油基钻井液随钻防漏技术实验研究

与水基钻井液相比,油基钻井液更容易发生井眼漏失,且井漏现场处理困难,一旦发生井漏,往往会造成重大经济损失。针对油基钻井液漏失问题,从油基钻井液井漏预防措施入手,通过优选不同类型的钻井液防漏堵漏剂,研制了新型油基钻井液随钻防漏堵漏材料,并探讨了其协同作用机理。渗透性封堵实验以及作用机理分析表明,刚性架桥颗粒、弹性填充颗粒、微细纤维材料等不同类型钻井液防漏堵漏剂具有协同作用效果,能够迅速形成具有"强力链网络"的致密封堵层,显著提高了油基钻井液的随钻防漏堵漏性能。进一步优化了强封堵性油基钻井液体系,该体系在120℃、16 h热滚前后的流变性、滤失性能良好,PPA砂盘滤失量仅为11.4 m L,具有良好的随钻防漏堵漏性能,能够起到强化封堵井壁作用,有助于提高地层承压能力。     

南海西部高温高压井堵漏技术

南海西部莺歌海盆地高温高压井储层段黄流组温度达到200 ℃,地层压力系数达到2.27,钻井过程中频繁出现井漏,其中高温高压井堵漏作业还存在着抗高温堵漏材料少、高温高压井控风险高、高密度堵漏浆流变性难以调控、堵漏作业经验少等诸多问题。在分析高温高压井前期堵漏经验及漏失原因的基础上,利用高温高压动态堵漏仪优选抗高温高压堵漏材料及堵漏配方,承压能力达到20 MPa。现场结合随钻堵漏以及承压堵漏,并使用抗高温弹性堵漏剂FLEX 配合刚性堵漏剂BLN 及承压堵漏剂STRH,成功实施高温高压井堵漏作业。     

泡沫随钻堵漏钻井液体系

针对冷家油田老区块胶结差、破碎地层的井漏问题,通过分析井漏原因,制定解决对策,优选出泡沫聚合物钻井液体系和高效随钻堵漏剂CLPA-1。通过室内实验,选择XC与CMC按1∶2的比例复配作增黏剂,SMP-1、SAS、CMS按0.75∶0.5∶1的比例复配作降滤失剂,发泡剂和稳泡剂的浓度约为0.025%。CLPA-1是一种由预交联凝胶颗粒、吸水性树脂和高分子聚合物为基本材料合成的随钻堵漏剂,其瞬时滤失量小,在加量为3%时堵漏效果好,承压达到5 MPa;为提高滤饼承压能力,体系还加入了2%超细碳酸钙。介绍了该体系在冷42-41-164CH和洼60-H2302井的成功应用情况;在该油田其他相同区块易漏层应用的8口井,提前防漏效果显著,预防井漏发生4口井,井漏后一次堵漏成功3口井,且堵漏后再钻无漏失情况,堵漏成功率大于80%。该微泡沫低固相聚合物体系和随钻堵漏剂CLPA-1,利用密度控制技术,能解决亏空、胶结性差、存在微裂缝的老区块二次开发中产生的井漏难题。     

聚丙烯酰胺和棉纤维复合堵漏剂的研究与应用

用FA型可视式中压砂床滤失仪对聚丙烯酰胺和棉纤维复合堵漏剂进行了室内试验研究。结果表明，用0．5％聚丙烯酰胺＋0．2％棉纤维复合堵漏剂配制的堵漏浆对微裂缝地层能起到很好的防漏堵漏效果，其抗温可达150℃，可以满足井下要求；聚丙烯酰胺和棉纤维与常规钻井液处理剂配伍性好；堵漏钻井液对油气层的伤害小，还能起到保护油气层的作用，在FA型砂床封堵仪上测得的砂层解堵压力小于0．1MPa。该复合堵漏剂在阜新煤层气井、兴古7井和沈625-平7井进行了应用，均取得了很好的效果。     

一种新型随钻堵漏剂ZTC-1的生产工艺及性能评价

以杏仁壳为主要原料,经过初级粉碎、脱脂、干燥、超微粉碎和造粒一系列加工工艺研制出了-种新型随钻防漏堵漏剂,代号为ZTC-1。实验结果表明,该堵漏剂在正压差作用下能迅速形成有效封堵,封堵强度高、深度小,加入钻井液中有利于降低钻井液API和高温高压滤失量。与传统堵漏剂相比,ZTC-1防漏堵漏剂具有延时膨胀性,且膨胀比例更大,施工简便,用量少,若复配传统随钻堵漏剂可处理各种裂缝性、破碎性、孔隙性和渗透性等地层的塥失以及漏失位置不好确定的漏层的防漏堵漏。     

