国外钻井液技术

国外钻井液技术（共7篇）

国外钻井液技术 篇1

钻井和完井过程中,由于缺乏对钻屑的有效处理手段,大量富含有毒有害化学物质的废弃泥浆和钻屑随地排放。一方面对自然界造成严重污染,另一方面又造成泥浆材料的浪费。因此,对泥浆以及钻井过程中产生的钻屑进行处理及回收利用,可有效地避免由于钻井造成的环境污染,同时可节约泥浆材料,降低钻井成本。

油气井钻进过程中将产生两种废弃物:钻井液和钻屑。钻井液(泥浆)主要用于辅助钻进。钻井泥浆一般均含有搬土、水、硫酸钡(重晶石)和一些特殊添加剂。某些泥浆中还会加入一些有机物。油气钻井过程还会产生大量的岩石颗粒,这就是钻屑。

钻井泥浆被存放在陆地上的泥浆罐或泥浆池中,通过钻杆输送到井底,再通过钻头的孔洞流出来。泥浆能够润滑和冷却钻头,携带钻屑到地面。泥浆和钻屑在地面通过机械装置进行分离,如振动筛、离心机等;流过振动筛的泥浆将进入泥浆系统再循环。通过机械方法或加入各种添加剂的方法持续不断的处理,可以维持有效钻进所需的泥浆性能。而固体钻屑将会被存贮,待进一步处理后排放。

根据井深和井径的不同,每口井所产生的钻井废弃物的数量也是不同的,一般情况下,每口井均会产生上千桶钻井废弃物。据美国石油协会(API)估算,1995年,美国陆上油田共产出1.5亿桶的钻井废弃物,其中大约有4 000万桶废弃物是固体钻屑。

1 钻井废弃物处理

大部分国外陆上油田把钻屑存放在井眼附近的人工池里。钻井结束后,池中的液体被转移和处理,剩下的固体被埋在合适的地方或者铺覆在井眼附近的地面。

部分常见的钻井废弃物处理办法有[1,2,3]:

热处理;生物处理;通过海上平台排海;通过填充、铺设路面或其他方法对固体进行再利用;野外填埋;地下回注。

其中,热处理法是进行处理油基钻井液和钻井废弃物的一种有效方法,处理过的固体原油质量分数低于1%。目前, 岩屑热分馏法在一些发达国家应用比较广泛, 多为专业处理厂应用。

生物处理利用微生物将有机长链或有机高分子降解成为环境可接受的低分子或气体。该方法的难点是选择合适的微生物菌种和载体。

1.1 钻井废弃物地下回注

钻屑回注技术主要通过研磨或者其他方法将固体变成细小的颗粒,与水或者其他液体混合配成浆体,再在一定的岩石破裂压力下,将浆体注入到地层中[4,5]。

此外,回注还有两种途径:废弃物在相对较低压力下注入到盐岩溶腔、低于地层破裂压力情况下回注地层(欠压裂回注)。

1.2 盐岩溶腔内处理钻井废弃物

盐岩溶腔是通过一种可控的方式溶解地下盐层,形成一个充满盐水的大型地下“容器”[6]。目前,仅美国德克萨斯州允许在盐岩溶腔内处理钻井废弃物,路易斯安那州尚在制定盐岩溶腔处理废弃物的相关法规。

1.3 欠压裂注入

在某些地质条件中,以低于地层破裂压力的方式,地层也可以注入废弃泥浆。废弃物注入压力比正常回注要低得多。最典型的案例是在美国德克萨斯州东部,该岩层上覆盐穹,岩层有天然裂缝,废弃泥浆可以在非常低的地面注入压力(甚至是负压)情况下注入地层。某公司在德克萨斯州东部的一些地区建成了一定数量的欠压裂回注井,用于处理来自墨西哥湾海上平台的钻井废弃物。

2 钻屑回注

世界许多海域都实行钻井废弃物零排放政策, 例如,北海地区、泰国湾、墨西哥湾、俄罗斯的远东海域等。在当地钻井区块地质条件允许[7,8]的情况下, 采用钻屑回注技术处理钻井废弃物[9,10]是最经济可行的方式。在作业中, 施工设计至关重要, 它关系到回注方式的选择、回注过程中的风险控制和成本控制。

2.1 注入方式

钻屑回注有两种类型,分别是环空注入和专用回注井注入[11,12,13,14,15,16,17]。环空注入是将废弃泥浆从两个套管的中间空隙注入,在外层套管的底部,钻屑被注入地层。专用回注井注入可以在所有的套管下方井段施工,也可以在所需的回注地层深度对套管进行射孔再注入。

许多环空注入工程仅设计用来接收一口井的废弃物。在多井眼平台或者陆上钻台,钻取的第一口井一般用来接收第二口井的废弃物。通过连续作业,将钻井废弃物注入到之前完钻的井。在此模式下,单一注入井的注入时间较短,一般不会超过几周或几个月。而其他注入施工,尤其是有专用回注井,大约会在同一口井注入数月甚至几年[18,19,20,21,22]。

2.2 钻屑回注过程

钻屑回注可使用一些常规的油田设备进行简单的机械处理,如研磨、搅拌和泵入。第一步,固体或者半固体的钻井废弃物被处理成可以回注的浆体。废弃物被收集和筛分去除大颗粒,防止颗粒堵塞泵体或地层。将液体加入到固体中造浆,浆体通过研磨或者其他程序来减小颗粒等级[23,24,25]。在注入前,浆体内加入各种添加剂,以得到合适的黏度和其他物理特性。接着,浆体通过回注井注入到目标地层。

在浆体回注之前,目标地层需要经过前处理方可回注。第一步,注入清水使系统增压,开始压裂地层。当清水可以在破裂压裂下正常流动时,随即注入浆体。该批次浆体注入之后,再注入一些清水清洗井眼,然后停泵。当浆体中的液体部分返排后,地层压力逐渐下降,浆体中的固体最终留在地层中。

钻屑回注可以采用一次性的回注方式,也可以采用一系列的小批量间歇注入方式[26]。在一些海上平台,钻井过程持续进行,没有足够的空间存放钻屑,所以回注必须通过钻一口新回注井而保证不间断进行。

大部分的回注都是设计为间歇回注方式。施工过程中,每天回注数小时,之后地层闭合,压力得到释放,然后第二天或者数日之后再继续注入。

2.3 适合钻屑回注的地层条件

不同类型的岩石有不同的渗透率特性,因为岩石是由许多固体颗粒通过一定的化学或物理的力结合到一起。在地层高压下,水和其他流体可以在颗粒间的孔隙流动。有些类型的岩石,比如黏土和页岩,由非常细小的颗粒组成,颗粒间的孔隙较小,流体无法轻易地流过。而砂岩由胶结的砂粒组成,其相对较大的孔隙可以让流体较容易地流过。

