控制粘卡程度实现快速解卡

本文从影响粘卡程度的诸因素着手,分析了压差、粘吸面积、泥饼摩阻的影响;分析了时间、循环泥浆和活动钻具对粘卡程度影响的情况;提出了在未备解卡液时可用柴油浸泡,在注入解卡液中,要注意配量和防止污染,注入解卡液中应活动钻具。文中列举了七里7井、七里9井等解卡情况实例。     

加压解卡工艺在XS1井的应用

常规解卡工艺一般用于压差黏附卡钻事故的处理,实践中暴露出解卡操作时间长的缺陷并存在解卡成功率低的风险。为满足提速提效要求,有效解除黏附卡钻事故,探索了采用关井加压浸泡解卡剂工艺。,分析了黏附卡钻发生条件和机理,介绍了加压解卡的原理：将解卡剂替至准确卡钻位置后,采用下压钻具、关井,然后用小排量注入钻井液对环空加压,加速解卡剂向钻具与井壁之间的泥饼渗透,对泥饼产生破坏、分解作用,减少钻具和泥饼接触面积,从而能够有效、快速解卡。该工艺在四川盆地XS1井首次使用并获得成功,证明了该方法能降低事故处理时间和提高解卡成功率,有效减少事故损失。     

一种高效液体型解卡剂在巴基斯坦的研究与应用

针对目前巴基斯坦常用粉末解卡剂Black Magic存在配制时间长,加重易沉淀,与钻井液兼容性差,解卡成功率低等问题,以解卡剂对泥饼的破坏泥饼效果、穿透泥饼时间和极压润滑系数为评价指标,实验优选得到了一种高效液体解卡剂ZL SPOT。在此基础上,通过考察油水比、解卡剂和增黏剂对泥饼破坏和穿透的影响,得到了以0#柴油、解卡剂、清水和有机土组成的加重解卡液配方。实验结果发现:对于非加重解卡液,液体解卡剂在1.0%～2.5%浓度下,其极压润滑系数为0.069,100 mL解卡液穿透泥饼时间仅15 min,泥饼浸泡2 h后能见明显的网状裂纹,优于粉末解卡剂;对于加重解卡液,固相的加入会严重影响解卡效果,但提高解卡剂浓度至8%后,解卡液浸泡后的泥饼能出现网状裂纹;密度1.32～1.80 g/cm3的解卡液在120 ℃静置16 h后,无重晶石沉淀;解卡液与水基钻井液按1∶1比例混合,钻井液流变性和滤失基本不受影响。该液体解卡剂在巴基斯坦成功应用两口井,验证了解卡效果,且施工简单,具有推广应用前景。      

裂缝性碳酸盐岩地层解卡酸液体系研究与应用

YB地区部分碳酸盐岩储层微裂缝发育,钻井过程中发生卡钻事故后采用常规酸液进行酸化解卡易发生酸液漏失,难以达到解卡目的.进行了酸化解卡作用分析,提出针对裂缝性碳酸盐岩易漏地层的卡钻,酸化解卡的关键在于控制酸液滤失,要求酸液在漏点地层温度下具有较高的黏度.以降滤解卡为目的,引入温控变黏酸体系,通过室内实验评价了温度对温控变黏酸黏度、漏失的影响.该酸液体系在YB区块YB11井解卡中得到成功应用,为YB区块及其他地区高温深井碳酸盐岩岩屑卡钻的解卡提供了新的解决手段.     

酸化解卡工艺在柳109井的实践与认识

柳109井是位于玉门油田酒西地区柳沟庄构造上的一口三开评价井,该井在三开小井眼欠平衡钻井作业时发生卡钻头事故,事故处理受到井眼尺寸和处理工具的限制。分析了卡钻地层岩样,进行了样品酸化率试验,制订了酸化解卡方案。试验表明,土酸可使被卡钻具与地层之间的黏结物、地层岩屑或掉块在酸化反应下裂解、破碎、疏松从而使被卡钻具解卡。本井应用土酸酸化解卡工艺,使事故得以顺利解除,对深井小井眼钻井卡钻事故处理提供了一定经验和借鉴。     

