适于深水钻井的恒流变合成基钻井液

深水钻井条件下,温度变化大,对钻井液在低温环境下的流变性提出较高要求。室内合成一种缔合聚合物处理剂,该处理剂可以作为一种流型调节剂,调节钻井液低温流变性,使其在低温条件下有稳定的动切力、凝胶强度和φ_6读数。通过乳化剂和有机土加量的优选、不同油水比以及不同密度下低温流变性的对比研究,形成一种恒流变合成基钻井液。研究结果表明,与传统的合成基钻井液相比,恒流变合成基钻井液在较大的温度变化范围内具有稳定的流变性,低温下钻井液不会出现胶凝现象,保证了深水钻井的安全。     

一种深水水基钻井液关键外加剂的优选评价

钻井液对气体水合物的抑制性能和低温下良好的流变性能是深水钻井液的关键性能.通过对关键外加剂的优选,室内建立了一套用于2000m深水钻井的水基钻井液体系,该钻井液采用反相微乳液聚合物增黏剂UFLOW及改性植物胶VIS-HX作为钻井液的流型调节剂,以热力学抑制剂NaCl和聚合醇配以动力学抑制剂聚乙烯吡咯烷酮(PVP)作为气体水合物抑制剂.该钻井液在低温下能保持良好的流变性能;同时在水深为2000m、水温在3℃左右的环境下,该钻井液可抑制气体水合物的生成.     

深水钻井液关键外加剂优选评价方法

常规深水钻井作业由于其特殊的深水低温高压环境,对钻井液的性能提出了更高的要求,在深水环境下,钻井液对气体水合物的抑制性能和低温下良好的流变性能是深水钻井液的关键性能,而赋予这些性能的外加剂——气体水合物抑制剂和流型调节剂则为深水钻井液的关键外加剂。目前水合物抑制剂的评价方法一般采用温度/压力法,即通过实验过程中温度和压力的变化来判断气体水合物的生成与分解,从而判别抑制剂性能的好坏。对流型调节剂的优选评价,一般是通过测定钻井液在作业范围的全温度段的流变性能来体现的,要求钻井液具有恒流变的特性,即钻井液的塑性黏度、动切力、六速旋转黏度计低转速下的读数(φ6,φ3)在作业范围的全温度段的变化较小。     

一种含有动力学抑制剂的深水水基钻井液的研制

气体水合物的生成是深水条件下钻井作业公认的危害,同时深水低温也会导致钻井液的流变性能发生变化。为提高深水条件下钻井液对气体水合物的抑制性能以及钻井液在低温下的流变稳定性能,通过室内研究,建立了一套含有动力学抑制剂的深水水基钻井液体系(配方为:3%搬土+处理海水+6%流型调节剂UFLOW+0.05%增黏剂VIS-HX+20%NaCl+7%聚合醇GLYCOL+3%降滤失剂Flocat+0.5%动力学抑制剂PVP)。研究了该体系的水合物相平衡、流变性、滤失性、抗温性、抗侵污性、抑制性等。研究结果表明,该体系在水深2000 m、水温3℃左右的环境下,可有效地抑制气体水合物的生成;在低温条件下钻井液体系能保持良好的流变性能,钻井液的PV、YP在作业范围的温度段内变化较小,具有恒流变的特性;钻井液体系具有较好的抗温性能,在60数130℃的温度范围内热滚老化后,其流变参数和滤失性基本保持稳定,同时钻井液体系具有较好的抗污染能力以及良好的抑制性能,能够满足深水钻井的要求。图3表3参10     

恒流变合成基钻井液关键机理研究

以FLAT-PRO恒流变体系核心处理剂流型调节剂酰胺化二聚酸衍生物和有机蒙脱土为研究对象,通过宏观、微观和流变分析相结合,深入研究了恒流变合成基钻井液的恒流变性机理。控温流变实验和静置实验表明,低温下,油相体积压缩,有机土在油中的分散性变差,体系黏度切力大幅提高。随着温度升高,油相体积膨胀,有机土扩散性增强,体系黏度切力减小。加入流型调节剂后,钻井液的黏度切力随温度变化减缓,表现出了恒流变特性。显微镜观察,X射线衍射分析、扫描电镜观察结果表明,流型调节剂分子可以插入有机蒙脱土层间,扩大层间距并促进其片层在油中高度分散。最终在钻井液体系中由高度分散的有机土片层、流型调节剂分子和乳液滴共同构成了具备温度响应性的致密网络结构。流型调节剂分子链随温度升高而舒展,导致与2℃相比,体系黏度切力在65℃下增幅更大,从而使流变性在2～65℃范围内随温度变化更加平缓,形成恒流变性能。     