钻屑回注主要依靠压裂,因而回注浆体的地层渗透率是一个重要参数,它决定了岩层压裂的难度以及裂缝的规模和结构。当浆体不能在孔隙中继续流动时,继续增大注入压力,岩石就会被压开,持续的注入会导致岩层形成一个大型裂缝[27,28,29,30,31]。该裂缝由一个从注入点开始向上向外延伸的垂直面组成。而间歇注入会形成一系列较小的垂直面,它们在注入点附近形成一个裂缝区[32,33]。

裂缝如果从注入点开始在垂直方向或者水平方向延伸太远,将会横穿其他井眼、天然裂缝、断层或者含水层。这种情况是不希望发生的,必须通过详细的设计、监测监控来避免。

大部分的环空回注是在页岩层或者其他低渗透层,而大多数的专用回注井都注入到了高渗透的砂岩层[34,35,36,37,38,39,40]。无论选择何种类型的岩层作为回注层,回注层必须拥有相反渗透率特性的盖层(高对低)。而且,砂岩和页岩交替变化的地层可作为回注层限制裂缝生长。在一个较低的小层开始回注,上覆的低渗透层可以作为裂缝屏障,从而使流体快速地流入回注区的高渗透层。

2.4 裂缝监测

裂缝的大小、形状和位置可以通过计算机进行模拟预测[41,42,43]。监测的重点是监测地层的动态变化并确保裂缝没有在不适当的区域延伸[44,45,46]。通过监测装置可以向施工人员及时反馈地层的变化信息。在井内下入测井设备(包括使用放射性示踪剂、温度测井、成像测井[47,48,49,50,51])进行常规的油田监测,能够提供裂缝位置的一些信息。但这些方法只能用于监测近井地带的情况,而无法给出裂缝几何形状和裂缝规模的信息[52,53,54],因此这些设备的使用受到了限制[55,56,57,58]。

目前,有两种外部装置可以通过远程测量岩石的变化,提供更详细的信息。其中,倾角仪可以监测回注前后岩石表面的细微角度变化,地震波检测仪可以监测与压裂相关的微地震情况。这两种仪器均可放置于地表或者监测井的某一深度。但这些设备造价较高,一般主要用于长期回注项目的专用回注井。

2.5 钻屑回注基本施工参数

回注作业的三个代表性地区分别是:阿拉斯加、墨西哥湾、北海。大部分回注作业以环空回注为主,其余的作业使用专用回注井。数据表明,大部分的环空回注作业在阿拉斯加。

几乎大部分回注作业的深度在1 500 m以内,主要深度集中都在800—1 500 m之间。最浅的回注作业深度是380—390 m(印度尼西亚),最深的是4 663 m(路易斯安那州陆上油井)。

数据显示[59,60,61,62],回注速度一般控制在0.3 桶/min—44 桶/min,回注压力控制在50 psi—5 431 psi。

2.6 回注物的类型和规模

绝大部分回注井是用于回注钻屑。有些井也用于回注其他类型的油田废弃物,包括产出水、罐底杂质、含油污水、矿坑内容物、垢、含有天然放射性物质的污泥。

表1给出了各个回注量范围的回注作业数比例。根据相关资料数据显示[63,64,65,66,67,68,69,70],86%的回注浆体量小于50 000桶。最大的回注量是43 000 000桶浆体,它是一个专门的研磨回注项目中,通过多口井回注(阿拉斯加北坡,普德拉霍湾)。

2.7 目前出现的主要问题

最普遍的问题与施工有关:套管或油管堵塞(因为固体在回注过程中沉积下来)。另一个较明显的问题是磨损:通过高压泵入含有大量固体颗粒物的浆体,引起了套管、油管及系统其它设备的过度磨损。在有些作业中,回注不能跟上钻井速度,这种情况假如发生在海上平台,平台如果没有足够的存储空间,那么只有停止钻进。这不仅带来作业的不便,而且停止正常作业会产生昂贵的额外费用。但是,这些问题一般不存在对环境的危险。

与回注有关的环境问题较为少见[71,72,73,74]。海上油井的几次回注作业泄露到了地表或者海床。其最可能的原因是裂缝从注入点开始生长过快,而穿透了尚未完全固井的另一口井。在井底高压下,流体会流向阻力最小的方向。假如固井水泥出现裂缝或者岩层出现断层,流体会借此向上返窜,抵达地表或者海床。

3 成本与经济效益影响因素

进行钻屑回注的成本效益分析时,三个因素最为关键:

(1)需处理的废弃物量:处理量越大,回注技术越具竞争力。就地处理能够避免运输废弃物到其他待处理地点。如果有大量的废弃物需要处理,运输成本是一个至关重要的因素。另外,运输大量的废弃物附带有与处理、转移、船运等相关的安全风险和环境风险。而且运输还会消耗更多的燃料并产生空气污染。

(2)当地法规:排放要求越严格,回注的成本效益也就越高。如果岩屑能够在合理的后处理成本下排放,那么排放就是最有效的办法。在选择处理方案时,“禁止或者鼓励钻屑回注”的法规要求起到了决定性的作用[75,76,77]。

(3)低成本的陆上处理设施的实用性:在美国路易斯安那州和德克萨斯州,一些处理公司于海岸建成了庞大的驳船运输终端,用于从墨西哥湾的海上平台收集钻屑运回陆上。他们随后在陆上处理点通过欠压裂回注的方式或者置入盐岩溶腔的方式进行处理。规模经济使这些陆上处理方法的成本较低,许多不能排海的废弃物均被拉回陆上进行处理。而目前,世界其他国家或地区尚没有类似收益高、成本低的陆上处理设施。而且,在这些地区,陆上处理方式成本通常更高。

4 前景

钻屑回注技术已经在世界上许多地区用于钻井废弃物处理。尽管,有些回注作业出现了一些问题,但类似的问题可以通过合适的选层、设计和施工进行避免[78,79]。当在合适的地层下注入,而且注入过程被有效地管理和监测时,钻屑回注是一种非常安全且环境友好的处理方法。

在任何油田,钻井废弃物处理方法均需要根据当地情况进行优选[80,81]。钻屑回注并不是适合所有地区的钻井废弃物处理方法,然而在许多地区,它相比其他传统处理方案成本效益更明显。

摘要：油气钻井过程会产生大量的钻井废弃物,常见的钻井废弃物处理办法有:热处理;生物处理;通过海上平台排海;通过填充、铺设路面或其他方法对固体进行再利用;野外填埋;地下回注。回注技术主要通过研磨或者其他方法将固体变成细小的颗粒,与水或者其他液体混合配成浆体,再在一定的岩石破裂压力下,将浆体注入到地层中。钻屑回注主要依靠压裂,裂缝的大小、形状和位置可以通过计算机模型进行预测。钻屑回注的成本效益分析主要基于三点:需处理的废弃物量、当地法规、陆上处理设施的实用性。

