深水钻井水力参数计算及优选方法

基于常规钻井水力参数设计理论,结合深水钻井井身结构特点,给出了适用于深水钻井的理论最优排量、循环压耗及钻井液当量循环密度计算方法,针对不同井段、不同钻井液流态下钻杆内及环空内的压耗进行了计算和分析,提出了深水钻井水力参数优选方法。进行了实例计算分析,结果表明本文提出的深水钻井水力参数计算和优选方法计算精度高,符合深水钻井实际情况,对深水钻井水力参数设计具有一定的指导意义。     

赫-巴模式水力参数设计与计算

目前水力参数的计算需要进行流变模式的选择,才能更好地计算出循环压耗,这是钻头水力参数设计与计算的基础。笔者认为采用赫-巴模式进行水力参数的设计比宾汉模式、幂律模式更加简便和准确。在给出用赫-巴流体准确求解循环压耗的基础上,以最大钻头水功率的工作方式为依据,设计出最优的水力路线,以此来优选钻井水力参数和各种喷嘴尺寸。最后通过计算实例和编制的程序对宾汉模式、幂律模式和赫-巴模式进行了分析对比,并对计算结果进行了讨论。实例验证表明,文中的设计方法可满足钻井工程的需要,对指导现场钻井有重要的意义。     

幂律流体环空及钻头水力参数的计算方法

给出一种求幂律流体环空循环压耗及钻头和参数的计算方法。使用牛顿迭代法求紊流时的范宁摩阻系数，根据求出的压耗，并以最大钻头水功率或最大射流冲击力的工作方式为依据确定最优水力路线，建立了压耗－排量方程，以此来优化钻井水力参数和优选最佳喷嘴尺寸。     

钻井液流变参数确定通用算法及程序设计

钻井液流变参数确定以及流变模式优选是钻井液设计、循环压耗计算的基础.针对非线性流变模式的钻井液模型,基于高斯-牛顿法,通过六速粘度计的读数,建立了非线性流变模式的回归模型;根据衡量偏差性关系程度的相关参数R,以C#为编程语言,开发了配套的钻井液流变模式优选计算软件,可输出各流变模式的流变曲线,并结合实测数据进行了实例验...     

宾汉流体水力参数优化程序设计方法

给出了求宾汉流体循环压耗的方法。紊流时使用牛顿迭代法求范宁摩阻系数，用分段法求任意环空段压耗，可实现实时监测水力参数。建立了压耗－排量方程，并根据最大钻头水功率或最大射流冲击力的工作方式确定最佳水力路线，进而优化水力参数和喷嘴尺寸。本方法可提高求压耗和优化水力参数的准确度和速度，并适于编程序运算。     

赫-巴流体钻头水力参数优化程序设计方法

循环压耗的准确计算是钻头水力参数优化程序设计的基础。在给出用赫-巴流体准确求解循环压耗的基础上，以最大钻头水功率或最大冲击力的工作方式为依据设计出最优的水力路线，以此来优选钻井水力参数和最优喷嘴尺寸。最后通过计算实例和编制的程序对宾汉模式、幂律模式和赫-巴模式进行了分析对比，指出采用赫-巴流体模式进行计算准确度高，完全能满足钻井工程设计要求。     

赫-巴流体钻头水力参数优化程序设计方法

循环压耗的准确计算是钻头水力参数优化程序设计的基础。在给出用赫-巴流体准确求解循环压耗的基础上,以最大钻头水功率或最大冲击力的工作方式为依据设计出最优的水力路线,以此来优选钻井水力参数和最优喷嘴尺寸。最后通过计算实例和编制的程序对宾汉模式、幂律模式和赫-巴模式进行了分析对比,指出采用赫-巴流体模式进行计算准确度高,完全能满足钻井工程设计要求。     

大位移井水力参数设计方法

基于常规水力参数设计理论，结合大位移井特点，对大位移井水力参数设计特殊性进行了分析；结合实际情况，对传统理论最小排量计算方法进行了修正，提出理论最大排量概念，进而提出更符合实际的优选排量范围确定方法；依据循环压耗计算原理，分析了大位移井循环压耗精确计算影响因素及其计算方法；在此基础上提出大位移井水力参数设计方法，并进行了实例分析。计算表明，使用该方法进行水力参数设计能更加符合实际，并为大位移井工程钻进提供指导。     

