化学固结承压堵漏技术在明1井的应用

明1井是中原油田普光分公司部署在普光区块的1口预探井,该井雷口坡组以上地层由于裂缝发育、断层多、地层破碎、胶结性差,加之钻井液密度窗口窄,多次发生失返性恶性漏失。采用桥堵、可控胶凝、水泥浆、凝胶等多种堵漏方式,均告失败,采用常规承压及雷特承压堵漏方法,但效果均不好。后采用化学固结浆封堵施工井段,采用交联成膜浆保护施工井段以上裸眼地层,防止憋挤时压漏上部薄弱地层,提高了地层承压能力,达到了施工要求,为顺利完成该井的施工任务提供了安全保障。化学固结堵漏材料是一种高价金属离子纳微米级材料,具有微小膨胀功能,密度在1.05～1.90 g/cm3之间可调,抗温达180℃;交联成膜浆使用高强度桥接堵漏材料代替常规的桥接材料,并引入化学交联固结材料,抗返吐能力大于3 MPa,抗温大于180℃,抗压差大于20 MPa。该化学固结承压堵漏技术的成功应用,为在易漏地层提高地层承压能力提供了一种有效的堵漏方法。      

自固结堵漏技术在冀东油田G21X3井的应用

G21X3井是高南斜坡部位高21断块构造较高部位的一口重点预探井,完钻井深为4392 m。钻至井深2670 m时出现放空,钻井液失返。在东营一段、二段共漏失4次,先后组织进行8次不同类型堵漏作业,累计漏失量为250 m3,未堵漏成功。根据G21X3井地层井漏情况,在分析常规堵漏技术缺点的基础上,提出一种新的自固结堵漏技术。对自固结堵漏材料形貌特征、不同温度下固结效果、堵漏承压效果进行了评价。自固结堵漏技术是通过在云母、纤维、核桃壳、石英砂等材料上涂覆一层树脂,将这些涂覆后的堵漏材料泵入到漏层后,在发生物理堆积的同时,在井底温度作用下树脂发生缩聚反应,堵漏材料相互固结,增加了堵漏层的强度和稳定性。自固结堵漏技术在G21X3井进行了现场应用,并堵漏成功。自固结堵漏剂沿用原来复合堵漏的施工工艺,操作简便,适用性广,具有广阔的应用前景。      

化学凝胶堵剂承压堵漏技术在顺北3井的应用

顺北3井是位于塔里木盆地顺托果勒低隆北缘构造的一口勘探井,该井二叠系火成岩裂缝发育,地层胶结差、易破碎,承压能力弱,钻井时发生6次井漏,先后使用桥浆、水泥浆等堵漏方式,堵漏效果不佳,一次堵漏成功率低。针对二叠系地层承压能力弱等问题,通过复配使用多种特殊纳米级堵漏材料,研制出一种化学凝胶堵剂HND-1。通过机理分析可知,HND-1具有"多元协同封堵"作用,能够大幅地提高地层的承压能力。室内性能评价结果表明,用HND-1配制的化学凝胶堵漏浆的稠化时间在4~20 h内可调,24 h的抗压强度可达12 MPa以上,密度在0.8~2.25 g/cm3内可调,与其他外加剂的配伍性能好。HND-1化学凝胶堵漏浆在顺北3井二叠系裂缝性漏层进行了现场试验,承压效果良好,现场试压5 MPa,30 min压降为0.2 MPa,二叠系当量密度达到1.55 g/cm3,满足了二叠系承压能力的要求。      

快速滤失固结堵漏材料ZYSD的研制及应用

裂缝性漏失的漏失通道复杂且诱导敏感性强,采用常规桥塞堵漏材料堵漏,由于堵漏材料的粒径难以与裂缝尺寸相匹配,堵漏成功率低,且易发生重复漏失,而采用水泥浆堵漏,不但水泥浆驻留性差且存在安全风险。为此,根据"快速滤失驻留+纤维成网封堵+胶凝固化"的堵漏思路,选用滤失材料、纤维成网材料及胶凝材料复配了适用于裂缝性漏失的快速滤失固结堵漏材料ZYSD。室内性能评价表明:ZYSD堵漏浆的悬浮稳定性好,1 min析水率小于5%;滤失速度快,在0.69 MPa压力下全滤失时间为10~15 s;封堵能力强,在缝宽5.0~10.0 mm裂缝中形成封堵层的承压能力达18.5 MPa。ZYSD堵漏材料在鄂北、延长、冀东、中原和涪陵等油气田应用了32井次,一次堵漏成功率达87.5%,且未再发生重复漏失。这表明ZYSD堵漏材料可以有效解决裂缝性漏失堵漏成功率低、堵漏有效期短,易发生重复漏失的问题。      