乳化酸浴解卡技术在元坝高渗透性地层的应用

元坝超深井水平段储层岩性为海相碳酸盐岩,由于水平段长、水平段地层渗透性好、高含硫化氢、井底正压差较大、超深井排量受到限制等原因,其施工中易发生卡钻等复杂情况, 最常用的处理卡钻技术手段是酸浴解卡,但常出现酸液刚出钻头,即发生失返性漏失,酸液不能顶替至需要泡酸的井段,导致酸浴解卡失败,严重时甚至造成填井侧钻。为此,在深入分析卡钻原因、常规酸浴解卡失败原因的基础上,开展了乳化酸解卡原理研究,对常规酸进行乳化形成乳化酸,乳化酸在配制、注替过程不与环境发生反应,注替至需要井段后,延时并缓速与泥饼、掉块、地层发生反应,从而达到解卡目的,同时兼顾了高含硫地层井控、钻具安全。该方法在YB205-1H卡钻后经过两次泡解卡剂、两次常规酸浴均未解卡的情况下,将乳化酸创新地用于钻井酸浴,成功解卡,为元坝长兴高渗透高酸溶性地层卡钻处理开辟了一条新方法。     

重力置换解卡与低摩阻钻井液在ST2-4井的应用

ST2-4井是位于塔里木盆地桑塔木断垒带2号构造的一口侧钻井，其Φ152.4 mm井眼4350～4800 m井段井斜为0°～61.1°，中途完钻直推存储式测井过程中发生电测仪器被卡，井底50.95 m电测仪器无水眼通道，不能建立循环，第一次浸泡常规解卡液未解卡，第二次对常规解卡液配方改造升级为改进型解卡液，成功解卡，避免了超千万的电测仪器损失。改进型解卡液的改进措施包括：(1)将配制解卡液的清水替换浓度为10%的CaCl₂盐水；(2)将快速渗透剂快T的浓度提高至30%;(3)将解卡液密度提至高于井浆密度0.5 g/cm³，利用重力置换原理将解卡液置换至井底浸泡电测仪器。解卡后采用“低黏度切力轻浆+重稠浆段塞”携砂工艺保持井眼通畅，引入有机减阻剂YJJZ-1将常规KCl聚磺体系转换为低摩阻钻井液降低摩阻，通过提高HTHP泥饼质量、加强井浆防塌抑制性结合，完成了斜井段易黏卡井段电测、下套管作业。     

CaCl_2水基解卡剂的研究与应用

针对油基解卡剂存在费用高,解卡时间长,不利于环保等缺点,通过对解卡机理、解卡剂配方以及配伍性研究,研制出CaCl2水基解卡液。该解卡液在玉门酒东长204井、长2-3井粘吸卡钻的应用中,成功解除了2次粘卡钻具事故,且具有施工简单、经济、环保等特点,具有很好的推广应用前景。     

固体粉状解卡剂SR—301和油基解卡液的现场应用见到效果

泥饼粘附卡钻在钻中深井及深井过程中是极易发生的事故。钻具在井内停留稍久,往往酿成泥饼粘附卡钻事故。近年来我局泥浆工作在这方面摸索了不少新方法。川西北矿区、川中矿区、川东钻探公司采用固体粉状解卡剂 SR—301和油基泥浆解卡液,均收到满意的效果。川中的台4井1984年5月用钢丝打捞筒打捞牙轮后,起钻至离井底10.25m 接单根配立柱时发生了卡钻,卡点约在1600～1750m井段,最初采用8m~3柴油浸泡无效,便用粉状解卡剂 SR—301,浸泡卡点32小时29分钟,使被禁锢在     

高密度油基解卡液的抗污染性能评价

近年来大斜度定向井、水平井逐渐增多,压差粘附卡钻事故也时常发生,由于使用油基解卡液处理压差粘附卡钻效果好、解卡成功率高,得到广泛应用。在以往油基解卡液的配方研究和效果评价方面研究基础上,以川西北某井卡钻泡油基解卡液造成循环通道堵塞的案例进行抗污染性能评价实验和研究分析,在深井超深井的高温高压条件下,解卡液密度越高的高温沉降稳定性控制越难,与组分复杂且劣质固相含量高的高密度钻井液、高密度堵漏浆之间的污染程度越大。针对井浆密度超过2.00 g/cm³时,解卡液密度最好低于1.85 g/cm³,同时应在解卡液前后注入隔离液减小污染程度。     

