土库曼斯坦阿姆河右岸气田复杂深井超高密度钻井液技术
刘伟1, 2, 李华坤1, 2, 徐先觉3    
1. 油气田应用化学四川省重点实验室, 四川 广汉 618300;
2. 中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院, 四川 广汉 618300;
3. 中国石油川庆钻探工程有限公司土库曼斯坦分公司, 四川 成都 610051
摘要: 土库曼斯坦阿姆河右岸气田的上侏罗系基末利阶长段膏盐层(厚度为700~1000 m)是典型的异常高压地层,钻井过程中存在高压盐水侵的风险,钻井液密度高达2.48 kg/L,常规钻井液不能满足安全快速钻井需要。为此,在现有饱和盐水钻井液的基础上,优选了抗高温、抗膏盐层污染处理剂,并与其他处理剂复配,研制了超高密度饱和盐水钻井液。室内性能评价试验显示,该钻井液密度可达2.48 kg/L,具有高温稳定性强、润滑性好、页岩抑制能力强和抗污染能力强等特点。30多口井的现场应用表明,该钻井液能解决长段膏盐层钻进中的地层蠕变、钻井液易污染及高压盐水侵等技术难点,并能大大提高机械钻速,缩短钻井周期。
关键词: 深井    膏盐层    高密度钻井液    饱和盐水钻井液    阿姆河右岸气田    土库曼斯坦    
The Application of Ultra High Density Drilling Fluids in Complex Deep Wells in the Amu Darya Right Bank Gas Field, Turkmenistan
LIU Wei1, 2, LI Huakun1, 2, XU Xianjue3    
1. Oil & Gas Field Applied Chemistry Key Laboratory of Sichuan Province, Guanghan, Sichuan, 618300, China;
2. Drilling Engineering Technology Research Institute, CNPC Chuanqing Drilling Engineering Company Limited, Guanghan, Sichuan, 618300, China;
3. Turkmenistan Branch, CNPC Chuanqing Drilling Engineering Company Limited, Chengdu, Sichuan, 610051, China
Abstract: The thick gypsum salt formation (with thickness of 700-1000 m) in the Kimmeridgian in Upper Jurassic of the Amu Darya Right Bank Gas Field has typical abnormal high pressures, there is a risk of high pressure salt water invasion in the process of drilling. For that reason, the density of drilling fluid needs to be 2.48 kg/L, and otherwise it could not meet the needs of safe and fast drilling by conventional drilling fluids. On the basis of existing saturated brine drilling fluids, the treatment agents with excellent resistance to high temperatures and pollution of gypsum and salt have been optimized. Combined with other agents, ultra high density saturated brine drilling fluids have been developed. Indoor performance tests showed that the drilling fluids could have a density up to 2.48 kg/L, and possess excellent high-temperature stability, better lubrication, higher shale resistance and anti-pollution capacities. Field application results in more than 30 wells showed that the newly developed drilling fluids could successfully eliminate salt formation creep, and solve the problem of drilling fluid pollution and the invasion of high-pressure salt water during drilling in a long gypsum salt formation interval. These drilling fluids can significantly enhance the ROP and shorten the drilling cycle.
Key words: deep well    gypsum salt formation    high density drilling fluid    saturated salt water drilling fluid    Amu Darya Right Bank Gas Field    Turkmenistan    