川东北地区井漏特点及承压堵漏技术难点与对策

川东北地区地层裂缝和孔洞发育,且以纵向裂缝为主,漏失层位多,钻井过程中经常发生井漏,同时由于两个或多个压力系数相差较大的地层并存于同一裸眼井段,钻开高压气层前的承压堵漏及固井施工前的承压堵漏工作难度大,周期长.分析了目前国内外堵漏技术的机理,提出了有效解决川东北地区井漏的处理方法和堵漏措施,包括:严把设计关,合理设计井身结构、水泥浆密度和地层承压要求;加强技术交流,相互借鉴,提高川东北地区的防漏堵漏和承压堵漏整体水平;利用专业化公司,采用堵漏新技术、新工艺,提高堵漏成功率.以双庙101井和马2井为例,介绍了川东北地区井漏的特征及相应的防漏、堵漏、承压堵漏技术措施,并对该地区承压堵漏技术的发展提出了建议:开发或引进抗压强度高于12 Mpa以上、抗温高于120℃的桥堵材料,对承压要求高的多段漏失地层采用纤维水泥或膨胀性高强度可固化凝胶分段堵漏,制定出适合不同井漏的堵漏施工方案和工艺技术等.     

抗高温化学凝胶堵漏技术在顺北52X井的应用

顺北52X井是位于塔里木盆地顺托果勒低隆北缘构造的一口勘探井，该井志留系火成岩裂缝发育，地层胶结差、易破碎，承压能力弱，在5600～6200 m井段发生反复的井漏和地层盐水溢流问题，150℃高温地层是阻止化学凝胶堵漏施工的最主要限制因素。为解决上述问题同时拓展化学凝胶的适用温度范围，利用有机凝胶的热塑性、凝胶的复合作用以及改性甲基硅油的缓凝作用，研制出一种新型抗高温化学凝胶。室内实验表明，抗高温化学凝胶的稠化时间能控制在4 h以上，10 h养护抗压强度达3.2 MPa。抗高温化学凝胶在顺北52X井进行的现场试验显示，新凝胶提高了顺北52X井的承压能力，现场试压4.8 MPa，志留系当量密度达到1.40 g/cm3，解决了顺北52X的井漏、出水等地层复杂问题。      

高滤失承压堵漏技术

高滤失承压堵漏技术是以高滤失堵漏剂进行封堵漏层提高地层承压能力的堵漏技术,该技术在压差作用下堵漏浆迅速滤失,形成填塞层封堵漏失通道,钻井液在填塞层表面发生滤失形成致密的泥饼,达到提高地层承压能力的目的。研制了一种高滤失堵漏剂,对钻井液流变性没有影响,堵漏浆30 s内API滤失量达180 mL以上,用重晶石粉可加重堵漏浆密度至2.3 g/cm3。室内模拟封堵不同尺寸的缝隙性漏失,承压能力达到7 MPa。高滤失承压堵漏技术进行了7井次现场试验,结果表明:该技术堵漏一次成功率达71%,堵漏时间短3～4 h,为优质高效地钻井施工提供了技术保障。      

元坝1井承压堵漏技术

元坝1井是位于四川盆地川东北巴中低缓构造带元坝岩性圈闭的一口重点区域探井,由于该井在嘉陵江组2段存在高压层,为满足下部井段安全快速钻进的需要,需对上部裸眼并段地层进行承压堵漏作业,使其承压能力达到2.15 kg/L以上.在室内试验的基础上,优选应用了凝胶复合堵漏剂NFJ-1,并给出了适用于不同漏失的堵漏浆配方及现场承压堵漏技术方案.该井须家河组、雷口坡组及嘉陵江组3段底部地层承压堵漏作业获得成功,地层承压能力均达到了设计要求,从而保证了该井的顺利完钻,并为该区块海相地层堵漏方案的确定积累了经验.介绍了该井承压堵漏技术研究、堵漏浆配方的确定、现场堵漏施工过程及效果等.     

