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。     

低固相超高温水基钻井液研究及应用

冀东油田南堡构造深部潜山储层温度高、压力低、裂缝发育,为满足保护储层和井下携岩的需要,基于开发的聚合物增黏剂SDKP以及对抗高温降滤失剂、油溶性封堵剂、润滑剂、高温保护剂和防水锁剂的优选,优化出一套低膨润土低固相超高温水基钻井液。室内评价结果表明,1%SDKP溶液在165℃老化16h后,表观黏度保持率仍可达20%,表明SDKP的耐温性能好;SD-101和SD-201复配可显著降低1.0%膨润土基浆的滤失量,油溶性封堵剂HQ-10可显著降低高温高压滤失量;该钻井液抗温达235℃,在200℃下的塑性黏度达到15mPa·s,满足携岩需要,抗污染能力强,能抗10%NaCl、2%CaCl_2、10%劣质土污染,抑制性好,膨胀率降低率达78%,页岩回收率从8.24%提高到84.45%,储层损害小。在探井南堡3-82井五开井眼的现场应用表明,该钻井液在220℃井底温度下的流变参数基本稳定,API滤失量不变,携岩性好,顺利钻达井深6037m完钻,自喷求产,产液量为43.20 m~3/d。证明该钻井液可满足现场高温低压储层的钻井需要。     

长宁区块强封堵油基钻井液技术研究及应用

分析清楚长宁区块龙马溪组和五峰组井眼失稳的原因,提出强化井眼稳定的钻井液技术对策,对该区块水平井水平段的钻进至关重要。基于X射线衍射、扫描电子显微镜、页岩膨胀、滚动分散试验,揭示了复杂地层的井眼失稳机理,提出了“强化封堵微观孔隙、抑制滤液侵入和阻缓压力传递”协同的井眼稳定技术对策。采用砂床滤失仪、高温高压滤失模拟装置、微孔滤膜等试验装置,优选了以封堵剂为主的长宁区块油基钻井液处理剂,构建了适用于长宁区块的强封堵油基钻井液体系,其抗温135 ℃,抗盐10%,抗钙1%,抗劣土8%,400 μm宽裂缝的承压能力达5 MPa,0.22和0.45 μm孔径微孔滤膜的滤失量均为0,封堵效果突出,综合性能优于常规油基钻井液。该钻井液在长宁区块现场试应用10余口井,龙马溪组和五峰组水平段均未出现井眼失稳的问题;与同区块采用常规钻井液的已钻井相比,复杂地层的井径扩大率平均降低10.82%,建井周期平均缩短4.5 d。研究结果表明,强封堵油基钻井液技术解决了长宁区块水平井龙马溪组和五峰组水平段的井眼失稳问题,具有较好的推广应用价值。      

聚胺微泡沫钻井液及其作用机理

针对孔隙或裂缝性低压地层井漏、井塌及油气层损害等多种技术难题,以聚胺为水化抑制剂,结合微泡沫钻井液特点,构建了聚胺微泡沫钻井液体系。通过调整搅拌速度、优选加重剂、增黏剂加量及pH值等手段,使聚胺微泡沫钻井液密度在0.43~1.15 g/cm3之间可调。研制的聚胺微泡沫钻井液体系的抗温达120℃,可抗12%氯化钠、20%海水、12%劣质土、21%柴油污染,具有较好的防漏堵漏性能及储层保护效果。聚胺微泡沫钻井液兼有聚胺的表面水化、渗透水化抑制作用,加之较低的表面张力、活度,具有屏蔽暂堵性,在井壁上形成半透膜,可起到良好的防止井壁坍塌和保护油气层作用。     

天然气水合物热力学抑制剂作用机制及优化设计

基于2种典型天然气水合物生成预测理论模型,结合水合物热力学抑制剂评价实验数据以及水活度测试结果,分析了水合物热力学抑制剂影响天然气水合物生成条件的作用机制,建立了水合物生成温度降低值与水活度的关系式。结果表明,水合物热力学抑制剂降低水合物生成温度,或提高水合物生成压力的作用机制是降低溶液的水活度,其抑制水合物生成效果随水活度的降低线性增加。通过模拟深水钻井环境,对 典型的水合物热力学抑制剂氯化钠,以及钻井液常用的有机盐甲酸钠进行了水活度测试以及水合物抑制效果评价实验,探讨了可降低钻井液水活度的有机盐加重剂Weigh作为水合物抑制剂的可能性。结果表明,加入氯化钠或甲酸钠降低水活度至0.84,钻井液可在1 500 m水深条件下循环16 h无水合物生成 ;Weigh可大幅降低溶液水活度,水合物抑制效果优于氯化钠、甲酸钠以及由氯化钠和乙二醇组成的复合抑制剂。针对深水钻完井作业中遇到的必须使用低密度钻井液或完井液的情况,初步优化设计了低密度水合物抑制剂,可保证钻井液和完井液在低密度条件下(1.05~1.07 g/cm³)有效抑制水合物生成。     