关键词：钻屑回注,钻井液,钻井废弃物,压裂

国外钻井液技术 篇2

浅层气通常有广义和狭义之分。广义上的浅层气,指的是从勘探地质角度考虑,将产层埋深在1 500m以内,产出气体主要成分为甲烷的气藏定义为浅层气[1],即采用1984年7月在美国俄克拉马州举行的第一届国际浅层气资源会议上所提出的划分标准。

狭义的浅层气,就是指井筒作业过程中,钻遇气体而发生井涌,但无法利用承压套管和防喷器实施常规的关井和压井作业的特殊情况,即井口压力不可控的情况下所钻遇的气体。

钻进过程中所钻遇的浅层气其来源主要有以下几种情况:(1)快速沉积形成,有机物被非渗透物质快速沉积覆盖后,由有机物分解形成的天然气圈闭于非渗透岩层之下;(2)原始运移,来自于深部生气层的气体,运移到浅层的非渗透层位之下,圈闭而成一个气袋;(3)人为运移,钻进过程中与邻井相撞或邻井中的套管固井质量不好而使气体发生运移;(4)水合圈闭,在寒冷地区不需非渗透盖层也可形成浅层气袋,因为原始运移气能形成致密的水合物而相当于盖层,可圈闭更多的气体;(5)有机气,有机气可存在于非常浅的表层中,甚至不需非渗透盖层的圈闭,这种有机气由大量的小气泡组成,圈闭于产生这种气体的有机物残余体内,通常不会形成超压。

浅层气由于具有体积小、埋藏浅、或因快速沉积而使地层压力来不及释放形成高压气袋等特点,使得浅层气对岩土钻孔取样、钻井平台立桩、钻机安装、导管驱入和上部井眼钻井作业都是一个巨大的潜在危害,特别是上部井眼钻井作业中很容易发生浅层气井喷。

浅层气由于其体积小,地质勘探有时难以准确预测其有无和具体层位;由于埋藏浅,往往容易突然出现气体侵入。一旦发生井涌,报警信号反应的时间短,天然气可能在几乎没有报警的情况下到达地面而造成井喷,有可能使所有的钻井液喷出而造成井眼迅速卸载,从而失去一次井控的机会,再加上表层一般是疏松的薄弱地层,发生井喷后,又不能强行关井,以防压裂或憋漏地层。发生浅层气井喷失控后,极易发生井喷着火、着火爆炸、烧毁钻机和设备、井眼报废、井口大面积坍塌形成大坑、陷埋钻机和设备,甚至涌出的气体可能会释放含硫有毒气体,给人的生命、财产和周围环境造成巨大的威胁或损失。

国外油公司应对浅层气钻井的整体解决方案

浅层气钻井作业的风险系数非常大,属于高危作业。预防浅层气井喷是一个世界性的钻井技术难点和重点,世界上很多国家的石油公司都制定了有关浅层气钻井的强制标准和作业指导,涉及地震勘探、钻前探测、风险评价、方案设计、设备选型、钻进监控、应急处理、事后分析等一系列过程,形成了一套完整的浅层气钻井整体解决方案,但国内到目前为止,还未制订专门的关于浅层气钻井的专项标准,国内外几乎每年都会发生浅层气井喷事故。但实际上,如果有工程设计预案和应急对策,事故的影响范围、损失可控程度就会很不一样。

1 浅层气钻井策略

应对浅层气钻井的基本策略通常包括优化前期调查、避开潜在区域、减少风险措施3大方面,要点如下:(1)进行高分辨率地震测量和岩土钻孔取样,但高分辨率的浅层气地震测量中没有浅层气指示并不能确保不存在浅层气;(2)进行初步的浅层气风险评估;(3)避开浅层气可能聚集的位置;(4)钻小尺寸导眼是探测、调查浅层气和规避其主要问题的可行、可靠的方法;(5)发生浅层气井涌时“导而不关”,即实行导流而不关井;(6)因考虑到在海底分流浅层气比在地面分流浅层气更安全,从浮式钻井设备上钻上部井段推荐的安全做法是不用隔水导管钻井;(7)在钻小尺寸导眼时发生井涌的早期阶段,在已有条件下,如立即采用以最大排量泵入压井流体的动态压井方法有可能取得成功;(8)在钻井设计中要有应对浅层气的相关内容。

2 浅层气的初步研究和风险评估

(1)浅层气探测。虽然陆上高分辨率地震测量探测浅层气和海上探测浅层气的原理相同,但在陆上钻井时,钻井之前并非都进行这种测量来探测浅层气,从某种意义上说这也是不切实际的,因为陆上高分辨率地震测量成本远远高于海上成本。陆上浅层气探测,技术上是可行的,只建议在新区块和地质情况复杂的区块最好进行钻前浅层气探测。对于可能存在浅层气但浅层气深度不确定的地区,开钻前应考虑用小型的地质测量仪进行初步探测。

陆地钻井时进行的浅层气随钻探测包括下面几部分:监测钻井液出口处的气测值;评估岩屑(综合录井);对裸眼井段进行测井(电缆测井或随钻测量)。

(2)研究钻遇浅层气的可能性所需资料。(1)所有相关的地震勘探资料;(2)浅层气盖层的地质可能性;(3)所有邻井的数据记录;(4)对浅层气测量的评价。

(3)目标井的风险评价。(1)低风险:钻遇浅层气的可能性没有或很;(2)中等风险:无法预测其可能性(如缺乏资料)。如不另行评价,勘探井可认为是中等风险;(3)高风险:可以对钻遇浅层气的可能性作出估计。

3 设计要求和要点

(1)要明确浅层气风险程度。

(2)根据风险程度和钻机类别(陆上钻机、自升式或固定式钻井平台钻机、浮式钻机)进行浅层气钻井风险决策。

(3)对于自升式或固定式钻井平台钻机:(1)当钻平台上第一口井时,不管浅层气风险评估结果如何,都必须钻导眼井,而且从一开始直至固完表层套管和安好防喷器;(2)必须装有分流系统,用到直至确定不存在浅层气为止;(3)当钻平台上第一口井的表层井眼时,不允许进行交叉作业,直至证实导眼井中不存在浅层气为止。

(4)对于浮式钻机:(1)表层井眼通常采用无隔水导管钻成,在这种情况下只要钻遇浅层气的风险非常低,就可以一步钻成全尺寸的表层井眼;(2)表层井眼钻井期间,要安装远程操作潜水作业机器人ROV进行海底监测;(3)采用隔水导管钻井时,必须安装分流系统;(4)采用隔水导管钻井时,导眼必须钻到表层套管下深,如果确认存在浅层气,那么在扩眼和下表层套管之前要回填导眼到距含气层一段安全距离。

