南海西部海洋高温高压钻完井液技术PDF电子书下载

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第1章 南海高温高压地质特征及勘探概况 1

1.1 南海高温高压地质特征 1

1.1.1 储层特征 1

1.1.2 圈闭特征 5

1.1.3 气水系统特征 5

1.1.4 天然气特征及来源 6

1.2 南海高温高压勘探概况 7

1.2.1 自营勘探阶段（1957～1979年） 7

1.2.2 自营与对外合作并举阶段（1979年至今） 7

第2章 高温高压钻完井液作用机理 10

2.1 高温对水基钻井液影响机理 10

2.1.1 高温对钻井液中黏土粒子的影响 10

2.1.2 高温对钻井液中处理剂的影响 13

2.1.3 高温对黏土和处理剂的综合影响 15

2.1.4 高温对水基钻井液性能的影响 16

2.2 高温对油基钻井液影响机理 23

2.2.1 高温对有机土的影响 23

2.2.2 高温对乳化剂的影响 26

2.2.3 高温对油基钻井液降滤失剂的影响 27

2.3 高温高压对钻井液影响机理 29

2.3.1 高温高压对钻井液密度影响机理 29

2.3.2 高温高压对钻井液流变性影响机理 30

2.3.3 高温高压对钻井液循环当量密度影响机理 31

2.4 高温高压对完井液影响机理 31

2.4.1 高温高压对水基完井液影响机理 32

2.4.2 高温高压对油基完井液的影响机理 34

第3章 国内外高温高压钻完井液技术现状 35

3.1 高温高压水基钻井液技术 35

3.1.1 高温高压水基钻井液处理剂 35

3.1.2 抗高温水基钻井液体系 50

3.2 高温高压油基钻井液技术 60

3.2.1 高温高压油基钻井液处理剂 61

3.2.2 高温高压油基钻井液体系 64

3.3 高温高压完井液技术 68

3.3.1 完井液分类 68

3.3.2 无机清洁盐水完井液 69

3.3.3 有机清洁盐水完井液 73

第4章 南海高温高压钻完井液技术及应用 87

4.1 南海高温高压井难点分析 87

4.1.1 典型井井身结构设计 87

4.1.2 高温高压钻井液技术难点分析 89

4.1.3 钻井液设计规范及性能参数 95

4.2 高温高压钻井液技术 98

4.2.1 南海已钻井钻井液技术 98

4.2.2 其他钻井液体系 126

4.3 高温高压完井液技术 131

4.3.1 有机盐完井液体系 131

4.3.2 清洁盐水完井液体系 135

4.3.3 油基完井液体系 135

4.4 高温高压条件下固相控制技术 135

4.4.1 钻井液中固相物质的分类 136

4.4.2 常用的固控方法 137

4.4.3 非加重钻井液的固相控制 138

4.4.4 加重钻井液的固相控制 139

4.5 井漏的预防与控制 140

4.5.1 井漏的原因 140

4.5.2 井漏的预防 140

4.5.3 井漏的处理 142

第5章 高温高压钻完井过程中储层保护技术 147

5.1 国内外高温高压钻完井储层保护技术现状 147

5.1.1 储层伤害室内研究评价方法 148

5.1.2 储层伤害机理 149

5.1.3 储层保护的钻井液技术 153

5.1.4 钻井过程中的储层损害因素 155

5.1.5 国内外高温高压储层保护的钻完井液技术 164

5.1.6 高温高压储层保护的钻完井工艺技术 173

5.2 南海高温高压储层钻完井保护技术 176

5.2.1 南海高温高压储层保护的技术要求与难点 177

5.2.2 南海高温高密度钻井液储层保护技术 177

5.2.3 南海高温高密度完井液储层保护技术 178

5.2.4 南海高温高压钻完井液储层保护技术工艺 181

5.3 南海高温高压储层损害原因及对策分析 189

5.3.1 敏感性储层伤害原因分析及现场措施 189

5.3.2 固相侵入伤害原因分析及现场措施 193

5.3.3 黏土膨胀与分散运移引起的储层伤害原因分析及现场措施 198

5.3.4 微细孔喉渗流特征与残液滞留原因分析及现场措施 200

第6章 南海高温高压钻完井液防腐技术 203

6.1 国内外钻完井过程中的腐蚀及防腐现状 203

6.1.1 国内外CO2腐蚀与防护现状 203

6.1.2 国内外CO2/H2S共存腐蚀现状 212

6.2 高温高压下耐CO2腐蚀的封隔液配方优选及其应用 218

6.2.1 高温高压CO2腐蚀试验方法 218

6.2.2 油管、套管钢材材质合金元素分析 220

6.2.3 ODP阶段推荐封隔液腐蚀实验评估 222

6.2.4 高温高压抗CO2腐蚀封隔液配方优化 226

6.2.5 复合盐封隔液腐蚀性影响研究 235

6.2.6 高温高压下封隔液U-bend试验研究 240

6.3 高温高压下钻完井液中H2S/CO2防腐技术 241

6.3.1 缓蚀剂在碱性盐水溶液中的热稳定性能 241

6.3.2 缓蚀剂JCI-H2S对钻井液性能影响 242

6.3.3 缓蚀剂对G105钻具钢在钻井液中的缓蚀性能评价 242

6.3.4 缓蚀剂对磨损后的G105钻具钢在钻井液中的缓蚀性能评价 245

6.3.5 缓蚀剂抑制氢脆效果的评价 247

6.3.6 应力条件下缓蚀剂抗脆性断裂评价 248

6.3.7 缓蚀剂对应力腐蚀的抑制评价 249

6.3.8 完井液中缓蚀剂对钻具及套管钢的缓蚀评价 250

6.3.9 橡胶耐腐蚀性评价 252

6.4 耐CO2腐蚀的封隔液在东方1-1气田现场应用 253

6.4.1 封隔液工程施工设计 253

6.4.2 封隔液现场应用情况 255

6.4.3 封隔液现场配制操作规范及要求 259

第7章 南海高温高压钻井液技术实践 260

7.1 在直井DF13-2-6井中的实践 260

7.1.1 井身结构及钻井液体系 260

7.1.2 PDF-THERM体系在高温高压井段使用情况 260

7.2 在定向井F1井中的实践 266

7.2.1 定向井井身结构 266

7.2.2 高密度井段钻井液体系使用情况 266

7.3 在水平井F7H井中的实践 270

7.3.1 F7H井井身结构 270

7.3.2 高密度井段钻井液体系使用情况 270

参考文献 273

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