钻井液转化为固井液固井的研究及现场应用

本文着重介绍ＭＴＣ的固化原理，室内实验结果评价，现场施工配注工艺及应用效果。     

固液分离机中岩屑颗粒沉降规律研究

岩屑在钻井液中的沉降速度、沉降阻力、流动分布等已成为钻井工艺设计中的重要参数。岩屑在钻井液中的运动十分复杂，这些参数很难用纯解析方法获得。文章从岩屑颗粒与液相介质之间的相互作用入手，采用理论分析和试验研究相结合的方法，参照经验公式,讨论了固液动态压滤分离机中岩屑颗粒的沉降规律，对动压机内颗粒的受力情况、轴向沉降、离心力场沉降等问题进行了理论探讨和研究，得出了岩屑颗粒离心沉降末速度。     

废弃钻井液固液分离技术研究

针对江苏油田废弃钻井液处理过程中使用絮凝剂时出现的问题,探讨了废弃钻井液化学固液分离的机理.研究了单独的无机絮凝剂、有机絮凝剂以及无机絮凝剂和有机絮凝剂共同作用下对废弃钻井液和钻井污水的ζ电位的影响,优选确定了5套化学脱稳配方和2套污水二次处理试验方案.对S19-3井废弃钻井液进行了工业化现场试验,结果表明,所选用的化学脱稳配方对废弃钻井液体系有很强的脱稳效果,更易于离心脱水分离.而离心脱出水经混凝沉降和过滤处理,C0D去除率达80.8%,SS去除率达99.2%,混凝沉降、过滤效率高,外排水都符合GB 8978-1996"污水综合排放标准"规定的一级标准要求;絮凝泥渣再造浆率差,泥渣浸出液中主要污染物含量均很低,可以就地掩埋,不会对环境构成危害.     

废弃聚磺钻井液固液分离技术

废弃聚磺钻井液由于形成的聚合物。黏土颗粒网状结构力强,直接用絮凝的方法不能进行有效地固液分离处理。优选出了破坏聚合物形成交联结构的破胶氧化剂GLK-1和能使黏土颗粒趋于稳定的黏土颗粒穗定剂GXPJ-3,它们的适宜加量均为1％,GLK-1的最佳破胶时间为4．5h。通过加入破胶氧化剂和黏土颗粒稳定剂,再进行絮凝、离心固液分离处理,最终的固液分离效率约为85％。     

废弃水基钻井液化学脱稳与固液分离处理技术

对江苏油田富９７、曹４２和余１８井的废弃水基（含混油）钻井液进行了化学脱稳和固液分离处理。不同的钻井液脱稳后，用离心分离法脱水率范围为２５％－５２％，其泥饼含水率为４８％－３３％；用压滤法分离脱水率范围为３５％－６０％，其泥饼含水率为５９％－４５％。钻井液离心脱水的处理费用仅为４－１１．５元／ｍ＾３。     

油基钻井液固井前置液技术研究进展

国内外对适用于油基钻井液的前置液技术进行了大量研究,主要集中于前置液评价方法和前置液体系材料的研发;目前研究所存在的不足突出表现在前置液评价方法不完善、清洗效率低、前置液用处理剂选材机理研究偏少等。针对上述不足,分析提出前置液技术的发展方向包括建立模拟井下条件并实时观察冲洗过程的评价方法、建立前置液用表面活性剂选材方法、开发与油基钻井液和水泥浆相容性良好的前置液体系等,以促进适用于油基钻井液的固井前置液技术进步,为提高复杂深井及页岩气井的固井质量提供技术支持。     

提高第二界面固井质量的钻井液与前置液研究

针对提高第二界面固井质量的问题．研究出了多功能钻井液和SF-1冲洗前置液。对这两种体系的性能评价表明：加入矿渣后多功能钻井液的滤失量大大降低．泥饼的胶结强度提高，从而降低了钻井液对地层的损害；加有活性组分的SF-1前置液具有较强的稀释钻井液、降低粘度和切力的作用，提高了钻井液和水泥浆的相容性。现场应用表明．多功能钻井液须与MTC固井液配合使用．才具有提高第二界面固井质量的效果；SF-1前置液改善了水泥环与套管和水泥环与井壁的胶结环境．增强胶结力，提高了水泥浆的顶替效率．有效地提高了固井质量。密度介于钻井液与水泥浆之间的加重前置液在现场使用效果良好．固井质量优质，钻井液与水泥浆界面清晰。     

陕西榆林废弃钻井液固液分离技术研究

采用稀硫酸作为破胶剂,通过室内抽滤实验对各种常用絮凝剂进行了优选,优化了废弃钻井液固液分离配方,即采用酸化破胶后加入3.09 g/L硫酸铝和3.09 g/L硫酸铁,能够将废弃钻井液进行脱稳分离。经陕西榆林现场应用表明,废弃钻井液应用此技术脱稳后,一次压滤成功,滤饼中平均含水量为31.79%。与前期固液分离效果相比,滤饼平均含水量降低了17.90%,废弃钻井液处理成本降低了10.21%。     