土库曼斯坦阿姆河右岸气田位于里海盆地东南部、土库曼斯坦东部,其东部山前H构造、EH构造和J构造地质情况复杂[1],尤其是上侏罗系基末利阶长段膏盐层在钻进过程中易发生缩径、溢流井涌、钻井液严重污染和膏盐层蠕变卡钻等井下复杂情况[2]。长段膏盐层(厚度为700~1 000 m)在钻井过程中存在膏盐层蠕变(苏联时期在该区块至少有4口井因膏盐层蠕变导致卡钻和挤毁套管而报废)、钻井液易污染、高压盐水侵(压力可达75~80 MPa),以及高温下钻井液产生高温增稠、高温减稠、高温固化现象等技术难点[3]。要成功穿越膏盐层,要求钻井液必须同时满足下述条件:密度高达2.48 kg/L,抗温150 ℃以上,抗饱和盐水污染。苏联和土库曼斯坦在该气田钻井施工时井下故障频发、钻探成功率极低(仅为22%),其中55%以上气井因钻遇膏盐层而发生井下故障导致井眼报废。巨厚含水膏盐层成为制约土库曼斯坦阿姆河右岸气田勘探开发的主要因素。为此,笔者研制了一种适用于土库曼阿姆河右岸气田巨厚膏盐层的超高密度饱和盐水钻井液,并在该气田30多口井进行了应用,成功钻穿了巨厚膏盐层,取得了提高钻井成功率、缩短钻井周期和确保井控安全的预期成果。

1 超高密度饱和盐水钻井液的研制

要安全钻穿土库曼斯坦阿姆河右岸气田巨厚膏盐层,要求钻井液必须抗膏盐层污染及高压盐水污染,具有较强的抗高温稳定性、较小的高温滤失量、较好的滤饼质量以及较强的润滑性能。为此,笔者考虑地层岩性、地层压力变化情况、物理化学性能等要素,提出了阿姆河右岸气田钻井液性能指标:密度2.40~2.48 kg/L,漏斗黏度55~65 s,API滤失量≤3 mL,滤饼厚度≤0.5 mm,pH值8.0~10.0,含砂量<0.3%,高温高压滤失量≤15 mL,摩阻系数≤0.18,初切力1~3 Pa,终切力6~20 Pa,塑性黏度60~90 mPa·s,动切力8~15 Pa,流性指数0.40~0.80,稠度系数0.20~0.60 Pa·sn

1.1 抗高温降滤失剂优选

抗高温降滤失剂是控制超高密度饱和盐水钻井液流变性和滤失性的关键处理剂[4-10]。在该气田原用高密度饱和盐水钻井液(以下称为基浆,其配方为2.0%~3.0%膨润土浆+0.3%~0.5%烧碱+0.1%~0.5%聚合物抑制剂+5.0%~6.0%磺化降滤失剂+2.0%~3.0%抗盐润滑剂+2.0%~3.0%小分子降黏剂+0.2%盐结晶抑制剂+0.5%~1.0%除硫剂+30.0%NaCl+重晶石粉)的基础上,对国产的7种抗高温抗盐磺化降滤失剂A—G在高密度(2.48 kg/L)、高温(150 ℃)和饱和盐水(30.0%NaCl)条件下进行性能对比试验,结果见表 1

表1 抗高温降滤失剂优选试验结果 Table 1 Optimal test results for filtrate reducer with high temperature resistant performance
配方 密度/(kg·L-1) 表观黏度/ (mPa·s) 塑性黏度/(mPa·s) 动切力/ Pa 初切力/ Pa 终切力/ Pa API滤失量/mL 高温高压滤失量/mL pH值
基浆 2.48 91.0 74.0 17.0 10.0 30.0 20.0 80.0 9.0
基浆+6.0%A 2.48 88.0 62.0 16.0 3.0 24.0 10.0 52.0 9.0
基浆+6.0%B 2.48 95.0 80.0 15.0 2.5 17.5 8.8 41.0 9.0
基浆+6.0%C 2.48 93.0 79.0 14.0 4.0 40.5 4.2 32.0 9.0
基浆+6.0%D 2.48 86.5 74.0 12.5 1.5 6.0 1.2 12.0 9.0
基浆+4.0%E 2.48 94.5 80.0 14.5 3.0 12.5 14.0 24.0 9.0
基浆+6.0%F 2.48 100.5 87.0 13.5 2.5 13.0 1.6 18.0 9.0
基浆+4.0%G 2.48 110.5 85.0 30.5 20.0 37.0 2.4 36.0 8.5
 注:老化条件为150 ℃温度下滚动16 h。