高分子材料的力学状态转变机理及在钻井液领域的应用展望

通过系统论述高分子材料在不同条件下的力学状态转变机理,并对其在钻井液封堵、防漏堵漏、固壁和降滤失领域的研究进展和应用进行了梳理,分析了其在钻井液领域应用中存在的问题,进一步展望了其在封堵、防漏堵漏、固壁和降滤失领域的应用前景。高分子材料作为封堵剂,可通过链纠缠、范德华力和氢键等作用,有效封堵地层微小孔隙;作为随钻防漏/堵漏剂,可通过机械互锁或化学键结合等作用黏连架桥,形成高强度胶结封堵层;作为固壁剂,可通过高分子链扩散、纠缠、静电和氢键等作用吸附聚集于井壁和微裂缝,维持井壁稳定;作为降滤失剂,可与黏土、聚合物协同作用,在井壁形成一层致密的高强度滤饼,降低钻井液滤失量。高分子材料在钻井液领域的研究将进一步促进钻井液处理剂技术的飞速发展。     

油基钻井液随钻堵漏技术与应用

针对在用油基钻井液钻进页岩气井水平段时井漏事故常有发生,造成严重的经济损失,研制了一种A型堵漏材料,对其进行了粒径分析,优选了最佳粒径范围,并在油基钻井液中评价了其堵漏性能。实验结果显示,A型堵漏剂的配伍性好,分散性好,吸油膨胀率高,抗150℃高温,砂床渗透侵入深度为1.0 cm,几乎是零滤失;与同类产品进行了对比,堵漏性能优于其他同类产品,具有好的防渗堵漏和裂缝堵漏效果;正向驱替压力为13 MPa,反向突破压力为1.2 MPa,承压强度高,反向驱替压力低,能够解决油基钻井液的渗透性漏失问题;A型堵漏剂与其他堵漏材料复配时能够有效解决1~3 mm裂缝漏失问题。形成了一套油基钻井液随钻堵漏技术,并在焦页195-1HF井进行现场应用,取得了良好的应用效果,不仅降低了焦页195-1HF井的钻井成本,同时缩短了钻井周期。      

高温高压地层漏失控制技术研究与应用

针对南海乐东区块温度高、地层压力大、易发生井漏事故的问题,用复合堵漏剂、诱导剂、悬浮稳定剂配制了密度为2.4 g/cm3的Leakseal堵漏浆,研究了堵漏浆组分的承压强度,堵漏浆的流变性、悬浮稳定性及堵漏效果,并在乐东区块进行了现场应用。结果表明,复合堵漏剂和诱导剂的强度较好,在220℃、50 MPa压力下的破碎率小于25%。堵漏浆具有较好的流变性、高温悬浮稳定性和封堵效果。堵漏浆在180～220℃老化16 h后再静置24 h的沉降率小于10%,在0.69 MPa下在150 s内快速滤失。砂石粒径为4～10、10～20目时,堵漏剂侵入砂床百分比分别为65.6%和52.3%,可承压10 MPa;在缝宽为0.5、1、2 mm的楔形裂缝中注入堵漏浆后形成可承压10MPa的堵漏层,反向承压分别为7、6、6 MPa。堵漏浆在乐东区块某井成功应用,堵漏效果良好。图6表1参11     

高滤失承压堵漏技术

高滤失承压堵漏技术是以高滤失堵漏剂进行封堵漏层提高地层承压能力的堵漏技术,该技术在压差作用下堵漏浆迅速滤失,形成填塞层封堵漏失通道,钻井液在填塞层表面发生滤失形成致密的泥饼,达到提高地层承压能力的目的。研制了一种高滤失堵漏剂,对钻井液流变性没有影响,堵漏浆30 s内API滤失量达180 mL以上,用重晶石粉可加重堵漏浆密度至2.3 g/cm3。室内模拟封堵不同尺寸的缝隙性漏失,承压能力达到7 MPa。高滤失承压堵漏技术进行了7井次现场试验,结果表明:该技术堵漏一次成功率达71%,堵漏时间短3～4 h,为优质高效地钻井施工提供了技术保障。      

