抗温能力

抗温能力（精选3篇）

抗温能力 篇1

1 前言

随着油气勘探开发向深部地层发展, 钻遇的地层越来越复杂, 在高温条件下, 现有钻井液处理剂的性能部分或完全丧失, 如果在含盐条件下, 这种情况将更加严重。本文就高温作用下如何提高钻井液的抗温性能进行了研究。通过研究高温复配稳定剂和表面活性剂对钻井液性能的影响获得了一些认识, 为深井超深井钻井液提供了借鉴及思路。

2 实验

实验材料:淀粉 (新疆准东石油股份有限公司) , 水解聚丙烯腈铵盐 (石家庄华莱化工有限公司) , 褐煤 (石家庄华莱化工有限公司) 高温稳定剂和表面活性剂由中国石油西部钻探工程公司钻井工程技术研究院提供。

不同钻井液的配制步骤为, 在5%预水化膨润土浆中分别加入1%处理剂, 高搅20min后养护24h即得到各种钻井液基本配方。

3 高温稳定剂和表面活性剂对钻井液性能影响

3.1 表面活性剂和稳定剂对淀粉钻井液的影响

(1) 加入高温稳定剂和表面活性剂之后, 热滚后浆液的表观粘度和动切力上升而塑性粘度大部分有所降低, 滤失量均有一定程度的降低。其中以加入聚氧乙烯脂肪醇醚单酰胺磺化琥珀酸单酯二钠盐和聚乙烯醇降滤失效果最好。

(2) 分别增加稳定剂、聚乙烯醇和聚氧乙烯脂肪醇醚单酰胺磺化琥珀酸单酯二钠盐的用量, 通过不断研究得出:在钻井液中加入混合稳定剂的量是很重要的, 少了则不能完全除去钻井液中的氧, 多了则会起到负面作用。

3.2 不同表面活性剂和稳定剂对铵盐钻井液的影响

在基浆加入200mg/L的混合稳定剂和浓度为2%的不同表面活性剂, 200℃下热滚16小时后测试浆液性能, 结果可以看出, 高温后铵盐钻井液本身的降滤失效果相当明显。加入混合稳定剂和表面活性剂后浆液滤失量都有不同程度的增大, 这可能是因为水解聚丙烯腈不耐盐。稳定剂虽然能除氧, 但同时也起到盐的作用, 故使铵盐钻井液的滤失量增大了。同时加入混合稳定剂和表面活性剂后浆液的表观粘度、塑性粘度和动切力都有所增大, 而加入月桂醇的浆液性能变化较小。

3.3 表面活性剂和稳定剂对褐煤钻井液的影响

在250℃高温、p H=7的情况下, 加入稳定剂和表面活性剂对褐煤钻井液的滤失量影响不大, 而表面活性剂AEO后滤失量有所增大。因此考察将褐煤钻井液的p H调节为9后, 稳定剂和不同的表面活性剂的加入对褐煤钻井液的粘度产生了不同的效果, 聚氧乙烯脂肪醇醚 (AEO) 和月桂酰二乙醇胺 (LDEA) 的加入使褐煤浆的表观粘度和动切力增大, 吐温-80和月桂醇的加入使褐煤钻井液的表观粘度和动切力减小, 塑性粘度均降低。可见稳定剂和表面活性剂的加入并没有明显的保护作用。

3.4 不同表面活性剂和稳定剂对SJ-1钻井液的影响

3.4.1 250℃, 不加稳定剂

在基浆只加入2%表面活性剂, 其250℃下热滚16h后性能如表1所示。由表1可知, 在以SJ-1为降滤失剂的钻井液中, 只加表面活性剂对钻井液的性能影响不大, 加入月桂醇后浆液的滤失量由7.2mL降到6.4mL, 表明月桂醇对SJ-1有较好的保护作用 (如表1所示) 。