(5)分流器:(1)设计时所用分流器的主要类型包括:地面分流器、海面分流器(海面分流器通常配合水下分流器、水下防喷器和水下排气阀使用)和水下分流器;(2)分流器总成的一般要求:

———分流器和分流管线的最低额定工作压力达3.5MPa。

———分流器能够关闭所有尺寸的入井管柱。

———对于小于508mm的分流器,关闭时间不得超过30s;对于508mm以上的分流器,关闭时间不得超过45s。

———分流管线尽可能要直,最小内径为304.8mm。

———分流器液控系统要集成在一起,要达到环形密封件关闭时,能自动打开分流阀和关闭流向振动筛的钻井液回收管线。

———要朝向相反地相对安装两条分流管线,如果只能安装一条分流管线时,就要在设计中严格限定受天气影响的钻井作业活动。

———分流系统安装后,要进行功能测试,阀门开关正确,要清洗分流管线以防堵塞。

(6)导眼:(1)导眼应钻于有可能出现浅层气的区域;(2)在预计安装平台位置的高风险区域,导眼可钻至导管下深处把其作为浅层气初步调研的一部分;(3)使用不带喷嘴的215.9mm(8讓讈")或更小的钻头。

(7)隔水管:(1)采用无隔水管钻井通常是最安全的方法;(2)使用隔水管钻井时应评价导管鞋处的地层强度;(3)隔水管可带海底返出口。

(8)导管:安装导管的方法通常有2种,即在软地层可驱动下入导管和钻眼下入。在地层太坚硬、不能驱动导管下入足够深度的地区,采用在预先钻好的井眼中下入导管并注水泥,该方法的缺点是没有浅层气保护措施,通常只适用于不存在浅层气的地区。

最终导管鞋深度:如果钻下面井段必须使用导流系统,导管应该下入足够的深度,以保证套管鞋处地层足够的强度,避免导流或者进行动态压井时压裂地层。导管深度根据导流系统导流时产生的回压确定,导流管线的尺寸和配置很大程度上决定了预计的回压大小。

(9)制订上部井眼钻井和浅层气钻井的特殊措施。

4 施工措施

(1)要制订特别的浅层气钻井应急计划。

(2)钻井作业人员都应接受有关浅层气及可能引发事故的专题培训,提高施工人员对浅层气危险性认识。

(3)开钻前,钻井监督应召集主要工作人员(钻井承包人员、钻井液工程师、综合录井工程师等)开会讨论浅层气安全钻井的问题。

(4)制定导流器作业程序,主要内容包括:(1)停止转盘转动:当钻进时发现钻井液气侵,必须停止钻进以避免更多气体侵入井眼,如果发现出口流量增加、液面上升,则必须采取导流程序。(2)将方钻杆提出转盘,注意不要停泵:停泵检查溢流情况可能会造成更大的侵入溢流量,建议连续泵入,特别是怀疑井中有溢流时。历史经验数据表明,一旦开始井喷并且伴随较高流量,则很难通过动态压井工艺进行压井。只有一发现溢流就立刻采取动态压井措施,才有可能压井成功。(3)启动适当的导流功能,打开排放管线的阀门,关闭导流器,这些措施必须自动并同时进行。(4)立即通知钻井监督和钻井承包商带班队长。(5)关闭相应的阀门,使流体向下风口方向导流。(6)做好准备措施,不相关人员应撤离井场。(7)以可能达到的最高排量泵入压井钻井液。(8)钻井泵不能停止直至恢复井控。(9)如钻井液密度及体积不够用于压井,则应不间断地泵入水,并且要以最高排量泵入,一旦又运来了足够的钻井液材料,则应从步骤6开始重复。(10)如果情况异常危险,则应将撤离井场所有人员放在首位,之后再采取控制措施。

(5)导流设备在安装之后应进行测试,以检查设备的完整性并确保其工作正常。试压应在导管中的土或水泥塞未钻掉时进行,而且测试压力应尽量保持最低。

(6)推荐的上部井段常规钻井措施(注意:在确定没有浅层气的地区钻开发井时,就要对下述的钻井措施进行相应改进。(1)钻导眼井:在可能含浅层气的地区钻一个小井眼尺寸导眼,这有利于动态压井和提高测井质量,发生溢流的可能性、溢流的严重性和动态压井的可能性一起决定上部导眼的尺寸,通常对有可能钻遇浅层气的地区,建议钻311.15mm(12讕讈″)或更小的导眼。(2)安装止回阀:上部井段钻井时必须在使用的井下钻具组合中安装浮阀以防止钻柱中流体流动失控。(3)优化喷嘴:要使用大尺寸喷嘴或者无喷嘴的钻头、以及大尺寸钻井泵缸套,这样有利于动态压井和进一步增加循环排量,减少钻头泥包,可保证在漏失时所用堵漏材料从钻头处泵出。(4)优化造斜点:避免在可能含有浅层气的地区进行浅层造斜。这些地区钻井施工应该简单快捷以减少不必要的井下事故,而用于造斜的井下钻具组合通常有排量限制,会减少通过钻柱的最大可能排量,这将减弱动态压井效果,使其无法成功地进行。(5)限制钻速:建议机械钻速为1个单根/h,在容易发生地层破裂和漏失的地区要特别注意避免井眼中固相颗粒的急剧增加。控制钻速可尽量减少在含气层中的进尺,同时减少气体的侵入速度。在含气层中过高的钻速会降低钻井液的静液柱压力,并最终导致井喷。(6)减少抽汲作用:采取尽量少用或不用稳定器,控制钻井液黏度,降低起钻速度,用顶部驱动系统接单根或起钻时应以最优循环排量循环钻井液,特别是在大井眼中,为确保不发生抽汲作用,要保证循环排量足够高,可通过这些途径减少抽汲作用发生的可能性。减少激动压力:要控制下钻速度,匀速下钻,减少冲击和激动压力,避免引起井漏的可能性。(7)准确测量和控制钻井液:准确测量和控制钻井液对于尽可能早地发现浅层气是最重要的。上部井段钻井时要使用校对好且工作正常的气体检测设备、压差流量计。在起钻前,钻井速度突然增加,钻井液池液面显示异常,MWD测井显示异常(如果使用MWD数据传输系统)。钻井设计中所列的特殊深度(即根据浅层地震测量确定的深度)处都要进行溢流检查,建议每次接单根(立柱)时也要进行溢流检查。(8)起钻时及时灌钻井液:要采用连续灌浆的方法。(9)避免停泵时间过长:钻井液在静止状态下,气体容易扩散进入井眼,在置换作用下会逐渐上升而引发井喷。(10)防气窜固井:在对表层套管固井时,推荐采用分级注水泥封隔器、分级箍、套管外封隔器,以避免气体运移的可能性。

