减少循环漏失的钻井液设计

为了更好地掌握循环漏失的机理,开展了大量的油基钻井液和水基钻井液实验,提出了一种新的破裂力学模型,并且用室内实验对该模型进行了验证.这种模型能够确定最优的滤失量,从而将固相微粒合理分布在漏失层位置.室内实验证明,通过改变钻井液组分能够明显提高井眼破裂压力.     

山前构造裂缝地层钻井液漏失规律研究

山前构造地层破碎严重,井漏问题尤为突出.系统研究其井漏特征,弄清井漏规律是山前构造裂缝地层防漏堵漏的关键.基于钻井液非牛顿流体在裂缝地层的流动原理,考虑漏失通道的空间特征、施工参数等因素建立了山前裂缝地层井漏分析模型,运用非牛顿流体力学有限元方法定量研究了钻井液在裂缝地层漏失过程中的流场特性和漏失规律,明确了山前构造井漏的性质和规律,可更有效地处理井漏问题,在堵漏工作中,堵漏剂的优选和钻井液工艺性能及流变性的控制尤为重要.在今后的工作中,应深化山前构造井漏机理的研究,建立和完善漏失的理论模式和计算方法等,完善山前构造井漏防治的新技术.     

裂缝内钻井液的漏失规律研究

为了揭示裂缝性漏失宏观规律和缝内微观流动特征的机理,通过室内实验研究了压差、缝宽、钻井液黏度变化时平板型光滑裂缝的漏失规律,结合CFD数值模拟分析了天然裂缝面的起伏粗糙特征对漏失的影响,讨论了影响漏失各个因素的特点。研究表明:缝宽和压差是决定漏失速率的关键因素,漏失速率对钻井液黏度的敏感程度相对较弱;裂缝面的整体起伏使其在局部对顶接触是一般裂缝形成有效流道的主要原因,而形成微裂缝有效流道的主导因素则是微凸体的分布与形态特征;天然裂缝面存在局部接触,从而引起液体流动阻力增大、流道变得更加曲折,漏失速率减小。该研究成果为裂缝性地层的漏失评价、堵漏材料优选、井漏控制提供了一定的理论依据。     

基于钻井液漏失侵入深度预测的裂缝性碳酸盐岩储层改造优化

四川盆地高石梯-磨溪地区缝洞型碳酸盐岩气藏具有储层低孔低渗、埋藏深,储层温度高,层厚,裂缝、孔洞较发育,非均质性强、含H₂S,岩石闭合应力高等特点。通过前期技术攻关,形成了适合高石梯-磨溪低渗透储层增产改造工艺技术,一定程度上提高了区块低渗区的单井产量。储层裂缝孔洞较发育,钻井完井过程中不可避免地漏失大量钻井液,造成储层深部污染损害。因钻井液漏失侵入深度不明确,酸化设计中的酸液波及范围无法界定,故常规酸化技术不能完全解除漏失的钻井液对储层的深度损害,降低了储层酸化改造效率。建立了基于溶质运移与对流扩散理论的裂缝网络性钻井液漏失侵入深度预测模型,结合现场实例井,预测了钻井液漏失最大侵入深度,明确了储层污染堵塞范围,为储层酸化设计的酸液规模和酸化范围提供量化依据,试验井改造效果明显,提高了酸化改造效率。     

基于分形理论的粗糙裂缝钻井液漏失模型研究

当前的漏失模型均未充分考虑裂缝粗糙度对钻井液漏失的影响,对粗糙裂缝的漏失规律认识不清,反演得到的裂缝宽度误差大。为此,基于分形理论建立了二维粗糙裂缝模型,采用赫-巴模式描述了钻井液的非牛顿流变特性,采用指数方程描述了裂缝的非线性变形特征,建立了钻井液漏失模型,并采用中心差分方法对方程进行了数值求解,分析了网格尺寸、分形维数及标准差对钻井液漏失速率及累计漏失量的影响。研究结果表明,模拟网格尺寸足够大时,数值模拟结果的可靠度较高;随着标准差增大,微凸体数量增加、起伏程度提高,漏失速率及累计漏失量显著减小;分形维数对漏失的影响与裂缝面是否接触紧密相关,没有接触时影响较小,接触后随着接触面积增大影响增大。研究表明,建立的漏失模型可为认识漏失机理和反演裂缝宽度提供理论参考。      

