富古1井钻具腐蚀及防护

介绍陕北富古1井钻上具腐蚀的严重性及造成的危害，分析造成其后果的原因，制定解决问题的方法和措施。在现场进行试用，防腐效果良好，在此勘探区可继续进行大力推广，加快该区的勘探进度。     

陕北探区钻具腐蚀及防护技术

陕北地区地层硫化物含量高，钻具易发生氢脆和点坑式腐蚀，引起钻杆本体刺穿，断钻铤，断钻杆等事故，为解决钻具严重腐蚀的问题，优选出了经济有效的最佳防腐配方：0．1％除硫剂＋0．2％缓蚀剂，钻井液加药后缓蚀效果明显，平均缓蚀率达87．7％，现场应用后，从井深2000m到3100m正常钻进，钻具腐蚀大为减缓，无刺穿，掉钻具现象发生。     

埕岛油田海水钻井液对钻具的腐蚀及防护

为了减少海水钻井液对钻具的腐蚀,试验研究了埕岛油田海水的性质、钻井液组成及钻具腐蚀的主要原因。结果表明,海水钻井液对钻具的腐蚀主要是其中的溶解氧和电解质引起的,pH值越低,腐蚀速度越快,当pH值大于10时,腐蚀速度显著变慢;腐蚀速度随环境温度的升高而增大,当超过一定的温度后,则随温度的升高而降低。同时筛选出几种对钻具有缓蚀作用的处理剂。     

华北油田钻具腐蚀与防护

华北油田钻具腐蚀非常严重，并且主要是由地层中的CO2和钻井液携带的O2引起的，因腐蚀而失效的钻具达到钻具总失效量的60％以上，由此而造成的经济损失高达2000多万元。华北石油管理局钻井工艺研究院研制出DPI型缓蚀剂，该缓蚀剂为咪唑啉衍生物，无毒、无味，不污染环境。对DPI型缓蚀剂的缓蚀效果及其与钻井液的配伍性进行了室内实验评价。实验结果表明，DPI型缓蚀剂在加量为0．2％～0．3％时缓蚀率基本在85％以上，最高可达90％，而且与钻井液的配伍性好。介绍了DPI型缓蚀剂在华北油田冀中地区的现场应用情况。DPI型缓蚀剂的使用不仅能减缓钻井液中的CO2和O2对钻具的腐蚀，还可以避免发生因腐蚀疲劳而引起的钻具本体剌穿事故，延长钻具使用寿命，缩短钻井周期，从而获得一定的经济效益。     

聚合物盐水泥浆对钻具的腐蚀与防护

介绍了中原油田泥浆对钻具的腐蚀情况及其防护技术。用钻具实验环法对现场几口井钻具腐蚀情况进行了跟踪调查,结果表明,聚舍物盐水泥浆对钻杆的腐蚀性强,坑蚀严重,局部腐蚀造成整体报废,大部分钻具进尺不到3万m,钻具剌穿和断裂情况时有发生。用旋转挂片失重法、滚动失重法及腐蚀疲劳试验研究了钻具腐蚀的影响因素,结果表明,溶解盐(由于中原油田富含石膏层)和溶解氧是中原油田钻具腐蚀的主要根源。复合缓蚀剂(Na_2SO_3与Nm—1复配)缓蚀效果好,对泥浆性能无不良影响且润滑性能好。泥浆中加入缓蚀剂后,可减少对钻具的腐蚀损失,从而降低钻井成本,对钻井循环系统设备及套管起到保护作用,减少甚至避免了钻具刺穿和断裂事故,此外对泥浆润滑性也有所改善,减少了卡钻事故,取得了良好的社会经济效益。     

