川渝地区首次在油基钻井液条件下Φ177.8mm尾管固井成功

<正>近日,川庆钻探工程有限公司顺利完成威202H1-1井Φ177.8 mm(7 in)尾管的固井作业,标志着川渝地区首次在油基钻井液条件下Φ177.8 mm(7 in)尾管固井成功。威202H1-1井是威远区块一口开发井,四开后地层漏失严重,多次采用钻井液和水泥浆堵漏均无效,不能满足下步龙马溪地层钻进的地层承压条件。为此,在该井下入Φ177.8 mm(7 in)尾管封固上部裸眼井段。由于在油基钻井液介质中下入Φ177.8 mm(7 in)尾管工艺在国内尚属首次,所以公司对水泥浆与油基钻井液的相容性、漏失点选择以及降低生     

塔里木山前构造克深7井盐间高压盐水处理技术

克深7井井深为8 023 m,盐层埋深为7 211 m,采用高密度全油基钻井液钻开盐层,钻至井深7 764 m处钻遇盐间高压盐水层,压井液密度达2.55 g/cm3,在实施压井作业过程中发生了严重漏失。在采用专用油基钻井液配套堵漏材料和桥塞堵漏未成功后,采用了水基堵漏浆与油基钻井液混合的沉淀隔离新工艺,在堵漏材料中引入了国外高强度承压材料,将其与膨胀效果好的核桃壳等材料复配使用,堵漏成功。应用结果表明,常规的桥浆堵漏和油基钻井液配套的堵漏材料均不能应对克深7井这种异常复杂地层,沉淀隔离新工艺配合适当比例的多种堵漏材料,对处理高压盐水层压井及井漏等复杂情况实用可行。     

顺北油气田奥陶系破碎性地层油基钻井液技术

针对顺北多口超深井采用水基钻井液钻遇奥陶系地层时井壁失稳和井漏并存的技术难题,通过井壁失稳机理分析,设计合成了具有三头双尾结构的Gemini型高温乳化稳定剂和支化型流型调节剂,采用微胶囊化处理方法研制了一种可在156℃以上的温度下激发后膨胀5.37倍以上的温度敏感型膨胀性堵漏材料,开发了一种抗高温强封堵低黏高切油基钻井液体系。室内评价结果表明,该体系抗温不小于180℃,所形成的油包水乳化液滴尺寸为1.2～26.9 μm,具有较宽的粒径分布,高温高压滤失量为2.4 mL ;塑性黏度不大于40 mPa·s,动塑比为0.31～0.40 Pa/mPa·s,与传统油基钻井液相比,塑性黏度降低10%～15%,动切力提高15%～25%,表现出优异的低黏高切特性和微裂缝的匹配性封堵能力。该体系在顺北Y井进行了现场应用,破碎性地层平均井径扩大率仅为7.77%,钻井过程中除出现一次短暂的放空性漏失外,未见其他明显漏失,避免了奥陶系破碎性地层井壁失稳,减少了裂缝性储层段油基钻井液损耗,助力了亚洲陆上最深定向井纪录的创造和顺北油气资源的提速、提效开发。      

四川页岩气井碳酸根/碳酸氢根污染问题的处理实践

四川页岩气井随着施工区块由威202向威204区块转移，水基钻井液在二开普遍出现了CO₃2?和HCO₃?污染问题。污染发生地层主要为长兴组、龙潭组、茅口组，表现为黏度和切力快速上升且难以控制。针对这一问题，首先对污染来源进行了探讨，分析认为CO₂侵入长兴组、龙潭组地层钻井用钻井液，部分井浆中含有大量HCO₃?（大于10 000 mg/L）。对预防措施和2种处理方案进行了讨论，提出用CaCl₂处理更适合该区块钻井液。最后对威204H23-5井和黄206井钻井液CO₂污染的处理工艺进行探索。2口井在采用CaO处理不理想情况下，改用CaCl₂方案处理。威204H23-5井钻井液中HCO₃?含量由15 420 mg/L降低至1120 mg/L，黏度大于300 s降低至污染前状态的54 s；黄206井钻井液受污染后黏度为180 s，处理后黏度降至污染前状态的57 s。该方法具有高效、经济、针对性强等优点，但应落实好技术措施，避免钻井液受Ca2+和HCO₃?双重污染。      