3.4.2 250℃, 加入稳定剂

加入稳定剂后, 稳定剂与月桂醇协同作用效果较好, 浆液滤失量降低而且表观粘度、塑性粘度和动切力均有所增大。与只加月桂醇相比, 钻井液的表观粘度基本没有变化, 滤失量稍有减少, 说明在以SJ-1为降滤失剂的钻井液, 表面活性剂对降滤失剂的保护作用更突出。加入稳定剂和吐温-80后浆液表观粘度下降, 滤失量增加较大, 可能是吐温-80未发挥保护作用。由于混合稳定剂与月桂醇协同作用后效果最好, 下一步考察其持续高温下钻井液性能变化。

3.4.3 250℃, 持续高温48小时

由表2可知, 加入稳定剂和表面活性剂, 浆液在250℃高温下持续热滚48h后, 滤失量均有降低。其中稳定剂与月桂醇协同作用效果最好, 体系滤失量由7.2m L降到6.0m L, 但表观粘度、塑性粘度和动切力均有所降低 (如表2所示) 。

(2) 在较高温度下, 混合稳定剂和表面活性剂能较好地提高铵盐钻井液的抗温性能, 但在温度低于240℃时提高抗温性能的效果不明显。

(3) 对于褐煤钻井液, 混合稳定剂和表面活性剂没有明显的保护作用。稳定剂起到盐的作用, 但褐煤不耐盐, 使得最终效果不太明显。

(4) 在SJ-1钻井液中表面活性剂和稳定剂的保护效果明显, 250℃高温持续作用72小时后稳定剂和表面活性剂仍能发挥良好的保护作用;

(5) 在铵盐褐煤钻井液中加入混合稳定剂和表面活性剂吐温-80, 250℃高温下持续作用48小时后, 稳定剂和吐温-80的高温保护作用依然显著, 这对于深井和超深井钻井具有很重要的意义。

4 结论

(1) 稳定剂和表面活性剂只能稍微提高淀粉钻井液的抗温性能, 减少滤失量。表面活性剂增加了钻井液中粘土颗粒的分散度, 使得聚合物在粘土颗粒上的吸附几率增大;稳定剂能够减缓氧化降解。

参考文献

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[7]牛亚斌.淀粉衍生物的研究.石油钻采工艺, 1981, 2:14～22

抗温抗盐交联聚合物的性能评价 篇2

对于底水推进的问题,最好用推进处建立水油隔板的方法解决。油井出水会造成很多危害:消耗地层能量,减少油层最终采收率;降低抽油井的泵率;使管线和设备的腐蚀与结垢严重;增加脱水站的负荷;若不将脱出的水回注,还会增加环境污染,因而降低采出液的出水率有其重要的意义。如果油井有缺陷使得产量很低,那么堵水处理从工艺和经济上就会很有效。该工艺是一个极大增加原油产量、降低操作费用的方法。国内外都十分重视油田堵水工作。

国外将堵水作为三次采油前地层的预处理措施,中国则将堵水作为控水稳油的重要手段。但需要进行调剖、堵水的油藏地层通常具有高温、高压、高盐和高含水的特点,这对堵水所用水膨体性能的要求也就越来越高。在综合分析中外近几年各种应用较广且效果较好的调剖堵水剂的基础上,以丙烯酰胺和具有耐温抗盐性的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸为主要原料,辅以其他添加剂,最终得到了一种性能良好的水膨体调剖堵水剂。故研究其主要性能对高温高盐油气井的增产具有重大意义。

1 交联聚合物的合成

实验中将采用AM和AMPS作为原料,将两种原料溶于水中并通过NaOH调节pH值,采用亚硫酸氢钠和过硫酸铵组成氧化还原引发剂体系在水溶液中进行聚合,然后加入N,N’—亚甲基双丙烯酰胺交联剂进行交联,最终合成产物[1]。

经实验分析,选出合成的最佳合成条件为:单体配比(AM:AMPS)为9:1;交联剂用量为0.03%;引发剂用量为0.10%;单体质量分数为25%;pH值为10,反应温度为60 ℃。