雷特承压堵漏技术在TP226x井的应用

雷特承压堵漏技术主要采用了惰性堵漏材料雷特超强堵漏剂,其性能稳定,施工简单,具有提升承压能力的效果。本文从地层资料分析、堵漏浆配方的确定及堵漏浆配制与注入、憋堵施工全过程,介绍了TP226x井的承压堵漏技术,通过采用惰性堵漏材料雷特超强堵漏剂,进行了三次打压憋堵试验,达到了固井和完井施工需要的目的。     

琼东南盆地高温高压井强承压堵漏技术

XX23-1-1井是位于琼东南盆地的一口重点预探井,该井在钻进至井深4186.22 m时发生井漏。根据XX23-1-1井地层井漏情况及漏层高温高压工况特点,提出了一种新型高温高压强承压堵漏技术。该高温高压堵漏配方由颗粒、片状和纤维材料复合而成,基于“颗粒架桥+楔入承压+井壁泥饼加固”堵漏机理,在挤注压差下形成结构稳定、密实的封堵层,封堵漏失通道,提高堵漏层的强度和堵漏成功率。对高温高压堵漏材料粒径分布特点、抗高温老化能力、堵漏承压效果进行了评价。实验结果表明：该堵漏剂粒径分布范围广,可解决诱导性裂缝漏失问题;高温高压堵漏剂在180℃老化16h后,材料质量损失率低,具有优异的高温耐久性;对5～3 mm缝板进行封堵,承压能力达到20 MPa以上。高温高压强承压堵漏技术在XX23-1-1井进行了现场应用,最终承压至3 MPa,稳压30 min,压降为0,井底承压当量密度为1.90g/cm³,达到了预期效果。     

一种用于煤矿采空区钻井的固化堵漏液

针对煤矿采空区钻井时出现的钻井液严重漏失问题,研究了一种新型固化堵漏液,以满足钻井过程中的堵漏要求,保障钻井安全。该工作液以矿渣为固化剂,辅以激活剂、悬浮剂等外加剂形成配方,性能可以满足煤矿采空区钻井低密度低温的封堵、固化要求。同时,通过室内性能评价及微观结构测试,验证了固化堵漏液的水化机理,固化剂在激活剂作用下,玻璃体结构被破坏,生成水化产物填充于空间中,部分富钙相脱离原结构,充填在水化产物的空隙中。随着富硅相的继续水化,其水化产物填充于富钙相水化产物间隙,使得水化产物结构愈来愈致密,水化产物主要是C—S—H、C—A—S—H凝胶,使得固化体形成了较高的抗压强度。并且根据模拟试验与现场试验,证实了固化堵漏液能够满足采空区堵漏要求,达到了研究目的。      

塔深1井奥陶系堵漏及微漏强钻工艺技术

塔深1井完钻井深为8408m。该井钻至井深6237m，发生有进无出的恶性漏失，此时钻遇地层为奥陶系鹰山组，地层层理发育、破碎，属共存裂缝和溶洞型、压力敏感型漏失地层。由钻时分析结果和成像测井结果可知，该井严重漏失层段为6237-6278m，其中有十几米（不等厚互层）达放空状况。由于参考资料太少，造成对漏层性质、敏感性、缝洞宽度的分析不准确，结果堵漏6次才制定出有效的堵漏配方。第9次堵采用桥塞堵漏技术，使漏速降至3～6m^3／h，随后在微漏条件下实施强钻工艺措施，安全顺利钻达四开井深（6800m），最后顺利下入套管并成功固井。     

承压堵漏技术在AT5井的应用

AT5井是位于阿克库勒凸起东南斜坡带的一口预探井，其三开盐上裸眼井段可能存在灰岩、砂岩、含砂岩、砂泥岩不整合面等漏失类型，要求在钻进盐层前进行承压堵漏作业。从地层资料分析、堵漏浆配方的确定后期改进、堵漏浆配制与注入、憋堵施工全过程介绍了该井的承压堵漏技术。该井进行了37次打压憋堵，累计入198.21m^3堵漏浆，憋堵压力可稳定到14．8MPa，钻井液密度被提高到1．71g／cm3，达到了满足钻穿盐岩地的施工需要的目的。提出了几点认识和建议。     