表 1可以看出,降滤失剂D的降滤失效果最好,API滤失量及高温高压滤失量都符合要求,且钻井液黏切明显低于其他降滤失剂。因此,选D作为主要的降滤失剂。

1.2 抗高温抗盐降黏剂优选

高密度钻井液经高温作用后往往增稠较为严重,流变性难以控制,加入合适的抗高温抗盐降黏剂,可以改善钻井液流变性。在原用高密度饱和盐水钻井液中加入相同量的降黏剂(碱液)a—e,经过高温老化后测定其流变性能,对不同降黏剂的性能进行评价,试验结果见表 2

表2 抗高温抗盐降黏剂优选试验结果 Table 2 Optimal test results for viscosity reducers with high temperature and salt resistant performance
配方 密度/(kg·L-1) 表观黏度/(mPa·s) 塑性黏度/(mPa·s) 动切力/Pa 初切力/Pa 终切力/Pa 高温高压滤失量/mL
基浆 2.48 100.0 78.0 22.0 10.0 40.0 20.0
基浆+3.0%a 2.43 96.0 76.0 20.0 8.0 32.0 22.0
基浆+3.0%b 2.43 84.0 74.0 10.0 1.5 6.0 12.0
基浆+3.0%c 2.43 95.0 85.0 10.0 5.0 11.0 19.0
基浆+3.0%d 2.43 98.0 86.0 12.0 3.0 14.0 18.0
基浆+3.0%e 2.43 90.0 75.0 15.0 2.0 18.0 24.0
 注:老化温度为150 ℃。

表 2可以看出,加入不同降黏剂后,基浆黏切都有明显降低,其中加入降黏剂b后钻井液的黏切降低幅度最大,而且b相比其他降黏剂同时具有明显的降滤失效果,因此选择b作为抗高温抗盐降黏剂。

1.3 表面活性剂优选

为了考察表面活性剂对高密度钻井液性能的影响,在原用高密度饱和盐水钻井液的基础上对表面活性剂AB1和AB2的性能进行了评价,结果见表 3

表3 表面活性剂对钻井液性能影响试验结果 Table 3 Test results for impacts of surfactants on the performance of drilling fluid
表面活性剂 试验 条件 密度/ (kg·L-1) 表观黏度/ (mPa·s) 塑性黏度/ (mPa·s) 动切力/Pa 初切力/Pa 终切力/Pa API滤失量/ mL pH值
0.5%AB1 老化前 2.48 89.5 76.0 13.5 1.0 7.0 2.0 10
老化后 2.47 96.5 78.5 18.0 3.0 11.5 2.2 8
0.5%AB2 老化前 2.48 89.5 77.0 12.5 1.5 6.0 2.4 10
老化后 2.47 108.0 90.0 18.0 2.0 10.0 2.6 8
0.3%AB1+ 0.3%AB2 老化前 2.47 89.5 75.0 14.5 1.5 5.0 2.2 10
老化后 2.47 110.0 92.0 18.0 3.0 12.0 2.2 8
 注:老化条件为150 ℃温度下滚动16 h。

表 3可以看出,表面活性剂对增大钻井液的pH值有一定的效果,且提高了钻井液的抗温性能;但加入表面活性剂AB1后,钻井液的黏切大幅度升高,而加入表面活性剂AB2后,钻井液黏切虽然升高,但黏切值仍在设计范围之内,两者复配效果也没有单独加入AB2效果好,因此选择AB2作为表面活性剂。

1.4 润滑剂优选

钻井液具有良好的润滑性能是成功钻穿膏盐层的关键,在原用高密度饱和盐水钻井液的基础上分别加入现场常用的柴油、H、I和J等4种润滑剂,对其润滑性能进行了评价,结果见表 4