2 交联聚合物的性能评价

2.1 交联聚合物红外光谱分析

各种有机化合物和许多无机化合物在红外区域都会产生特征光谱,因此红外光谱法广泛应用于这些物质的定性和定量分析。红外光谱在聚合物研究中占有十分重要的地位,可为聚合物的化学性质、立体结构、构象取向等提供丰富的信息,在鉴定聚合物的主链结构、取代基位置、双键位置、侧链结构等方面已得到广泛的应用[2]。为鉴定所合成产物是否具有所需要基团,对产物进行红外光谱分析。图2为AM/AMPS共聚物的红外谱图。

如图2所示,3 375 cm-1处是伯酰胺的-NH2基团的伸缩振动峰,3 195 cm-1处是仲酰胺的-NH基团的伸缩振动峰,2 941 cm-1有-CH3的特征吸收峰,1 670 cm-1处强而尖锐的峰为羰基的特征吸收峰范围,但其波数较低,通常是酰胺的-C=O吸收峰,结合3 195 cm-1处吸收峰,证明有-CONH2基团存在。在1 199 cm-1、1 121 cm-1、1 042 cm-1处有-SO3-的对称和不对称特征吸收峰。表明聚合物中含有合适的基团。

2.2 抗盐性能评价

将最优条件下的产物剪成小块分别放入5 000 mg/L(其中Ca2+为2 882 mg/L,Na+为2 118 mg/L)和100 000 mg/L(其中Ca2+为57 640 mg/L,Na+为42 360 mg/L)的模拟地层水中,在25 ℃下浸泡48 h后取出用滤纸吸干表面水分,并称量质量,根据公式(1)计算其吸水倍率,并观察浸泡后产物的强度,考察堵水剂的抗盐性[3]。

R=(G2-G1)/M (1)

式中:G1,G2——分别为样品浸泡前后的质量

M——为浸泡前的固含量

观察放入5 000 mg/L模拟地层水中的产物,其中,G1=1.6158 g,G2=10.5622 g,M=0.4039 g,故吸水倍率为22.15,通过从产品的外观看,该产品在NaCl水溶液、CaCl2水溶液配置的模拟地层水中浸泡后,其结构紧凑不散烂、富有弹性,强度较好,并且用力揉搓不易变碎,说明共聚物堵水剂抗盐性好[4]。

观察放入100 000 mg/L模拟地层水中的产物,其中,G1=0.5517 g,G2=3.4025 g,M=0.1380 g,故吸水倍率为20.66,通过从产品的外观看,该产品在NaCl水溶液、CaCl2水溶液配置的较高含量的模拟地层水中浸泡后,其结构富有弹性,但强度一般,用力揉搓可以变碎,说明共聚物堵水剂在较高地层水中抗盐性一般[5]。

2.3 抗温性能评价

将最优条件下的产物剪成小块,在90 ℃滚子炉中进行密闭高温老化,观察干燥时间,并将干燥后产品放入5 000 mg/L的模拟地层水中,在25 ℃下浸泡48 h后取出用滤纸吸干表面水分,并称量质量,根据公式(1)计算其吸水倍率,并观察浸泡后产物的强度,考察堵水剂的抗温性[6]。

经过实验观察到高温老化干燥时间为7天4小时54分钟,其中G1=0.1889 g,G2=4.2574 g,M=0.04723 g,吸水倍率为86.52。而从产品的外观看,该产品在NaCl水溶液、CaCl2水溶液所配置的模拟地层水中经过高温考验后,其强度较好、富有弹性、吸水性好,说明AM/AMPS共聚物堵水剂耐温抗盐性好[7]。

3 结 论

(1)以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸为原料,制得丙烯酰胺/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸共聚物堵水剂,确定了最佳合成条件:n(丙烯酰胺):n(2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸)=9:1,单体质量分数为25%,反应温度为60 ℃,反应时间为5 h左右,pH值为10,交联剂加量为0.03%,引发剂加量为0.10%。