认识与建议

特殊钻井液下录井技术 篇3

关键词：特殊钻井液,录井技术

钻井液在钻井工程中被形象的成为“血液”, 在地质录井的过程中, 钻井液可以说是地下油气资源的“晴雨表”, 它能够呈现出地下油气资源的一些信息, 帮助录井人员及时发现地下油气。钻井液具有一些特性这些特性包括结构特殊、成分特殊、同时他还具有流变性, 这些特性对地下油气的发现和评价起着至关重要的作用。地质录井的最终目标就是能够准确和及时地发现和评价地下的油气层, 特殊钻井液的使用为实现这一目标设置了一个屏障, 给录井工作带来极大的困难, 所以我们必须要去伪存真, 要能够在使用特殊钻井液的情况下能够及时并真实地依据荧光资料和气测资料对井下油气进行准确的评价。

1 如何识别钻井液的真假荧光显示

一般的特殊钻井液都会在使用过程中混进油和有机添加剂, 当钻井液混进油和有机添加剂后就会出现不同程度的一些荧光显示, 这些荧光显示会表现出不同的系列对比级别。如果在钻井液中混入这些杂质, 那么就会给油砂含量的判断带来一定的麻烦, 如果显示表现不明显的话就会给油砂含量定位偏高, 这样就不能让录井人员能够准确地判断出真正的地下油气含量。通过多年的实验和观察, 我获得了一些在特殊钻井液下荧光的特征以及识别方法经验, 当荧光在直照的情况下如果显示的颜色是由亮白色过渡到亮黄色然后到黄褐色, 那么就说明地下油质是由轻到重。如果在钻井液中混进了不同的杂质, 那么钻井液荧光就会出现不同颜色。

井下油气显示的发光物质分布比较均匀, 在物质里面和表面都存在荧光。可是钻井液混入油以后钻井液的荧光分布开始呈现不均匀的状况, 这时在岩屑颗粒就会出现表面有荧光可是内部没有荧光的现象, 有的荧光呈现星状出现在颗粒表面, 这些发光物质不但不均匀而且比较细碎。根据岩屑湿照新鲜断面和直照的发光强度进行一些比较, 就能够在岩屑晾干后和喷照后进行一定的色谱分析区对比, 倘若荧光圈普显示的是乳白色扩散, 就是纯净的油气, 反之如果滴照有黄色荧光圈并且颜色偏暗就说明里面混入了白油。

2 录取现场气测资料方法

如果在钻井液中混入的原油或者白油量过大, 那么就要采取一定的措施, 否则就有可能在通过仪器在对脱气进行连续分析的时候, 导致色谱柱的污染情况, 这样就会使分析值与实际情况不符, 在这种情况下, 可以采用对色谱柱增加炉温的方法, 这种措施可以有效地防止色谱柱污染。

钻井液混油后对全脱分析出的烃类组分值影响很大, 针对这一现象我们要采取对预计油气层上取出一些混油的钻井液样品, 在对样品进行采取的时候, 我们最好按照每隔10-20m g段进行抽取, 然后对这些样品进行全脱背景值分析, 对于一些背景值样品和异常样品我们都要采用同样的条件进行全多分析, 这样才能确保解释结论的准确性。

如果在钻井液中混入了大量的白油或原油, 那么我们对于混入量我们就要加以控制, 对于这样的钻井液我们不要一次性加入, 在加入的时候要放慢速度, 这些钻井液我们在地面先搅拌均匀后才能在泵入丼中。在混入原油的情况下要停钻进行二到三周的循环, 等待仪器对全烃和组分值进行分析, 基值稳定, 分析结果波动小的时候才能继续钻进。

在钻井液混入杂质以后, 我们抽气时应尽可能采用三根防吸附管线, 这样在有一根管线遭到污染的时候我们就可以采用另一根气管线, 在换下气管线后对污染的气管线进行一定的处理, 让这一气管线重新变成无污染的气管线, 仪器只有在接单根的时候才能够反吹, 否则就不进行反吹, 进行反吹时要防止气线管和色谱柱遭到污染。

再一个就是当泥浆中混油时, 一般重烃很高, 我们在采取上述方法后, 仍然需要密切观察色谱值, 在经过循环几个周期后, 色谱值全烃和组分都将呈现出在一定范围的小波动, 此时我们可把它看做基值, 然后密切关注C1值的变化, 如果C1幅度增大过大, 那么说明地层开始出现油气异常, 这时我们就需注意油气的显示情况。

3 对钻井液分析结果的解释应用

通过特殊钻井液下录井技术采取钻井液的有机质含量, 然后去掉泥浆基值, 得到的就是我们常说的实际油气含量值, 根据这个值经过不同的运算可以得到以下几项参数:

(1) 含烃量:通过计算烃类含量的总值得出, 定量评价泥浆滤液中的烃类有机质的含量, 间接反映地层储集层中的产烃潜量。但还需要大量的分析资料来进行对比研究, 考虑地层压力、泥浆压力等因素。

(2) 原油性质:可依据分析的烃类含量结构组成特征判断。对原油性质的判断可参考以前录井对储集层的评价标准。其对原油性质的判断是较为成熟的。原油的密度越大, 其热解组份值越高.

(3) 油气层结论解释:结合气测解释, 根据地球化学分析值的大小及烃类含量结构特征对油气水层做准确地评价。

(4) 油气层产能指数:通过对钻井液中的烃类含量连续监测, 可以反映出在一定的压力下油气从地层溢出的能力, 对产能预测有重要的意义。在相同的压力条件下, 显示层中进入钻井液油气量的多少, 完全可以代表了该层的产油气能力, 在试油的层位优先中, 这应是个很重要参考依据。因钻开各个显示层钻井液压力有较大差别, 遇高压油气层时, 往往加大钻井液密度, 以保障安全钻井, 在进行全井段评价时, 要把钻井液分析值换算成在同一条件下的校准值, 绘制成随井深变化的剖面图, 能比较直观地反映出每个地层的产能指数。

4 结束语

在特殊钻井液下采用一定的措施就可以有效识别真假油气显示, 我们要在日常录井过程中根据实际经验多加总结, 这样才能够正确评价油气层。我们在特殊钻井液下尽可能采用岩石热解地球化学录井技术, 这样才能够达到及时和准确快捷录井的效果。在实际的录井过程中, 我们要根据钻井液呈现的不同特征采用不同的录井技术, 同时对于日常录井技术应该进行深入的研究和总结, 这样就会不断提高我们的录井技术。