塔里木山前构造带高密度钻井液堵漏技术

塔里木盆地库车坳陷山前构造带高密度钻井液漏失非常严重，其性质都属于人为压裂诱导裂缝性漏失，不存在砂、泥岩渗透性漏失；过去采用桥接堵漏技术堵漏成功率低的主要原因是配方中缺少大的架桥颗粒，堵漏材料浓度不够所致。该地区发生井漏特点：漏失最浅在井深2150m处的上第三系，最深在白垩系的井深6862m处；漏失地层岩性主要为膏岩层上部的泥岩、膏泥岩、泥膏岩和盐膏层下部的粉砂岩及细砂岩；75％的漏失发生在钻进过程中，开始漏速为2m^2／h左右，继而增大到10m。左右，漏失量多数在20m。以上；由于压破泥岩类地层而造成的裂缝漏失，漏速一般在20m。以上直到有进无出，总漏量多为50m。甚至上百立方米。由实验研究得知，高密度钻井液在低渗透性砂岩和泥岩地层不会发生渗漏，若发生漏失，都是压成小缝漏失，在砂岩、砂泥岩地层发生较小漏失时，采用小颗粒堵漏剂或降滤失剂随钻堵漏的办法是堵不住的。通过室内实验，结合库车坳陷山前构造带高密度钻井液现场堵漏成功与失败的经验教训，研究出了一套适合不同地层不同漏速的高密度桥接堵漏配方。在却勒101、群6井堵漏和提高地层承压能力挤堵，施工5次，一次成功率为100％。MTC浆使用温度分别为95℃和110℃，稠化时间为240～300min，养护48h后抗压达5～10MPa。     

克拉2号气田盐膏层高压气层钻井液技术

克拉2号气田为国家“西气东输”主力气田之一,位于塔里木盆地南天山造山带南侧库车坳陷北部克拉苏构造上。克拉2号气田下第三系存在大段盐膏层,下第三系和白垩系存在多套压力高、安全密度窗口小的气层,这些地层易缩径、垮塌,易漏易喷。塔里木油田钻井液技术工作者总结克拉苏地区钻探经验,在对克拉苏2号构造带地质情况进一步认识的基础上,引进多元醇等材料,优选出强抑制、强封堵、流变性好、泥饼质量好、滤失量较低的高密度多元醇饱和盐水稀硅酸盐KCl聚磺钻井液配方。经过现场调配,该套钻井液技术在克拉203井和克拉204井应用成功,解决了膏盐层、盐岩层的缩径、垮塌问题,易漏性砂岩地层的防漏问题,同时使用配套工程措施,较好完成了钻井任务,缩短了钻井周期,提高了综合经济效益。     

化学凝胶堵剂承压堵漏技术在顺北3井的应用

顺北3井是位于塔里木盆地顺托果勒低隆北缘构造的一口勘探井,该井二叠系火成岩裂缝发育,地层胶结差、易破碎,承压能力弱,钻井时发生6次井漏,先后使用桥浆、水泥浆等堵漏方式,堵漏效果不佳,一次堵漏成功率低。针对二叠系地层承压能力弱等问题,通过复配使用多种特殊纳米级堵漏材料,研制出一种化学凝胶堵剂HND-1。通过机理分析可知,HND-1具有"多元协同封堵"作用,能够大幅地提高地层的承压能力。室内性能评价结果表明,用HND-1配制的化学凝胶堵漏浆的稠化时间在4~20 h内可调,24 h的抗压强度可达12 MPa以上,密度在0.8~2.25 g/cm3内可调,与其他外加剂的配伍性能好。HND-1化学凝胶堵漏浆在顺北3井二叠系裂缝性漏层进行了现场试验,承压效果良好,现场试压5 MPa,30 min压降为0.2 MPa,二叠系当量密度达到1.55 g/cm3,满足了二叠系承压能力的要求。      

