原矿土钻井液室内评价与应用

塔里木盆地大北区块井眼尺寸大,上部地层普遍含砾石,钻井液存在携砂难、沉砂卡钻和压差卡钻风险。目前使用的OCMA膨润土虽然符合OCMA或者API标准,但加入到氯化钾聚合物钻井液中增黏效果有限,配制出的钻井液黏度、切力低,滤失量大,不适合大北区块山前井超大井眼的安全快速钻井。为此,提出了用原矿膨润土替代OCMA膨润土配制钻井液的方法。分析了OCMA膨润土增黏失效的原因,评价了原矿膨润土钻井液的流变性能,滤失造壁性能,配伍性能和抗盐水污染能力。研究了原矿膨润土的粒径分布和比表面积。现场应用表明,原矿膨润土钻井液比OCMA膨润土钻井液具有更好的增黏效果,滤失量更低,井下更安全,能满足大北区块超大井眼的携砂要求,井眼畅通,具有推广应用价值。      

油基钻井液高效除硫体系优化实验北大核心CSCD

目的解决川东北含硫气藏在钻井过程中存在的H2S污染油基钻井液、H2S溢出造成的安全风险问题。方法建立了H2S污染油基钻井液室内评价方法和评价参数,优选了油基钻井液用高效除硫剂和复合除硫体系配方。结果除硫效果优异的单剂为液体除硫剂YT-1、碱式碳酸锌JD-2、醇醚酰胺CLC,饱和度分别为56.48 mg/g、21.13 mg/g、5.8 mg/g,高温老化除硫率分别为90.10%、82.60%和75.23%,与油基钻井液配伍性良好。优化形成的复合除硫体系配方4%(w)YT-1+2%(w)JD-2,在质量浓度为75 mg/L的H2S污染油基钻井液后,出口质量浓度达到0.015 mg/L所用时间仅为1.21 min,加入复合除硫体系后,该时间则达到171.8 min。污染后的油基钻井液高温老化后H2S质量浓度为0.078 mg/L,加入复合除硫体系后,H2S质量浓度为0 mg/L,除硫率达100%。结论除硫单剂协同作用提高除硫效果,为川东北地区高含硫地层“安全、高效”钻井提供了技术保障。     

川渝东部气田复杂深井水平井钻井液工艺技术

川渝东部气田的地质倾角大、多压力系统并存、压力系数高、天然气中含高浓度硫化氢.针对该地区的地层特点,天东97X井采用高抗硫聚合醇-钾聚磺钻井液钻井.现场应用结果表明,该钻井液性能稳定,具有一定的防塌性、剪切稀释性和润滑防卡性能,并且具有悬浮携岩能力和抑制造浆能力强、高温稳定性好等特点,较好地解决了该井岩屑床的形成、微裂缝发育地层的防塌和大斜度井中起下钻摩阻大时的防卡难题,满足了该气田复杂水平深井钻井需要.     

气体钻井的循环流体转换工艺配套技术

针对气体钻井工艺技术应用过程中存在的不足之处,讨论了关于气体钻井循环流体转换工艺的配套技术问题.论述了由气基流体转化为气体型流体、由气体型流体转换为水基钻井液、气基流体直接转换为水基钻井液的工艺配套技术,以及替浆后的水基钻井液性能维护处理等工艺技术.介绍了七北101井、东升1井气体钻井后钻井液体系转化工艺的现场应用情况.     

中秋区块ZQ2井盐膏层水基钻井液技术

中秋区块为塔里木油田3000万吨产能建设重点区块。塔里木油田山前井盐膏地层因地质条件复杂,普遍使用油基钻井液钻井。ZQ1井盐膏地层亦使用油基钻井液,因新近系苏维依组存在低压层,在钻进过程中发生井漏,使用油基钻井液堵漏成功率低,耗时达60多天。为有效解决油基钻井液盐膏层阻卡、堵漏成功率低、钻井液成本高等问题,决定在ZQ2井吉迪克组高压盐膏层和苏维依组低压易漏层采用水基钻井液套打技术。ZQ2井盐膏层水基钻井液技术有效解决了吉迪克组“盐、膏、泥”污染导致的钻井液流变性和失水造壁性控制难的问题,采取主动防漏技术顺利钻穿苏维依组低压易漏层,未出现盐间“软泥岩”堵地面管汇的问题,钻井液性能稳定,井眼畅通。该技术为加快塔里木油田3000万吨产能建设提供了新的可行的钻井液技术思路。     

气体钻井技术用于防漏治漏

在有些潜在性漏失地层,常常很难准确判断漏层位置,如采用常规水基钻井液钻进,往往会出现"有进无出"的全部漏失现象,造成巨大经济损失.如果在这样的地层采用气体钻井技术能有效避免地层漏失,缩短钻井周期,降低钻井成本,如在川渝、胜利油田、长庆油田,吐哈油田、辽河油田等地区,运用气基流体和气体型流体的钻井方式成功解决了常规水基钻井无法解决的防漏、治满问题.介绍了气体钻井技术在防漏治漏方面的应用情况.     

中空玻璃微珠低密度钻井液的现场应用工艺

为提高机械钻速、减小对产层的污染,低压油气藏的钻探开发有时需使用密度低于1.00 g/cm3的钻井液.采用密度为0.38～0.60 g/cm3的中空玻璃微珠HGS配制出了密度为0.85 g/cm3生物聚合物正电胶聚合醇钻井液,并在先导性试验井广安002-H1井水平段进行了应用.广安002-H1井是位于川渝地区的1口大位移井,水平段长2010 m.该钻井液各项性能指标满足水平井钻井要求,使该井顺利完钻.介绍了该钻井液的配制、性能维护和钻井液固控等的现场应用情况.对该钻井液入井后密度难以控制的原因进行了分析,并提出了几点认识.HGS具有降滤失的功能,加入后钻井液滤失量易于控制,但其破损率约高达10%,因此应做好回收工作.     

南堡1-8大斜度大位移井钻井液技术探索

南堡1-8井是南堡油田一口大斜度、大位移预探井。该井完钻井深4503m,最大水平位移2910m,最大井斜61.94°,其中Φ444.4mm大尺寸井段长1979m,水平位移1080m。该井面临井壁稳定、井眼净化、润滑防卡、定向托压等四大难题。通过采用具有特殊流变特性的MMH-XC聚合物钻井液体系,利用配套钻井液技术手段,在该井的钻进中顺利的解决了大斜度、大水平位移条件下有效携砂、清理岩屑床、降低扭矩、降低摩擦阻力,提高钻井液的防卡润滑性等技术难题,安全快速地完成了该井的钻井施工作业。     

大斜度井防粘卡超高密度钻井液

防止泥饼粘卡、是钻大斜度高压差井的技术关键防粘卡超高密度钻井液,是钻大斜度高压差井急需解决的突出难题本文结合井斜21、最高压差14.5MPa的草16井实钻特点,介绍了大斜度井防粘卡超高密度钻井液的配方、工艺要领及组分特点,分析认为:单一的防粘卡技术工艺难以解决大斜度高压差井的粘卡,而以磺化体系混入柴油8-12%,添加乳化剂、石墨粉、沥青类处理剂和钢化玻璃球(或塑料小球)、并强化固控为内容,达到严格控制HTHPH、K及Kf三大指标,增强泥饼表面润滑性,提高泥饼可压缩性,降低泥饼渗透率和减小钻具与泥饼的接触面积为目的的综合防粘卡措施,能成功地解决大斜度高压差井极易粘卡的问题