霍101井超高密度水泥浆固井技术应用

霍101井位于准噶尔盆地霍尔果斯背斜,完钻井深3250m,该井在三、四开段安集海河组及紫泥泉子组选用高密度油基钻井液体系,属于典型的高压油气井,实钻过程中钻井液密度达到2.55g/cm3,在高密度油基钻井液井筒中进行技术套管固井施工存在环空顶替效率低;隔离液对环空一、二界面清洗效果差;水基隔离液与高密度油基泥浆混浆流动性差;固井液和设备保温难;固井过程中裂缝漏失风险大等难点。为了确保固井顺利和良好的固井质量,在分析了相关难点基础上,优化了井身结构设计,采用黏性推移工艺配制了具有较高黏度和切力的黏性隔离液,并于室内对隔离液做了沉降稳定性及相容性试验,通过优选外加剂和加重材料配制了平均密度高达2.62g/cm3的超高密度水泥浆,首次在高密度油基钻井液环境下应用,通过现场施工,经测井评估,固井质量达到了优质。     

适用于大位移井作业的油基钻井液研究及应用

油基钻井液在井壁稳定和润滑性方面有很好的体现,满足大位移的作业要求,但存在流变性调控不好造成井眼不清洁等问题。因此需要对常规油基钻井液的流变性进行调控以满足大位移作业的携岩要求。通过评价油包水乳液乳化率、固相颗粒润湿率、配伍性等指标优选满足油基钻井液体系构建要求的主乳化剂、辅乳化剂、润湿剂、降滤失材料,同时引入流型调节剂来有效地提高油基钻井液的动切力、流变等参数,形成大位移井携岩要求的油基钻井液体系。该钻井液体系现场使用效果好,为现场作业提供了技术保障。     

水平井裂缝油基钻井液水泥浆堵漏技术

焦石坝龙马溪组非常规页岩气开采是中石化集团公司涪陵页岩气产能示范区开发的重点建设项目,首批非常规页岩气水平井水平段以油基钻井液钻进为主。该区块已发现多处易漏地层,水平段漏失情况尤其复杂,不仅加大了施工难度,更增加了钻井成本。为有效解决水平段油基钻井液堵漏难题,室内研究开发了一种水平井油基钻井液水泥浆堵漏技术,该技术的特点是采用柴油与淡水的混合物配制堵漏水泥浆,其与现场油基钻井液可以任意比例混合而不会产生配伍性问题。实验室对该堵漏水泥浆性能进行了系统研究,结果显示,该堵漏水泥浆密度、稠化时间和抗压强度均可调,具有沉降稳定性好、流动能力强的特点。试验结果充分说明,该水泥浆堵漏技术在油基钻井液水平段裂缝堵漏中具有广阔的应用空间。     

页岩气水平井油基清洗液性能评价及应用

油基钻井液是目前国内外页岩气开发中采用最多的钻井液体系,但钻井后存在井壁和套管形成的油膜和油基钻井液泥饼问题,这会严重影响固井质量。研发了一种油基清洗液体系,并对该清洗液体系性能进行了评价。研究结果表明,油基清洗液具有较高的清洗效率,且油基清洗液在加重后具有较低的黏度和较好的沉降稳定性。此外,油基清洗液体系具有良好的润湿反转性能,与水泥浆体系配伍性好。该清洗液体系在页岩气水平井开发中推广应用,固井质量合格率100%,优质率达到90%以上,取得了良好的施工效果。     

漏失水平井固井技术在JY33HF井的应用

随着涪陵页岩气勘探开发的不断深入,复杂井况层出不穷,特别是水平段钻进过程中出现的恶性漏失情况。目前油基泥浆堵漏手段相对较少,固井时地层承压能力严重不足,给固井施工作业带来了巨大的挑战。通过对漏失井固井技术难点分析,有针对性地提出了相应的解决方法,通过使用新型固井工具、优化现场施工工艺和水泥浆配方,总结出一套适合漏失水平井的固井技术。该固井技术成功应用于水平段存在恶性漏失的JY33HF井,固井过程顺利,应用效果显著,具有进一步推广应用的空间。     

