超低摩阻水基钻井液在页岩气水平井的应用

油基钻井液具有优异的抑制性、封堵性、润滑性,是目前页岩气井作业的主要钻井液类型,但其对生态环境造成严重影响、过高的成本及废弃钻井液和钻屑处理压力限制了其在钻井中的应用。涪陵焦石部署4口水平井,钻探目的层为龙马溪组-五峰组,目的层含大段泥页岩,裂缝发育,易水化分散、垮塌漏失风险大。针对涪陵水平井要求低摩阻及地层泥页岩易发生井壁失稳的特点,研究了一套超低摩阻水基钻井液体系。该体系具有较好的流变和抑制性能,同时具有和油基钻井液相当的润滑性能。现场应用表明,超低摩阻水基钻井液实现了页岩气井水平段全流程高效安全作业,与同区块油基钻井液相比机械钻速提高了24.7%,每米钻时降低了6.2%,水平段起下钻1～2次,而油基钻井液需要2～3次,其中涪陵X4井水平段长2235 m,创完钻时国内页岩气水平井水基作业记录。该超低摩阻水基钻井液在涪陵页岩气的成功应用有望实现页岩气水基钻井液替代油基钻井液作业。      

无钻井船作业技术在海洋弃井作业中的应用

无钻井船弃井作业是指采用专门设计的工程船以及各种专用的水上及水下设备进行海上油田弃井作业,其主要设备包括具有动力定位的工程船、吊装设施、各种线缆及绞车、水下井控设备以及相应的辅助工具等。与常规的钻井船作业技术相比,该弃井作业方式具有作业费用低,安全性能好的优点,同时该技术在海洋深水油气井的修井作业以及增产措施的实施中都有着广泛的应用前景。     

超高温水基钻井液的室内研究

为了满足当前深井、超深井逐步向深层次开发的需要,研制了一种抗温达240℃的超高温水基钻井液,其主要以新研制出的抗高温增黏护胶剂MG-H来控制流变性能,并选用了合成聚合物类降滤失剂SHTR和高温成膜封堵剂HOSEAL等其他配伍性添加剂.室内实验结果表明,该钻井液抗温性能好,稳定性高,在经过240℃高温老化之后,仍能保持稳定的流变性能和滤失性能,且流变性能变化较小;具有较好的抑制性和抗污染能力;密度和温度适用范围广,适合于各种类型的高温高压井的钻井作业.     

生物酶破胶对PRF钻开液的油层保护效果研究

通过对水平井无固相钻开液采用生物酶进行完井破胶液化处理,发现单独使用生物酶破胶液并不能很好地改善钻开液的完井油层保护效果,替入隐形酸完井液段塞后.岩心渗透率恢复值仍然难以得到改善.在无固相钻开液中加入固相后.钻开液的岩心渗透率恢复值得到较大的提高.试验发现.在3%的碳酸钙酸溶性暂堵剂存在的情况下,钻开液生物破胶后的渗透率恢复值可以达到80%以上,基本满足油层保护的要求.     

新型钻井液用多元醇醚润滑剂的研究

介绍了一种新型多元醇醚的性质及其作为润滑剂在各种泥浆特别是海水泥浆中的应用性能。该醇醚是经化学处理的天然物质的烷氧基化产物。室内性能评价表明 :加量 2 .0 %的该醇醚对淡水、盐水、海水泥浆流变性的影响很小 ,使 3种泥浆 2 5℃润滑系数分别降低 97% ,～ 71% ,～ 71% ;在一种实验海水泥浆中加量为 0 .5 %～ 3.0 %时 ,在 80～ 12 0℃热滚动前后润滑系数降低 5 3.6 %～ 96 .8% ,基本上不起泡 ,加量 2 .0 %时在 14 0℃热滚动后润滑系数降低率仍达 6 8.6 % ;加量 2 .0 %时的润滑系数降低率在 30～ 5 0℃时为 5 2 .9%～ 88.2 % ,在 10℃时 >30 % ;pH值为 7.0～ 11.0时在 12 0℃热滚动前后润滑系数降低率为 74 .3%～ 83.3% ,最大起泡率为 2 .3%。该醇醚无生物毒性。推荐使用温度≤ 12 0℃ ,pH值 <11。表 9参 7。     