PDF-HSD钻井液体系在渤海科学探索井的应用

针对BZ21-2-1井潜山储层特征和高温高压的钻井实际,研发了PDF-HSD抗高温无固相钻井液体系。该钻井液体系在潜山地层准152.4 mm井眼4 881.5~5 141.0 m井段应用成功,不仅有效地保护了潜山储层,而且较低的钻井液密度也有效预防了潜山裂缝性地层的恶性漏失。整个钻井过程中钻井液性能稳定,应用结果表明:PDF-HSD钻井液体系具有优良的抗温能力;钻井液滤液与煤油的油水界面张力低,具有较好的防水锁性能;渗透率恢复率大于85%,油气层保护效果显著;满足高温高压深井及低孔低渗型油藏的钻井作业和油气层保护需要。该体系的成功应用,为今后渤海油田类似高温高压及低孔低渗型储层钻井作业提供了技术保障。     

温度和压力对钻井液流变性的影响

本文详细论述了温度和压力对钻井液流变性影响的机理、试验结果及实际应用。文中列举了温度、压力、剪切应力、剪切速率等之间的关系，以及试验中所用的各种模型，并举例说明了各种模型在实际钻井作业中的应用。     

温度和密度对高密度钻井液流变性的影响

高密度钻井液流变性的影响因素有很多种,其中温度和密度变化的影响最为常见。通过实验进行研究,分析了密度不变温度变化和温度不变密度变化条件下三类高密度钻井液的流变性。实验研究结果表明:低高密度和高密度钻井液的粘度受温度和钻井液密度控制明显,其变化所引起的规律性极强;中高密度钻井液在不同温度条件下的粘度变化不定,钻井液流变性影响因素复杂。     

温度、压力对油基钻井液密度的影响规律及数学模型

油基钻井液的密度受温度和压力影响显著,掌握油基钻井液在不同温度和压力条件下密度的变化规律是钻井安全的重要保障。基于现场配方在室内配制了相同组分、不同密度的4种油基钻井液,使用Anton Paar公司的流体高温高压密度测试仪测定了4种油基钻井液的密度在温度范围60～220 ℃、压力范围20～120 MPa内的变化,探究了温度和压力对油基钻井液密度的影响规律,并建立了油基钻井液密度的温压二元数学模型。使用现场不同密度的油基钻井液对模型的准确性进行了验证,结果表明预测值与实测值之间具有较高的一致性,平均预测准确度达97.93%,能够满足现场使用的需要。另外对2种类似配方的油基钻井液进行了密度准确性验证,结果显示平均误差为9.24%,精度较高。      

温度和膨润土含量对水基钻井液流变性的影响

针对高密度钻井液在制备过程中,温度和膨润土含量对钻井液流变性影响较大的情况,采用正交试验方法研究了不同温度、不同膨润土加量条件下水基钻井液流变性的变化。试验证实,膨润土含量为2％～6％,温度为80℃和100℃时减稠明显;温度为80～140℃,膨润土含量为2％和3％时减稠明显。结果表明,膨润土含量变化明显影响水基钻井液的高温高压流变性,而温度主要影响活性固体颗粒含量变化,从而影响水基钻井液流变性。     

温度和密度对高密度钻井液流变性的影响

高密度钻井液流变性的影响因素有很多种，其中温度和密度变化的影响最为常见。通过实验进行研究，分析了密度不变温度变化和温度不变密度变化条件下三类高密度钻井液的流变性。实验研究结果表明：低高密度和高密度钻井液的粘度受温度和钻井液密度控制明显，其变化所引起的规律性极强；中高密度钻井液在不同温度条件下的粘度变化不定，钻井液流变性影响因素复杂。     