仙西2井漏失性质分析及堵漏方式探讨

青海油田仙西2井,三开井漏严重,堵漏困难,累计发生18次井漏复杂及2次与堵漏作业有关的卡钻事故,漏失钻井液5182.45 m³,严重制约钻井速度。由于继续施工风险大,经综合评估后决定封井缓打。通过对本井地层漏失性质、应用的桥接堵漏、固结堵漏、平衡穿漏、封固水层等堵漏施工情况分析,总结堵漏经验教训和施工经验,为以后该区块及类似地区安全、快速钻井施工提供可行的技术思路。     

仙西2井漏失性质分析及堵漏方式探讨

青海油田仙西2井,三开井漏严重,堵漏困难,累计发生18次井漏复杂及2次与堵漏作业有关的卡钻事故,漏失钻井液5182.45 m3,严重制约钻井速度。由于继续施工风险大,经综合评估后决定封井缓打。通过对本井地层漏失性质、应用的桥接堵漏、固结堵漏、平衡穿漏、封固水层等堵漏施工情况分析,总结堵漏经验教训和施工经验,为以后该区块及类似地区安全、快速钻井施工提供可行的技术思路。     

油基钻井液随钻堵漏技术与应用

针对在用油基钻井液钻进页岩气井水平段时井漏事故常有发生,造成严重的经济损失,研制了一种A型堵漏材料,对其进行了粒径分析,优选了最佳粒径范围,并在油基钻井液中评价了其堵漏性能。实验结果显示,A型堵漏剂的配伍性好,分散性好,吸油膨胀率高,抗150℃高温,砂床渗透侵入深度为1.0 cm,几乎是零滤失;与同类产品进行了对比,堵漏性能优于其他同类产品,具有好的防渗堵漏和裂缝堵漏效果;正向驱替压力为13 MPa,反向突破压力为1.2 MPa,承压强度高,反向驱替压力低,能够解决油基钻井液的渗透性漏失问题;A型堵漏剂与其他堵漏材料复配时能够有效解决1~3 mm裂缝漏失问题。形成了一套油基钻井液随钻堵漏技术,并在焦页195-1HF井进行现场应用,取得了良好的应用效果,不仅降低了焦页195-1HF井的钻井成本,同时缩短了钻井周期。      

长庆油田子洲气田井漏现状及堵漏方法

长庆油田子洲气田存在比较严重的井漏问题，最近3年统计表明子洲气田井满比例高达77％，主要是刘家沟地层漏失。分析了子洲气田的井漏现状，根据岩心资料确定了井漏原因，总结了目前预防和处理井满的方法，针对子洲气田的特点提出了治理对策。     

新型高强度堵漏技术在沙南3井中的应用

沙南3井是位于塔里木盆地北部坳陷沙南构造带沙南3号构造高点的一口重点预探井,古近系库姆格列木群组发育多套复和膏盐岩层,由于盐层以上的地层存在多套低阻砂岩层（漏失压力系数不大于1.4）,为保证下部盐膏层安全施工,需大幅度提高盐层以上大段低压层承压能力。通过室内实验优选出以“超强滞留颗粒”和“水化膨胀系列复合堵漏剂”为核心的新型堵漏材料,并优化出适合不同尺寸漏失通道堵漏浆配方,承压能力均达到15 MPa以上,抗返排能力超过5MPa。现场配合多级及多阶承压堵漏工艺,逐步将钻井液密度从1.40 g/cm3提高到了1.75 g/cm3,提高承压能力到19 MPa,保证了本井套管顺利下入。     

新型高强度堵漏技术在沙南3井中的应用

沙南3井是位于塔里木盆地北部坳陷沙南构造带沙南3号构造高点的一口重点预探井,古近系库姆格列木群组发育多套复和膏盐岩层,由于盐层以上的地层存在多套低阻砂岩层(漏失压力系数不大于1.4),为保证下部盐膏层安全施工,需大幅度提高盐层以上大段低压层承压能力。通过室内实验优选出以"超强滞留颗粒"和"水化膨胀系列复合堵漏剂"为核心的新型堵漏材料,并优化出适合不同尺寸漏失通道堵漏浆配方,承压能力均达到15 MPa以上,抗返排能力超过5MPa。现场配合多级及多阶承压堵漏工艺,逐步将钻井液密度从1.40 g/cm³提高到了1.75 g/cm³,提高承压能力到19 MPa,保证了本井套管顺利下入。