稠油沥青污染钻井液的处理技术

伊朗Y油田有5口井钻遇了稠油沥青层,提高钻井液密度,不能阻止稠油沥青侵入井眼污染钻井液,轻则振动筛跑浆,重则钻井液变成膏状絮凝物,失去流动性。室内研究发现,常规稀释剂不能消除稠油沥青对钻井液的污染;加15%～20%水稀释,污染钻井液流变性能好转,再加重恢复密度值,流变性能重新恶化;用柴油和乳化剂,才能改善污染钻井液的流变性能。现场采用的处理方法,一类是机械、排放法或置换法,将稠油沥青从循环系统中除去,避免大量积累污染钻井液;另一类是乳化分散法,将稠油沥青分散在钻井液中,降低对钻井液性能的不利影响。应用结果表明,稠油沥青侵入速度慢的井适宜用第一类方法,在侵入速度快的井中,分散乳化法是主要的处理手段,可以避免钻井液絮凝,满足安全快速钻井的目的。     

活跃沥青层控压钻井技术研究与应用

伊朗Ｙ油田Ｋ地层属于高温高压含硫化氢活跃沥青层,由于沥青分布与侵入规律不明、流体特征差
异和地层压力差异较大,其中Ａ井、Ｂ井、Ｃ井因沥青侵入被迫提前完井,未能实现设计钻探目的。由于国内外没
有成功的经验可以借鉴,沥青侵入处理过程中尝试了常规的惰性材料堵漏技术、注水泥堵漏技术、水玻璃堵漏技
术、化学固结堵漏技术、沥青固化技术,均未能有效解决沥青侵入问题。由于控制压力钻井技术可以精确地控制环
空压力,当井口存在套压时,可以实现井口带压强钻。文章对活跃沥青层控压钻井技术进行了适应性评价,优选了
控压方式、控压设备与参数,同时优化了相应的配套技术,如专打专封井身结构、欠饱和盐水泥浆、简化钻具组合
等。控压钻井配套技术在Ｄ井成功钻穿沥青层,共计用时２５ｄ,进尺３７１．５ｍ,实现了控压钻进、接立柱、起下钻、控
压堵漏、下套管、注水泥等工艺,完善扩展了控压钻井使用范围,同时为沥青层安全钻进找到了一种有效的应对措施。     

伊朗雅达油田复杂地层钻井液技术

伊朗雅达油田地层复杂,具体表现在Gachsaran层大段石膏层污染钻井液,Kazhdumi层稠油质沥青侵入导致钻井液流变性能变差;Fahliyan地层为储层,井底温度高达145℃。前期完钻的5口井均出现了石膏、沥青污染和Fahliyan层压差卡钻等复杂情况,导致作业费用增加和钻井效率降低。在Gachsaran石膏层采用了抗膏聚合物钻井液,在Kazhdumi层采用了混入柴油和加入乳化剂等方法,在储层钻进中使用了超低渗透钻井液技术及分段封堵工艺,以解决高温高压下渗透性良好的孔隙性灰岩的压差卡钻问题。优化后的钻井液技术现场应用效果良好,F4井仅用65 d完钻,比邻井F23井钻井液总费用节约26万美金,钻井周期提前15 d。     

非均质超厚活跃沥青层安全钻井技术探讨

Y油田开发过程中多口井钻遇Kazhdumi层超厚活跃沥青,沥青地层的非均质性、空间分布的不确定性给钻井施工带来极大挑战,钻井液污染、涌漏并发、硫化氢逸出等复杂情况导致多口井工程弃井,严重影响了Y油田的整体开发进度。根据已钻井实钻资料,从沥青层压力、连通通道、沥青特征及分布规律等方面研究了沥青层环境因素,分析了活跃沥青层处理难点。在此基础上,提出强化沥青层分布规律研究、优化调整井身结构和控压钻井技术配合沥青硬化处理等技术对策。分析认为,活跃沥青层地层压力当量钻井液密度1.58~1.65 kg/L;现有井身结构中沥青层所在井段裸眼段长,是治理活跃沥青侵害的主要难点。沥青硬化封固剂YHJ-6能将沥青软化点提高60℃以上,将其应用于现场能有效减少沥青侵入量,提高沥青环境中漏失通道的封堵效果。      

缅甸D区块钻井防漏堵漏技术

缅甸D区块油气资源丰富,但钻进过程中存在许多亟待解决的问题。通过分析已钻井Patolon-1井、Yagyi-1井和正在钻井施工的Patolon-2井的情况,认为影响该区块钻井时效和井下安全的主要因素是地层漏失。分析了缅甸D区块地层的漏失特点、漏失原因及地层压力的分布规律,研究应用了水泥浆、膨润土浆双液法堵漏技术和随钻堵漏钻井液技术。缅甸D区块上部低压层的漏失主要采用双液法堵漏技术或化学堵漏技术处理;下部高压地层的渗透性漏失主要采用随钻堵漏技术和桥塞堵漏技术处理。现场应用也表明,上述技术堵漏效果很好,为缅甸D区块顺利完井提供了技术保证。      