表4 抗高温抗盐润滑剂优选试验结果 Table 4 Optimal test results for lubricants with high temperature and salt resistant performance
配方 密度/ (kg·L-1) 表观黏度/ (mPa·s) 塑性黏度/ (mPa·s) 动切力/Pa 初切力/Pa 终切力/Pa 滤饼黏附系数 pH值
基浆 2.48 88.0 76.0 12.0 1.5 6.0 0.20 9
基浆+3.0%柴油 2.43 92.0 75.0 17.0 1.5 8.0 0.15 9
基浆+3.0%H 2.43 100.0 82.0 18.0 2.0 10.0 0.10 9
基浆+3.0% I 2.43 86.0 75.0 11.0 1.5 5.5 0.10 9
基浆+3.0% J 2.43 98.0 82.0 16.0 2.0 12.0 0.12 9
 注:老化温度为150 ℃。

表 4可以看出,润滑剂的加入对提高超高密度钻井液润滑性能均有一定作用,综合比较认为可以选用润滑剂H或者I。

1.5 钻井液配方确定

在原用高密度饱和盐水钻井液的基础上,结合土库曼阿姆河右岸气田钻井实践和处理剂优选结果,初步确定了超高密度饱和盐水钻井液配方:1.0%~1.5%膨润土浆+1.0%烧碱+0.5%抑制剂+6.0%主降滤失剂D+2.0%辅助降滤失剂+3.0%润滑剂H+3.0%降黏剂(碱液)b+0.2%表面活性剂AB2+0.5%除硫剂+30.0%NaCl+重晶石粉。

2 钻井液性能评价 2.1 抗温性能

温度对钻井液性能的影响较大,温度升高,钻井液的流变性会变差,滤失量会显著增加。超高密度饱和盐水钻井液的抗温能力试验结果见表 5

表5 超高密度饱和盐水钻井液抗高温性能评价结果 Table 5 Test results for high temperature performance of ultra high density saturated brine drilling fluids
老化条件 密度/ (kg·L-1) 表观黏度/ (mPa·s) 塑性黏度/ (mPa·s) 动切力/Pa 初切力/Pa 终切力/Pa API滤失量/mL 高温高压 滤失量/mL pH值
老化前 2.48 86 74 12 1.0 6.0 1.2 6.0 9
120 ℃×16 h 2.48 87 75 12 1.0 5.5 1.2 6.6 9
150 ℃×16 h 2.48 88 72 14 1.5 8.0 1.6 7.2 9
180 ℃×16 h 2.48 90 72 18 2.5 12.0 2.8 10.2 9

表 5可以看出,超高密度饱和盐水钻井液在不同温度下老化后,钻井液黏切变化不大,流动性能参数稳定,说明该钻井液具有较强的抗温性能。

2.2 滚动回收率

采用滚动回收率试验方法[11]进行了超高密度饱和盐水钻井液的岩屑滚动回收率试验,岩屑在超高密度饱和钻井液中的滚动回收率为95.4%,而在清水中滚动回收率为23.3%,这表明该钻井液具有良好的抑制性能。

2.3 线性膨胀性能

将泥页岩分别浸泡在清水(蒸馏水)和钻井液压滤所得的滤液中,进行膨胀性能对比试验,结果如图 1所示。

图1 泥页岩在清水和超高密度饱和盐水钻井液滤液中的膨胀曲线 Fig.1 The expansion curves of the filtrate of distilled water and ultra high density saturated brine drilling fluid

图 1可知,泥页岩在超高密度饱和盐水钻井液滤液中的线性膨胀率(8 h膨胀率为28%)远低于在清水中的线性膨胀率(8 h膨胀率为98%),表明该钻井液具有良好的抑制性能。

2.4 抗盐性能

超高密度饱和盐水钻井液抗盐性能评价试验结果见表 6

表6 超高密度饱和盐水钻井液抗盐污染能力评价结果 Table 6 Experimental results of salt resistance of ultra high density saturated brine drilling fluid
盐及加量 密度/(kg·L-1) 表观黏度/(mPa·s) 塑性黏度/(mPa·s) 动切力/Pa 初切力/Pa 终切力/Pa pH值 API滤失量/ mL 高温高压滤失量/mL
2.48 86.0 74.0 12.0 1.5 6.0 9.0 1.2 6.0
1.0%CaCl2 2.48 86.0 73.0 13.0 1.5 6.0 9.0 1.2 6.8
6.0%CaCl2盐水 2.48 88.0 74.5 13.5 2.0 7.0 9.0 1.8 8.8
6.0%CaSO4 2.48 94.0 79.0 15.0 3.0 12.0 9.0 2.4 10.0
 注:①CaCl2质量分数为20%;钻井液老化温度为150 ℃;流变性能测定温度为50 ℃;高温高压滤失测定温度为150 ℃。