温度及渗流对疏松砂岩储层钻井液密度窗口的影响规律研究

在井壁稳定分析中,将疏松砂岩储层作为孔隙介质,依据孔隙热弹性小变形应力叠加原理,建立温度及井壁渗流等多种因素影响下,疏松砂岩储层井眼周围有效应力计算模式,结合井壁岩石破坏准则,给出了地层坍塌压力、破裂压力计算模式,研究了温度变化和井壁渗流等因素对安全钻井液密度窗口的影响规律,为确定疏松砂岩地层的安全钻井液密度窗口提供理论依据.研究结果表明,随着地层渗透性增大,地层破裂压力降低,坍塌压力升高,安全钻井液密度范围变小;井壁温度降低,地层坍塌压力和破裂压力同时降低,安全钻井液密度范围变窄;井壁温度升高,地层破裂压力和坍塌压力同时升高,安全钻井液密度范围变宽.但在温度降低及井壁渗流综合影响下,地层承压能力大幅下降,地层坍塌压力也降低,为了保证钻井安全,应适当降低钻井液密度.     

钻井液性能对水淹层固井质量的影响

重点研究了钻井液性能对水淹层固井胶结质量的影响规律，试图通过强化钻井液的相关性能、改善钻井液技术的途径来提高水淹层的固井质量。通过研究，得出的基本结论是：①钻井液性能对于水淹层固井界面胶结质量的控制至关重要；②影响水淹层固井质量的主要性能是钻井液的滤失造壁性能。在水淹层封固段形成致密坚韧、渗透率低的泥饼能够有效减轻水淹层对固井质量的不利影响；③为了保证水淹层的固井质量，应在水淹层区块钻井和完井的全过程使用抑制性强，造壁性能好的优质钻井液体系，精心维护性能；④水淹层固井时，通过使用特殊的胶乳冲洗隔离液对封固表面进行预处理，能够减轻钻井液对封固界面胶结质量的不利影响，增加封固表面的反应活性，密实胶结界面，从而提高水渣层的固井质量．     

钻井液对钻杆接头冲蚀规律的试验研究

钻杆受到钻井液的冲蚀会有不同程度的损伤,若在钻杆接头部位出现冲蚀坑就可能使钻杆失效,引发钻井事故。鉴于此,通过试验分析了钻井液流量、粘度、密度、钻井液中固相颗粒体积分数及固相颗粒粒径对钻杆接头冲蚀量的影响规律。结果表明,钻井液密度对钻杆接头的冲蚀影响基本可以忽略;钻井液流量与粘度的增大会导致冲蚀量增大;固相颗粒是造成钻杆接头冲蚀的主要原因,固相颗粒体积分数的增大与粒径的减小均会导致冲蚀量增加。冲蚀量较大的位置在钻杆内外接头结合处、公接头与钻杆本体焊接后端台阶处以及公接头出口处。因此,应在强度等条件允许的情况下,改进钻杆接头部分的结构与尺寸,使流动平稳地过渡,防止因截面突变而引起涡流的产生或流速的加快,以尽量减少冲蚀量;在钻井过程中,应当采取切实有效的措施加强对固相的控制。     

两种评价钻井液对固井质量影响的实验方法

钻井液对固井质量的影响是多方面、多因素的。为了考察钻井液对固井质量的综合影响，在室内确定了以端面胶结和侧面胶结为基础的2种实验方案。经过检测，2种实验方案具有很好的可操作性和可靠性，并在此基础上建立了较为完善的实验评价方法，可用于评价钻井液对固井质量的影响或者检测前置液对滤饼的冲洗情况及前置液对二界面胶结质量的影响。     

