文96-储5气井钻井液工艺技术应用

文96-储5井是石化集团部署在中原文96块气田的地下储气库项目之一,完钻井深2712米。钻井过程中应用井壁稳定技术、水包油钻井液工艺技术、润滑防卡技术、井眼净化技术等工艺技术,解决储气井所面临的盐膏层、泥页岩、取心等各种钻井液技术问题,取得良好效果。     

雷家致密油水平井钻井液对策研究

分析了雷家地区致密油水平井DH5井钻井液施工的难点,主要有井眼净化、井壁稳定、摩阻和扭矩控制等。分别对各次开钻井段提出了钻井液配方优选及性能维护对策,有效解决了该井钻井液施工难题。DH5井施工过程安全顺利,无事故及复杂发生。     

董11井钻井液技术

董11井设计井深为5 780.00m,为胜利石油工程公司重点预探直井。该区块地层岩性复杂,施工中钻井液施工难度大。通过使用强封堵有机胺钻井液体系,确保钻井施工的顺利进行,顺利钻至目的层。     

文96储气库监测井试井效果评价

文96储气库是中石化第一座投运的地下储气库,在储气库注采过程中,取全取准资料,对重点项目进行实施监测,对气库的注采运行、动态分析、注采调整,为储气库生产调配与分析提供资料。2012年8月,储气库进行注采生产运行以后,由于生产成本紧张,我们所进行的监测项目是:气水界面变化、产出剖面、吸气剖面、多臂井径测试。为了录取更多的地质资料,对文96-储5监测井进行流、静压、测试,采气后进行压降测试、产能试井,以求取更多的地层参数,来指导储气库安全高效运行。     

双6储气库水平井钻井液技术

双6地下储气库利用枯竭砂岩气层为储层,压力亏空、孔隙度大、渗透率高、储层保护要求高。针对区块水平井钻井施工中面临的井壁稳定、润滑防卡、储层保护和二开固井前承压堵漏等技术难题,通过优选钻井液体系,优化承压堵漏配方,在储层压力系数仅0.1-0.2的情况下,二开使用有机硅随钻堵漏钻井液、三开使用有机盐无固相钻井液,二开固井前实施承压堵漏提高地层承压能力4.0Mpa以上,使地层承压能力得到显著提高,满足了中完之前地层承压能力>4.0Mpa的特殊施工要求,保证了安全快速钻井。     

文96储气库腐蚀监测与分析

储气库注采井在生产过程中受交变载荷、腐蚀性流体等因素的共同作用,管柱易发生腐蚀,对气库安全平稳运行构成潜在威胁。本文以文96储气库注采井为例,结合气库生产特点,制定了科学合理的腐蚀监测方案。通过对储8、储13井进行现场监测,结果表明:该井注采井管柱腐蚀程度较低,属轻度腐蚀。     

文南油田深部套管开窗侧钻井技术

文33-侧94、文72-侧323井是中原油田为实施老井增产增效而部署的深部51/2″套管开窗侧钻井,由于存在完井深度超过3200米、地层压力高、温度高、泵压高、地层易出水、电测困难等施工难点,通过对开窗侧钻、安全钻井、钻井液等各关键环节进行有效控制,使得两口井顺利完成,对同类井也有一定的借鉴作用。     

高含硫地层井壁失稳机理及安全高效钻井技术研究

为保证高含硫地层钻井施工的安全,对引起高含硫地层钻井过程中井壁失稳现象的机理进行了分析,提出了针对性的防治对策。应用了一套适合高含硫地层的安全高效钻井液体系,成功进行了现场应用。造成高含硫地层井壁失稳的机理主要包括地应力崩塌、泥页岩水化作用、温度和压力的影响、物理作用以及硫化氢的影响等,在此类地层井施工时应注意控制合适的钻井液密度,提高钻井液的抑制性能、润滑性能和封堵性能,并注意钻井液的除硫措施。安全高效钻井液体系具有良好的基本性能、抗高温性能、抑制性能、润滑性能和抗污染性能,除硫剂RMS-2的引入能够有效降低钻井液中的硫化氢含量,并且其与钻井液体系的配伍性能较好。现场应用中,安全高效钻井液体系能够满足高含硫储层钻井施工的需求,S-101井施工过程顺利,未出现井下复杂事故,现场应用效果良好。     