水基恒流变钻井液流型调节剂的制备与性能评价

流型调节剂是实现水基钻井液恒流变特性的关键处理剂。以丙烯酸(AA)、丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)单体为主要原料,采用反相微乳液方法合成了一种流型调节剂,表征了产物的结构、分子形貌、热稳定性等,比较了流型调节剂与传统处理剂对水基钻井液流变性能的影响,结合流型调节剂的分子聚集态结构分析了恒流变机理。结果表明,流型调节剂黏均分子量约7.5×106,平均粒径为258.7 nm,抗温可达260℃。在水基钻井液中,流型调节剂具有良好的流变控制能力,可显著降低温度变化(4数65℃)对关键流变参数的影响。流型调节剂分子的核-壳结构提高了分子刚性和稳定性,其亲水基团在壳层的层级分布可补偿基团损耗,从而维持有效基团数量,确保与黏土片层的缔合作用,维持水基钻井液的稳定性。     

缅甸西海岸深水气田水基钻井液优化设计

为解决缅甸西海岸深水气田钻井面临的水敏性泥页岩井壁失稳、海底低温高压条件下钻井液增稠和易生成天然气水合物的问题,以聚胺抑制剂SDJA为关键处理剂,在优化钻井液低温流变性及优选天然气水合物抑制剂等关键处理剂的基础上,构建了强抑制性水基钻井液HIDril。室内性能评价结果表明,该钻井液具有较低的黏度和较高的动切力及6值,有利于清洗井眼,并且在温度4℃时具有良好的流变性;水敏性泥页岩回收率最高可达96.33%,抑制性能优良;在模拟海底环境的低温高压条件下,可有效抑制天然气水合物的生成;渗透率恢复率大于85.57%,具有较好的储层保护效果。在此基础上,针对缅甸西海岸深水气田不同井段的特点进行了钻井液技术方案设计,可为该深水气田钻井提供借鉴。      

恒流变合成基钻井液关键机理研究

以FLAT-PRO恒流变体系核心处理剂流型调节剂酰胺化二聚酸衍生物和有机蒙脱土为研究对象,通过宏观、微观和流变分析相结合,深入研究了恒流变合成基钻井液的恒流变性机理。控温流变实验和静置实验表明,低温下,油相体积压缩,有机土在油中的分散性变差,体系黏度切力大幅提高。随着温度升高,油相体积膨胀,有机土扩散性增强,体系黏度切力减小。加入流型调节剂后,钻井液的黏度切力随温度变化减缓,表现出了恒流变特性。显微镜观察,X射线衍射分析、扫描电镜观察结果表明,流型调节剂分子可以插入有机蒙脱土层间,扩大层间距并促进其片层在油中高度分散。最终在钻井液体系中由高度分散的有机土片层、流型调节剂分子和乳液滴共同构成了具备温度响应性的致密网络结构。流型调节剂分子链随温度升高而舒展,导致与2℃相比,体系黏度切力在65℃下增幅更大,从而使流变性在2～65℃范围内随温度变化更加平缓,形成恒流变性能。      

深水用煤制油恒流变合成基钻井液体系的研制

为了解决深水钻井中的压力控制问题,研制了一套深水用煤制油恒流变合成基钻井液体系。该钻井液体系是以新研制的低粘度深水用煤制油作为基液,对传统的合成基钻井液关键处理剂进行了重新设计及优选组合,从而构建了深水用合成基钻井液体系。性能评价实验结果表明,所研制的深水用煤制油恒流变合成基钻井液体系具有良好的流变性和乳化稳定性,动切力和6值受温度及压力影响小,可以满足深水钻井作业的要求。     