表 6可以看出,加入6.0%CaCl2盐水后钻井液的流变性能及高温高压滤失量仍然较稳定,在要求范围内变化,表明超高密度饱和盐水钻井液具有较好的抗盐污染能力,能够满足现场钻井的需要。

2.5 润滑性能

采用滑块式润滑系数测定仪、压持式润滑系数测定仪和极压润滑仪对清水、4.0%膨润土浆及超高密度饱和盐水钻井液的润滑性能进行了评价,结果见表 7

表7 超高密度饱和盐水钻井液润滑性评价试验结果 Table 7 Test results for lubrication capacities of ultra high density saturated brine drilling fluid
钻井液 极压润滑系数 滤饼黏附系数 滤饼黏滞系数
清水 0.34 0 0
4.0%膨润土浆 0.560.060 1 0.131 7
超高密度钻井液 0.140.092 0 0.052 4

表 7可以看出,超高密度饱和盐水钻井液的润滑系数较小,说明其具有良好的润滑性能,对防止压差卡钻等井下故障的发生和安全钻进具有重要作用。

上述室内性能评价结果表明:超高密度饱和盐水钻井液在150 ℃温度下滚动16 h后具有较好的流变性能和润滑性能、较低的API滤失量和高温高压滤失量,综合性能完全符合现场施工设计要求,因此从理论上讲能够满足巨厚膏盐层钻井的需要。

3 现场应用

超高密度饱和盐水钻井液在阿姆河右岸气田东部山前构造的30多口深井进行了应用,解决了长段膏盐层钻进中膏盐层蠕变和钻井液抗盐、钙污染及高压盐水侵等技术难点,大大提高了钻井机械钻速,缩短了钻井周期。下面以EH构造定向预探井EH-21井和J构造预探井J-21井为例,详细说明其应用情况及效果。

3.1 J-21井

J-21井属于阿姆河右岸气田东部山前J构造,其基末利阶膏盐层采用密度2.17 kg/L、黏度55 s的钻井液钻至井深2 831.22 m时出现气测异常,液面无明显变化,继续钻至井深2 833.02 m时液面上涨1.9 m3;上提钻具,停泵观察,出口不断流,关井立压为0 MPa(带回压阀),关井套压从0 MPa上升至6 MPa,判断为高压盐水侵。计算判定地层压力系数为2.38,决定采用密度2.45~2.46 kg/L的超高密度饱和盐水钻井液控压循环压井后继续钻进。

按照超高密度饱和盐水钻井液配方将处理剂配成高浓度胶液按循环周加入,并补充适量的润滑剂和表面活性剂,受污染的钻井液经处理后具有较好的流变性能、较低的滤失量、较好的润滑性能及抗温性能,且性能稳定(见表 8)。

表8 J-21井钻井液污染前后及维护处理后的主要性能 Table 8 Main properties of drilling fluid in the Well J-21 before and after pollution and after treatment of pollution
项目 密度/(kg·L-1) 漏斗黏度/s 表观黏度/(mPa·s) 塑性黏度/(mPa·s) 动切力/Pa 初切力/Pa 终切力/Pa API滤失量/mL pH值 Cl-浓度(mg·L-1)
污染前 2.17 53 65 59 6 3 12 2.0 10.0 188 000
污染后 1.81 102 100 72 28 10 32 80.0 7.0 195 000
处理后 2.45 72 102 92 10 3 10 1.8 9.0 188 000