钻具的腐蚀与防护

随着钻井工艺向高速，深井方向发展，钻具腐蚀与防护问题日益紧迫，它不但关系到降低钻井成本和保证钻井安全，而且还关系到新的钻井液和新的钻井工艺能否推广和发展，综述了钻具腐蚀与防护研究进展。钻井液的腐蚀性成分主要为溶解气体（氧，二氧化碳，硫化氢）和盐类。它们在电化学作用和应力作用下会形成均匀腐蚀，斑点腐蚀，点腐蚀和应力腐蚀，控制这些地腐蚀的措施包括：合理选用钻具钢材质，控制钻井液的pH值，用化学剂除去腐蚀性成分，应用缓蚀剂，介绍了钻具腐蚀与防护研究面临的新挑战。     

咪唑啉类缓蚀剂抑制钻具腐蚀的实验研究

本文应用滚轮失重法、动电位扫描技术、扫描电镜和能谱分析等手段,研究了咪唑啉类等有机缓蚀剂在低固相、无固相泥浆和受H2S污染的泥浆中,对20号钢和N-80钢的缓蚀作用,并对H2S污染的低固相泥浆性质、硫化铁成膜机理和缓蚀剂的缓蚀机理进行了研究。结果表明,咪唑啉类缓蚀剂对钻具氧腐蚀有一定的抑制作用,与磷酸酯、苯骈三氮唑钠等缓蚀剂复配使用时,能大大降低低碳钢的腐蚀速度。在含硫泥浆中,对H2S腐蚀抑制效果较好,加入1000mg/L以上咪唑啉缓蚀剂时,低碳钢的腐蚀速度降低到1mm/y以下,缓蚀效率达到70~80%。电化学研究表明,这类缓蚀剂能够强烈抑制金属的阳极过程。试验还发现,在一定条件下,N-80钢在含硫泥浆中能够生成一层光亮、致密的硫化铁保护膜,加入缓蚀剂后,则阻止了这层膜的生成。     

空气钻井中钻具腐蚀与控制分析

在空气钻井中，井下流体多属气、液（含盐地层水、外加液体添加剂）、固（钻屑、砂子）多相混合流动的复杂状态，腐蚀性强。此外，还有地层砂子和钻屑对钻具的磨蚀和冲蚀。钻具腐蚀直接影响到钻井施工的进度和经济效益。对空气钻井中影响钻具腐蚀的主要因素和腐蚀机理进行了深入研究成果，结合现场实践和国内外有关研究成果，提出如下控制空气钻井操作中产生腐蚀的方法：通过开钻前分析，一旦证实潜在的腐蚀危险，应考虑结合机械和化学的方法来进行缓蚀；氮气产生装置在减少氧气浓度方面非常有效。建议在充气钻井过程中使用化学缓蚀剂。利用腐蚀试片和监测，同时结合专为高含氧环境设计的化学缓蚀剂组合，可减轻对钻具的腐蚀。     

硫化氢腐蚀井下钻具的机理与防护

随着对油气资源勘探开发的力度加大,越来越多的油气田中发现有硫化氢气体的存在。H2S对钢材质工具的腐蚀研究一直是油气田生产作业过程中高度重视的问题。通过对H2S腐蚀机理研究,分析了H2S对钢材的的腐蚀类型,其中应力导向氢致开裂(SOHIC)对井下钻具的腐蚀危害性最大,并对影响H2S腐蚀的因素进行了探讨,包括环境因素和材质因素,最后提出了防护井下工具H2S腐蚀的措施,具有一定的工程指导意义。     

润滑油 NMP 精制装置的腐蚀与防护

分析了兰州炼油化工总厂的润滑油 NMP( N-甲基 - 2 -吡咯烷酮 )精制装置的腐蚀原因 ,经试验在装置的重腐蚀部位采用 2 54SMo高钼钢材质及加入 F92 1防腐剂的防腐措施 ,有效地解决了该装置的严重腐蚀问题。     

胜科1井大井眼钻井液技术

胜科1井二开采用φ444.5 mm钻头开钻,钻深2 932 m,采用φ339.7 mm技术套管封固沙3段下部以上地层。因该井处于东营凹陷中央隆起带上,花瓣地层极为发育,且钻遇盐膏层,在大井眼条件下,井壁稳定及井眼净化难度大。针对不同的地层特点,选用了低固相聚合物钻井液体系和双聚磺防塌钻井液体系,利用沥青配合聚醚多元醇严格控制钻井液的滤失量,确保了井壁稳定;依靠高效的护胶剂配合表面活性剂和合理的粘土含量确保钻井液具有良好的抗盐膏性能;通过保持适当的钻井液返速、控制合理的流变参数、优选钻井液处理剂配合合理的钻井工程措施,保证了井眼的清洁。该井二开井段钻进施工顺利,完钻电测、下套管和固井作业均顺利完成。     