高压深层井段地层岩性对固井质量影响研究

在固井施工中，由于多种因素的影响，固井质量总不够理想，特别在高压深层井段问题更为严重。为此，采用自行研制开发的JHT—02高温高压固井质量评价仪（物理模型按10：1缩小，并制作了相应的缩小换能器），模拟高压深层井段不同孔隙度与渗透率的砂岩与泥岩，进行了水泥与不同岩性地层胶结性能的试验，对比试验结果及现场测井曲线，发现：对于深井中存在异常高压的井段，地层岩性和孔渗性能影响水泥与地层的胶结强度，随着孔渗性能的变化，水泥与泥岩和砂岩地层的胶结强度变化规律一致，随孔隙度与渗透率的增加胶结强度下降；在高压常温环境下，水泥与砂岩地层的胶结强度要低于水泥与泥岩地层的胶结强度；对于相同渗透率的泥岩地层，高压带较低压带胶结更理想；建议在高压常温井段选择合适的钻井液体系，防止水泥浆在高渗地带过多失水，以提高固井质量。     

盐膏层固井用抗温抗盐低滤失聚合物盐水水泥浆体系研究

通过对水泥浆降失水剂、分散剂、促凝剂以及缓凝剂等优选评价,建立了盐膏层固井用抗温抗盐低滤失聚合物盐水水泥浆体系.室内评价表明,该水泥浆体系具有优良的抗温抗盐性能,采用海水配浆,在130℃条件下能直角稠化,且24h后水泥石强度为17.3MPa,强度较为理想,能有效封固油气水窜,保证固井质量.     

纤维长度对聚合物水泥浆性能的影响

试验评价了玻璃纤维长度对聚合物水泥浆性能的影响,结果表明,对水泥浆漏失改善效果最好的纤维长度在5mm左右,而改善水泥石抗压强度的最佳纤维长度范围在5～9mm之间;在5mm的纤维长度时水泥石出现最大的抗折强度值;纤维在水泥浆中的存在对水泥浆稠化性能有略微延长的趋势,而对水泥浆的流变性影响不大.     

深水表层固井硅酸盐水泥浆体系研究

针对海洋深水表层套管固井作业,介绍了一种密度可调（1.20～1.80 kg/L）的低温低密度G级硅酸盐水泥浆体系。对低温低密度G级硅酸盐水泥浆体系的设计原理与水泥浆组分以及不同密度水泥浆配方进行了详细的论述,并对该水泥浆体系在深水环境下的性能进行了评价。结果表明,低温低密度G级硅酸盐水泥浆体系在低温环境下具有较高早期强度、低失水量以及良好的流变性和稠化性能,其中密度为1.20 kg/L的水泥浆在3 ℃温度下的稠化时间≤560 min,稠化过渡时间≤60 min,API失水≤70 mL,水泥石在5 ℃温度下养护24 h后的抗压强度≥3.5MPa。这表明低密度G级硅酸盐水泥浆体系具有良好的低温性能,能够满足海洋深水表层套管固井作业要求。      

低固相甲酸钾钻开液体系室内研究

在打开储层的过程中,钻开液中的固相会随滤液侵入到地层,引起地层孔隙堵塞,渗透率降低,导致储层产量降低。通过室内试验,建立了一套低固相甲酸钾钻开液体系。以甲酸钾水溶液作为基液,通过优化增黏剂、降失水剂等添加剂的质量分数,调整体系的流变及滤失性能,并进一步评价了体系的抗侵污、抗温及储存保护等施工性能。该体系具有良好的流变性能、抑制性能以及较好的储层保护性能。