深水钻井抗高温强抑制水基钻井液研制与应用

深水钻井时存在复杂地层井眼失稳、大温差下钻井液流变性调控困难等技术难题,需要研发适用于深水钻井的抗高温强抑制性水基钻井液。以丙烯酰胺、烷基季铵盐和2–丙烯酰胺基–2–甲基丙磺酸为单体,采用水溶液聚合法合成了深水钻井用低相对分子质量的聚合物包被抑制剂Cap;以Cap为主要处理剂,并优选其他处理剂,构建了深水抗高温强抑制水基钻井液。室内性能评价表明,低相对分子质量的聚合物包被抑制剂Cap对钻井液流变性的影响较小,包被抑制作用强;深水抗高温强抑制水基钻井液低温流变性良好,可抗160 ℃高温,高温高压滤失量小于9 mL,三次岩屑滚动回收率大于70%,抑制性强,可分别抗25.0%NaCl、0.5%CaCl₂和8.0%劣土污染。该钻井液在南海4口深水油气井钻井中进行了现场试验,取得了良好的应用效果,解决了低温增稠及井眼失稳等技术难题,具有现场推广应用价值。      

气体钻井转化常规钻井的替入钻井液技术

针对全国大规模推广应用气体钻井技术的情况,详细地分析了气体钻井所形成的井眼条件和替入钻井液时可能发生的井下复杂。气体钻井时,在井眼周围地层岩石应力得到充分释放,形成更多的应力释放缝,加之井壁岩石干燥,没有滤饼保护,当气体钻井完成后替入钻井液时,易引起多种井下复杂。针对替入钻井液后可能发生的井下复杂,提出了气体钻井转化常规钻井的替入钻井液优化配方及现场工艺技术对策,并通过多口井的现场试验,对降低井下复杂,缩短恢复常规钻井的周期见到了明显效果。     

套管钻井是一种有效的钻井方法

套管钻井系统是由地面和井下两部分装置组成 ,用常规套管代替钻杆 ,钻进和下套管作业同时完成。通过套管将液压能和机械能传递到套管下端短节内的可回收式钻具组合。套管和钻杆一样旋转 ,泥浆从套管内径进入井底 ,从环空返回地面。先导试验表明 ,套管钻井技术利用常规套管钻井代替钻杆钻井 ,大大地减少了钻井成本 ,提高了完井速度 ,且套管钻井更加安全 ,节省了更换钻头的起下钻时间。套管钻井较常规钻井可以提高钻速 30 % ,代表了钻井技术发展的主要趋势     

大位移井钻井技术

大位移井钻井是断水平井之后国外９０年代发展起来的钻井新技术。它是优化开发海上或浅海油田的有效方法，并能节约油田开发综合成本。本文介绍了大位移井的特点，发展的原因，大位移井钻井的技术关键以及在大位移井钻井中应用的几面新技术等。     

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钻井工作量及钻井速度分析，不仅要从技术角度考虑，而且要从经济角度进行分析。章以钻井工作量和钻井速度的经济关系为基础，从实用的角度出发，采用指数分析的方法，对影响钻井工作量及钻井速度的因素作了全面的分析，对提高钻探公司钻井时间和钻井速度具有重要的参考价值。     

6925米超深井钻井液技术

重点预探深井TP2井完钻井深为6925m。该井钻遇地层复杂，埋藏深、厚度大、极易发生缩、溶、胀、塌等事故，因此钻井液体系必须具有包被抑制性、抗高温稳定和造壁性。良好的悬浮性和携砂能力，防垮塌能力和润滑性等，以有利于及时发现油气层。该井在第四系～二叠系地层，采用钾聚、聚磺钻井液，石炭系～志留系地层采用聚磺聚合醇钻井液，奥陶系地层采用聚磺钻井液。该套钻井液体系在高温高压条件下性能稳定，满足了超深井施工中的井壁稳定、润滑防卡、岩屑携带的需要，还满足了地质录井和保护油气层的要求。该套超深井钻井液技术，有效地解决了以伊蒙混层为主的泥岩坍塌掉块，较好地解决了超深井钻井液防垮塌、黏卡、井漏等方面的技术难题。     