胜科1井四开超高温高密度钻井液技术

胜科1井井深超过7000m,井底温度为235℃,压力超过100 MPa.该井地层情况复杂,存在盐岩、泥页岩及盐膏泥混层,钻井液性能难以调控.该井四开(4155～7026 m)钻进使用了聚磺封堵防塌钻井液、高密度聚磺非渗透钻井液和超高温钻井液.应用结果表明,这3种钻井液的高温稳定性、润滑性和剪切稀释特性良好,在高固相情况下仍具有良好的流变性和低的高压滤失量,能经受住各种可溶性盐类及高价离子的污染,配制和维护处理方便,各种钻井液之间的转换非常顺利,没有出现任何井下复杂情况.该套钻井液技术有效地保证了胜科1井的安全、快速钻进.     

胜科1井三开钻遇软泥岩钻井液技术

胜科1井是一口超深重点科学探井，目的为证实胜利油田渤海湾盆地深层生油的可能性。在该井三开（2931～4155m）钻进过程中，分别钻遇盐膏层、盐岩层、软泥岩、膏质泥岩、砂岩等多套层系并在3套盐膏层中钻遇软泥岩，使工程变得复杂，钻井液性能起伏较大。在现场施工中，围绕着解决如何提高钻井液在高密度下对土相的污染容限，以及如何在高固相情况下调整好钻井液的流态问题，成功地运用了多聚物复合盐欠饱和钻井液体系，很好地解决了多层系、多压力地层特点带来的钻井难题，顺利地钻穿沙四段，为盐下段的施工打下了良好的基础。介绍了软泥岩段的电测结果。对3000～4200m井段软泥岩的蠕变速率进行了研究，得出了不同井深处、不同钻井液密度下的井眼蠕变速率，以及保证不同井深处软泥岩地层蠕变速率小于0．8mm／h所需的钻井液密度。     

胜科1井钻井事故的预防与处理

胜科1井设计井深7 000 m,完钻井深7 026 m。在该井钻井过程中,针对上部大尺寸钻头破岩效率低、大井眼井壁稳定性差、大段盐膏层、膏岩层的塑性蠕变和塑性流动造成井眼复杂、超深井高温高压给钻井液性能的控制和水泥浆调控等带来的一系列技术难题,制定了一整套预防井下事故和复杂情况的技术措施,从而确保了该井的钻探成功。该井在钻井过程发生了2次断钻具事故和1次卡钻事故,根据超深井的特点,采取了较为稳妥的处理措施,同时,有针对性地研制了高效铣环和PDC钻头专用打捞器,3次事故处理均获得了成功,共耗时38.5 d。详细介绍了该井所采取的预防和处理钻井事故的技术措施,可为其他超深井的钻井施工提供一定的借鉴。     

胜科1井大井眼及盐膏层钻井技术

胜科1井是中国石化在胜利油田部署的一口重点科学探索井,完钻井深7 026 m，φ339.7 mm技术套管下深2 922.78 m,φ311.1 mm大井眼井段深达4 155 m,采用了阶梯式大井眼结构设计与钻头优选技术,提高了大井眼钻井速度。为解决盐膏层蠕变挤毁套管问题,裸眼段全部使用φ250.8 mm厚壁（壁厚15.88 mm）VM140HCVA进口高抗挤套管,并采用尾管固井技术。针对胜科1井钻井过程中钻遇的大段复合盐膏层、软泥岩、膏泥岩和极易水化膨胀的红泥岩,分析了其蠕变规律,发现胜科1井盐膏层间软泥岩的蠕变速度对钻井液密度具有很强的敏感特性,从而确定对易蠕变缩径的地层采用先释放后平衡地层应力的技术,保证了电测和下套管需要的安全时间。试验表明,钻井液密度提至2.27-2.30 kg/L时,获得了50 h套管安全下入时间,成功完成了下套管和固井作业。     