大温压域钻井液流变参数预测模型

钻井液流变参数的精准预测对于高温高压井水力参数及井筒压力精确计算、保证钻井安全具有重要意义。基于构建的钻井液流变性实验数据库,对不同钻井液体系大温压范围内九种流变模式进行了适用性评价,其中油基钻井液体系优选了赫巴流变模式（中低温低压）和四参数流变模式（高温高压）,水基钻井液体系在大温压范围内优选了双曲流变模式。优选的流变模式是高温高压井井筒压力准确预测的基础。基于实验数据开发与多元非线性拟合,提出了一种新的适用于大温压范围下不同钻井液体系、不同流变模式的流变参数预测模型,并对某高温高压井井筒压力进行了计算验证。计算结果表明：以双曲模式流变参数模型为基础计算的井底压力误差为1.31%,可以满足深层、超深层高温高压井井筒压力精确计算要求。     

小井眼环空压耗模式的建立及其在吉林油田的应用

小井眼环空压耗计算与常规井不同。文中通过对大量试验数据分析,回归得到了钻柱旋转和偏心弯曲对小井眼环空压耗影响的经验模式,并在常规井压耗模式基础上建立了小井眼环空压耗模式。给出了小井眼中由轴向流动雷诺数和旋转泰勒数共同判别钻井液流态的经验表达式。编制了小井眼水力参数优化和钻井液流变参数优选的程序。计算结果表明小井眼中的环空压力损失与钻柱内压力损失的比值高达25%~30%。利用吉林油田庙1-40井的数据,对理论模式及室内试验结果进行了现场验证。验证结果表明,利用文中建立的小井眼压力损失模型去预测现场小井眼中的压力降,相对误差在6%以内,证明所建立的压耗模型完全可以满足工程施工的需要。对该油田庙5-40井水力参数进行了预测计算,计算结果同样表明了模式的准确性。     

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用相关系数验证卡森流变模式描述现场多聚泥浆的流变参数是合宜的;探讨了影响η的因素,提出控制低η的技术。介绍了现场多聚不分散低固相泥浆跟踪控制η的结果。认为:降低多聚泥浆的η是提高川东地区T.~3以上井段钻井机械钻速的途径。     

深水控制泥浆帽钻井水力参数设计与计算

深水控制泥浆帽钻井技术可以应对严重漏失地层和高压、高含硫地层的钻井问题,但钻井水力参数的设计与计算较为困难。为此,结合深水钻井工艺流程,建立了深水控制泥浆帽钻井井底压力计算模型,给出了深水钻井不同工况下的钻井液密度确定准则和钻井液当量循环密度计算方法,并基于井筒内循环压耗分析得到了水面泵和水下泵的泵压计算方法;针对严重漏失地层和高压、高含硫地层的井筒压力分布特点,给出了该工况下的泥浆帽高度计算方法;结合井眼清洁准则和漏失量与漏失压差的关系,给出了牺牲流体排量计算方法,并以此为基础提出了深水控制泥浆帽钻井水力参数设计流程。以一口深水井为例,对控制泥浆帽钻井水力参数进行了算例分析,结果表明:泥浆帽高度主要由井底压力的大小决定,钻井液密度与排量的大小可对其产生一定影响,所以通过调节泥浆帽高度可以控制井筒压力。      

水基钻井液硫酸铝污染处理工艺

KS19井三开φ311.2 mm井眼在钻至6243~6387 m井段时,使用的高密度KCl-聚磺水基钻井液被含有硫酸铝的清洁化生产用工业废水污染,流变性每日不断呈现上涨趋势至发生突变,一是φ₆与φ₃读值、初切值、动切力均上涨较高,而其他参数均比较正常;二是上水罐、过渡槽钻井液表面粗糙,大量针眼型气泡包裹其中,流态缓慢;三是循环系统加重泵上水困难、泥浆泵抖动严重,泵冲泵压变化较大,钻进期间被迫使用灌注泵辅助泥浆泵上水。分别在套管鞋、井底分2次进行循环调整处理,采用稀释置换、气泡界面张力改变、提高碱度进行中和、流变性改变、提高油含量等至恢复正常钻进,上水罐、过渡槽钻井液仅包裹有少量针眼型气泡,泥浆泵、加重泵上水正常。      