钻井液用沥青质稠油硬化剂的研究与应用

为了解决沥青质稠油对钻井液的污染问题,从沥青氧化硬化化学反应理论出发,对13种沥青处理剂进行了沥青质稠油硬化试验,优选出硬化剂 LYJ-5;并在钻井液中进行了硬化试验,对硬化剂与稠油反应时产生的温度、压力进行了室内试验评估;然后,对沥青质稠油硬化剂进行了现场试验验证。室内试验表明,LYJ-5 可以使沥青质稠油的软化点由52 ℃提高至127 ℃;在有、无钻井液存在2种情况下,LYJ-5 可以将稠油沥青的软化点提高52 ℃和75 ℃。在F17井的现场试验表明,应用 LYJ-5之后每小时钻井液污染量降低至应用前的19.15%,部分沥青出现硬化聚集现象,使后续的测井和下套管施工更加顺利。综合研究表明,LYJ-5 可以大幅度提高沥青质稠油的软化点,显著降低沥青质稠油对钻井液的污染,因而可对沥青层钻进提供强有力的技术支持。      

F19井沥青侵及相关井下复杂情况的处理

F19井212.7 mm井眼裸眼段长达2 445 m。与邻井相比,地层压力系统发生了明显的变化,高压沥青、盐水层与多个低压薄弱层共存,钻井液安全密度窗口窄。钻井过程中先后发生了沥青侵、井漏和盐水侵等一系列井下复杂情况。稠油沥青严重威胁着钻井安全,破坏钻井液流变性能,污染严重时钻井液呈现胶凝状,无法循环利用。在室内实验的基础上,应用混柴油钻井液预防和处理稠油沥青侵及问题;同时针对严重的井漏,优选出了桥塞堵漏和固结型堵漏2种堵漏浆配方。为保证尾管下到底,从钻井液、悬挂工具、操作等多方面制订了具体措施和应急预案。下尾管作业中,尽管多次出现阻卡和失返等异常情况,但由于措施和预案有针对性,可操作性强,最终成功实现尾管"坐底",挤水泥固井。     

伊朗YD油田稠油沥青层钻井液技术

伊朗YD油田白垩系Kazhdumi层位主要岩性为沥青质页岩、灰岩,多数井在该层位钻进时发生了严重的稠油软沥青污染钻井液问题.该区块X19井在高压稠油沥青层的钻进中尝试使用了KC1聚磺水基钻井液技术,采取了如下处理稠油软沥青侵的措施:逐步提高钻井液密度减缓沥青侵入,混入15％柴油+0.3％乳化剂,置换受污染严重浆,并通过实施承压封堵、强钻、强下套管,最后成功固井,因处理稠油沥青侵共耗时33 d,排放受稠油沥青污染严重钻井液2 158 m3.结合对该油田X13井(最后填井侧钻)及AP-2井(最后弃井)在Kazhdumi层位钻遇稠油沥青层侵入钻井液复杂处理过程的分析,提出了预防稠油沥青层侵入水基钻井液的处理措施,并总结了Kazhdumi层位水基钻井液技术处理要点,初步建立了适合YD油田高压稠油沥青层钻进的水基钻井液技术,为该海外区块的进一步勘探开发积累了经验.     

彭水区块页岩气水平井防漏堵漏技术探讨

渝东南彭水区块上部三叠系、二叠系地层灰岩发育,易出现溶洞性漏失;下部目的层志留系龙马溪组裂隙发育,钻进中常发生渗透性漏失及间歇性严重漏失。结合彭页 HF-1 井、彭页2HF井、彭页3HF井和彭页4HF井的钻井实践,分析了该区块的井漏特点和漏失原因,介绍了防漏堵漏技术和具体的施工措施,探讨了防漏堵漏技术方案。分析认为,彭水区块上部地层利用气体(空气)钻井防漏堵漏效果较好;下部地层漏失层位分布广泛且无规律,宜采用随钻堵漏和分级堵漏措施。进一步分析认为,提高对地质条件的认知程度、优化井身结构、优选钻井方式、使用合理的钻井液密度,可以降低井漏发生率;优选合理的堵漏浆配方、开展堵漏剂评价、制订科学的堵漏措施、规范钻井施工操作是解决漏失的主要手段。      