顺煤层钻进用可降解聚合物钻井液

沁水盆地南部寺河矿区15号煤含气量高,埋深较浅,具有良好的煤层气开发潜力。针对15号煤煤体结构复杂和顶底板为富含水层的灰岩,在顺煤层钻进时主要存在的携屑困难、井壁失稳、容易漏失和储层污染难题,研发了微固相可降解聚合物钻井液体系。通过煤粉悬浮、煤岩取心模拟护壁、黏度衰减和渗透率恢复实验评价了该体系的基本性能。实验结果表明,该体系携带岩屑效果好,抑制作用强,能够减小井眼扩径,同时配合生物酶的降解作用,储层渗透率伤害率可以从50%降低到25%。该钻井液在中国首个煤层气工厂化钻井平台X-2井进行现场试用,钻井液密度为1.01~1.03g/cm3,漏斗黏度为35~40s,API滤失量小于15mL,pH值为8~10,加入生物酶后黏度降低40%,顺煤层段成功钻进900m。      

海油陆采大位移井钻井技术

介绍了辽河油田首次施工的 15口海油陆采丛式大位移井的情况 ,分析了其施工技术难点 ,重点介绍了新技术的应用 ,包括导向钻井技术、PDC钻头、无线随钻 MWD、优化井身结构设计、大位移井清岩携砂井眼净化技术、摩阻与扭矩的随钻监测技术等。15口大位移井井身质量、固井合格率均为 10 0 % ,无事故及复杂情况 ,共节省钻井时间 3 5 5 d,节约费用 860万元。该项技术对开发浅海油田具有广阔的应用前景。     

长宁页岩气井钻井复杂情况及钻井液工艺技术

阐述了长宁页岩气区块嘉陵江组至韩家店组钻井过程中时常出现的复杂情况:在大段泥岩段钻井钻头被泥包;部分地层层理发育,易发生力学坍塌,上部裸眼井段垮塌,出现卡钻;裂缝发育较好,地层连通性强,易发生井下漏失;在蠕变地层钻井易造成井径扩大;泥岩污染,同时提出了钻井液维护处理存在的难题以及解决措施。根据在嘉陵江至韩家店组钻井遇到的复杂情况进行分析和实践应用,对水基钻井液配方进行优化,在长宁区块应用十余井次,大大减少了复杂情况出现的概率,顺利钻穿嘉陵江石膏层,克服了飞仙关泥岩段,避免了长兴-龙潭区域性垮塌,杜绝了因钻井液维护处理不当导致的井下复杂情况。长宁区块不同地理位置井场的地层变化较大,加深对长宁区块地层的认识,尽可能在钻井设计时更有针对性地提出建议与措施,减小复杂情况出现的频率,为页岩气优质、高效、低成本的钻井提供一定技术参考。      

气体钻井过程中的钻具失效研究

近年来,气体钻井技术在国内得到了迅速发展,取得了阶段性的研究成果,各大油田纷纷在符合气体钻井作业的地层开展气体钻井作业,取得了显著成效,机械钻速是同区块泥浆钻井的2～4倍.随着气体钻井数量的增加,钻具失效问题日益突出,已影响到气体钻井的安全和推广应用.结合气体钻井工艺特点,对气体钻井钻具失效的特点进行了分析,为制定预防措施奠定了基础.     

套管钻井技术在批钻井中的应用

简要介绍了套管钻井技术的工艺特点及国内外研究现状，详细介绍了,φ339．7mm套管钻井技术在大港油田埕海一号平台批钻井中的应用情况。包括套管钻井使用的工具——一套管钻井驱动器和套管钻鞋的结构和工作原理；套管钻井的主要设备要求、工艺流程以及无钻机固井工艺。埕海一号平台13口井表层套管批钻井的应用结果表明，采用套管钻井技术可以缩短钻井周期，提高机械钻速，降低钻井成本，而且国产套管钻鞋的钻井指标已接近国外公司同类产品的技术水平，虽然成本相对较高，但批量生产后成本会显著降低。