降密度控压欠平衡钻井技术在页岩气井中的应用

控压欠平衡钻井是国外新近发展起来的一项新的钻井技术,为解决复杂地层安全钻进问题提供了一个新方案。在焦页XX-4HF井进行了降密度控压欠平衡钻井现场试验,在涪陵页岩气井首次现场应用该钻井关键工艺,解决了水平段施工中的溢漏同存难题,通过在循环、钻进、起下钻和堵漏等不同工况的控压钻井程序,有效降低了水平段井漏,取得了地层原始资料,保障了井下安全,成功完成了钻探任务。     

新疆油田吉25井区致密油探井钻井提速技术探讨

根据新疆油田吉25井区地质特征、钻井难点和钻井实施技术现状,从钻井工具、钻井液体系及配套钻井工艺等方面提出了相关钻井提速措施,即在三叠系以上井段采取优选PDC钻头并优化钻头组合等钻井提速技术;在三叠系以下井段采取多项钻井提速技术（包括使用个性化PDC钻头、采用自激振荡武旋转冲击钻井工具、实施自激式谐振多级脉冲射流钻井技术、实施PDC钻头＋螺杆复合钻井提速技术）;优化钻井液（包括控制钻井液密度、滤失量和控制钻井液的抑制性和封堵性）;优化配套钻井工艺。现场应用表明,采用上述措施可以提高吉25井区钻井质量和钻井速度。     

美国Eagleford区块页岩气水平井钻井液技术

介绍了页岩气开发目前常用的钻井液体系,针对油基钻井液存在污染大、费用高以及钻井工期长等问题,展开水基钻井液体系开发研究。对在美国Eagleford区块页岩气水平井钻井液应用情况进行了总结,有效地解决了油基钻井液污染大、页岩气钻井工期长的问题。通过分析页岩井壁化学失稳机理,总结页岩气油基钻井液和水基钻井液的综合性能指标和成本,现场的成功应用以及研究结果表明了页岩气水平井油基钻井液和水基钻井液都适用未来的页岩气储层开发,但随着环保要求的越来越严格,未来页岩气水基钻井液将具有广泛的应用前景,为水基钻井液在页岩气开发领域的广泛应用提供了借鉴。     

TACK-2型油基钻井液增粘剂的合成及其流变性能研究

以脂肪酸和多元醇为主要原料,利用缩合法制备了一种全油基钻井液增粘剂。测试了增粘剂样品在不同体系(5#白油、5#白油+有机土体系以及全油基钻井液体系)中的流变性能,并探讨了增粘剂用量、钻井液密度对全配方油基钻井液流变性能的影响。研究结果表明,该增粘剂制备过程相对简单,成本较低,对5#白油+有机土体系以及全油基钻井液均有较好的增粘提切能力,在白油基全配方油基钻井液中加入1.5%TACK-2型增粘剂,150℃热滚16h后Φ3读值可以从2Pa提高到6Pa。     

致密油水平井固井技术探讨

分析了致密油水平井固井施工难点（包括下套管难度大、套管不易居中、替驱不干净、对水泥浆性能要求高等）,并提出了具有针对性的措施,即套管安全下入技术（包括井眼净化、模拟通井和漂浮固井技术）、套管居中技术（包括扶正器选型及加放、套管居中度校核）、变排量注替技术、采用低失水双凝韧性水泥浆体系和固井前置液体系。现场应用表明,采取上述措施可以提高固井质量,能够为致密油水平井固井施工提供参考。     

页岩气水平井压裂技术浅析

水平井压裂技术已成为页岩气开发的一种有效手段,应用该技术能够增加储层的改造体积,从而形成错综复杂的裂缝网络,最终提高采收率。页岩气水平井压裂技术主要包括多级压裂、同级压裂和丛式井工厂技术。详细分析了多级压裂、同步压裂和丛式井工厂技术的作业流程和特点,以期为页岩气开发提供参考。     