参考文献

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浅述含砂钻井液冲击钻井技术 篇4

随着钻井技术的不断发展, 如今的机械钻速已与过去不可同日而语。但面临一些特殊地层, 其单米钻进速度仍相对较低。于是针对这些特殊地层产生了一些特殊的钻井技术, 如:空气钻井技术、冲击钻井技术等相对先进的钻井技术, 部分解决了机械钻速慢的问题。但是, 出于工艺上的需要, 其所配的辅助设备多, 操作流程复杂, 占地面积大, 安全隐患较多, 使用成本居高不下, 这在一定程度上严重影响了这些技术的使用和发展。

科学技术的发展源于对生产、生活中所遇到问题的解决。针对钻井提速的要求和安全生产、降本增效的需要, 综合现有钻井技术, 在现正使用的钻井技术进行改进, 无疑是发展新型钻井技术的一条出路。

2 冲击钻井技术之简述

冲击钻井技术就是通过使用暴力冲击手段, 对岩层进行破坏钻进的一种钻井技术。对岩层冲击破坏可以通过两种方式进行, 一是通过高频振动的冲击钻头快速破坏岩层结构以达到掘进效果;二是通过在钻井液中添加冲击颗粒, 以高泵压推动冲击颗粒对岩层进行破坏以达到掘进效果。

在实际工作中, 冲击钻井技术使用的并不多。究其原因, 主要是其所需辅助设备繁多, 工艺复杂, 成本高昂, 并不适用于经常搬迁、成本一降再降的钻井市场。虽然在工艺试验中此类钻井技术足以验证其理论成果, 但脱离现场情况的现状, 令冲击钻井技术并不能很好地付诸于实际钻井工作。

3 含砂钻井液冲击钻井技术之概述

以转盘和水动力螺杆双驱动PDC钻头的钻井技术已经非常成熟, 高泵压状态下的钻井液在经过螺杆时形成的高压喷射水流, 可对地层形成一种冲击力。如果能在钻井液中加入一定比例的颗粒物, 就能很好地利用钻井液的冲击力, 加大对岩层表面的冲击破坏力, 再辅以转盘和螺杆的双驱动力, 可增加对岩层的切削, 实现对冲击破碎与平面切削相结合的双重破坏力, 进一步提高钻井速度。

含砂钻井液冲击钻井技术之本就是在原有钻井液基础之上, 通过在钻井液系统中添加相当比例的颗粒物, 颗粒物比例不低于25%, 颗粒物以磨圆较好、硬度较高的石英砂或压裂砂为宜。当颗粒通过储砂罐进入到混浆罐后, 经过搅拌器的充分搅拌, 由泥浆泵直接泵入到管柱之中。经由水动力螺杆和钻头水眼的高压喷射, 以达到对岩层每分钟数百万次的冲击, 经过冲击的岩层再经过P D C钻头的切削, 其单米钻时将会得到大大提高。

4 含砂钻井液冲击钻井技术之工艺要求

较之常规钻井技术, 由于需要对冲击颗粒进行储备, 需要按需添置储砂罐。为减少地面设备, 储砂罐可与固井灰罐通用。钻井液与砂料的混合完全可以在二号罐中完成, 不需配备专用混浆罐。这既减少了设备的占用, 又节约了场地。但对混浆泵的要求较高, 须适用混浆钻井液, 在不降低泵冲的前提下, 拥有足够动力推动定量混浆流动。

由于混浆对钻具内壁的磨蚀较大, 为减少钻具穿刺等情况发生, 须使用钢级较高的钻井管柱。在高压、高磨蚀状态下的管柱, 普通管柱的耐受力和耐受时间相对较差, 易造成频繁起下钻之结果。

对于钻井液出口的除砂装置, 须使用网眼直径大于砂料直径的筛布, 在筛除掉井底岩屑后, 砂料可再次进入循环系统进行使用。泥浆技术人员只需定期测量钻井液中的含砂百分率, 及时补充砂料, 无需重新添加。

当完成钻井任务后, 砂料可从钻井液中筛除、收集, 以便下口井继续使用。这既可以降低成本, 也可以达到清洁生产的标准。

5 含砂钻井液冲击钻井技术之前景

含砂钻井液与双驱动PDC钻头结合的冲击钻井技术, 可大大提高钻井速度, 理论上能将机械钻速提高10-15%。在保证成本可控的条件下, 降低建井周期, 增加钻井效益。此技术的使用相对简单、安全、可靠, 钻井液转换快捷, 理论验证方便, 能够快速投入到实钻工作中。得到推广使用后, 将是钻井技术的一次突破, 以解现有钻井速度无法有效突破之处境。

6 含砂钻井液冲击钻井技术所面临的问题

(1) 由于要在钻井液系统中添加砂料, 这在一定程度上将会对钻井液系统的配方和稳定性有一定的影响。需在实验室内进行加砂后的钻井液系统进行验证, 以便获得砂料与钻井液的实用混合比例, 既不影响钻井液的功能, 又能达到对地层的最佳冲击效果。

(2) 含砂钻井液对循环系统和管柱的损伤较大, 需使用性能较好的泥浆泵和等级较高的钻具。并在前期摸索泥浆泵和管柱对含砂钻井液的耐受力。以便获取相关数据, 制定使用手册, 减少井下事故的发生。

(3) 砂料的循环使用及破损后的砂料的分离。经过多次冲击后的砂料会有一定数量的破碎, 起不到冲击作用, 需要被分离出来。被分离出来的砂屑会混到钻井液系统中, 部分影响到钻井液的性能, 因此需要对钻井液配方进行即时的调整。

7 结语

深井超高温钻井液技术综述 篇5

关键词：深井,超高温,钻井液,技术分析

1 我国现阶段深井超高温钻井液技术的现状

1.1 我国对超高温钻井液技术十分需求

现今, 能源问题是一个全球问题, 任何国家都对此十分关注。随着经济的快速发展, 人们的生活水平不断提高, 因而对能源的需求量也越来越大, 在近年来的地层开发中, 大部分的浅地层中的能源几乎已经枯竭, 无法再服务于人类。于是, 人们只能开发更深的地层中的能源来解决生活中能源短缺的问题了, 深井的油气藏开发已经成为现在的必然。我国是一个石油消费大国, 同时也是一个石油贫国, 不能自给自足, 长期以来都是依靠从外国进口, 这既给人们的生活带来了不便, 也违背了我国的战略部署。据查明, 我国深层地层下面蕴藏着丰富的油气藏资源, 但由于开采技术的限制, 使之不能迅速应用到生活中。由此可见, 我国急需要快速掌握深井超高温钻井液技术。

