内试验与现场试验的情况,在国内外各大油田的现场使用情况,以及高、超高转差率电动机进一步研发方向。     

高温高压油管锚定器的研制与应用

为解决油管锚定器耐温耐压性能低,锚定不可靠以及解卡困难等问题,研制了高温高压油管锚定器。该锚定器解卡结构设计独特,实现了泄压平衡油套压力后工具解卡,不受压差影响,安全可靠;锁块锁定中心管,解卡销钉不受坐封压力和尾管重力影响,避免了管柱提前坐卡;锚定器与封隔器配合能实现管柱逐级解卡,可减小起管柱载荷,提高了解卡成功率。高温高压油管锚定器在5井次的现场应用中,最大井斜59.3°,最高注水压力43 MPa。该锚定器起到了对管柱的锚定作用,施工安全,成功率高,保证了整个作业过程封隔器密封可靠,具有广阔的推广应用前景。     

高温高矿化度高密度水基钻井液用润滑剂

复杂深层油气钻井工程中,超高温高矿化度高密度（简称“三高”）复杂条件对水基钻井液润滑剂性能提出了更高要求。笔者利用环保性能较好的改性基础油、极压耐磨成膜材料、复合表面活性剂以及复合抗氧化剂等,研制了一种高温高矿化度高密度钻井液润滑剂SDR-1。评价结果表明,润滑剂SDR-1抗温达200℃,在饱和盐水基浆及含6000 mg/L钙的饱和盐水基浆中润滑系数降低率均大于80%,其沉降稳定性好,荧光级别小于3级;与高密度钻井液配伍性良好,可有效降低高密度钻井液的循环流动压耗及动态摩阻。      

高韧性高流动性聚丙烯材料的研究

采用动态硫化方法对聚丙烯进行增韧改性，以克服传统的简单共混增韧改性产生的冲击强度增幅有限。加工流动性明显下降的问题。对于不同的交联体系、三元乙丙橡胶(EPDM)进行了对比试验。     

高焊速高韧性氟碱型烧结焊剂

焊剂又叫焊药,类似于手工电弧焊条的药皮,它是由多种矿粉混合、烧结而成的颗粒状非金属物混合物。焊剂与焊丝是自动埋弧焊接中不可缺少的焊接材料,前者的主要作用是为金属焊接过程造渣、造气,从而保护焊缝金属不被氧化,减少焊缝金属中氮气的侵入,保证焊缝组织质量,提高生产效率。     

高温高压尾管顶部封隔器研制

常规尾管顶部封隔器无法满足深井、超深井及海洋油气井的高温高压环境对尾管固井作业的需要。依据O形密封圈高温高压密封机理分析,完成了"金属+橡胶"式封隔器密封结构的研制。研究了硫化橡胶厚度、防退锁紧装置、膨胀锥角、坐封力及硫化工艺等关键技术与高温高压密封性能的关系,并优化了主要性能参数。通过对3种氟橡胶材料在高温下的力学性能研究,优选氟橡胶A作为封隔器橡胶密封材料。开发了井下工具的高温高压试验装置,并进行了地面性能评价试验。研究结果表明,高温高压尾管顶部封隔器在204℃下正反双向密封70 MPa,达到现场高温高压井的使用要求。     

高温(220℃)高密度(2.3 g/cm3)水基钻井液技术研究

针对钻井工程需求，评价优选出了抗高温钻井液用高温保护剂、降滤失剂、封堵剂等钻井液处理剂，并进一步优选出了抗高温（220℃）高密度（1.80～2．30g／cm^3）水基钻井液配方。室内评价结果表明：该体系具有良好的抑制性和抗钻屑污染性能，抗钻屑粉污染达10％；具有一定的抗电解质能力，抗盐达2％，抗氯化钙达0．5％；具有良好的润滑性能；容易配制和维护。     

高温高压钻井技术的探索与认识

高温高压钻井作业过程中面临诸多的困难和挑战,为了保障高温高压钻井作业的安全、减少复杂情况,提高作业效率,分析了高温高压钻井所面临的主要挑战,结合国内外的成功经验,提出了相应的应对措施。指出了高温高压钻井除面临压高温高压之外,还要克服地层可钻性差、钻井周期长、钻具易发生疲劳破坏、部分地层含硫化氢等酸性气体等对钻井作业所带来的一系列影响;研究认为科学选择钻井装备、钻井工艺和配套技术,加强现场组织管理对高温高压钻井作业的成功至关重要。高温高压钻井技术是一项系统工程,要不断积累经验、做好技术沉淀,完善相关技术标准和规范,为今后高温高压井的作业提供借鉴和参考。     

三高气田套管磨损研究及应用分析

依据套管磨损相关理论,给出了套管磨损深度预测模型,开展了模拟现场钻井条件下气田在用套管磨损室内试验。分析了三高气田套管磨损后带来的问题,用编制的套管磨损预测软件并结合试验测得的套管磨损参数和实钻井史资料,对龙岗气田部分井在用的244.5 mm技术套管的磨损情况和强度进行了计算。计算结果显示,技术套管普遍存在磨损情况,平均磨损率在10%左右,套管磨损后抗挤强度和抗内压强度都显著降低。探讨了影响套管磨损的主要因素,提出了考虑磨损后套管强度满足要求的三高气田套管柱设计安全系数。研究结果对提高三高气田钻完井安全性有一定的指导作用。