油井水泥浆与多功能钻井液泥饼界面离子扩散阻碍机理

对泥浆转化为水泥浆（MTC）固井液水化离子可扩散进入多功能钻井液泥饼的机理已有研究,但对油井水泥浆水化离子不能扩散运移进入多功能钻井液泥饼的机理尚未清楚。采用离子色谱仪、原子吸收分光光度计和X射线衍射仪,从油井水泥浆与MTC固井液离子组成的差异性入手,对油井水泥水化离子向多功能钻井液泥饼扩散运移的阻碍机理进行了研究。结果表明,油井水泥浆中Ca²⁺的质量分数远远大于MTC固井液中Ca²⁺的质量分数,在油井水泥与多功能钻井液泥饼界面生成了CaCO₃、CaSO₄和Ca(OH)₂,而MTC固井液中Na⁺的质量分数则大于油井水泥浆中Na⁺的质量分数;Na⁺可改变泥饼中活性颗粒表面的ζ电位和破坏钻井液有机处理剂表面形成的水膜是MTC固井液中水化离子能扩散运移进入多功能钻井液泥饼的主要原因,而在油井水泥与多功能钻井液泥饼界面生成的CaCO₃、CaSO₄和Ca(OH)₂沉淀堵塞孔道则是油井水泥浆水化离子不能扩散运移进入多功能钻井液泥饼的主要机理。     

内核纳米乳液用于塔西南地区钻井液的优化

塔西南地区油气资源丰富,具有良好的勘探开发潜力,但由于地质条件复杂,钻探过程中普遍发生井漏、卡钻、划眼、坍塌、遇阻、溢流等复杂情况,其中井漏发生高达30余次,卡钻发生10余次,钻井周期最长达719 d,严重制约了该区油气资源的勘探开发进程。为了改善塔西南地区复杂频发的情况,分析了该区井壁失稳的主要原因,在此基础上通过对比筛选,最终采用自主研制的钻井液用内核纳米乳液,其是以纳米SiO₂为内核的纳米乳液,粒径D₅₀分布在100 nm左右。其油相可以抑制黏土矿物的膨胀,并且在孔隙以及裂缝中形成“软+硬”封堵体系。室内实验表明,当添加5%的纳米内核乳液进行优化时,钻井液高温高压滤失量为3.8 mL;压力传导法显示优化后较优化前平衡时间缩短了125 min,压力减小0.337 MPa;回收率实验得到优化后钻井液回收率达到85%。证实内核纳米乳液是可以作为水基钻井液的添加剂,实现对钻井液的优化。      

考虑井眼清洁条件下的小井眼钻井液性能优化研究

新疆油田玛湖部分区块采用长水平段(超2000 m)小井眼技术进行钻井和开发。在钻井过程中,井眼不清洁导致的卡钻,井筒压力过大导致的漏失问题严重制约了该区块的高效经济开发。钻井液性能的优化是解决上述问题的关键方法之一。为此,采用了CFD数值模拟的方法,建立了环空固液两相流模型,探究了不同钻进参数下钻井液不同流变参数(赫巴流变模型)对岩屑运移和环空压耗的影响。根据数值模拟结果可知:(1)提升钻井液密度有利于提高携岩能力;(2)不同钻进参数下,钻井液流变参数对岩屑运移作用效果不同;(3)钻井液流变参数并非越大越有利于岩屑运移;(4)结合玛湖区块特征,确立了最优钻井液流变参数范围,并将该范围成功的应用于现场。     

井壁强化技术的研究及其在乐东区块的应用

乐东区块构造位于莺歌海盆地的凹陷斜坡带,属于典型的海上超高温高压区块,地层安全密度窗口窄,深层井漏问题突出,严重制约了乐东气田的勘探与开发。针对该区块的井漏技术难题,通过井史资料统计,分析了该区块的漏失特征及漏失机理。基于黏滞单元法,模拟了井壁强化作用前后的井周应力变化,并预测了预充填裂缝开度。基于新型可变裂缝封堵模拟实验装置,开展了井壁强化材料粒径及浓度优化实验研究。实验结果表明,较优粒度匹配准则为D50准则,合理浓度为5%。基于乐东区块抗高温油基钻井液,优化构建了井壁强化钻井液体系配方。综合评价表明,该井壁强化配方对钻井液的流变性影响较小,砂床滤失侵入深度仅为1.5 cm,1 mm动态裂缝封堵承压能力达12 MPa以上。     