XX-1-B32超低压井钻井液技术研究与应用

超低压、多套压复杂井段结构的存在是影响老井改造和调整的难点.XX-1-B32井是位于南海北部湾海区的一口调整井,目的层涠洲组四段,该井属于压力衰竭储层,具有超低压、多套压力存在于同一井段的特点.为达到漏失预防与储层保护目的,基于地层特征参数与井段钻井风险分析,展开了钻井液室内优化试验研究,优选出了一套PDF-PLUS/KCl钻井液体系,并对其进行了性能评价.研究结果表明,该钻井液体系的流变性能稳定,高温高压失水量仅为8.2mL,26MPa压差下24h滤失量仅为10mL左右,XX-1油田岩心污染段截取0.5cm后渗透率恢复值达85％以上,其储层保护效果和封堵能力较好.该体系在XX-1-B32井进行了推广试用,现场反馈井眼净化效果好,渗透率恢复值高;最大井底压差高达35 MP a时未发生漏失,泥饼承压能力强.该钻井液体系的成功应用为北部湾实施类似超低压井钻井液技术提供了较好的指导意义.     

汇4—2油井化学透析分析

头台油田无名岛区块储层基质渗透率低，储层泥、钙质成份含量较高，油层易受到油井二次污染，通过化学透析可以取得好的增产效果。通过汇4—2井化学透析效果分析，分析研究了无名岛区块油层污染原因和化学透析增油机理，确定了适合该区块地层条件的药剂配伍和化学透析选井条件。对同类油井措施增油具有指导意义。     

塔北保护储层的油基钻井液优化研究

顺9井区志留系储层埋藏较深,钻井过程中井壁垮塌、漏失现象严重,井下情况复杂。对顺9井区现场使用的油基钻井液体系进行了常规性能、抑制性及保护储层性能评价。结果表明,现场用油基钻井液抗温性能、抗污染性能及油气层保护性能都较差,有待进一步改善。通过对现用油基钻井液流变性能的调节、稳定性能的控制及储层保护性能的调整,优化出了一种柴油基钻井液体系。室内试验评价表明,优化后的柴油基钻井液体系流变性能良好,具有抑制性强、抗温、抗污染及储层保护性能好等特点。现场试验也表明该钻井液体系确实解决了储层坍塌掉块问题,能够满足钻井工程、井壁稳定和保护油气层的需要。     

杏7-2-斜30井大井斜定向井钻井技术探讨

为经济有效开发杏北油田剩余油,通过对地质特征的描述,分析了杏7—2-斜30井钻井技术难点,对其进行了井身结构和井眼轨迹优化设计,详细介绍了钻井施工防喷技术、井眼轨迹控制技术、钻井液技术和欠平衡防漏技术。杏7-2-斜30井完钻井深1239m,水平位移299．94m,最大井斜46．5°,机械钻速13．77m／h,钻进周期349．58h,建井周期18d,6个靶点全部中靶且未发生任何工程事故。杏7—2-斜30井的成功施工,为今后该区块的安全、优质、高效钻井奠定了坚实的基础。     

油套管钢在CO_2饱和的聚胺完井液中的腐蚀及缓蚀性能研究

采用静态挂片失重法评价了缓蚀剂CA101和JHS对G105、N80碳钢和L80不锈钢在饱和CO2的聚胺完井液中的腐蚀和缓蚀性能,分析了温度对缓蚀剂性能的影响。试验结果表明,在饱和CO2的聚胺完井液中,在温度低于90℃时,G105和N80钢在聚胺完井液体系中的腐蚀速率能控制在0.0567mm/a以下。当温度高于110℃时,钢片的腐蚀速率迅速增加;L80钢几乎不发生腐蚀。加入缓蚀剂后缓蚀速率明显降低,但缓蚀剂JHS的缓蚀效果优于缓蚀剂CA101。缓蚀剂JHS对CO2腐蚀有良好的抑制作用,在高温130℃时,仍可控制G105钢和N80钢的腐蚀效率在87.7%以上。     

页岩气开发用绿色清洁纳米复合减阻剂合成与应用

针对页岩气井现场压裂施工过程中亟待解决的问题,研发了JHFR-2绿色清洁纳米复合高效液体减阻剂。该减阻剂为易溶于水的乳白色液体,密度1.05~1.26g/cm3,黏度小、体系稳定性好。性能评价表明,该减阻剂不起泡,抗温达到130℃,抗钙离子污染能力强,几乎无地层伤害,性价比高。通过现场施工应用,该减阻剂只需柱塞泵按比例泵入,实现在线配制滑溜水,节约设备、运输和土地使用等费用,可满足现场即配即注的工艺要求。