抗稠油沥青层损害钻井液技术在S03井的应用

针对中石化在海外中东Y油田K层位钻遇的稠油沥青侵,引起的钻井液密度下降、黏度急剧升高,并最终导致钻井液流变性失控、严重威胁井下安全、无法正常钻进、下套管困难、无法测井、无法固井的重大技术难题,文章通过总结该区块K层位稠油沥青钻进处理经验,提出了现场处理"足量补充,定量置换"的钻井液维护总体原则,阐述了于该区块稠油沥青损害严重的S03井首次采用抗损害能力强的抗高温欠饱和盐水体系结合控压钻井的处理方式,成功解决了该井稠油沥青层水基钻井液钻进的技术难题,开拓性地为中石化该海外区块下部层位的进一步开发提供了技术支撑。     

硬脆性泥页岩微米-纳米级裂缝封堵评价新方法

为解决应用常规封堵评价方法优选的封堵材料对大庆油田致密油裂缝性地层封堵效果差的难题，选用由不锈钢粉末经特殊工艺压制成的薄片作为封堵介质来模拟微米和纳米级裂缝，并自主设计加工了封堵评价装置，形成了微米-纳米级微裂缝封堵评价新方法。室内试验结果表明，封堵评价新方法可替代高温高压滤失试验对钻井液的封堵性能进行评价，且优选的钻井液配方对微米级和纳米级裂缝都具有较强的封堵能力。应用该方法对封堵材料配方及加量进行了优化，形成了强封堵型水基钻井液配方，并在大庆油田F38-P1井进行了现场试验，解决了青山口组地层在钻进过程中的井壁剥落、掉块等井壁失稳问题。研究结果表明，裂缝封堵评价新方法可以模拟井底温度条件下对钻井液的封堵性能进行评价，且具有操作简单、评价精度高等优点，为大庆油田致密油藏高效开发提供了技术支持。      

伊朗Y油田深部复杂地层钻井液技术

伊朗Y油田深部地层的超厚活跃沥青层和高压差储层钻进过程中,存在沥青侵入、压差卡钻事故频发和149.2 mm井眼地层压力测试困难等问题。在室内试验的基础上,对钻井液的封堵、润滑和抑制防塌等关键性能和相关技术措施进行优化;利用选择性优先粘附和稠化封堵技术措施,有效控制了Kazh地层的沥青侵入程度;在保证钻井液具有良好的封堵和润滑性能的基础上,分段采用强化封堵技术措施有效解决了FLN地层压差卡钻的问题。现场应用表明,FH4井、FH14井和FH17井均实现了28 MPa高压差下的安全施工。      

YD油田高渗灰岩储层水平井钻井液技术

YD油田水平井在高渗灰岩储层钻井过程中,存在井壁失稳、盐膏污染钻井液、井漏、井眼清洁效果差和摩阻高等技术难点.为解决这些技术难点,通过室内实验,优选了流性调控剂、抗盐降滤失剂,确定了复合润滑剂配方和封堵材料的组成,形成了强抑制高封堵乳液聚合物钻井液,并针对各开次钻遇地层的地质特征制定了钻井液维护与处理技术措施.性能评价表明,泥页岩在强抑制高封堵乳液聚合物钻井液中的滚动回收率达88.2%,线性膨胀率为18.2%;能抗5.0%NaCl、2.0%CaSO4和30%钻屑的污染,具有较好的防塌抑制效果与抗污染能力.该钻井液在YD油田S4井、S5井和S16井等3口水平井中进行了应用,钻井过程钻井液性能稳定,钻井施工顺利.与该油田其他22口水平井相比,钻井周期分别缩短5.2,6.3和7.8 d,渗漏量分别降低了12.5%,8.4%和13.2%,最大提升和下放阻力降低到150 kN之内.现场应用表明,强抑制高封堵乳液聚合物钻井液能有效解决YD油田高渗灰岩地层水平井钻井液技术难点,可以在该油田进行推广.      

高性能水基钻井液在大庆油田致密油藏水平井中的应用

针对大庆油田中浅层致密油藏水平井钻井过程中常发生造浆、缩径和剥落掉块等问题,在对致密油储层岩心进行电镜扫描、铸体薄片分析等的基础上,利用聚胺、聚合醇的"两元协同"作用提高钻井液的抑制性,利用常规物理封堵与聚合醇化学封堵相结合的"双效"封堵作用提高钻井液对微裂缝的封堵能力。采用宏观与微观相结合的抑制性评价方法优选了聚胺抑制剂,并选用与其具有良好配伍性的聚合醇等处理剂,形成了抑制性突出、封堵能力强和润滑性良好的高性能水基钻井液。室内试验结果表明,高性能水基钻井液泥页岩滚动回收率大于95%,缝宽10~50 μm的微裂缝累计出液量小于2 mL,极压润滑系数仅为0.10。该钻井液在大庆油田致密油藏的9口水平井进行了应用,均效果显著,其中龙26-平9井的井径扩大率仅为9.31%,最高机械钻速达10.58 m/h。研究表明,高性能水基钻井液能够满足大庆油田致密油藏的钻井需求。      