涪陵页岩气田油基钻井液随钻堵漏技术

涪陵页岩气田焦石坝区块三开水平段采用油基钻井液钻进过程中,因堵漏材料与现场钻井液配伍性差导致堵漏成功率低、易复漏,针对该问题,研究了油基钻井液随钻防漏堵漏体系。基于"刚柔并济,变形封堵,细粒充填及限制渗透"的堵漏原理,通过室内试验,优选了JHCarb刚性堵漏剂、HIFlex变形颗粒与H-Seal弹性封堵剂,并配制了油基钻井液用随钻防漏堵漏体系。该体系与油基钻井液配伍性好,耐油耐温性能佳,可长时间在井浆中循环,预防渗透性漏失,封堵宽度小于3.0 mm的裂缝,承压能力大于7 MPa。该体系在焦石坝区块页岩气水平井水平段油基钻井液钻进过程中进行了应用,有效防止了易漏地层的渗透性漏失,成功解决了钻进过程中漏速10.0 m3/h左右的漏失问题。研究结果表明,该油基钻井液随钻堵漏技术能解决页岩地层的漏失问题,有效提高了地层承压能力,保证了固井作业顺利进行。      

高强度堵漏技术在KES1103井的应用

KES1103 井盐层及盐下地层均采用高密度油基钻井液体系,实钻过程中主要复杂为井漏,共计发生井漏30次,累计漏失油基钻井液5 028 m³。该井井漏基本涵盖了山前地区常见的井漏类型：卡盐底井漏、裂缝发育地层井漏、套管鞋井漏等,且同一开次包含两套或多套地层压力系统,漏点不易确定,堵漏难度极大。该井采用高酸溶沉降隔离、油基钻井液桥浆堵漏、水基钻井液桥浆堵漏、高失水快强箍堵漏、雷特桥堵堵漏等多种堵漏技术,有效提高地层承压压力,达到快速治漏的目的,为复杂地质条件下深井“安全、高效、经济” 钻完井和加快勘探开发进程提供强有力的技术支撑。     

高密度油基钻井液降黏剂及其现场应用

高密度油基钻井液稠化的主要原因之一是钻井过程中劣质固相的侵入,特别是低密度固相含量的不断增加。劣质固相经过油基钻井液中的润湿剂、乳化剂作用后使其具有了一定的活性,增强体系的网架结构,导致钻井液的黏度和切力上涨。以月桂酰胺、硬脂酸酰胺和芥酸酰胺为原料,按照质量比1∶2∶1合成了分子链中具有可吸附胺基、酰胺基的多元活性基团的降黏剂CQ-OTA。降黏评价实验表明:CQ-OTA能够将固相含量为48.5%高密度稠化油基钻井液的塑性黏度降低25.0%,静切力降低60.0%,其在油基钻井液中的推荐加量为0.5%～1.5%;在威202HX平台现场应用,能够改善油基钻井液的流变性,提高劣质固相容量限,塑性黏度由53.0 mPa·s下降至40.0 mPa·s,10 min静切力由23 Pa下降至14.5 Pa,保证了高密度油基钻井液顺利钻至目的井深,提高了高密度油基钻井液重复使用效率,降低了钻井成本。      

中国石化钻井液技术进展及发展方向

围绕油气勘探开发及钻井工程对钻井液技术的需求,介绍了中国石化钻井液技术的研究及应用进展情况,从超高密度钻井液、新型低密度钻井液、非常规油基钻井液、抗高温钻井液、合成基钻井液、聚胺钻井液、复杂地层防漏堵漏技术、气体泡沫及可循环泡沫钻井液、深井超深井优质钻井液、废弃钻井液钻屑及废水回收处理技术,以及基础理论研究和仪器与评价方法的研发等方面进行了叙述,最后根据对钻井液技术发展需求的分析,指出了中国石化钻井液技术的发展方向.     

盖南1井钻井液技术难点及对策

盖南1井在二开1595～3250m井段存在低压漏层，在二开3385～3395m井段钻遇高压气层，在同一井段存在严重上漏下喷的问题。该井三开环空间隙非常小、井段长、压耗大，要求钻井液的黏度和切力较低，但在3435～3442m、3650～3665m井段钻遇高压气层，为能悬浮重晶石要求钻井液的黏度和切力较高。在钻进过程中，通过随钻堵漏和静止承压堵漏提高地层承压能力及使用加重胶液维护钻井液的性能解决了二开井段严重上漏下喷的问题，通过降低膨润土含量以及提高聚合物的含量降低钻井液流动阻力的方法解决了三开存在的钻井液黏度和切力问题。     

油基钻井液废弃物处理技术及经济性评价

介绍了油基钻井液废弃物无害化处理技术在苏53-82-50H井的应用。采用此技术处理了约72 m3的含油岩屑,回收了油基钻井液约100 m3。含油岩屑经过56 d的处理,含油率基本降至3%以下。同时建立了一套经济性评价体系,对该技术在苏53-82-50H井的应用进行了评价。结果表明,在不考虑环境成本的情况下,该技术产生经济效益92.47万元。     