(2)该共聚物堵水剂耐温抗盐性良好,在由 NaCl水溶液和CaCl2水溶液配置的5 000 mg/L(其中Ca2+为2 882 mg/L,Na+为2 118 mg/L)和100 000 mg/L(其中Ca2+为57 640 mg/L,Na+为42 360 mg/L)模拟地层水中吸水倍率为22倍左右,但在较高盐度下强度一般,在90 ℃的高温下滚动老化48 h共聚物堵水剂不散烂,保持良好的弹性和韧性,老化后吸水性良好,吸水倍率为86.52,且吸水后其强度较好、富有弹性。

(3)该交联共聚物合成工艺简单,原料易得,具有较好的吸水膨胀性、一定的强度和良好的抗温耐盐性,有望应用油田生产井中做为堵水剂。

摘要：采用AM和AMPS二元共聚物和交联剂为N,N’-亚甲基双丙烯酰胺,开展了以油井堵水为目的交联聚合物溶液体系研究。研究结果表明所合成的交联共聚物耐温抗盐性良好,在矿化度5 000 mg/L模拟地层水中吸水倍率为22倍左右,在90℃的高温下滚动老化48 h交联聚合物仍保持良好的弹性和韧性,老化后吸水性吸水倍率为86.52,吸水后其强度较好、富有弹性。

关键词：交联聚合物,堵水剂,抗温抗盐,吸水倍率

参考文献

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抗温能力 篇3

关键词：强抑制,封堵,井壁稳定

1 工程概况

董7井是中石化集团公司在新疆维吾尔自治区准噶尔盆地中央坳陷阜康凹陷东部北斜坡所部署的一口重点预探井。本井设计井深5140米, 完钻井深5405米, 完钻层位侏罗系三工河组。

1.1 地质工程概况

新近系, 古近系:主要为泥岩、砂岩、泥质粉砂岩不等厚互层。

白垩系东沟组:泥岩、砂质泥岩、粉砂岩、泥质粉砂岩不等厚互层。

白垩系连木沁+胜金口组:泥岩、砂质泥岩、粉砂岩、泥质粉砂岩不等厚互层。

白垩系呼图壁组:含有硬石膏、石膏, 泥岩粉砂岩不等厚互层。

白垩系清水河组:主要为泥岩、粉砂质泥岩。

侏罗系头屯河组:主要为泥岩, 砂质泥岩夹粉砂岩互层。

侏罗系西山窑组:主要为粉砂岩, 泥岩, 砂质泥岩、泥质粉砂岩, 夹黑色煤层及碳质泥岩。

侏罗系三工河组:主要为泥岩、砂质泥岩与砾砂岩、细砂岩、不等厚互层。

1.2 钻井工程概况

一开:2012年10月13日2:00开钻, 2012年10月22日14:00完钻。井眼Ф444.5mm×1522.00m, 表层套管Ф339.7mm×1500.25m。

二开:2012年10月27日20:00开钻, 2012年11月24日22:00完钻。井眼Ф311.2mm×3940.00m, 技术套管Ф244.5mm×3917.37m。