尼日尔Imari区块复杂地层钻井液技术研究

根据尼日尔Imari区块地层特点,确定合理的钻井液体系、维持较好的以及相对稳定的钻井液性能是顺利穿过复杂地层成功的关键。通过对Imari区块地层特点以及临井资料的分析总结,利用KCL/Polymer钻井液体系的高抑制性,实施复杂地层分段维护、处理的方法,保证钻井的顺利施工。     

关于塔中区块顺9井钻井液技术应用

介绍了顺9井地层特点和工程简况,提出全井钻井液技术的观点和解决方案。阐述了分段钻井液维护处理情况,解决了钻井液超深井出现的起泡、碳酸根污染的问题。保证了钻井的顺利施工     

文96储气库井更换套管头技术与应用

地下储气库(UGS)是将已开采的天然气再次储存在地下,既可起到季节性调峰作用,又可做应急储备气源,提高了供气的可靠性。因而,对地下天然气进行有效的密封和储藏就显得尤为重要。在文96储气库建设过程中,共有17口利用井需更换新型套管头,以保证井口装置在高温、高压等恶劣环境下的密封可靠性。以一口5-1/2″利用井的更换套管头施工为例,分析了三层组合套管更换套管头的施工过程和难点,介绍了卡瓦式三级套管头的结构,浅谈了对同类井施工的认识与建议。该井的成功实施不仅提高了储气库的储气容量,也为同类井的顺利施工积累了宝贵经验。     

古巴大位移井钻井技术难点及对策分析

根据长城钻探公司在古巴地区的施工经验,分析了现用钻井液在古巴大位移井钻井中存在的技术难点,总结了KCl-聚合物钻井液的应用可行性。现场应用表明:使用KCl-聚合物钻井液的GBO-105井、GBO13井、SEB-19井的钻井施工顺利。     

霍尔果斯地区钻井液技术难点及对策

霍尔果斯地质情况复杂,泥岩含量高。在钻井过程中,卡钻、阻卡、井漏事故频繁,为此采用了CQ-XWQG高性能水基钻井液和高密度油基钻井液,并根据漏速的大小,采用合适的LCM堵漏技术。根据霍尔果斯背斜地层的特征及已完成井的资料,确定了CQ-XWQG高性能水基钻井液和高密度油基钻井液的配方,并分别对其流变性、稳定性、抑制性等性能进行了评价,结果表明,两种钻井液的流变性、稳定性、封堵性及抗污染能力均能达到设计要求。霍11井采用了两种钻井液,复杂事故发生率减少,应用LCM堵漏技术,减少了钻井液的漏失量,大大提高了钻井速度。这表明,CQ-XWQG高性能水基钻井液、高密度油基钻井液、LCM堵漏技术的结合,可以解决霍尔果斯背斜钻井过程中存在的卡钻、井漏等复杂事故,提高钻井速度,降低钻井成本。     

涪陵二期高密度油基钻井液技术应用

涪陵页岩气二期产建已全面展开,其中平桥地区页岩气是中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司二期产能建设的主要区块。该区块目的层龙马溪-五峰组地层以黑色粉砂岩、炭质泥页岩夹放射虫炭质泥页岩为主,页岩地层层理和裂缝非常发育,钻井过程中极易发生井壁坍塌,同时部分井目的层钻遇高压裂缝气层,采取高密度油基钻井液压稳高压气层,保证了水平段的顺利施工。本文主要介绍了高密度油基钻井液室内研究情况,施工中出现的问题、解决办法及应用效果,对涪陵二期后续井实施高密度油基钻井液施工具有借鉴意义。     

伊朗雅达油田S1水平井钻井液技术

伊朗雅达油田地层岩性复杂,泥页岩易发生水敏性垮塌;部分地层含盐膏易导致钻井液流变性变差;下部碳酸盐地层裂缝发育易发生井漏;水平井施工过程中井壁稳定、井眼净化及润滑防卡难度大。通过使用KCl-聚合物钻井液体系,顺利完钻,施工中井壁稳定,井眼净化效果好,满足了水平井钻井施工的要求。     

