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一、HW OBS油基钻井液技术

公司通过三年多的室内研究开发及多井次的现场应用,形成了一套独具特色、配套完善的HW OBS油基钻井液体系。其性能指标达到国外同类水平,且具有密度可调范围宽(0.9 g/cm3~2.85g/cm3),抗温能力强(可达180 ℃),抗污染能力强,性能稳定可调,现场配制工艺简单,便于维护处理等特点。HW OBS体系由于主要处理剂加量低,与同类体系相比,成本优势明显。该体系已在四川页岩气井、深水平井、新疆强水敏性地层、低压凝析气田使用,取得了井眼稳定、施工安全顺利、钻井效率大幅提高、钻井综合成本大幅降低等突出效果,为复杂、非常规油气田勘探和高效开发提供了一个国产化、低成本技术手段。

 

二、HWJZ-1环保型高密度无固相工作液技术

HWJZ-1环保型高密度无固相工作液采用特殊的有机、无机复合盐,运用增溶、分散、缓蚀等技术配制而成。主要用于钻井、完井、测试和修井等作业,也可作为油套环空的清洁保护液和压力平衡液。可有效降低储层伤害,保证入井工具正常工作,平衡环空压力,减缓油套管腐蚀。与常规无固相工作液相比,具有密度更高(最高可达1.82g/cm3),腐蚀更小(在温度160℃、压力10MPa条件下,腐蚀速率:JFE HP2-13Cr测试周期60天≤0.076 mm/a,TP140测试周期30天≤0.125 mm/a),高温稳定性好(抗温可达200℃),对环境友好(植物LC50≥2000mg/L,动物LC50≥800mg/L)等优势。该技术已在东海、塔里木、四川(壳牌)等油气区域应用。

 

三、凝胶暂堵技术

凝胶暂堵技术是利用凝胶的高抗剪切结构粘度,阻断或隔离流体通道,达到封堵漏层或对油气层实施暂堵的工艺技术。该技术采用凝胶主剂、交联剂及破胶剂等组成,其凝胶粘度:20000 mPa.s~60000mPa.s(40~110℃,1.5s-1);成胶时间30秒~180秒;耐最高压差25MPa; 60℃~110℃条件下,破胶时间3~25天可调或通过外加破胶剂在更短时间内破胶。该凝胶暂堵技术可单独使用,也可与其它高强度封堵剂配合使用。在钻井期间,与复合堵漏工艺、凝结性堵漏工艺相结合,可解决恶性复杂漏失;在完井和修井期间,使用管内凝胶段塞,可有效暂时分隔储层和漏层,进行井内安全作业;在油气井压井作业中,可作为前置液,防止地层漏失;通过调整凝胶强度,可做固井液和无固相钻完井液的前置和后置隔离液,防止污染,提高施工质量。该技术已在塔里木油田推广应用。

 

四、复杂堵漏技术

可凝结高失水堵漏技术主要是针对裂缝型、孔洞等导致的钻井液失返的恶性复杂漏失而提出的新型堵漏工艺。该技术采用可凝结高失水堵漏剂,包含:刚性颗粒材料、纤维材料、片状材料和可聚结凝结材料。在漏失通道中,通过网络、架桥、填塞、快速失水(脱水),形成堵塞,所形成的堵塞具有很高的渗透率,经挤压凝结成型;堵塞形成后,使通道变得更加细微,变漏失为滤失,然后经过泥浆在堵塞上形成泥饼,彻底封死通道,完成堵漏全过程。由于其材料具有凝结性,因而具有一定的固结强度,同时具有类似软木塞似的可变形而不松散。具有一次堵漏成功率高、承压能力强等显著特点。该技术已在塔里木油田推广应用。

 

五、套管化学减磨技术

大位移井、大斜度井、水平井以及曲率变化大的深井钻井过程中,常常出现套管严重磨损、早期损坏的问题,给正常钻井完井作业带来极大困难,同时影响井眼完整性,降低油气井寿命,严重时还会导致油气井部分井段或整口井报废。钻井期间套管减磨,通常采用钻杆接头耐磨带、整体式保护接头和分体式旋转保护接头等,缓解套管磨损,但这些防护措施成本高,操作复杂,且不能完全避免套管磨损,若使用不当,甚至加剧套管磨损。套管化学防磨技术是在钻井泥浆中加入套管减磨剂GXJM-1,在管具表面形成一层高强度极压润滑膜,与钻具防磨技术相配合,进一步降低套管磨损。该工艺在现场使用方便,维护简单,且减磨抗磨效果明显。GXJM-1可替代或部分替代钻井液用润滑剂,可减少润滑剂的使用成本,其润滑减阻效果更佳。该技术已经在中石化西南分公司、川庆钻探、中海油使用。在DY4井加入1.43%套管减磨剂,经实钻检测,套管磨失量降低45.9%。(详见《钻采工艺》,2009,32(6):94—97)