1.2 我国的超高温钻井液技术的现状

我国国内钻井液的技术的抗高温能力仅均在180℃以下, 而对于钻井液抗200℃以上超高温技术是一个世界性的难题, 也决定着深层钻探的成与败。我国的超高温钻井液的技术主要是引进国外的先进技术, 这长期被美国的几大石油公司所垄断。近年来, 国家积极与本国的三大石油公司合作庾开发超高温钻井液的技术, 但仍然没有得到一个理想的结果, 导致超高温钻井液技术成为我国在深层钻探技术方面的瓶颈。因而, 国家始终没有放弃对该项技术的研究, 为的是能够研究出适合我国地层的钻探技术, 从而打破国际上技术的长期封锁, 为钻井工程打下厚厚的基础, 提升我国在深层钻井技术方面的国际竞争力。

1.3 超高温钻井液技术的发展前景

深井及超深井的技术的广大的应用和发展, 对于处于石油能源缺乏的我国来说具有非凡的意义和重要的价值, 因此, 该技术具有很大的发展前景:

(1) 若该技术得到发展, 就会使我国在新的地区、领域以及层位上进一步加快, 特别是在深层油气藏方面的突破, 能够帮助发现新的油气藏、新的地层构造, 能够在最大的程度上来满足我国对油气的需要;

(2) 该技术会加快我国探明油气藏的速度, 增加充足的油气储备, 从而达到油气资源相互接替的目标;

(3) 该技术会使我国的油气藏开发速度进一步加快, 保证我国油气能源的供应稳定及国家的战略能源安全。

2 深井超高温钻井液技术的简要分析

2.1 超高温钻井液技术的难点

如何最优化选择超高密度的钻井液的加重材料;如何研制抗高温 (大于240℃) 的钻井液的配方和最关键的处理试剂;如何掌握钻井液在超高密度、超高温条件下的变性控制技术;如何掌握深层、超深层的钻井液的油气层的保护技术。这四个难点成为我国现阶段首要解决的难题, 它们是研究钻井液技术的基础, 希望科学家们能克服这些难点。

2.2 深井超高温钻井液技术的创新点

巧妙地掌握并运用钻井液在超高的密度下的变性控制技术;研究性能更好、更适用的抗超高温关键的处理试剂;透彻的研究出钻井液在超高温、超高密度的条件下的流变机理;掌握深井、超深井的钻井液中油气层的保护和评价预测的技术。对比上面可知, 超高温钻井技术的难点也是该技术的创新点。深入到该四点的研究中, 克服重重难关, 就有望找到超高温钻井技术的要领, 使该技术真正地能被我国掌握。

2.3 深井超高温钻井液技术的研究

超高温钻井液有一下几个基本要求:

(1) 钻井液的性能。综合各方面条件的考虑, 个人觉得钻井液应该变性稳定, 并且不会在高温下出现稠化或者减稠的现象;钻井液的储存保护的能力也应该较好;钻井液也要满足加重的需要, 用加重剂可以较容易地加重到所需要的密度;钻井液的虑失量及流变性也要能满足其要求。

(2) 配置和维护钻井液。钻井液的主要处理剂, 原料充分, 价格低廉, 抗温、抗盐的能力很强, 且钻井液的配置十分方便, 易用于钻井途中的维护处理。

(3) 能够很好地处理复杂的环境。钻井的途中, 会遇到各种各样的复杂情况, 这就要求钻井液具有处理复杂情况的能力。

(4) 要保护其周围的环境。要把钻井液对周围环境的污染程度尽可能地减小到最小值, 对其实行无公害的处理措施。

钻井液的性能取决于处理剂的性能, 要从分子的结构、相对分子质量以及功能基团等方面来分析处理剂的性能。而在超高温度下影响钻井液的性能的因素有:

(1) p H值由于高温的强烈作用, 钻井液的p H值会迅速作出相应的变化, 这也会引起处理剂的性能。

(2) 会消耗处理剂。高温会使处理剂的分子结构、功能基团发生裂解, 从而使处理剂的量减少, 这就难免不会影响到钻井液的性能。

(3) 黏土。若高温将黏土分散, 则会使钻井液中烦人黏土变细, 如果不能有效地控制, 就会导致钻井液的流性变差;若高温使黏土发生凝聚, 则会使钻井液中黏土颗粒变粗, 使处理剂的吸附量降低, 从而影响钻井液的稳定性能。

以上是对钻井液的简略研究, 若根据钻井液的性能特点和影响因素, 作出合理恰当的控制和研究, 那么超高温钻井液技术障碍就会被逐步清除。

3 深井超高温钻井液技术的总结

随着能源的不断枯竭化, 人们从陆地的油气藏开发已经逐渐向深海甚至南、北极冰川进军, 在这其中深井超高温钻井技术就起到了决定性的作用, 它在油气藏的探查及开发过程中都起着不可替代的作用。流变性良好、泥饼的质量较好、悬浮的稳定性良好等都是超高温环境中钻井液必须具有的特点, 采用恰当的处理剂也相当重要。随着国家在该技术领域的不断迈进, 我们有理由相信, 我们的国家会研制出深井超高温钻井液的技术, 彻底摆脱国外技术的束缚, 利国利民。

参考文献

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庆深气田钻井液技术研究 篇6

关键词：深层气井,抗高温,井壁稳定,井眼清洁,润滑防卡

1 前言

庆深气田地层比较复杂, 泉头组上部为灰、灰绿、紫灰色泥岩与灰、灰白色粉砂岩、钙质粉砂岩呈不等厚互层, 中、下部为暗紫、灰色泥岩与灰、灰绿、灰白色粉细砂岩呈不等厚互层, 易发生井壁坍塌;登娄库组上部为暗紫、灰色泥岩与灰色粉砂岩、细砂岩呈不等厚互层, 中部为暗紫色泥岩与灰色粉砂岩、细砂岩、含砾砂岩不等厚互层, 易发生井壁坍塌;营城组为粗砂岩, 砾岩粗碎屑沉积, 中部为灰色流纹岩、火山角砾岩, 凝灰岩, 钻进过程中易发生井漏。

2钻井液工艺技术

2.1钻井液体系配方试验

1、两性离子聚合物选择

长链高分子聚和物的絮凝、包被、抑制钻屑分散的特性使其在钻井液中起到非常重要的作用, 同时高聚物可以有效地调节钻井液的动塑比, 改善钻井液的流型方式, 减少钻井液对井壁的冲蚀力, 增强携砂效果。我们对PAM、PHP、KPAM、PHAC、FA-368五种高聚物, 研究测定其各项流变性能参数。确定出最佳的高聚物絮凝剂。

