抗220℃深水高密度钻井液体系构建及性能评价

针对常规深水钻井液体系无法适应南海西部深水高温高压的地层环境等问题,室内研制及优选了抗高温增黏提切剂HTV-8、抗高温降滤失剂4%SMP-2+4%SPNH+3%DYFT-2以及水合物抑制剂5%NaCl+10%KCOOH,以此为基础构建了一套抗220℃深水高密度钻井液体系,并对其性能进行系统评价。结果表明,该钻井液体系在深水"低温-高温-低温"的温度变化条件下仍能保持稳定的流变性能,具有良好的抗低温和抗高温性能;钻井液体系对储层钻屑的滚动回收率达90%以上,而泥饼黏滞系数低至0.136 3,沉降因子为0.5左右,说明钻井液体系具有良好的抑制性、润滑性和沉降稳定性;钻井液体系中分别加入1.2%CaCl_2、1.2%MgCl_2、15%钻屑后,黏度、动切力和滤失量的变化幅度均不大,说明钻井液体系具有良好的抗污染能力;钻井液体系在4℃、20 MPa条件下无水合物生成,具有良好的水合物抑制能力;经过钻井液体系污染后的天然岩心渗透率恢复值在85%以上,说明钻井液体系具有良好的储层保护效果。     

防止复杂构造地层井漏复发的工程参数分析

井漏是钻井过程中经常遇到的复杂情况之一,它严重影响钻井进度,损失大量泥浆,消耗堵漏材料,并且可能诱导其它的井下复杂情况,因此施工人员对井漏的预防十分重视.但往往忽视了堵漏后在同一地层井漏重复发生的可能性,尤其在地质构造复杂的地层井漏重复发生的可能性比较大.针对这类地层的特点,分析了这类地层井漏易重复发生的原因,根据漏层承受的总压力不得大于其能承受的最大压力这一规律建立具体模型,并推导了环空内岩屑浓度的计算方法,进一步得到完整的防止堵漏后井漏重复发生的工程参数计算模型,结合具体实例,提出几点建议.     

东方1-1气田水基钻井液技术优化

东方1-1气田为我国海上最大的自营气田,由于地层的复杂性,且由于区块已开采多年,导致地层压力衰竭,φ311.15mm井段存在着憋漏、溢流和卡钻等作业风险。针对东方1-1气田现场PLUS/KCl钻井液抑制性能和封堵性能的不足,通过引入胺基硅醇PF-HAS和润湿转向剂PF-HWR,将钻井液体系的抗钻屑污染能力提高了近一倍;通过大量实验优选出强化封堵的材料PF-LSF和PF-HFD,增强了钻井液对渗漏和微裂缝漏失的封堵能力,形成的封堵层承压能力强,渗漏量小。优化后的体系有利于保障类似区块和地层钻井作业安全,降低作业风险。      

Hydraulic套管开窗工具在南海西部油田的首次应用

南海西部油田的涠洲11-1N-A12井是一口探边注水井,该井采用威德福公司最新型的液压磨铣套管开窗工具在9-5/8"套管内进行开窗侧钻,仅用一趟钻就实现了定向、座挂、开窗、修窗和钻进新地层14.12 m,大大节约了钻井时间。介绍了威德福公司的Hydraulic套管开窗系统的组成部件及工具的优点,分析了如何在开窗作业过程中进行钻井参数控制,总结了关于工具的送入、脱手、定向和窗口质量控制等方面的一些经验,可以为以后类似井的套管开窗作业提供技术参考。     

涠西南凹陷可钻性规律分析

根据涠西南凹陷测井资料计算出各层段的抗压强度,使用sufer软件对各层的抗压强度进行编辑,将得到的平面图与各层段的深度平面图进行比对。结果表明,在平面上涠洲组三段、流沙港一段和流沙港三段的抗压强度有随深度增加而增加的趋势,流沙港二段由于岩性主要为偏软的泥页岩,抗压强度较低,表明压实效应对北部湾地层的可钻性有重要的影响。     

定向井井眼轨迹与井壁稳定性关系研究

从力学角度分析南海西部海域涠洲XX油田的地层岩石特征,提出适合该油田的井壁稳定分析方法。基于适合该油田定向井的井壁稳定计算模型,分析井眼轨迹与井壁稳定的关系,并总结其规律。合理设计定向井井眼轨迹是预防涠洲XX油田井壁失稳的有效措施之一。     

自然力学系统相对运动或平衡的新功能原理与新哈密顿原理

本文根据自然界的普遍功能关系建立了自然力学系统相对运动或平衡的新功能原理与新哈密顿原理．前者有变分功能，后者应用普遍化；两者既能克服古典力学绝对化运动概念而要求绝对惯性参考系的局限性，又能兼容与统一古典力学的全部理论．     

南海西部油田“一开双眼”钻井技术

针对海洋钻井费用昂贵的现状,现场工程技术人员摸索总结出了"一开双眼"钻井技术。介绍了"一开双眼"钻井技术的概念及其钻具组合,进行了"一开双眼"钻井与常规钻井的比较,详细介绍了该技术在现场的实践应用情况,包括在涠洲某井首次应用失败的情况和原因,及在半潜式平台文昌8-3E-2井和自升式平台涠洲12-2-3井成功应用的工艺流程,分析了"一开双眼"钻井的技术关键。"一开双眼"钻井技术在南海西部油田得到了广泛应用,应用效果表明,该技术可以大幅度地提高钻井时效,降低钻井成本。     

南海西部北部湾盆地大斜度长裸眼定向井钻井技术

南海西部油田的涠洲11-1N-A8井具有井斜大、裸眼段长和井壁稳定性差的特点,导致了井眼轨迹难以控制、岩屑不易携出和下套管磨困难。结合该井各井段的施工技术和钻井液技术,探讨了井眼轨迹设计与控制和钻具组合优选问题;对在不同尺寸井段,不同地层所面临的压差卡钻处理、井眼清洁、防止岩屑床、井壁稳定、泥浆流变性、固相控制等问题做了总结;阐述了下套管固井等作业中出现的困难,并提出了相应的预防和解决措施。涠洲11-1N-A8井钻井难点的克服对今后类似井的作业具有很好的指导和借鉴作用。     

注水海底管道穿孔原因分析

采用宏、微观形貌观察,化学成分、腐蚀产物分析等方法对某油田平台注水穿孔海底管道的穿孔原因进行了分析。结果表明:穿孔弯管段碳含量超标,管道内壁疏松的腐蚀产物为Fe_2O_3和Fe_3O_4,是氧腐蚀产物;弯管段穿孔由冲蚀和垢下腐蚀共同作用引起,垢层下的穿孔则是由于垢下腐蚀导致的。