CPDF在委内瑞拉CARACOLES油田的钻井液服务技术

委内瑞拉CARACOLES油田的钻井液技术服务,由中国石油钻井液有限责任公司（CPDF）在2000年5月30日中标。在此之前该油田的钻井液技术服务由BAKER HUGHES INTEQ公司和BABOID DRILLING FLUID公司提供。因上部泥岩地层造浆严重;下部煤层易坍塌,砂岩地层渗透性强,易缩径。钻井过程中,造成煤层和页岩地层坍塌、起钻遇卡、下钻遇阻、固井质量差等复杂情况。CPDF在服务过程中根据地层特点,一开采用膨润土钻井液;二开使用分散钻井液体系;下部井段使用生物聚合物钻井液体系。应用表明,该套钻井液体系有很强的抑制性和稳定性,携砂能力强,配合使用超细碳酸钙和Fiber LCM保护油气层酸溶性纤维封 堵剂,提高了下部大段煤层的稳定性和页岩裂缝封堵能力,用中国产的钻井液材料解决了委内瑞拉CARACOLES油田钻井过程中出现的井塌、缩径、井漏等复杂问题,提高了固井质量。     

页岩油钻井漏失机理及防漏堵漏技术

针对页岩油钻井过程中漏失频发的问题,以济阳坳陷页岩油开发为例,分析了页岩油钻井油基钻井液的漏失机理。分析发现,页岩油藏天然断裂系统发育,容易发生漏失;页岩脆性强,表面油润湿,长水平段压耗大,易产生诱导裂缝漏失;油基钻井液使堵漏材料摩擦系数降低,防漏堵漏难度大。基于页岩油油基钻井液的漏失机理,对弹性孔网材料进行了表面改性处理,优选了填充材料,研制了一袋式堵漏剂,并开展了室内长裂缝封堵评价实验和现场试验。结果表明,研制的一袋式堵漏剂封堵效果好,2 mm×1 mm长裂缝承压强度达10 MPa,现场堵漏一次成功,较好地解决了页岩油油基钻井液漏失难题,为保障页岩油藏的优质快速钻井提供了技术支持。      

自胶结堵漏技术研究与应用

为了解决裂缝性、缝洞性地层产生的恶性钻井液漏失问题,对这类漏失的堵漏开展了专项研究,形成了自胶结堵漏技术。该技术以胶结剂和膨润土为原料,采用“双液注浆法”的施工工艺,使堵漏浆滞留在漏失通道内,并发生化学反应,形成具有一定强度的固结体。室内研究结果表明,该堵漏浆具有密度低、黏度高的特点,在80℃下24 h抗压强度不超过11 MPa,有利于钻塞,固结时间可通过添加剂调节。针对裂缝性、缝洞性的恶性漏失,现场试验堵漏效果显著,为优质高效地进行钻井施工提供技术保障。      

顺北油田二叠系火成岩防漏堵漏技术

井漏是影响顺北油田安全、快速、高效钻井的重大技术难题之一。通过对现场漏失资料的统计分析,明确了顺北油田二叠系地层具有非均质性强、多尺度裂缝发育和裂缝易扩展的特点,且整体上北部漏失程度较轻,南部漏失程度较严重;二叠系漏失机理为压差性漏失和裂缝扩展性漏失,并以压差性漏失为主。优选了高效随钻封堵剂SMGF-1,钻井液中加入3%的SMGF-1,可使得0.45～0.90 mm砂床承压达8.5 MPa,具备良好的防漏效果;研发了高效承压堵漏剂SMKZD-1,1～3 mm裂缝承压均大于5.0 MPa,具有良好的广谱封堵效果。现场应用表明,该防漏堵漏技术可以提高二叠系火成岩地层的防漏与堵漏效果。      

网状泡沫材料的堵漏特性研究

针对钻井液在长裂缝性漏失问题,室内评价了一种新型网状泡沫堵漏材料,将其与筛网堵漏材料进行对比和复配,研究出针对裂缝性漏失堵漏效果良好的配方。实验结果表明,该堵漏配方具有良好的封堵长裂缝能力,将质量分数为0.08%的网状泡沫（体积分数为4%）加入到原无法成功封堵模拟裂缝的基础配方中后可承压5 MPa,漏失水基钻井液165mL;与质量分数为0.45%筛网堵漏材料复配能使漏失量减少到45 mL,在高密度油基钻井液中也可承压5 MPa,但漏失量相对较大。网状泡沫堵漏材料可压缩变形,适用于各种尺寸裂缝。钻井液在泡沫孔隙中流动阻力大,大量网状泡沫颗粒分布于裂缝中能够形成多个较弱封堵隔墙,缓解了尾部封堵隔墙承受的压力,同时也可以在较窄裂缝中与刚性颗粒共同起到架桥作用。由于网状泡沫堵漏材料在油基钻井液和高温条件下强度变弱,因此更适于在常温水基钻井液中使用,且其来源广泛,经济实用,具有良好的应用前景。