胜科1井高温水基钻井液流变性调控技术

胜科1井井底温度235℃,并且存在盐岩、泥页岩及盐膏泥混层,钻井液流变性调控困难。分析了固相含量、地层组构和高温等因素对高温水基钻井液流变性的影响及其作用机理,总结得出了高温水基钻井液流变性调控技术手段：1）适当增大聚丙烯酰胺的加量;2）应用抗温抗盐降滤失剂;3）应用高温流型调节剂;4）尽量降低固相含量;5）定期清理循环罐底部的沉积砂和稠浆等。胜科1井现场应用结果表明,提出的高温水基钻井液流变性调控技术措施,较好地解决了高温、高固相和盐膏泥混层对钻井液流变性的影响问题,从钻井液方面保证了胜科1井的安全、快速钻进。     

旋转导向钻井技术及钻井工具应用研究

旋转导向钻井系统是由井下闭环变径稳定器与测量传输仪器(MWD/LWD)联合组成的工具系统,它完全抛开了滑动导向方式,以旋转导向钻进方式自动、灵活地调整井斜和方位,大幅提高了钻井速度、钻井安全性和轨迹控制精度。分析了旋转导向钻井系统的技术特点,介绍了典型旋转导向钻井系统的结构组成、工作原理及发展、应用情况。为超深井、高难度定向井、大位移井、水平分支井等特殊工艺井的导向钻井提供技术支持。     

胜科1井φ339.7mm套管双级固井技术

胜科1井是中国石化的一口重点科学探索井，为保证后续钻进的安全，要求φ339．7mm套管下至井深2932m，且全井封固。针对该井井眼不规则、封固段长、存在多套压力层系、井下情况复杂等技术难点，选择采用双级固井工艺，应用漂珠低密度水泥浆、低失水微膨胀水泥浆、粉煤灰低密度水泥浆、低失水高分散早强水泥浆，成功解决了漏失与封固段长等技术难题，保证了水泥浆返至地面，为后续钻进和处理井下复杂情况奠定了基础。     

简易套管钻井技术及专用配套工具研究

根据国内陆上油田钻井装备的实际状况，本着降低钻井成本的目的，研究出了采用转盘驱动的适用于陆上油田浅开发井的简易套管钻井技术及其配套工具。该技术可满足一只钻头钻至设计井深、中途不更换钻头的要求，而且对钻机无特殊要求，可实现对油层段的裸眼测井。在吉林油田8口井的现场试验结果表明，与常规钻井技术相比，简易套管钻井技术能够提高机械钻速，缩短建井周期，降低钻井成本，有效保护油气层，具有良好的推广应用前景。详细介绍了简易套管钻井技术的施工工艺和专用配套工具的结构、原理及现场试验情况。     

ReelWell钻井反向射流抽吸技术及工具研究

ReelWell钻井技术以双壁钻杆为基础,钻井液从双壁钻杆环空进入钻头,携带岩屑的钻井液通过内钻杆返回地面,实现钻井液循环。在整个循环中,需要利用流动转换装置,此装置对岩屑能否顺利进入内钻杆产生巨大影响。鉴于此,根据射流泵理论提出一种利用高速反向射流抽吸岩屑的流动转换装置。建立了流动转换装置的水力模型,并对其进行优化设计。研究结果表明:摩擦因数越大,工具的水力效率越低,抽吸效果越差,建议水力流道在设计时应尽量光滑;密度比越大,工具的水力效率越低,抽吸效果越差,建议降低钻井液的密度比;该工具最优水力效率、最优压力比、最优流量比和最优面积比分别为16. 783%、0. 168 0、0. 974 1和0. 110 3。结论认为,反向射流抽吸技术的开发为提高ReelWell钻井携岩效率提供了一种新的方法。