威204H34-1井油基钻井液技术

威204H34-1是川庆页岩气勘探开发项目经理部威204H34平台的一口三开制大位移开发水平井。该地区地质条件复杂,钻井施工中面临着极大挑战,主要表现在以下3方面:①近地表地质条件复杂,暗河、溶洞和裂缝多,浅层出气、出水,易发生井漏、井涌、井喷、垮塌,钻井风险大;②水平段长(一般为1 500m),易形成岩屑床,摩阻扭矩大;③页岩地层裂缝发育,钻井中易出现垮塌、井漏等问题,造成钻井液漏失及卡钻、埋钻具等井下故障。为了规避和减少井下故障发生,该井三开使用柴油基钻井液技术,前期通过室内对比实验,优选油基钻井液配方;现场使用情况表明,油基钻井液的使用避免了页岩井壁垮塌及长水平段摩阻大等问题;安全顺利地完成了三开长水平段作业。     

义187井高密度钻井液流型调整与控制

义187井是胜利油田渤南油区一口深探井,井深4040m,所钻遇的地质构造复杂,地温梯度达3.8℃/100m,地层压力高,钻进深部地层油气层活跃,钻井液密度高达1.95g/cm3,钻井施工难度大,钻井液因高温、高密度的影响,严重影响流变性能的调整与控制,该井通过优化钻井液配方,形成了一套高密度钻井液流变性控制技术,中途测试及现场应用取得良好的应用效果,保证了该井的顺利施工。     

伊通地区防塌防缩径钻井液的研究与应用

伊通地区奢岭组以上地层高渗透性砂岩、粉砂岩、砂砾岩极易引起塑性蠕动,奢岭组双阳组地层层理裂隙发育,同时伴随着破碎带。地层应力强,地层倾角大。地层钙离子含量偏高,在350mg/L左右。由于上述的地质原因,在钻井施工过程中,极易导致钻井液粘切上升、滤矢量增大、井眼缩径、起钻遇卡下钻遇阻,从而加剧了掉块井塌的发生。易发生井斜,相继引发掉块粘卡等问题,这一客观的地质因素一直困扰着安全顺利施工和钻井提速。我们结合该地区地层特点和以往施工情况,经过室内试验,通过分析研究该地区钻井液的技术难点,对原有钻井液体系进一步完善,优选出强抑制性防塌防缩径钻井液。     

-35#柴油基钻井液体系的研究及应用

大庆区块冬季钻井施工作业中，由于气温低，导致传统的油基钻井液体系不能满足现场的需要，急需一套能够满足该地区冬季特点的油基钻井液体系。室内通过乳化剂、有机土、降滤失剂、封堵剂的优选研究出一套-35#柴油基钻井液体系，该体系具有低温流变性好、破乳电压高、滤失量低、高温稳定性好的特点。该体系于2021年冬季在大庆GY1-Q2-平1井成功应用，在实际的钻井过程中，钻井液流变性、高温高压滤失量及破乳电压等各项性能均满足安全钻井要求，且后续在GY1-Q3-平4井、GY1-Q2-平2井也成功应用，这几口井的顺利完钻证明了该体系能够满足大庆区块冬季钻井施工的需要，为该地区后续的钻井施工提供了技术参考。     

气藏型储气库注采能力影响因素分析——以文96储气库为例

随着天然气地位的提升,作为天然气储存与调峰的工具,地下储气库在天然气的生产、缓解天然气供需矛盾中起着越来越重要的作用。在储气库运行过程中,工作气量是衡量储气库调峰能力和运行效益的重要指标,而储气库注采能力是制约储气库工作气量的重要因素之一。为进一步提高储气库调峰能力,本文以文96储气库为例,探究影响气藏型储气库注采能力的因素。通过对文96储气库注采气能力评价可知,该储气库注采能力均低于设计值。综合钻井、地质、地面等多项资料分析得出,影响文96储气库注采气能力的主要因素有四个：(1)压缩机未达到设计要求;(2)井网部署不完善;(3)井筒积液;(4)注采井结盐。针对四种影响因素,提出压缩机升压改造、优化井网部署、泡沫排水采气、软化水洗盐等措施建议。