甲酸铯/钾无固相钻井液和完井液研究

自1999年9月壳牌公司首次使用甲酸铯钻井液以来,到2009年10月,世界上已有18家石油公司在220多口高温高压井中使用甲酸铯/钾盐水进行钻井、完井及修井等作业。甲酸铯/钾钻井液、完井液具有无固相、气体溶解度和腐蚀性低、润滑性和相容性好及储层伤害性低等特点,很好地解决了高温高压井中常规钻井液存在的缺陷。气体溶解度低能够较好地控制井涌;润滑性能好能够降低摩阻和扭矩,从而降低压差卡钻的风险,提高机械钻速;相容性好、储层伤害性低能够降低修井需求,提高采出速度;可生物降解能降低HSE风险。基于对卡博特公司的甲酸铯手册及国外发表的有关甲酸铯/钾钻井液和完井液文献的深入分析,介绍了国外甲酸铯/钾钻井液和完井液的常用处理剂、配方,应用现状及回收利用情况,并对其应用前景进行了分析。      

渤海油田PEM聚合物水基钻井液废弃物固液分离技术研究

在江汉油田饱和盐水基钻井液废弃物固液分离技术研究的基础上,分析渤海油田PEM废弃物污染特点,首先针对渤海油田PEM聚合物水基钻井液废弃物进行了破胶剂的优选,并优选出了阳离子型无机破胶剂HWJ和高分子有机破胶剂HYJ;然后对钻井液废弃物的稀释比和破胶剂的加量等因素对固液分离效果影响进行了评价,确定了适合渤海油田PEM废弃物固液分离的处理工艺。固液分离结果表明,泥饼含水率只有49.7%,出水COD值明显降低,具有理想的分离效果。     

基于自适应滤波的钻井液连续压力波信号噪声抑制

根据钻井液连续压力波信号频带传输特性及自适应滤波器数学原理,针对钻井液连续压力波信号的宽带特征,基于钻井液压力相移键控（PSK）信号数学模型,以最小均方误差（LMS）为评价标准构建自适应滤波器算法,从理论上研究了采用自适应滤波方法实现钻井液连续压力波信号噪声消除及信号重构的可行性。建立了以载波信号作为输入及含噪声井下信号为期望输入的适于宽带信号处理的自适应滤波器结构及数学模型,在自适应控制算法作用下,通过自适应地调整滤波器权系数,以载波延迟采样值的加权线性叠加来逼近井下连续压力波信号;通过建立滤波器权系数的自适应控制算法,分析了滤波器的自适应步长因子对重构信号信噪比及失真度的影响。数值计算及仿真结果表明,基于该数学模型的自适应滤波器可以有效消除进入信号频带的各种随机噪声并实现钻井液压力相移键控信号的重构,通过合理选择自适应步长因子可以降低重构信号的波形失真度,获得较高质量的重构信号。     

高密度水基钻井液高温高压流变性研究

高密度水基钻井液属于较稠的胶体-悬浮体分散体系,固相含量大,固相颗粒分散程度高,自由水量少,在深井高温高压条件下流变性容易失控。以室内研制的抗高温高密度淡水基和盐水基钻井液为基础,采用Fann50SL高温高压流变仪对钻井液在不同温度下的流变性进行了测试。结果表明,温度是影响高密度水基钻井液流变性的主要因素。随着温度升高,淡水基钻井液的表观黏度和塑性黏度都出现降低趋势;而盐水基钻井液的塑性黏度在150℃达到最低值,然后升高,表观黏度呈降低趋势。利用测试数据,运用宾汉、幂律、卡森和赫 巴4种流变模式进行线性拟合发现,无论是淡水基还是盐水基钻井液,赫-巴模式最佳,幂律模式最差。建立了预测淡水基钻井液表观黏度与温度、压力关系的数学模型,实测数据验证表明,该模型可以应用于生产实际。     

可循环泡沫钻井液完井液动密度的测定

进行了40组可循环泡沫钻井液动密度测定,建立了测试精度符合石油天然气行业标准SY 5336-93要求的能够进行地层条件下可循环泡沫钻井液动密度测定的试验装置和测试方法.在可循环泡沫钻井液初始密度为0.380～0.720 g/cm3、温度为20～140 ℃、压力为0.5～40 MPa范围内测定了可循环泡沫钻井液的动态密度,得到了压力-温度-动密度基本关系式.当温度一定时泡沫钻井液密度随压力增加而增加,当压力增加到某一特定值时,钻井液密度不再明显增加;泡沫钻井液密度随温度升高而降低;高温高压下密度小于1.00 g/cm3.     

