煤岩坍塌的特殊性及钻井液对策

在煤层气钻井中，煤岩坍塌造成接单根困难，起下钻遇阻遇卡，蹩泵等事故和井下复杂，通过煤岩力学性能测试和结构构造特征分析，分析了煤岩失稳的特殊性及钻井液和其它因素的影响，确定了煤层钻井的钻井技术液技术对策。优选出钻井液体系及配方，应用表明钾铵聚合物钻井液能有效地防止煤岩井壁失稳。     

水基钻井液侵入对乌石YQ油田地层坍塌压力的影响

水基钻井液与地层相互作用易引起测井数据失真,导致据此计算出的坍塌压力不能反映地层真实情况.为此,提出了声波时差测井资料的校正方法,并针对乌石YQ油田开展了单井原状坍塌压力计算及井壁失稳分析.室内试验结果显示,钻井液会造成岩石理化性质发生改变,其中声波时差加大尤为明显.通过校正得到原状地层声波时差,进一步获得未受钻井液影...     

斜井坍塌压力计算公式的理论研究

采用经典弹性力学理论,解析斜井井壁上的三向主应力.利用Mohr - Coulomb准则研究井壁岩石发生剪切破坏的条件,建立斜井井壁坍塌压力的求解方程,并给出了垂直井和水平井情形下井壁坍塌压力的解析公式.     

钻井液密度窗口下限的三维数值计算格式

为了得到准确的安全泥浆窗口,结合有限单元法提出了用于计算钻井液密度窗口下限三维数值解的数值计算格式.计算包含了井孔轨迹全长的油田区块整体模型的应力场,利用有限元子模型技术逐点计算井孔轨迹上关键点的泥浆窗口下限值.在数值求解过程中,施加足够泥浆压力保持井孔围岩处于弹性状态,并施加反向载荷形成实际卸载,逐步试算求出泥浆窗口的下限值.利用一个包含直井段和90°转角圆弧段井孔轨迹的简单井孔模型,计算了沿井轴全长各处不同井孔倾角对应的泥浆窗口下限值数值解,并把该数值解和利用经典解析解取得的结果作了比较,证明了算法的有效性.     

钻井液安全密度窗口预测软件编制及应用

基于井壁稳定力学模型,结合Mohr-Coulomb准则建立了井壁坍塌压力、破裂压力计算模型,编制了"钻井液安全密度窗口预测"应用软件。该软件可利用测井资料对岩石力学参数、地应力以及地层三压力剖面进行计算,并能预测垂直与水平钻进时的钻井液安全密度窗口,能够有效指导现场施工。     

适用于北部湾盆地易坍塌地层的水基钻井液研究

北部湾盆地存在大量易垮塌的复杂地层,钻井过程中容易发生井壁失稳问题.针对北部湾盆地W油田主要目的层的实际情况,为解决井壁失稳问题,减小对储层的伤害,研究改进水基钻井液配方,形成新型水基钻井液体系和储层改造液.实验测试结果显示,新型水基钻井液体系具有良好的封堵性、抑制性和携砂能力,有利于井壁稳定;储层改造液对储层岩心具有...     

深井高密度盐水钻井液流变性控制技术

肯基亚克盐下油田属高压油气藏,石炭系灰岩油层孔隙压力系数高达1.90～1.94,裂缝发育,漏喷同层,钻井液安全密度窗口窄,极易出现先漏后喷的复杂局面,钻井液流变性成为影响井下压力平衡的重要因素.高密度盐水钻井液因固相含量高、固相容量限低,流变参数总体上偏高,调整和控制较为困难.在分析各种影响因素的基础上,建立了一套以控制劣质固相、维持化学抑制性和等浓度维护为核心的高密度盐水钻井液流变性控制技术.经肯基亚克盐下油田20多口井的现场应用,取得了流变参数大幅度下降,流变性显著优化的效果.     

井壁稳定性的研究

钻井过程中的井壁失稳现象普遍,不仅增加了钻井作业的难度,而且使固井质量难以保证.井壁坍塌主要是井内钻井液液柱压力过低不能对井壁提供足够的支撑所造成,而井壁发生破裂是井内钻井液液柱压力过大而造成的.通过研究,推出不会产生井壁失稳所需的钻井液密度的计算公式,以便施工人员采用合理的钻井液,保证快速、安全地实施钻井过程.     