三开:2012年12月8日20:00开钻, 2013年6月6日7:10完钻。井眼Ф215.9mm×5405.00m, 油层套管Ф139.7mm×5403.5m。

2 钻井液重点及难点

本井工作重点及难点:加强钻井液抑制能力和封堵能力, 要做好化学防塌和力学防塌结合, 防止地层坍塌。

2.1 井壁垮塌分析

(1) 地层应力垮塌:中生界地层埋藏深, 成岩性好但性脆, 砂泥岩互层, 钻进时易发生地层应力垮塌。

(2) 破碎地层垮塌:头屯河组灰色砂泥岩、西山窑组深灰色泥岩、煤层和碳质泥岩, 地层稳定性差, 施工中容易发生煤层垮塌掉块。

2.2 钻井液重点分析

(1) 力学防塌:采用合适的钻井液密度, 来支撑井壁, 为了保持井壁稳定, 钻井液密度必须平衡地层坍塌压力从而支撑井壁。

(2) 化学防塌:加入羟基铝抑制防塌剂、无水聚合醇, 增强钻井液的防塌能力, 从而保证井壁的稳定性。

(3) 抑制能力:加入有机胺抑制剂, 增强钻井液抑制能力, 满足对泥岩的有效抑制。

(4) 封堵能力:加入封堵类材料, 采用屏蔽暂堵技术, 增强钻井液的封堵能力, 采取化学固壁或在井壁形成半透膜的措施防止钻井液进入易塌地层。

2.3 钻井液难点分析

(1) 煤层:本井4884m开始钻进至煤层, 震动筛返出煤块逐渐增大, 煤块最大有5cm-6cm。西山窑组煤层和碳质泥岩比较发育, 井壁不稳定, 容易出现掉块和坍塌, 应在钻遇该井段前及时优化钻井液性能。

(2) 高压盐水层:本井5313m出现高压盐水层, 三开开钻钻井液密度1.45g/m3, 最后密度提至2.0g/m3才平衡了高压盐水层。

2.4 水侵、溢流压井

本井5月25日下钻至5295m, 发现液面上涨2m3, 判断为盐水侵, 甲方通知提密度至1.49g/cm3。5月27日下钻至5290m, 发现液面上涨8m3, 判断为盐水侵, 17:30甲方通知提密度至1.52g/cm3, 24:00甲方通知提密度至1.54g/cm3, 最后密度加至1.56g/cm3恢复正常钻进。

5月29日钻进至5313.03m, 发现泥浆量增加。停泵观察, 井口外溢, 关井, 关井15min后套立压为16Mpa。准备压井液310m3, 密度1.82g/cm3, 泵入压井液260m3。节流循环防喷点火, 20时50分放喷点火成功, 火焰高度最高达5m, 累计排放盐水40m3。3时15分压井完毕, 立压由原来的18MPa降到5MPa, 套压由18MPa降到7.5MPa, 判断井内流体为高压盐水天然气。立刻准备二次压井, 经过计算, 确定第二次压井液密度为1.97g/cm3, 5月31日准备压井液360m3, 密度1.97g/cm3, 泵入压井液254m3。节流循环防喷点火, 10时30分开始压井, 火焰高 (0.5-3) m, 持续燃烧至14时35分, 15时压井成功, 入口泥浆密度1.97g/cm3, 出口泥浆密度1.90g/cm3。15时20分观察, 出口无外溢, 立压1.5Mpa, 套压0Mpa。

6月1日11:00为保证下步施工的安全性, 按照井控要求短起至套管静止测油气上窜速度, 静止观察75min后发现泥浆槽出口轻微外溢 (线流不到0.1m3) , 立即抢下钻柱, 21:30下钻到底后泥浆量增长3.75m3, 每柱下钻期间静止无泥浆外溢, 循环测后效过程中排出盐水及混浆20m3, 最后提密度至2.0g/cm3, 正常钻进。

3 钻井液体系的优选

本井三开优选强抑制封堵抗温聚合物防塌钻井液体系, 该体系采用多种防塌机理及其多种防塌剂协同作用保持井壁稳定, 增加防塌效果。

3.1 作用机理

(1) 聚合铝类防塌剂:聚合铝是一种以化学封固微裂缝胶结物为主要作用的防塌剂。这种络合物以AI (OH) 4-的形式存在, 在微裂缝的泥页岩地层中, 与多价阳离子反映, AI (OH) 4-的络合物转化为铝酸盐沉淀, 形成具有固结作用的硅铝酸盐不渗透凝胶, 阻止了钻井液滤液向地层的进一步侵入, 从而提高井壁的稳定性, 特别适用于具有微裂缝的硬脆性泥页岩地层的防塌。