明1井交联成膜与化学固结承压堵漏技术

明1井二开1 894.00~2 514.00 m井段钻进过程中漏失频发,且地层承压能力低,为保证二开后续井段钻井安全,需要对该井上部井段进行承压堵漏作业,以提高其承压能力。在分析漏失情况和钻遇地层岩性的基础上,确定了易漏失层位。根据易漏失层位的岩性并借鉴前期堵漏经验,确定采用交联成膜与化学固结承压堵漏技术进行承压堵漏作业,即首先利用交联成膜堵漏浆初步提高地层的承压能力,再利用化学固结堵漏浆进一步提高地层的承压能力,以满足高压油气层安全钻进要求。明1井上部井段进行交联成膜与化学固结承压堵漏后,2 021.58 m以浅井段地层的承压能力提高到1.70 kg/L以上,2 021.58 m以深井段地层的承压能力高于1.60 kg/L,达到了承压要求,二开井段后续钻井过程中,承压堵漏井段未再发生漏失。实践表明,交联成膜与化学固结承压堵漏技术可大幅度提高易漏失地层的承压能力,为同类地层承压堵漏提供技术借鉴。      

铝胺基钻井液在夏1031HF井的应用

为了解决非常规水平井夏 103-1HF 井三开所面临的井壁稳定、井眼净化、润滑防卡、钻井液流变性控制和油气层保护等钻井液技术难点,通过室内试验对有机胺、铝基聚合物、物理封堵剂、降滤失剂、润滑剂和流型调节剂等进行了优选和复配,确定了铝胺基钻井液的配方。室内评价试验表明,铝胺基钻井液具有强抑制性、强封堵性、优良的润滑性和流变性及抗温性能,其所污染岩心的渗透率恢复率高达90%以上。现场应用表明,铝胺基钻井液流变性能稳定,动塑比保持在0.5左右,API滤失量控制在2.4 mL以内,高温高压滤失量控制在8.0 mL以内,泥饼粘附系数在0.1以内,较好地解决了该井所面临的钻井液技术难点,保证了该井安全顺利完成,且三开井径较规则,平均井径扩大率为2.0%。铝胺基钻井液在夏 103-1HF 井的成功应用表明,该钻井液可以推广应用到该工区其他非常规大斜度井和水平井中。      

玛湖油田MaHW1602水平井低活度钻井液技术

玛湖油田MaHW1602井地层条件复杂,目的层三叠系百口泉组含硬质泥岩、疏松砾岩等,水平段钻进过程中易发生坍塌掉块等井下故障。由于该地区近年使用的“去磺”钻井液存在防塌性不足的问题,为此,在分析该井地层特点及钻井液难点的基础上,通过室内试验优选了活度调节剂、封堵剂和抑制剂,形成了非磺化低活度钻井液体系。室内试验结果显示,低活度钻井液封堵率超过90%,平均水活度为0.863,满足现场钻井要求。该钻井液在MaHW1602井三开井段进行了现场应用,疏松易塌井段无明显的井径扩大现象,井眼规则,平均井径扩大率6.5%,且钻进中无明显托压现象,电测、下套管顺利,未出现钻井液性能突变、下钻或开泵漏失等问题。研究与应用表明,低活度钻井液具有较好的封堵和防塌性能,能够满足玛湖油田长水平段水平井安全钻进的需求。      

强封堵高密度油基钻井液在新疆油田高探1井的应用

高探1井是2018年新疆油田的一口风险探井,位于准噶尔盆地南缘冲断带四棵树凹陷高泉东背斜构造,该井塔西河组地层存在断层、破碎带,安集海河组地层具有极强水敏性,吐谷鲁群组地层存在高压水层。钻井过程中,易出现井壁失稳、阻卡、井下复杂情况高发等难题。针对该构造的地质特点,分析采用油基钻井液钻井过程中的技术难点,提出相应的技术对策。通过实验优选出强封堵高密度油基钻井液的配方,对其性能进行实验分析评价。实验结果表明,强封堵高密度油基钻井液30 min高温高压滤失量2.8 mL,60 min高温高压滤失量2.9 mL,30 min后滤失量趋于0;对安集海河组泥岩的膨胀率为0.7%,岩屑滚动回收率为97.6%;抗10%岩屑、15%水、4%水泥、15%NaCl、3%石膏污染;在?30 ℃下,钻井液的漏斗黏度126 s、初切8 Pa、终切16 Pa。现场应用表明,强封堵高密度油基钻井液能够解决新疆准噶尔盆地南缘冲断带四棵树凹陷高泉东背斜构造地层钻井的难题,复杂事故率降至1%,钻井周期缩短50%、钻井综合成本降低50%,提质提效效果显著。建议在新疆准噶尔盆地南缘地区强水敏性地层、高地应力地层等复杂地层超深井中进一步推广应用。