膨胀型油基防漏堵漏钻井液体系

针对油基防漏堵漏钻井液技术难题,研究出一种具有三维网络交联结构或者微孔结构的膨胀型堵漏剂,其可选择性地吸收油水混合体系中的油,具有温度敏感延时膨胀特性,并具有一定的抗压以及成膜能力,在90℃的1 h吸油率大于120%,体积膨胀率大于40%。同时优选出了可使体系热滚后破乳电压升高的乳化剂G326,可使体系高温高压滤失量降低至4 mL以下的降滤失剂G328,优选出G327和G338封堵剂以及颗粒较粗的GFD-M和GFD-C,构建了膨胀型油基防漏堵漏体系,分别形成了堵漏和防漏钻井液配方。其中堵漏配方1~5 mm缝板实验承压可达7.0 MPa,防渗漏配方API砂床侵入深度降低率大于95%。该体系在四川页岩气水平井现场应用结果显示:堵漏配方现场堵漏作业一次成功率大于60%,防漏配方在试验井段2.10~2.45 g/cm3高密度条件下,油基钻井液总渗漏量控制在10 m3以内,封堵防漏效果良好。      

水基钻井液用低增黏提切剂的合成与性能评价

为了实现在调控钻井液黏度的情况下获得良好的携岩能力,以丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、二甲基二烯丙基氯化铵（DMDAAC）、甲基丙烯酰氧乙基-N,N-二甲基丙磺酸（DMAPS）和十六烷基疏水单体（C16-D）为原料,采用自由基聚合法,制备了一种新型的两性疏水缔合聚合物（PAADDC）。采用傅里叶变换红外光谱（FTIR）和核磁共振（1H NMR）表征了PAADDC的分子结构,采用静态光散射（SLS）测定了聚合物的分子量,并对其流变性能进行了评价。结果表明,100℃老化16 h,加量为0.2% PAADDC的钻井液的表观黏度、塑性黏度、动切力和动塑比分别为18.5 mPa·s,11.5 mPa·s,7.0 Pa和0.61 Pa/mPa·s,抗温可达160℃。与常规增黏剂相比,PAADDC具有良好的热稳定性和更佳的抑黏增切效果。在60～180℃热老化实验中,动塑比值随PAADDC用量的增加而降低。环境扫描电镜（ESEM）和原子力显微镜（AFM）的观察表明,PAADDC在溶液中形成了连续的三维网状结构,这是其剪切强度显著提高的主要原因。     

水基钻井液用低增黏提切剂的合成与性能评价

为了实现在调控钻井液黏度的情况下获得良好的携岩能力,以丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、二甲基二烯丙基氯化铵（DMDAAC）、甲基丙烯酰氧乙基-N,N-二甲基丙磺酸（DMAPS）和十六烷基疏水单体（C₁₆-D）为原料,采用自由基聚合法,制备了一种新型的两性疏水缔合聚合物（PAADDC）。采用傅里叶变换红外光谱（FTIR）和核磁共振（1H NMR）表征了PAADDC的分子结构,采用静态光散射（SLS）测定了聚合物的分子量,并对其流变性能进行了评价。结果表明,100℃老化16 h,加量为0.2% PAADDC的钻井液的表观黏度、塑性黏度、动切力和动塑比分别为18.5 mPa·s,11.5 mPa·s,7.0 Pa和0.61 Pa/mPa·s,抗温可达160℃。与常规增黏剂相比,PAADDC具有良好的热稳定性和更佳的抑黏增切效果。在60～180℃热老化实验中,动塑比值随PAADDC用量的增加而降低。环境扫描电镜（ESEM）和原子力显微镜（AFM）的观察表明,PAADDC在溶液中形成了连续的三维网状结构,这是其剪切强度显著提高的主要原因。      

川南页岩气地层油基钻井液技术难题及案例分析

随着川南页岩气产区开发力度不断加大,钻井过程中长水平段起钻倒划眼、卡钻以及井漏等复杂事故已成为严重制约页岩气开发效率提升的拦路虎。对龙马溪页岩地层的地质特征、孔缝分布情况进行了总结分析,系统阐述了页岩地层微孔缝封堵、钻井液流变性控制、水平段润滑防卡、钻井液密度优化、钻井液低密度固相控制以及油基钻井液防漏堵漏等油基钻井液技术难题。最后,通过对典型案例分析,对系列页岩气地层油基钻井液技术难题进行了详细展示,并指出合理的钻井液施工密度、良好的流变性与携岩能力以及适当的工程措施等对预防井漏、保障井下安全具有重要支撑作用。     