青西油田下沟组实施精细控压钻井可行性分析

玉门青西油田下沟组储集层属于典型的裂缝—孔隙型双孔介质储层。由于抽吸压力过大,起钻时容易产生井壁垮塌或者掉块现象,下钻时容易产生井漏现象。该区Q2—58井下沟组段最小漏失压力与最大坍塌压力当量钻井液密度之差为0.01 g/cm~3,环空循环压耗当量钻井液密度为0.10 g/cm~3,存在典型的"窄密度窗口"特征,下沟组储层在钻进过程中整体上存在上有坍塌或者掉块下有漏失的复杂状况。精细控压钻井技术通过软件分析自动计算环空压力损耗和井底压力,动态控制井口回压,维持井底压力在设定的范围内,能有效解决下沟组存在的"窄密度窗口"问题,能减少井下复杂,提高钻井时效。     

硅酸盐钻井液稳定井壁机理分析

以硅酸钾或硅酸钠为主要处理剂的硅酸盐钻井液体系近年来应用较多,该类体系具有很强的稳定井壁能力和环境相容性,其稳定井壁机理不同于其它常用水基泥浆体系。文中在介绍该类泥浆体系及应用情况基础上详细分析了其稳定井壁机理,认为有四个方面：①快速在近井壁堵塞孔隙和微缝,阻止滤液进入地层,减少压力穿透;②抑制页岩中粘土矿物水化;③硅酸盐和粘土矿物发生反应;④其它无机盐的协同稳定作用。     

罗681井高密度钻井液技术

罗681井是罗家鼻状构造带罗68断块的一口评价井,完钻井深3860m．该区块地质构造复杂,施工过程中先后钻遇沙三断层、盐膏层、高压油气层、地下水层及沙四段等多套压力体系,经常出现井壁坍塌、井漏和井喷等复杂情况,施工难度和风险系数都比较大．通过使用聚合物防塌钻井液体系和聚磺防塌钻井液体系,配合相应的泥浆工艺和工程技术措施,预防了复杂情况的发生,施工中井壁稳定,井下安全,井径规则,满足了施工要求,也为本区块其它井的施工提供了详实的工艺参数．     

高温高密度油包水乳化钻井液沉降稳定性分析与评价

为了解决高温下油基钻井液沉降稳定性的技术难题,对研制的抗温可达220℃,密度可调至2.2 gcm3的高温高密度油包水钻井液配方进行了室内实验评价,分析各组分加量对整体配方沉降稳定性的影响。结果表明该配方具有较强的沉降稳定性。随着有机土加量的增加,体系稳定性逐渐增强,建议有机土加量为2%~3%;提切剂加量为1%~2%的体系具有良好的沉降稳定性;体系随着乳化剂加量的增加,钻井液的表观黏度和动切力下降,破乳电压增高,乳化稳定性、沉降稳定性增强;润湿剂加量为1%~2%时整个体系性能稳定。     

高温高密度近饱和盐水钻井液室内研究

针对深井水基钻井液存在的问题进行室内研究,确定抗高温密度近饱和盐水钻井液体系配方。该体系温度可达180℃,抗C1-能力达15.5×104mg/L,抗钙能力可达1.0%,pH值为9.5～10,沉降稳定性、封堵能力及防垮塌能力良好。     

高温高压下高密度全油基钻井液流变模式

在高温高压深井中,受温度和压力的影响,油基钻井液处理剂会发生降解、交联、甚至固化等,导致钻井液的流变性发生巨变,严重影响了钻井液的携岩性,甚至会导致钻井无法进行,为准确掌握油基钻井液在井底高温高压下的流变状态,建立了全油基钻井液的高温高压流变模式。使用Fann50SL型高温流变仪分析温度和压力对两种油基钻井液体系流变性能的影响,并采用回归分析方法对实验数据进行处理。实验及回归分析表明,钻井现场作业中普遍采用的宾汉模式不能完全准确表示全油基钻井液的高温高压流变特性,应根据具体地层条件和钻井液组成采用实验手段选出最优流变参数模型。     

高温高压水基钻井液静态密度研究

高温高压条件下,水基钻井液的密度不再是一个常数.而过窄的安全泥浆密度窗口是钻高温高压油气井遇到的最大的问题之一.采用高温高压静密度测定装置和常规钻井液性能测定仪器,研究了自来水和低、中、高三种密度水基钻井液的静态密度随温度和压力的变化规律,并回归了其关系式,建立起了钻井液静态密度随温度和压力而变化的数学模型,并对影响高温高压下水基钻井液静态密度变化的因素进行了分析.得出了温度对水基钻井液的密度影响最大,压力对其影响较小的结论.根据实验数据提出了随着温度的升高,压力对钻井液的密度变化影响变大的观点.     

钻井液密度与流变参数相关性研究

通过实验研究聚磺钻井液密度与流变参数的相关性.参照川东北钻井液的配方,配制不同密度的钻井液测其性能,对实验数据作图,建立了密度与流变性参数的数学模式,同时与现场测定数据进行了对照.研究结果表明,一定密度范围内聚磺钻井液的塑性粘度与密度成线性关系,要保证钻井液具有良好的剪切稀释性,钻井液的屈服值应随密度的增加有所增加.     

抗高温高密度水基钻井液体系研究

针对抗高温高密度钻井液体系及应用工艺对超深井、深井成功钻探至关重要,国内外抗温200℃、密度达2.30 g/cm3的水基钻井液体系的研究应用报道较少,且国外在此条件下多选择油基钻井液体系的问题.通过优选磺化类抗温处理剂、加入高温稳定剂等途径建立了抗温200℃、密度达2.30 g/cm3的淡水钻井液体系和含氯化钾体系.该体系热稳定性优良,高温高压下流变性合理,具有一定抑制性.对深井、超深井钻井液的选择使用具有指导意义.