(2) 有机胺抑制剂:有机胺独特的分子结构与传统的有机阳离子型抑制剂不同, 不含长碳链和季铵盐阳离子基团, 有一定降低表面张力和升高粘土浆pH值的作用, 对粘土颗粒zeta电势影响不大, 通过离子交换形成了对粘土的束缚, 在抑制钻屑分散的同时基本不损害造浆土分散性。与在地层孔隙表面的粘土中最活跃易于水化的基团作用, 吸附覆盖在表面, 层间水不会从层间排出, 能有效防止粘土的水化膨胀。

(3) 无水聚合醇:封堵作用:醇类具有浊点效应, 当温度超过一定范围后, 部分从水中析出, 形成乳状油滴, 在井内压差的作用下被挤入井壁缝隙并逐渐把缝隙填堵, 降低滤失量。吸附作用:醇类能够吸附到粘土矿物表面, 形成一层憎水的吸附膜, 阻止水分子进入粘土矿物的晶层中, 降低粘土的吸水膨胀。

3.2 应用效果分析

本井优选了强抑制封堵抗温聚合物防塌钻井液体系, 保持了井壁稳定、有效的控制了地层坍塌, 基本达到了预期目的, 有效防止泥页岩水化膨胀分散, 减轻了垮塌地层、煤层的坍塌掉块问题。缩径、拔活塞、卡钻问题得到了解决, 控制地层坍塌掉块方面的问题也取得了良好的效果, 保证了井壁稳定性, 施工的顺利进行, 全井未发生任何井下复杂事故。

4 分段钻井液体系及配方

一开井段: (0-1522) m;

钻井液体系:聚合物钻井液体系;

配方: (4.0~6.0) %膨润土+ (0.1~0.3) %烧碱+ (0.3~0.8) %聚丙烯酰胺干粉+ (0.5~1.0) %LV-CMC+ (2.0~3.0) %钻井液用聚合物降滤失剂。

二开井段: (1522-3940) m;

钻井液体系:强抑制封堵聚合物防塌钻井液体系;

配方: (5.0~7.0) %膨润土+ (0.3~0.5) %聚丙烯酰胺干粉+ (2.0~3.0) %钻井液用聚合物降滤失剂+ (1.0~2.0) %钻井液用有机胺页岩抑制剂+ (1.0~2.0) %羟基铝抑制防塌剂+ (2.0~3.0) %井壁稳定剂+ (1.0~2.0) %钻井液用无水聚合醇+ (2.0~3.0) %钻井液用超细碳酸钙。

三开井段: (3940-5405) m;

钻井液体系:强抑制封堵抗温聚合物防塌钻井液体系;

配方: (4~7) %膨润土+ (0.3~0.6) %聚丙烯酰胺干粉+ (1.0~1.5) %钻井液用磺酸盐共聚物降滤失剂+ (1.0~2.0) %钻井液用有机胺页岩抑制剂+ (2.0~3.0) %钻井液用低荧光井壁稳定剂+ (3.0~4.0) %钻井液用羧甲基磺化酚醛树脂+ (1.0~2.0) %羟基铝抑制防塌剂+ (2.0~3.0) %钻井液用无水聚合醇+ (2.0~3.0) %钻井液用超细碳酸钙。

5 钻井液的维护与处理

一开: (0-1522) m;

(1) 根据新近系砂泥岩互层和施工时机械钻速快的具体情况, 钻进时补充胶液细水长流的方法进行维护。

(2) 钻至井深1000米以后, 逐步控制钻井液滤失量并保证钻井液具有很强的悬浮携带能力和稳定井壁能力。

二开: (1522-3940) m;

(1) 钻进时补充聚合物胶液维护钻井液性能。钻进中3000米之前使用LV-CMC, 控制钻井液降低钻井液滤失量, 配合水解聚丙烯腈铵盐调整钻井液流型;3000米以后使用抗温降滤失剂控制钻井液滤失量同时提高钻井液的抗温能力。