泡酸解卡技术在塔中11井的应用与认识

塔中11井钻遇了两个漏层和一个高压层,同一裸眼内存在多个不同的压力系统。钻井复杂使得钻井液性能变差,钻井液携砂性变差、滤饼摩阻增大增加了发生卡钻事故的概率。钻井过程中发生了2次卡钻事故,由于卡钻地层为碳酸盐岩储层,借鉴试油、修井的酸化技术来解除卡钻事故。实践表明,泡酸解卡工艺是一种解除碳酸盐岩储层卡钻行之有效的方法,还利于储层保护,但能否在大漏失、高套压、高含硫油气井运用及泡酸解卡对后续作业有何影响,需要进一步分析研究。     

大位移评价井利斜572井三开钻井液技术

利津油田沙三段为泥页岩,沙四段为大段砂砾岩夹杂灰质油泥岩,易坍塌,钻时慢。地质资料显示,邻井多次发生井漏、井塌与卡钻;且该井井斜超70°,位移为1911 m,对携岩能力要求高,易形成砂桥,卡钻风险极大。利斜572井采用复合盐强抑制防塌体系,利用KCl的晶格固定作用、NaCl的适度絮凝作用和胺基聚醇的强抑制能力,其加量分别为7%、5%、1%,控制较低的固相、膨润土含量和土相分散度,极大地加快了钻进速度,钻井周期比设计节约了近20 d;优化抗高温降滤失材料配方,复配使用2%乳化石蜡、3%聚醚多元醇、3%超细碳酸钙等具有不同作用原理的封堵材料,维护了井壁稳定;密度执行设计下限为1.15 g/cm3,采用近平衡压力钻井,不但没有漏失,而且最大限度地保护了油气层。电测、旋转井壁取心与下套管均一次成功,平均井径扩大率仅为5.20%,且该井全井零复杂情况、零事故。      

正电胶磺化混油聚合物钻井液在长裸眼水平井中的应用

针对塔里木油田大部分开发水平井裸眼井段长，地层极易坍塌、渗漏，造成粘附卡钻等复杂问题。对不同的井段、不同地层采用了不同的钻井液体系。即上部地层采用正电胶聚合物钻井液，以防中上部软泥岩地层分散、造浆以及粘附卡钻等复杂情况的发生；下部地层采用正电胶聚磺钻井液，保证钻井液在高温、高压下性能优良，再配合使用稳定处理剂对地层进行封堵，确保了长裸眼井段的井壁稳定；定向水平井段采用正电胶磺化混油钻井液，解决了钻进存在的“岩屑床－流变性－水马力发挥－压耗”等诸多问题，提高了机械钻速，减少了裸眼井壁的浸泡时间，再配合使用油层保护剂及超细碳酸钙，改善泥饼质量，形成屏蔽暂堵层，较好地保护了油气层。经现场50口长裸眼水平井应用表明，该套钻井液体系性能稳定，具有很强的抑制性及悬浮携砂性，钻井施工安全、顺利，无粘附卡钻事故发生，仅套管费用每口井就节约几百万元，取得了非常好的经济效益。     

曲斜7井气举解卡工艺

曲斜7井是在老井φ311mm技术套管以下231m(井深1720m)处裸眼中侧钻的一口双靶深定向探井,设计井深3389m,最大井斜角53°,水平位移952m。在井下严重垮塌、井径大、有S形井段的情况下,钻至2598m接单根时发生压差粘附卡钻。经2次泡水基解卡剂和打携砂液清除岩屑床、降低钻井液密度处理均无效,后用气举降压解于一次成功。文中介绍了气举降压解卡的原理和现场施工工艺。该方法的优点是简便、快捷、费用低、效果好,且不改变原有钻井液的性能。     

