川东北地区气体钻进后的钻井液技术及应用

川东北地区大部分采用气体钻进的井段为上部地层,主要岩性为泥页岩,气体钻进后替入水基钻井液,经常发生复杂情况。分析了气体钻进后顶替钻井液初期容易发生井塌、井漏等复杂情况的原因,介绍了解决川东北地区气体钻进后井壁失稳的钻井液技术对策、技术方案及防止井壁失稳的钻井液工艺技术。在七北101井、东升1井现场应用证明,该工艺技术可行,解决了气体钻进后井壁失稳、严重井漏的技术问题。     

罗家寨构造水平井钻井液技术

针对罗家寨构造地质特点及水平井钻井液技术难点,确立了浅井段为深井段做准备、直井段为斜井段做准备、重点解决大斜度井段钻井液技术难题的基本原则.在直井段使用钾钙基聚合醇有机硅聚合物钻井液,引入抑制和防塌能力强的聚合物和有机硅等处理剂,防止直井段的井眼坍塌和钻屑分散;大斜度井段使用钾钙基聚合醇正电胶钻井液,防止形成岩屑床,通过护胶剂、润滑剂、表面活性剂、柴油的复配使用,提高了该钻井液的抗膏盐、酸性气体污染的能力和润滑防卡性能;水平井段使用改性钾钙基聚合醇正电胶钻井液,利用聚合物保护产层,保持过量的除硫剂,以提高钻井液的抗H2S污染能力.现场应用表明,该套钻井液体系能减轻岩屑床的形成、有效地防止了岩屑分散、井漏,降低了起下钻摩阻,有效地保护了油气层,确保了该构造水平井的顺利钻探.     

油基钻井液高效除硫体系优化实验北大核心CSCD

目的解决川东北含硫气藏在钻井过程中存在的H2S污染油基钻井液、H2S溢出造成的安全风险问题。方法建立了H2S污染油基钻井液室内评价方法和评价参数,优选了油基钻井液用高效除硫剂和复合除硫体系配方。结果除硫效果优异的单剂为液体除硫剂YT-1、碱式碳酸锌JD-2、醇醚酰胺CLC,饱和度分别为56.48 mg/g、21.13 mg/g、5.8 mg/g,高温老化除硫率分别为90.10%、82.60%和75.23%,与油基钻井液配伍性良好。优化形成的复合除硫体系配方4%(w)YT-1+2%(w)JD-2,在质量浓度为75 mg/L的H2S污染油基钻井液后,出口质量浓度达到0.015 mg/L所用时间仅为1.21 min,加入复合除硫体系后,该时间则达到171.8 min。污染后的油基钻井液高温老化后H2S质量浓度为0.078 mg/L,加入复合除硫体系后,H2S质量浓度为0 mg/L,除硫率达100%。结论除硫单剂协同作用提高除硫效果,为川东北地区高含硫地层“安全、高效”钻井提供了技术保障。     

川东地区使用PDC钻头的配套钻井液技术

通过对螺杆钻具带PDC钻头钻进对钻井液性能的影响的研究，得到了对钻井液固相含量、固相颗粒粒径分布、流变性、滤失造壁性、润滑性及维护处理量等性能的影响规律，得出了螺杆钻具带PDC钻头钻进的配套钻井液工艺，应用于14口井，完全能满足螺杆钻具带PDC钻头钻进对钻井液工艺技术的要求，并对经济技术效益进行了分析。     

中空玻璃微珠低密度钻井液的现场应用工艺

为提高机械钻速、减小对产层的污染,低压油气藏的钻探开发有时需使用密度低于1.00 g/cm3的钻井液.采用密度为0.38～0.60 g/cm3的中空玻璃微珠HGS配制出了密度为0.85 g/cm3生物聚合物正电胶聚合醇钻井液,并在先导性试验井广安002-H1井水平段进行了应用.广安002-H1井是位于川渝地区的1口大位移井,水平段长2010 m.该钻井液各项性能指标满足水平井钻井要求,使该井顺利完钻.介绍了该钻井液的配制、性能维护和钻井液固控等的现场应用情况.对该钻井液入井后密度难以控制的原因进行了分析,并提出了几点认识.HGS具有降滤失的功能,加入后钻井液滤失量易于控制,但其破损率约高达10%,因此应做好回收工作.     

川东地区复杂地质条件下的深井钻井液技术

川东地区井深、地质构造复杂,是钻探难度较大的地区之一,它要求具有较高的钻井技术,还要求强有力的钻井液技术与之相适应,特别是深井、复杂情况下的钻井液技术。随着川东地区复杂地质条件下的深井钻井技术的发展,川东地区深井钻井液技术水平明显提高,成功地完成了座3井(井深6016m)、轿1井(井深5738 m)、安平1井(井深5520m)、池7井(井深5234 m)、云安6井(井深4658     

组合型裂缝漏床及其模拟堵漏试验方法的探索

根据模拟堵漏试验现状，提出了组合型裂缝漏床的设计思路，对组合型裂缝漏床的组成、结构、部件、模拟堵漏试验方法、适用范围、评价方法进行了详细介绍，并根据实际试验情况，在试验结果重现性、试验结果与其它试验方法结果的一致性、试验结果与现场堵漏效果的一致性等方面进行了分析、评价，组合型裂缝漏床可模拟不同的裂缝漏失性质，具有试验结果稳定、与其它试验方法和现场堵漏效果相一致试验方法简单等特点，可作为目前裂缝性井漏模拟试验方法的补充。