(2) 钻遇白垩系地层时保持适当的粘切, 可以满足钻井液的携带能力, 同时维护良好的钻井液流动性来冲刷虚泥饼。

三开: (3940-5405) m;

(1) 钻进时聚合物胶液维护, 三开井段将钻井液API失水控制在3ml以内, 高温高压失水在10ml以内, 提高钻井液滤液粘度, 减少滤液对地层的渗透、同时改善了泥饼质量。

(2) 钻进时补充 (2-3) %无水聚合醇和 (1-2) %有机胺页岩抑制剂, 这样可以抑制泥岩的水化膨胀、增强井壁稳定。

(3) 本井三开井段为垮塌严重井段, 该井段应该提高粘切, 将粘度维持在110s-130s, 确定合理的环空返速、减少对井壁的冲蚀力过大。

(4) 本井三开井段一直存在掉块块问题, 三开掉块严重的井段为4130m-4880m, 最大的掉块5cm-6cm为缓解井壁掉块加入3%羟基铝抑制防塌剂, 加强随钻封堵技术措施, 加入2%井壁稳定剂、4%超细碳酸钙等药品。从而保证井壁稳定, 有效的缓解了地层掉块。

(5) 头屯河组起下钻过程中经常多点阻卡, 开泵下探遇阻点固定, 划眼过程中憋停转盘频繁, 同时返出大量掉块, 掉块较大且棱角圆润, 掉块直径3cm-6cm。三开钻进4366m时, 接单根上提钻具过程挂卡, 挂卡点憋转盘, 憋泵现象严重。为保证井下安全减少施工风险, 上报甲方, 在设计允许的范围内提高钻井液密度, 由原来的1.45g/cm3提高到1.49g/cm3密度提高后, 掉块明显减少, 起下钻接单根基本正常。

(6) 本井钻进三开井段4884m开始出现煤层, 深灰色泥岩夹煤层。继续钻进震动筛返出煤块逐渐增大。钻遇该井段前及时优化了钻井液性能, 加入3%羟基铝抑制防塌剂、3%无水聚合醇, 从而增强钻井液的防塌能力, 同时加入3%井壁稳定剂、4%超细碳酸钙, 采用屏蔽暂堵技术, 增强钻井液的封堵能力, 减少钻井液侵入量, 有效的控制了地层坍塌掉块, 掉块明显减少、变小。

6 认识与建议

(1) 钻井液密度应根据地层压力指数调整。随井深增加要选择适当密度平衡地层应力, 平衡坍塌压力, 要做好化学防塌和力学防塌结合。

(2) 侏罗系西山窑组煤层和碳质泥岩比较发育, 井壁坍塌严重, 应在钻遇该井段前及时优化钻井液性能, 在煤层段和易垮塌井段起下钻时, 应控制起下钻速度, 减少压力激动对地层造成的冲击和破坏。禁止在煤层中定点循环, 防止造成煤层坍塌而发生复杂或事故。

(3) 本井钻探过程中, 灰色泥岩、煤层、碳质泥岩垮塌是一重大难题, 侏罗系西山窑组出现煤层, 欠平衡钻进难以平衡地层应力, 防止地层坍塌方面效果不太理想。地层应力一直释放, 跨塌不断, 泥浆无法形成优质泥饼进行保护。建议根据实际情况钻遇垮塌地层前, 采用适当的钻井液密度。

(4) 侏罗系西山窑组、三工河组压力系数高, 三工河组存在高压盐水层, 建议套管先下深至头屯河组, 然后选用合适的钻井液密度钻进。

参考文献

[1]鄢捷年.钻井液工艺学[M].东营:中国石油大学出版社, 2006, 12.

[2]王树永.铝胺高性能水基钻井液的研究与应用[J].钻井液与完井液, 2008.

[3]钟汉毅.胺制剂特点及研究进展[J].石油钻探技术, 2010.