川南页岩气地层油基钻井液技术难题及案例分析

随着川南页岩气产区开发力度不断加大,钻井过程中长水平段起钻倒划眼、卡钻以及井漏等复杂事故已成为严重制约页岩气开发效率提升的拦路虎。对龙马溪页岩地层的地质特征、孔缝分布情况进行了总结分析,系统阐述了页岩地层微孔缝封堵、钻井液流变性控制、水平段润滑防卡、钻井液密度优化、钻井液低密度固相控制以及油基钻井液防漏堵漏等油基钻井液技术难题。最后,通过对典型案例分析,对系列页岩气地层油基钻井液技术难题进行了详细展示,并指出合理的钻井液施工密度、良好的流变性与携岩能力以及适当的工程措施等对预防井漏、保障井下安全具有重要支撑作用。      

油基钻井液用粉状乳化剂性能评价

采用2,6-二氨基吡啶、有机胺、有机酸合成了油基钻井液用固体粉状乳化剂,该乳化剂熔点为120℃,HLB值为1.7,为玻璃态固体,易于粉碎。通过红外光谱对该乳化剂分子结构进行表征,从—CONH2吸收峰看出,合成过程中发生了酰胺化反应。对乳化剂在不同油水比钻井液中的乳化能力和柴油基、白油基钻井液配制效果进行了性能评价。结果表明,乳化剂的加量为3%时,其在不同油水比钻井液中具有良好的乳液稳定性,当油水比为7∶3时,乳液破乳电压大于600 V,乳化率为100%;抗温达180℃,钻井液破乳电压为625 V,提高黏度和切力效果好,动塑比在0.30 Pa/m Pa·s以上;热稳定性好,在150℃下连续老化48 h,流变性基本无变化,破乳电压大于700 V,表明该固体粉状乳化剂具有良好的乳化和抗高温性能。     

2005年国外钻井液新技术

介绍了2005年钻井液技术在新型钻井液、保护油气层技术、防漏堵漏、井壁稳定等方面的新进展。新型钻井液方面介绍了高效水基钻井液、可防止重晶石沉降的INNOVERT钻井液体系、超临界二氧化碳钻井液、甲酸铯盐水高温高压井钻井液和完井液、乳化隔离液等。在保护油气层新技术方面介绍了新一代打开油层钻井液、油基钻井液滤液对气层影响的研究等。在防漏堵漏新技术方面介绍了含有膨胀聚合物颗粒和胶体颗粒的微复合有机／无机胶堵漏剂、可变形的密封剂（MAX_sHIELDTM）、一种新的漏失机理——注水冷却会诱发地层在钻井时发生漏失、交联水泥堵漏剂等。在井壁稳定技术方面介绍了利用分子模型对聚合物稳定页岩的机理进行了解，一种有效的高温高压降滤失剂——新型共聚物Hostadrill4706，预测油基和合成基钻井液密度的模型，降当量循环密度工具等。对振动筛筛网新的API标准等其它钻井液新技术也进行了介绍。     

国外高性能水基钻井液技术发展现状

介绍了贝克休斯公司开发的高性能水基钻井液的基本组成、优良性能以及在世界部分油田的现场应用情况。该钻井液具有油基钻井液的各种性能,可有效稳定页岩、提高岩屑整体性和机械钻速、减小扭矩和阻力,且有利于环保,已被广泛应用于各种钻井。从应用效果看,无论是PDC钻头还是牙轮钻头,机械钻速都达到了27.4m/h,实现了较低的稀释率和较高的固相清除率,其摩擦系数与油基钻井液相同,最大程度地减少了钻头泥包和聚结现象。与油基钻井液相比,可大幅度节省钻井期间的完井时间,解决了高性能钻井与环保要求的协调问题。     

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。      

深层页岩气油基钻井液承压堵漏技术

随着涪陵页岩气向深层开发,钻井液密度达到1.75 g/cm3,固井水泥浆密度达到1.85～1.89 g/cm3,为了提高固井质量,防止水泥浆漏失,需要提高油基钻井液应用井段承压能力。国外新型油基堵漏材料在涪陵二期深层页岩气焦页XX井进行了应用。应用效果表明,该技术能够实行随钻封堵,对钻井液的流变性能没有副作用,在提承压作业过程中,对部分漏失层段进行承压作业,承压能力能够从1.75 g/cm3提至1.80 g/cm3。最后对全部漏失层段进行承压作业,采用国外油基堵漏剂和自研油基堵漏材料T150联合堵漏,承压能力提高至1.85 g/cm3。研究结果表明,该油基堵漏技术适用性强,配方简化,亲油性强,可操作性好,可以进行推广应用。