PDF-PLUS聚胺聚合物钻井液在RM19井的应用

RM19井位于R岛北部，该区地层岩性主要为含蒙脱石、伊／蒙混层的软泥岩，构造复杂，解释模型待证实；地层倾角大、断层发育，存在多个推覆体、多个破碎带，地层压力为异常高压，地温梯度较高（达4．6℃／100m左右）。针对该地区地层的特点，在RM19井φ311．1mm井段应用了PDF—PLUS聚胺聚合物钻井液。该钻井液抑制性强，在高温高密度下仍具有良好的流变性和抗温稳定性、低的滤失性和良好的润滑性，有利于钻井液性能的稳定和预防高温高密度情况下的压差卡钻。介绍了该钻井液的室内研究和现场应用情况。     

解决塔河地区上部地层阻卡的聚合物钻井液技术

塔河地区上部地层具有欠压实、胶结性差、可钻性好、渗透性强、弱膨胀强分散的特点。在该段地层普遍存在起下钻阻卡现象。根据地层特点提出,使用好聚合物钻井液是降低阻卡、加快钻井速度的有效措施之一。现场实践表明,充分发挥聚合物钻井液的包被抑制性,抑制钻屑分散,并与高效固控相结合,可很好地实现钻井液的低固相,再控制适当的膨润土含量,保证了钻井液具有良好的流变性、携砂性和滤失造壁性,而且性能稳定,完全可以满足井下要求,大大降低阻卡的严重程度。具体钻井液技术为:聚合物包被剂分子量不低于2.5×106,在444.5 mm井眼的用量为3～4kg/m,在311.1 mm井眼为2～3 kg/m,使用充分溶解水化的胶液维护,配胶液用水矿化度越低越好;膨润土含量为20～35 g/L;钻井液精斗粘度为38～48 s,塑性粘度为10～18mPa·s,动切力为3～7 Pa,静切力为(1～3)/(2～5)Pa/Pa,滤失量为6～12 mL,固相的体积分数小于10％。     

严重造浆地层高密度钻井液技术研究与应用

阿塞拜疆近里海油区,地层新,埋藏深,成岩性差,蒙脱石含量高,井壁严重垮塌,钻屑严重造浆。由于断层发育,地层孔隙存在异常高压,需要的钻井液密度很高。众所周知,高密度钻井液膨润土容量限很低,在严重造浆地层使用时,一旦控制不住膨润土含量,钻井液流变性将变得很差,甚至无法开泵,只能靠降粘稀释和大量排放钻井液维持,不仅增加材料成本,更重要的是无法实现钻井液的防塌性能。室内研究了密度与膨润土和携砂能力的关系,并进行了抑制性实验。根据研究结果,在作业区推广应用了强抑制性KCl聚合物钻井液体系。实践证明,该钻井液性能稳定,基本不用稀释剂,钻井过程中实现了钻井液零排放,起下钻过程中划眼次数明显减少,井径扩大率大大降低。     

疏水缔合聚合物在高密度钻井液中的应用研究

钻井液流变性一直是高温深井水基钻井液的主要技术问题之一.研究出了疏水缔合聚合物,用它代替普通高分子量聚合物加入粘土含量低的钻井液中,可以提高钻井液的高温悬浮性.疏水缔合聚合物在钻井液中能和膨润土共同作用形成自身的空间网架结构,在低温、高温及高温老化后能有效地提高钻井液悬浮性;与普通高分子量聚合物相比,疏水缔合聚合物具有明显的抗温抗盐和抗剪切功能.室内试验评价了疏水缔合聚合物含量对低土量钻井液悬浮性的影响及其对不同膨润土含量钻井液流变性的影响、疏水缔合聚合物与其他处理剂的配伍性及疏水缔合聚合物加重钻井液的热稳定性和悬浮性.结果表明,将有双重悬浮功能的疏水缔合水溶性聚合物引入高温深井水基重钻井液(温度为150 ℃、密度为1.5 g/cm3)中,使钻井液在粘土含量为3%,粘度较低的情况下能具有良好的悬浮性;利用疏水缔合聚合物解决目前深井钻井液存在的流变性问题是可行的.     