一种钻井液用高效抗磨润滑剂

长水平井段高摩阻扭矩及深井高温高压环境,对钻井液润滑剂的润滑抗磨能力提出了更高的要求。传统钻井液用润滑剂难以满足上述技术要求。基于“固-液”协同高效润滑技术思路,优选改性植物油MVO-3、改性可膨胀石墨GIC,结合分散剂、乳化剂的优选及制备条件的优化,研制出了一种高效抗磨润滑剂SDL-1。评价结果表明,5%淡水基浆、4%盐水浆中加入0.5% SDL-1时,其润滑系数降低率分别为不小于85%、大于70%。SDL-1与现场钻井液的配伍性良好,抗温达150℃,起泡率低,且荧光级别小于5级。销-盘式摩擦磨损实验结果表明,SDL-1的抗磨耐磨效果优良,润滑持效性较好,可有效缓解或解决复杂井高摩阻扭矩技术难题,具有良好的推广应用价值。      

南海东方气田高密度抗高温钻井液完井液室内研究

南海东方气田地层温度高,储层渗透率低,钻完井过程中钻井液、完井液的高温稳定性及储层保护性能至关重要。针对该问题,通过滚动老化与配伍性试验优选了各类抗高温处理剂,研制出了高密度(2.2 kg/L)抗高温(170 ℃)的水基钻井液体系和甲酸铯无固相完井液体系。采用堵漏试验、岩心流动试验及流变性、滤失性测试等,评价了其综合性能。研究得出,高密度抗高温水基钻井液体系在高温高压条件下流变性、滤失性良好,高温高压滤失量小于15 mL,岩心渗透率恢复率达85%以上,极压润滑系数为0.131,抗盐、抗钙、抗劣土能力分别为5.0%,0.5%和8.0%;甲酸铯无固相完井液体系腐蚀速率仅为0.066 9 mm/a,页岩回收率为87.28%,岩心渗透率恢复率达88%以上。性能评价认为,研制的钻井液完井液体系能够满足海上高温高压气井的钻井要求,为南海东方气田安全高效开发提供了技术支持。      

国外高密度微粉加重剂研究进展

综述了国外高密度微粉加重材料的室内研究与现场应用现状,分析了用微米重晶石、四氧化三锰微粉加重的高密度钻井液的优点以及存在的问题,并进一步探讨了微粉加重材料的发展趋势。国外研究应用表明,高密度微粉加重剂钻井液体系较好地解决了高密度钻井液的流变性与沉降性之间的矛盾,且还具有低摩阻、低扭矩、低循环当量密度等优点,高密度微粉加重剂已成为国外水平井、大位移井、大斜度井等复杂钻井作业的首选加重材料。     

复合堵漏中平衡区域及其在新型堵漏仪中的应用

复合堵漏剂进入漏层后,堵漏材料会在漏层中散布,各种堵漏材料在某区域所占比例基本平衡.针对此问题,提出了存在平衡区域的概念.研制了新型堵漏仪,该堵漏仪能充分模拟漏失地层和堵漏过程,实验后还可以剖开实验岩心观察堵漏材料在岩心中的分布滞留状况和平衡区域的位置,从而为堵漏配方做进一步调整提供依据.多次实验发现,当堵漏效果好时平衡区域向岩心入口端移动,效果不好时则向岩心出口端移动,甚至不能形成平衡区域.新型堵漏仪实验结果重复性好,所形成的配方可直接应用于现场堵漏作业.现场应用表明,该应用技术在防漏堵漏作业中取得了很好的效果.     

吐哈西部油田井壁失稳机理实验研究

在勘探开发过程当中,吐哈油田西部的葡北、神泉和雁木西区块存在着严重的井壁不稳定等原因导致的划眼、卡钻、电测遇阻遇卡、固井留塞等问题.利用X射线衍射、电镜扫描、电动电位分析和泥页岩压力传递实验研究新技术,以及比亲水量测试等实验手段,对吐哈西部油田岩样的结构及理化性能进行了系统分析,论述了该地区复杂地层井壁失稳机理.依据“多元协同”防塌理论,通过单剂优选和配方优化实验,研制出了适合吐哈西部油田地层特性的钾-钙-醇强化防塌钻井液体系.现场试验结果表明,该钻井液体系能满足现场使用的要求.