运用灰色关联分析确定钻井液的流变模式

正确选择非牛顿流体的钻井液的流变模式,对优选钻井过程中的钻井水力参数,精确计算钻杆、环空的循环压降以及钻井液的携带能力都是十分重要的。在5种流行的钻井液流变模式中,哪种流变模式与所描述的钻井液相关性最好,是运用通常的作田法、列表法和相关系数法都不能很好解决的问题。本文运用灰色系枕理论的关联分析方法,定量计算每一种流变模式的计算值与实测值的关联度,通过关联度值的大小顺序,可以确定相关性最好的流变模式,文中详细地描述了现有的5种流变模式和灰色关联分析的数学方法,并运用该方法对某井钻井液进行实例计算,得到了满意的结果。     

鄂尔多斯盆地志丹地区长73亚段泥页岩地球化学特征及页岩油地质意义

基于鄂尔多斯盆地志丹地区长7₃亚段泥页岩岩心资料,通过有机碳、岩石热解、生物标志化合物、微量元素、有机质族组分等实验测试分析,运用多种有机地球化学参数,综合判识了研究区长7₃亚段泥页岩形成环境、母质类型、成熟度以及含油性。研究表明,志丹地区长7₃亚段泥页岩沉积环境为弱氧化-还原环境,母质具有水生生物和高等植物的混源特征;长7₃亚段泥页岩的TOC平均值为4.65%,生烃潜量（S₁+S₂）平均值为20.86 mg/g,热解T_max平均值为447 ℃,泥页岩的成熟度较高;长7段泥页岩氯仿沥青“A”族组成中烃类组分含量高（平均为52%）、沥青质含量低（平均为3.48%）、饱/芳平均值大（为4.2）;长7₃亚段泥页岩样品中饱和烃碳数分布在nC₁₃—nC₃₃之间,主峰碳以nC₁₅、nC₁₆为主,偏向低分子量烷烃,\mathrm{\Sigma }{\mathrm{C}}_{{\mathrm{21}}^{-}}/\mathrm{\Sigma }{\mathrm{C}}_{{\mathrm{22}}^{+}}平均值为1.34,体现出烷烃具有短链优势;长7段泥页岩沉积厚度较大、有机质含量高、含油性好,是该地区页岩油潜在的接替目标,未来具有重要的勘探意义。     

抗240℃高密度复合有机盐钻井液在翼探1井的应用

翼探1井是中油股份公司在青海油田柴达木盆地柴西北区南翼山构造较高部位部署的一口重点风险探井,设计井深6500 m,完钻井深6194.22 m,目的层E₃1、E₁₊₂、基岩。钻探目的是探索南翼山构造E₃1和基岩含油气性,为下一步研究和勘探部署提供依据。南翼山地区E₁₊₂下部地层以前无钻井史,钻遇地层条件复杂,高陡构造,存在3条断裂带、破碎带和膏泥岩。其E₃2、E₃1、E₁₊₂地层裂缝发育,易漏易涌,多层高压盐水伴CO₂酸性气体,盐水中Cl-含量达235 000 mg/L,CO₂侵地面监测浓度高达75%以上,钻井液密度高达2.32 g/cm3,且存在多套硬脆性碳质泥岩破碎地层,极易发生垮塌掉块、井斜。该区域显示异常高温,因为测井公司高温仪器受限,无法实测井底温度,该区地温梯度在（3.80~4.30）℃/100 m之间,以及钻井液出口实测温度达到102℃,钻井液维护处理量达到井眼容积的10倍以上,从以上资料计算,以及钻井液材料与体系循环稳定周期等综合分析,预测该井井底温度在235~266℃之间,给钻井液工作提出了严峻挑战。为解决超高温、高密度、井壁稳定、酸性气体污染、窄窗口漏失等技术难题,优选采用了渤海钻探泥浆技术服务分公司的发明专利技术,即抗240℃高温的高密度复合有机盐钻井液。在此技术基础上,结合井下地质、工程实际情况,施工现场对配方进行了优化调整,引入抗240℃高温的滤失控制材料,引入刚性和塑性材料组配的随钻锲入封堵防漏材料,以及纳米类化学吸附护壁防塌材料,并提供良好的“非氧还原”钻井液环境,通过精心施工,取得了较好效果。全井施工顺利,钻井液高温流变性良好,高温高压滤失量控制在12 mL以内,较好地解决了高温流变性、沉降稳定性、漏失、破碎性地层垮塌、酸性气体污染等一系列钻井液技术难题。