抑制性钾铵聚合物钻井液的推广应用

河南油田多年来应用的阴离子型聚合物PAC钻井液存在抑制泥页岩分散造浆能力不足的缺陷，导致体系中亚微米粒子含量高、密度上升过快、固相过度积累（达13％），性能稳定时间短，严重影响了机械钻速和井下安全。2003年通过室内评价和现场试验，推广应用了抑制性钾-铵聚合物钻井液。该钻井液以“高分子强力包被剂乳液”聚丙烯酰胺钾盐TL-A02（分子量为600万～1400万）为主剂，中分子选用PAC141（或FA367），依靠超长分子链多点吸附钻届，不同分子量聚合物的协同增效作用，提高钻井液的抑制包被能力和控制滤失能力。该钻蚌液在一般固控设备条件下，就能实现低粘、抵切、低固相（≤7％）优质钻井液钻井，与同区块其它钻井液体系相比，机械钻速提高了24．7％（达11．29m／h），钻井周期缩短了38．9％，钻井液成本下降了8％，在钻进过程中还实现了劣质钻井液的零排放。     

川东地区深井高密度聚合物钻井液技术问题的研究

为了解决川东深井高密度聚合物钻井液面临的技术问题,根据川东地区高密度钻井液的技术要求与技术现状,结合国内高密度聚舍物钻井液的研究情况,经过大量反复的现场实践,确定了川东深井高密度聚合物钻井液现实可行的技术路线——适度分散的强抑制、强封堵特性的钾钙基沥青树脂两性离子聚合物高密度钻井液,其典型配方为:预水化新浆(或上部井段聚合物低固相钻井液) XY27(或再复配SK—4等低分子量聚合物) SMp KHm CaO 沥青类处理剂 润滑防卡剂 加重剂。此体系在保持磺化高密度钻井液优点的同时又较好地解决了磺化高密度钻井液和聚合物不分散高密度钻井液未能解决的问题,收到了显著的技术经济效益,为研究建立复杂地区深井聚合物高密度钻井液体系提供了有益的参考。     

PAMS聚合物钻井液体系的研究与应用

介绍了PAMS聚合物在钻井液中的防塌性、抗温性、抗污染能力以及与其他添加剂的配伍性。室内研究和现场应用表明,PAMS聚合物与常用的丙烯酰胺、丙烯酸等多元共聚物相比,具有较强的耐温抗盐能力、防塌能力及抑制地层造浆能力,热稳定性及配伍性好;能协同其它处理剂提高综合效果;用量小,维护周期长,可降低钻井液成本。     

高密度KCl-饱和盐水钻井液在羊塔克1—12井的应用

羊塔克凝析油气田是在塔里木盆地发现的第1个盐下整装凝析油气田，盐层溶蚀致井壁失稳和膏泥岩的蠕变是造成该气田井下复杂和事故的主因。对在复合盐膏层中钻进的难点进行分析后，针对羊塔克井区的地质特点，结合已完钻井的成功经验，通过室内实验，对KCl-饱和盐水钻井液中各处理剂的加量进行了优化。用该钻井液安全钻穿了复杂盐膏层，成功解决了井塌、缩径卡钻等复杂问题。     

高密度甲酸钾钻井液的研究

用水溶性好的盐类(甲酸钾)来增加钻井液密度,形成了一套密度为2.62g/cm3的甲酸钾钻井液.实验研究表明,该钻井液体系具有抑制性强、稳定井壁、润滑防卡、抗可溶性盐污染、流变性能好等特点.     