哈拉哈塘区块标准井防阻卡钻井液技术

哈拉哈塘区块标准井二开裸眼段长达5 200 m,二开井段存在不同程度的阻卡复杂,严重阻碍了该区块的提速和产能建设。以HA9-13X井为例,分析了二开不同井段的阻卡原因,提出了相应的钻井液技术措施:白垩系及以上地层因钻井液黏切偏高导致阻卡,采用“较低黏切、有限包被抑制、高失水和强封堵”钻井液技术,同时配合大排量紊流携砂防止阻卡;侏罗系、三叠系、二叠系泥页岩垮塌导致阻卡,进入侏罗系之前转换成全阳离子钻井液体系,并引入成膜封堵剂FDM-1强化封堵防塌防止阻卡;定向井段采用传统的“固?液”润滑方法防止托压,效果不明显,加入0.3%~0.5%特制蛭石,通过改变钻具与井壁之间的接触方式,有效降低摩阻200~300 kN,解决了长裸眼定向存在的托压和黏附卡钻问题。现场应用表明,针对不同井段的钻井液防阻卡措施有效保证了该区块二开长裸眼井段的安全快速钻井,未发生井下阻卡事故复杂。     

土库曼雅士拉205井产层堵漏解卡工艺

土库曼尤拉屯雅士拉区块产层灰岩孔隙发育,存在多套压力体系,在油气层钻进中经常发生井漏、卡钻、溢流等复杂情况。205井为该区块第1口完成设计井深5 000 m的探井,针对该井产层井漏、卡钻的原因及处理过程进行了分析总结,采用关井反推法憋压堵漏控制预防溢流和井喷的发生,同时采用泡解卡剂、泡酸、注清水降压等解卡工艺,成功解决了205井产层漏、卡、喷共存的问题,顺利完成了该预探井的施工任务,为该区块的后续钻探开发提供了可借鉴的经验。     

在灰岩井段应用酸化解卡的实践研究

针对一口生产气井在灰岩井段卡钻的事实．认为是井眼不清洁所致，为此提出酸化解卡思路。通过酸化作业，在钻头附近和下面溶蚀出一个大于钻头直径的扩眼，使钻头松动或以活塞形式下移．当下击到大井眼时．钻头上部卡钻的落屑就会下沉落到酸化变大的井眼内，或者流体能从钻头处上返到环空也可以将落屑冲洗掉，进而使钻具解卡。由此确定了酸化解卡方案，现场酸化解卡获得成功。     

准噶尔盆地南缘H101井高密度油基钻井液技术

准噶尔盆地南缘H101井三开井段安集海河组地层以泥岩为主,在钻井过程中因泥岩水化膨胀、分散造浆而造成高密度钻井液维护处理困难、井壁垮塌、卡钻等井下故障,为此设计应用了高密度油基钻井液。根据安集海河组地层的特点、油基钻井液的实践及钻井要求,确定了高密度油基钻井液配方,并对其流变性、稳定性及抗污染性能进行了评价,结果表明,流变性、稳定性及抗污染性能达到设计要求。H101井三开井段钻进安集海河组地层过程中,高密度油基钻井液的密度最高达2.46 kg/L,除出现几次阻卡现象外,未发生其他井下故障。与邻井相比,三开井段平均机械钻速提高6倍以上,钻井周期缩短100 d以上。这表明,使用高密度油基钻井液可以解决安集海河组地层钻井过程中存在的卡钻、井漏等井下故障,并能提高机械钻速,降低钻井成本。      

伊朗Y油田F地层防卡技术

为解决伊朗Y油田在钻进F地层时卡钻事故频发的问题,分析了F地层的地质特征、压力特征和卡钻特征,分析认为,由于F地层裸眼井段存在不同的压力层系,钻井液液柱压力与地层压力之间存在高压差,从而造成了卡钻。根据钻柱与井壁的摩擦力计算公式,提出了防卡技术措施:采用无渗透钻井液封堵近井地层,将钻井液液柱压力与低压地层隔开,阻断压差传递;优化钻井液性能,改善泥饼质量,降低钻柱与井壁的摩阻系数;简化钻具组合,减少钻具组合与井壁的接触面积;分段封堵、控制井眼轨迹和缩短钻具在井内静止时间等配套技术措施。伊朗Y油田的13口井采取该防卡技术措施后,在钻进F地层时没有出现卡钻事故。这表明,采取所提出的防卡技术措施能解决F地层的压差卡钻问题。