单因素法分析钻井液处理剂对水泥浆性能的影响

钻井液与水泥浆相容性差,混浆后易产生接触污染,即混浆段流体出现流动性恶化、水泥浆稠化时间缩短、水泥环强度降低等问题。实践表明,钻井液处理剂是造成接触污染的主要原因之一。为此,采用单因素法考察了13种钻井液处理剂对水泥浆性能的影响规律,利用红外光谱对处理剂进行了结构表征,用环境扫描电子显微镜对污染后的水泥石结构进行微观形貌分析。结果表明,生物增黏剂、聚丙烯酰胺钾盐能使水泥浆急剧变稠;SMT、SMP-1、JN-A能够缩短水泥浆稠化时间,但加量在1%(w)以内影响较小;其余钻井液处理剂加量在一定范围内对水泥浆性能影响较小。生物增黏剂和聚丙烯酰胺钾盐参与水泥水化、影响水泥浆结构形成过程是造成污染的重要原因;同时,高聚物大分子链发生卷曲、吸附架桥和电中和作用使水泥浆产生絮凝现象。污染机理的提出为钻井液合理选材、钻井液性能调整、减少钻井液与水泥浆的污染提供了理论依据。     

基于热固耦合的套管缺陷参数对其强度影响分析

针对高温高压热采井套管失效概率高的问题,建立了含缺陷套管、水泥环和地层耦合系统有限元模型。将温度场与结构场耦合,并考虑套管强度降低,利用CAE技术计算了完整套管及缺陷套管的Von Mises应力、变形位移和塑性变形。计算得出在缺陷深度、缺陷环向开度、缺陷数量和缺陷环向分布4个结构参数中,套管缺陷深度和环向开度为影响套管强度的最敏感性参数,进行套管安全评定时建议将缺陷深度和缺陷环向开度作为缺陷最敏感性参数。研究结果可为套管安全评定奠定基础,并为揭示套管失效机理提供依据,对预防套损具有指导意义。     

抽油泵柱塞环槽结构对漏失量的影响研究

抽油泵工作过程中,由于泵筒与柱塞之间存在一定间隙,在柱塞两端的液体压差及剪切力的作用下,会使大量液体通过间隙漏失,对泵效产生严重影响。为分析抽油泵柱塞环槽结构对柱塞与泵筒间隙漏失量的影响机理,通过建立柱塞环槽不同结构的抽油泵模型,根据抽油泵工作特点,设定了不同边界条件下的多物理场耦合模型,通过数值模拟分析了槽宽、槽深、槽距、槽数和环槽位置对环槽内流体速度场及间隙漏失量的影响规律。分析结果表明:在环槽内形成的涡流受到槽宽与槽深这两个因素影响较大,当槽深和槽宽相接近时,所形成的涡流较为完整,且涡心几乎位于环槽中心,而环槽位置、槽距及槽数发生变化时,对环槽内所形成涡流的形状基本无影响;在一定范围内,随着槽深和槽宽的增大,漏失量逐渐减小,到达一定范围后,随着槽深和槽宽的进一步增大,漏失量不再随其发生明显变化。所得结论可为抽油泵漏失机理的进一步研究和结构改进提供指导。     

钻井液中无机盐对机械钻速的影响规律研究

改善钻井液性能来提高机械钻速,是目前降低钻井成本常用的技术手段之一。通过模拟恒压钻进试验,考察了钻井液中无机盐组分与砂岩岩石的相互作用及对机械钻速的影响,结合岩屑-溶液混合物的ζ电位,初步分析了其作用机理。结果发现,AlCl3和Al2(SO4)3具有较好的提速效果,AlCl3的浓度为0.01 mol/L时机械钻速能提高33.7%;通过ζ电位分析得出,Al3+能够使含岩屑溶液的ζ电位由负值变为0,再转为正值,ζ电位大于-10 mV时提高机械钻速的效果明显。分析其主要原因是,ζ电位接近于0时岩石表面具有较高的表面自由能,有利于岩石破碎,这对提高机械钻速、降低钻井成本具有一定的意义。      

基于复合旋转运动的钻井液过滤方法与装置

针对现有钻井液过滤方法的不足,研究了一种基于复合旋转运动原理的钻井液过滤装置。应用该方法的装置在清除筛网上的固相颗粒时有如下特点:固相颗粒可在重力和离心力的合力作用下脱离筛网;筛网的自转形成了一个紧凑的过滤抛离过程,自转周期决定了固相颗粒在筛网上的停留时间;颗粒在无激振、不停机和无辅助装置的条件下自由地脱离筛网。实验结果表明,应用该方法的过滤装置具有柔性振动、高分离因数和连续排料等特性。