阿塞拜疆K＆K油田钻井液关键技术

阿塞拜疆K&K油田是国际上有名的复杂区块之一,具体表现为地层胶结疏松,成岩性差,岩屑造浆严重,塑变性强,钻井液流变性不易控制,井眼极易发生缩经,造成卡钻,目的层压力系数较高而且极不均衡,易造成高密度钻井液流变性更难控制.使用不同于国内应用的KC1聚合物钻井液在该油田钻了5口井,其中膨润土含量下降到20～30 g/L,KPAM和KC1含量分别上升到10～15 kg/m3和100～150 kg/m3.5口井施工顺利,钻井液性能良好,井眼优质,在高分散地层中较顺利地完成了高密度钻井液钻井.通过现场应用总结出,K&K油田钻井液技术的关键为高浓度的KPAM和KC1、低膨润土含量、低滤失量、有效的固相控制技术及良好的润滑性能,其中高浓度的KPAM和KC1加量、较低的膨润土含量又是最关键的技术.     

利67井三开高密度防塌钻井液技术

利67井是胜利油田的一口重点预探井,完钻井深为4241m,钻井液密度达2.0g/cm3。该井下部沙河街组的硬脆性地层黏土含量和矿化度较高,存在异常高地应力和次生应力,易产生井壁坍塌、压差卡钻和井漏等复杂事故;沙四段存有盐膏层、高压盐水层,油气显示活跃,给钻井施工造成了很大的困难。经过室内实验,优选出了聚(磺)聚合醇高密度防塌钻井液。现场应用表明,该钻井液流变性好,抑制能力、抗温能力及抗污染能力较强,且固相容量高,可加重至密度为2.0g/cm3,能满足胜利油田利67区块沙河街组高密度钻井的需要,解决了该地区井壁严重失稳的问题,保证了钻进施工的顺利进行。     

阿塞拜疆Hovsan油田定向井钻井液技术

阿塞拜疆Hovsan油田地层分散、造浆严重,钻井液流变性难以控制;钻屑中黏土矿物的黏连、聚结能力强,泥包现象严重;深部井段扭矩大、易发生压差卡钻。现场选用了KCl聚合物混油钻井液,使KPAM和KCl的加量分别达到0.8%～1%和8%～10%,并保证全井段原油含量为4%～6%,基本解决了上述突出问题,所钻井发生复杂事故的几率大大降低,钻井周期大幅度缩短。探讨了某一密度下KCl聚合物钻井液的实际膨润土最高容量限与理论值的差别,为钻遇造浆严重地层时的钻井液处理提供了一种思路。     

高密度水包油钻井液在川西深水平井的应用

须家河组气藏为川西坳陷主力气藏之一,地层页岩、煤线、砂砾岩互层频繁,井壁极不稳定,尤其是水平井施工,井下复杂情况频发.针对现用聚磺钻井液在深井井壁稳定、润滑防卡等方面存在的不足,室内通过乳化剂优选等大量实验,研究出了适合深井水平井钻进的高密度水包油钻井液体系.该体系抗温130℃,可控密度为1.60～2.20 g/cm3,具有较好的流变性、抑制性以及润滑性,对储层的损害率低于现用聚磺钻井液体系.该体系成功应用于新8-1H井造斜段及水平段,与前期施工井新10-1H井相比,钻井周期缩短了35.12％,机械钻速提高了37.75％,二开、三开平均井径扩大率降低了41.43％.     

高密度钻井液加重剂回收技术

随着深井、超深井钻井技术的发展，高密度钻井液加重剂的回收再利用日益受到重视。为此，通过研究有害固相与加重剂的粒度分布，建立了数学模型，确定出回收加重剂的最佳分离点，得到相应回收设备的工作参数。结合油气田现有固控系统的配置，设计出回收加重剂的系统配置方案：采用细目振动筛+可调速离心机+高速离心机的组合方式，通过控制阀门、流量计及变频器合理结合，达到把加重剂分离出来，同时将其有害固相加以清除的目的。通过在塔里木油田神木一井的现场实验，验证了回收加重剂理论模型的有效性。该技术能回收大量的加重剂、节约加重剂的费用、减少矿产资源损耗，更有效地解决了环境污染问题，具有显著的社会经济效益。     