深水动态压井钻井井筒压力模拟

动态压井钻井技术可有效解决深水表层钻井过程中出现的溢流或井漏、井塌等井下复杂事故。为研究深水表层动态压井钻井过程中的压力变化特征,结合动态压井钻井基本原理,建立了动态压井钻井井筒物理模型,通过设定海水和加重钻井液的初始排量、排量随时间的变化率,推导出了变排量、变密度模式下的动态压井钻井井筒压力数学模型。根据墨西哥湾深水钻井实例数据,计算分析了动态压井钻井过程中环空密度、环空压力、环空压耗以及井底压力随时间的变化关系。结果表明,动态压井钻井技术的关键在于通过实时调整海水排量、加重钻井液排量控制混浆密度,进而控制环空液柱压力,达到深水表层安全钻井的目的;机械钻速是影响井底压力的重要因素,机械钻速越大,由岩屑产生的附加密度越大,井底压力越大。     

高温高压井中温度和压力对钻井液密度的影响

文中研究了地温梯度,地表温度,入口钻井液温度,循环钻井液温度梯度和钻井液类型等因素对当量静态钻井液密度的影响,建立了高温高压井中预测ＥＳＤ的积分模型。结果表明：温度梯度对ＥＳＤ影响很大。随温度梯度增加,ＥＳＤ减小,且井口与井底差值增大。随地表温度或钻井液入口温度增加,ＥＳＤ减小,但不同初始温度条件下井口与井底ＥＳＤ差值基本相同。     

控压钻井多相流温度场预测

控压钻井钻遇储层产生气侵时,会使井筒内气液两相流在不同井深、温度条件下呈现出不同的流态,从而影响环空的压力分布。为此,基于井筒传热方程和能量方程,建立起了控压钻井井筒多相流温度场计算模型,并利用循环迭代法和数值分析法求解钻柱内和环空流体温度剖面。用实例分析其随循环时间、钻井液密度及钻井液排量增加而减小的规律;计算结果与PWD实测数据误差小于2.87%,能够满足控压钻井数据计算及现场施工需要。     

钻井液固相颗粒后处理装置的动态测试与分析

依据钻井液固相颗粒后处理装置的工作原理制造了模拟机,对模拟机进行了动态测试。测试过程和结果分析表明,样机的运动特性满足设计初衷,方案可行。试验样机在制造加工过程中,必须严格保证轴承支座的同轴度;采用必要的结构措施保证轨道上滑动轴承的耐磨和抗冲击性;保证激振力平面和装置质心严格共面;必须用力学特性完全相同的2台电动机作为激振电动机;2台激振电动机应同时启动或停车。     

对中国钻井液处理剂及钻井液体系发展的认识

回顾了中国钻井液处理剂和钻井液体系的发展，分析了近年来中国钻井液处理剂及钻井液技术发展缓慢的原因，对今后钻井液处理剂和钻井液体系的开发方向提出了几点看法，认为钻井液工艺技术应向钻井液工程技术转化，最终形成钻井液工程技术，从而提高钻井综合效益，有效地保护油气层，提高油井产量。     

气液两相流循环温度和压力预测耦合模型

为保证欠平衡钻井安全钻进,需要给欠平衡钻井设计提供井筒温度和压力分布等基础数据。基于气液两相流钻井液循环时的流动特征和井筒与地层的传热机理,建立了适用于欠平衡钻井预测气液两相流钻井液循环温度和压力的耦合模型,给出了模型的离散方法和求解方法。在模型的求解过程中,考虑了温度和压力对气相（空气、氮气）的密度、比热、比焓、动力黏度、热导率等热物性参数的影响及热源对气液两相流钻井液温度场的影响,保证了气液两相流循环温度和压力的计算精度。基于大庆油田升深2-17井充氮气欠平衡钻井试验数据,利用气液两相流钻井液循环温度和压力预测耦合模型对欠平衡钻井时的井底温度和压力进行了计算,计算结果与实测结果吻合程度高,验证了模型的有效性。对比分析了以地温、地面温度作为气液两相钻井液温度和考虑井筒换热3种情况下的环空压力剖面特征,为欠平衡钻井设计及控压钻井设计和施工提供了理论基础和技术支持。     

欠平衡钻井安全钻进控制参数评价

欠平衡钻进过程中,气体侵入井筒后,环空出现多相流动状态。由于气体具有可压缩性,环空压力场随着气体的侵入及侵入量的改变而呈现复杂的变化．整个井筒压力剖面将出现波动。、为使地层气体可控制地侵入井筒．需要及时调节控制回压和钻井液排量,保证井底压力在安全密度窗口内,维持合理的井底欠平衡状态,以实现安全钻进。、文中根据欠平衡钻进井筒压力平衡关系,建立了井底压力控制模型。通过分析影响井底压力的参数．建立了影响井底压力控制的安全钻进控制参数模型．并以控制回压为例给出了具体的求解流程。以新疆某井为例．说明控制参数对井底压力和环空压力场的影响、研究结果表明：地层出气后,能够通过增加控制回压,采用正常循环排出的方式,将侵入气体排出井筒,实现安全钻进;增加钻井液排量,气液混合速度增大,环空摩阻增大．导致井底压力增加。