表 8可以看出,钻井液被盐水污染后其黏度、切力大幅度上升,API滤失量最高达到80 mL,pH值降至7左右,经过处理后钻井液的各项性能均满足钻井需要。该井历时29 d顺利完成整个膏盐层井段的钻进(2 627.00~2 998.00 m井段),电测、下套管一步到位。

3.2 EH-21井

EH-21井为阿姆河右岸气田东部山前EH构造的一口定向预探井,是阿姆河项目启动以来难度最大和风险最高的一口井,受山区地表制约,该井三开1 700.00~2 586.00 m为定向井段,最大井斜角49.5°(井深2 226.00 m处),且在逆断层中定向钻进,大大增加了定向钻井难度。

该井用密度2.20 kg/L、黏度60 s的聚磺饱和盐水钻井液钻至井深2 466.82 m(上盐层),发现液面上涨0.3 m3,钻井液黏度由60 s上升至93 s,停泵,上提钻具至井深2 456.33 m,关井立压为0 MPa(带回压阀),关井套压从0.40 MPa上升至5.94 MPa,液面累计上涨1.5 m3,计算判定地层压力系数为2.39,判断为高压盐水侵,决定采用密度2.46~2.48 kg/L的超高密度饱和盐水钻井液控压循环压井后继续钻进。

按照超高密度饱和盐水钻井液配方配成胶液,并按循环周加入,对钻井液性能进行调整,受污染的钻井液经处理后具有较好的流变性能、较低的滤失量、较好的润滑性能及抗温性能,且性能稳定(见表 9)。该井历时32 d顺利完成整个膏盐层井段的钻进,取得以下技术成果:

表9 EH-21井钻井液污染前后及维护处理后的主要性能 Table 9 Main properties of drilling fluid in the Well EH-21 before and after pollution and after treatment of pollution
项目 密度/(kg·L-1) 漏斗黏度/s 表观黏度/(mPa·s) 塑性黏度/(mPa·s) 动切力/Pa 初切力/Pa 终切力/Pa API滤失量/mL pH值 Cl-浓度/(mg·L-1)
污染前 2.20 60 68 58 10 2 12 2.0 10 188 000
污染后 1.80 110 108 76 32 12 40 56.0 7 195 000
处理后 2.48 78 108 90 18 2 16 1.2 9 188 000

1) 钻井液最高密度达2.48 kg/L,超过设计密度0.43 kg/L,创土库曼斯坦阿姆河右岸气田钻井液密度最高纪录;

2) 首次在井斜角超过40°井段采用超高密度(2.48 kg/L)饱和盐水钻井液进行螺杆钻进,机械钻速明显提高,钻时由300 min/m缩短至120 min/m;

3) 钻井液性能优异,顺利钻完整个基末利阶膏盐层,并确保了电测、下套管中固井作业的顺利进行。

4 结论及认识

1) 选择合理的钻井液密度和及时发现并控制高压盐水侵是安全钻进土库曼斯坦阿姆河右岸气田东部山前构造膏盐层的关键,若发生盐水侵,应先尽快平衡地层压力,然后再调节钻井液其他性能。

2) 超高密度饱和盐水钻井液具有高温稳定性强、润滑性好、页岩抑制能力强和抗污染能力强等优点。

3) 超高密度饱和盐水钻井液在该区块30多口井进行了成功应用,基本解决了长段膏盐层钻进中膏盐层的蠕变和钻井液的抗盐、钙污染及高压盐水侵的技术难点,能够满足该区块安全快速钻井的要求,具有较强的推广价值。

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文章信息

刘伟, 李华坤, 徐先觉
LIU Wei, LI Huakun, XU Xianjue
土库曼斯坦阿姆河右岸气田复杂深井超高密度钻井液技术
The Application of Ultra High Density Drilling Fluids in Complex Deep Wells in the Amu Darya Right Bank Gas Field, Turkmenistan
石油钻探技术, 2016, 44(3): 33-38
Petroleum Drilling Techniques, 2016, 44(3): 33-38.
http://dx.doi.org/10.11911/syztjs.201603006

文章历史

收稿日期: 2015-12-01
改回日期: 2016-04-11

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