青海油田水平井钻井液技术

青海油田水平井钻进过程中经常发生大段划眼、卡钻、井塌和井漏等复杂情况.为解决井壁垮塌、井眼阻卡,防止岩屑床形成、降低摩阻和保护产层等难题.针对不同地区、不同地层特征的水平井对钻井液性能的要求,从钻井液的润滑性、携岩能力、降滤失效果等方面出发,形成了水基成膜钻井液和聚合醇甲酸盐超低渗透钻井液,同时制定出合理的钻井液维护处理方案.现场应用结果表明,水基成膜钻井液和聚合醇甲酸盐超低渗透钻井液性能稳定,井壁稳定能力强,润滑性好、滤失量低,顺利完成了水平井的钻井、电测、下套管和固井作业等施工.利用钻井液的半透膜性能配合使用屏蔽暂堵技术,有效地封堵地层层理裂隙,防止了地层水化膨胀、黏土颗粒的运移及井壁坍塌,起到较好的保护油气层效果.     

深水喷射下导管射流破土数值模拟及试验验证

喷射法下导管技术是解决深水表层钻井问题的技术之一,可避免因固井水泥浆密度过大而压破地层,也可避免深水由于低温等因素而影响固井质量。结合射流基础理论和ABAQUS有限元软件建立了喷射下导管有限元模型,分析了喷射排量、喷射角度及钻头伸出量对破土效果的影响规律,并对分析结果进行了试验验证。分析结果表明,排量对喷射效果影响较大,增大排量能增强破土效果但对土体扰动影响也大,静置相同时间承载力恢复程度较小;喷射角度的增大会使侧壁破土效果增强,底部破土效果减弱;确保射流不打在导管内壁的情况下,钻头伸出量对破土效果影响不大,可酌情减小。所得结论对深水表层钻井作业具有参考作用。     

青海油田低压油藏固井技术

青海花土沟油田和七个泉油田均属于低压油藏。经过近年来的研究与实践,推出了泡沫水泥体系与双凝水泥体系两项针对低压油藏的固井技术,解决了青海油田低压油藏固井技术难题。     

高酸性条件下井筒完整性研究进展

大量的油气生产开发实践表明,在许多地层中含有大量的诸如CO2和H2S等酸性腐蚀气体,这些腐蚀气体造成的高酸性环境条件对井筒的完整性造成了极大的危害.本文对在酸性条件下可能会危害井筒完整性的因素及其危害机理做了详细的分析和研究,并针对所造成的危害,提出了可采取的应对措施,以期对今后高酸性条件下的油气生产有所帮助.     

保护低压油气藏的钻井液技术研究

分析了花土沟油田油藏地质特征、岩性及储层物性,依据储层敏感性评价结果,确定了保护低压油气藏的钻井完井液技术对策及配方,即无固相甲酸盐钻井完井液、无(微)粘土相强抑制性聚合物钻井完井液和微泡沫钻井完井液.现场应用表明,3种钻井液性能稳定,对地层泥页岩水化分散和吸水膨胀的抑制能力强,提高了钻井速度,保护油气层效果好,满足了钻井施工要求,减少了井眼缩径卡钻等复杂情况.用这3种钻井液钻井与在同等条件下用两性离子聚合物钻井液钻井的产油量(3.83 t/d)相比,其产油量平均增加了0.26～1.74 t/d,经济效益明显.     

伊朗南帕斯海上气田SP11区块地层压力分布及对策研究

伊朗南帕斯气田SP11区块的地层漏失情况严重,地层压力分布不明确.为此,总结分析了该区块钻完井中的复杂问题,研究了邻井的钻杆测试、漏失试验等数据,依此建立了地层压力分布剖面,确定了安全钻井液密度窗口,并为钻完井作业提出了相应对策.该区块的地层情况基本清楚,压力分布剖面基本清晰,对井身结构设计、钻井液密度选择等具有指导意义.     

活性泥页岩快速钻井钻井液技术

为解决活性泥页岩水化分散而导致井眼缩径、井壁垮塌、钻头泥包、起下钻不畅、卡钻等井下复杂问题,以聚胺抑制剂和防泥包快钻剂为主要处理剂,研制出一套适宜于活性泥页岩钻井的快速钻井液体系。钻井液抗高温流变性能实验表明,钻井液能抗温150 ℃以上,通过钠膨润土造浆试验、岩心耐崩塌试验、钻屑滚动回收和泥岩黏附聚集试验,表明其抑制性能和润滑性能接近于油基钻井液,可解决强造浆活性泥岩钻井出现的钻井液黏切升高、流变性能恶化,能有效防止泥岩井壁失稳、钻屑分散、钻头泥包、泥岩黏附和聚结。钻井液体系抗污染性能好,且生物无毒,满足排放标准。在南堡17-×1511井的成功应用表明,该钻井液体系一定程度上有效解决了水敏性活性泥页岩安全快速钻进问题,可进一步推广。     

涩H2水平井钻井工艺技术

文章介绍了青海油田涩北气田第一口水平井的设计与施工情况，分析了该井施工难点，轨迹控制特点、钻具组合特征、安全施工技术要点和钻井液等问题。为今后利用水平井技术、高效开发该气田探索了一条成功之路。     

连续管钻井系统海洋应用现状

在叙述连续管钻井发展历程的基础上,重点分析了连续管钻井系统在海洋老井开发中的应用及获得的经济性。介绍连续管钻井系统在双层套管开窗、地层水平钻进典型应用实例。分析指出了连续管钻井装备在海洋平台布置、工具系统控制在海洋连续管钻井中发挥的重要作用,为国内海洋老井增产提供技术参考,具有指导意义。     

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。