金河1井有机盐氯化钾高密度钻井液技术

金河1井是位于准噶尔盆地南缘霍尔果斯背斜沙湾组断鼻构造上的一口探井.完钻井深为2 225 m.由于该构造地层压力系数高、地层倾角大、成岩性差、破碎严重,黏土矿物中蒙脱石含量最高达70%以上,钻进过程中频繁出现卡钻、垮塌、井漏等复杂事故.采用有机盐KCl钻井液,在高密度下兼顾钻井液抑制性、流变性、封堵防塌性,实现了钻井作业零事故.经现场应用表明,有机盐KCl高密度钻井液顺利钻穿金河1井高陡山前构造安集海河组700m厚地层,钻井作业中井壁稳定、井眼畅通;全井流变性能优良易控,钻进中扭矩平稳,砂样代表性好,钻屑基本呈原生片状且棱角分明,电测井径规则,钻井液封堵能力强,在完井液中不添加堵漏剂的情况下承压能力达到4MPa,电测一次成功率为100%,下套管固井一次成功,钻井周期仅为110d.     

高密度水包油钻井液在磨005-H8井的应用

以川中磨溪构造嘉陵江组为目的层的水平井，在钻井过程中均发生了不同程度的压差粘附卡钻，部分井除多次发生高压差卡钻外，还发生了下套管不到位等技术难题。针对这些难题，研制了一套高密度弱凝胶、无土相水包油钻井液体系。通过在川中磨005 H8井的应用表明，该体系具有较好的抗盐、抗钙能力，润滑性接近油包水钻井液体系，在起钻接单根与起下钻过程中摩阻较小，体系的性能十分稳定，维护处理简单，现场操作性强。     

白56深井高密度钻井液技术

自56井完钻井深4650m，是白庙区块第一口超过4500m的深井，上部地层（3300m以上）采用聚合物正电胶钻井液体系，中深井地层（3300－4498m)采用聚磺钾盐钻井液体系，下部地层小井眼采用聚磺正电胶钻井液体系。现场使用表明，聚合物正电胶钻井液具有独特的流变性，抑帛性和较强的防塌能力，聚磺钾盐钻井液具有防塌性能好，抗高温能力强，聚磺正电胶钻井液具有低粘高切特性，降低井眼环空压力损耗，满足了白56井各井段钻井施工要求。     

钻盐膏层及高压气层的高密度钻井液

ＫＬ—２井是塔里木盆地克拉苏构造山前构造的一口预探井,钻探过程中,盐膏层及高压气压易出现缩径、井涌、井漏及卡钻等复杂情况,采用聚磺氯化钾钻井液体系,密度控制在 １．７５～１．８０９／ｃｍ３和２．２０～２．４０ｇ／Ｃｍ３平衡地层压力,较好地解决了钻探过程中出现的各种复杂情况。     

高密度硬胶极压型油包水乳化钻井液在定向井的应用

四川盆地莲花山潜伏构造存在"断层多、地层倾角大、裂缝发育"的特点,钻进时井眼易打斜,水敏及应力坍塌严重.在钻直井时,一般使用水基聚磺钻井液基本能够满足井下要求.但是,在该构造的大斜度定向井莲花000-X2的钻进中,先后使用聚磺钻井液和水包油钻井液均告失败.在此情况上,考虑采用油基钻井液.经过室内大量的配方试验,优选了高密度硬胶极压型油包水乳化钻井液在莲花000-X2大斜度定向井中使用.该体系中引入了特殊的硬胶乳化润湿剂JY-1、极压型降滤失剂RLC-101(油用)和阻燃剂ZRJ-1,使该体系具有快速密封地层裂缝、大幅度降低扭矩和起下钻摩阻、改变岩石表面润湿特性、安全性高、风险小、可多次重复使用降低单井钻井液成本的优点.在莲花000-X2使用高密度硬胶极压型油包水乳化钻井液,顺利在复杂地层中完成大斜度定向钻进,取得较好的技术效果和经济效益,适合在类似的复杂地层中推广使用.