(1) 、高聚物流变性试验

取现场自然造浆的钻井液 (密度1.20g/cm3, 粘度52s) 做为基浆, 将基浆放入5个1000mL搅拌杯中, 每个杯中加入一种0.5%的高聚物, 各高聚物编号为:1#基浆+0.5%PAM, 2#基浆+0.5%PHP, 3#基浆+0.5%KPAM, 4#基浆+0.5%PHAC, 5#基浆+0.5%FA-368。高速搅拌15min, 测其流变性能, 结果4#与5#基浆流变性好, 粘度变化适中, 动塑比在理想的范围内, 钻井液流态便于调整, 对井壁的冲刷力也最小, 有利于井壁的稳定。显然PHAC和FA-368具备了这样的功能。

(2) 、高聚物絮凝滚动回收实验

取泉头组泥岩 (坍塌物) , 粉碎烘干后取5份0.42—0.85mm (20-40目) 筛岩样20g, 与上述五种0.5%高聚物试液混合, 在120℃下经16小时滚动分散, 用0.18mm (80目) 筛回收, 烘干, 称重, 计算其回收率。结果FA-368抑制分散性能最好, 回收率为67.7%。

上述两项实验研究证明, 两性离子聚合物FA-368既具有良好的流变性能, 又具有较强的抑制能力, 因此, 我们确定两性离子聚合物FA-368作为钻井液的絮凝剂。

2、防塌剂的确定

我们对取泉头组泥岩作热滚动回收试验, 用0.18mm (80目) 孔径筛回收, 来选择与地层相匹配的防塌剂。通过实验表明, 2%RT-1+2%OSAM-K+2%FA-1溶液对泉头组组泥岩抑制作用最强。故确定钻井液配方中, 以RT-1、FA-1、OSAM-K作为防塌剂。

3、降滤失剂的选择

目前, 常用的降滤失剂有聚合物类, 如低粘CMC;树脂类, 如磺化酚醛树脂 (SMP) , 酚醛树脂与腐植酸缩合物 (SPNH) ;铵盐 (NPAN) ;抗饱和盐降失水剂SPC以及高效抗高温降滤失剂KJ-1。

(1) 室内对1%的6种降滤失剂进行技术研究, SMP-1和KJ-1钻井液滤失量均很小, 泥饼质量薄而韧性好, 粘切变化相对较小, 对原浆的流变性影响不大, 但KJ-1价格相对较便宜, 故降滤失剂选用KJ-1。

(2) KJ-1的加量选择

室内将KJ-1按不同浓度加入钻井液中 (配方:4%预水化膨润土浆+0.5%FA-368+2%YGT

+2%YGY+2%FA-1+2%FT-342。性能:D:1.20g/cm3, FV:55s, ) , 测钻井液的常温滤失量和高温高压滤失量泥饼粘滞系数, 从而了解其对钻井液滤失量的改善情况。实验结果KJ-1加量3%效果最好, 能显著降低HTHP失水。

4、润滑剂优选:

钻井液基浆为:

4%预水化膨润土浆+3%KJ-1+1.5%GWJ+2%RT-1+2%OSAM-K+2%FA-1+2%SF-260+1.5%OCL-RQ (1) 室内对1%的5种润滑剂进行评价, 其结果OCL-RQ润滑性能最好, 因此选用OCL-RQ作为深井润滑剂。

(2) OCL-RQ加量优选:

室内将OCL-RQ按不同浓度加入钻井液中 (配方:4%预水化膨润土浆+0.5%FA-368+2%YGT+2%YGY+2%FA-1+2%FT-342+3%KJ-1。性能:D:1.20g/cm3, FV:55s, ) 测钻井液的润滑系数, 从而了解OCL-RQ对钻井液的润滑性能的改善情况, 实验结果OCL-RQ的最佳加量为1.5%。

5、聚硅氟钻井液体系组成确定及性能测量

通过实验结果, 可以确定深井钻井液以絮凝剂FA-368、防塌剂FA-1、RT-1、FA-1、OSAM-K和降滤失剂KJ-1、高温降粘剂SF-260、润滑剂OCL-RQ为主要处理剂组成的抗高温深井钻井液体系。由于深井高温增稠是最突出的问题, 因此, 将该钻井液体系命名为硅氟共聚物钻井液体系。钻井液体系组成:

基浆 (二开钻井液) +3%KJ-1+1.5%GWJ+2%RT-1+2%OSAM-K+2%FA-1+2%SF-260+1.5%OCL-RQ

高温养护试验, 180℃/16h热滚后冷却至室温, 检测体系的流变性能和API失水, 与常温性能对比, 结果如表9.180℃、4.2MPa压差条件下的静态失水, 结果为11ml.

2.2 关键钻井液技术

1、井壁稳定技术

(1) 在不发生井漏的情况下, 保持钻井液密度在设计上限。

(2) 严格控制中压失水和高温高压失水量, 降低泥页岩水化膨胀剥落导致的井壁不稳。中压失水控制在3ml以内, HTHP控制在11ml以内。

(3) 加入改性沥青, 在井壁上形成涂敷层, 能阻止钻井液中的自由水向地层渗透。

(4) 加入足量的防塌抑制处理剂, 做到化学防塌为主, 同时加强物理防塌, 提高体系的防塌能力, 使新钻地层形成薄而致密的泥饼。

(5) 保持钻井液性能稳定, 由于泉头组、登娄库组存在大段硬脆性泥岩, 容易吸水剥落掉块, 一定要平稳处理钻井液, 切忌大幅度调整钻井液性能。

2、井眼清洁技术

影响钻井液的携岩能力的主要因素有钻井液返速、密度、粘度、切力和流变性等。基于以上因素, 我们应用以下钻井液技术:

(1) 保证钻井液具有良好的流变性能, 在兼顾钻井液其它性能的前提下, 提高钻井液的携砂能力, 降低钻屑的沉降速度。密度维持在密度1.19-1.20 g/cm3, 粘度60-70s, 动塑比控制在0.60Pa/mPa.s以上, 使钻井液具有良好的携岩能力, 确保井眼内的钻屑及时清除。

(2) 合理的钻井参数, 实施大排量措施, 保证合适的环空返速, 满足携砂要求。一般采用单泵100冲, 排量32l/s, 钻井液流态为层流, 减少对井壁的冲击力, 防止冲刷造成井壁不稳。

3、钻井液高温稳定技术

由于钻井液中固相物质的主要成分是二氧化硅, 它在较高的PH值 (一般大于9) 环境中形成硅溶胶。随着井深增加温度升高, 溶胶化程度加剧导致钻井液增稠。合理使用高温降粘剂SF-260, 能够解决这个问题, 保持钻井液的高温稳定性。现场施工中钻井液中SF-260的含量保持在1.0%～3.0%。

4、润滑防卡技术

摩擦阻力大, 会造成钻具外型磨损严重;同时, 摩擦阻力大, 会造成扭矩大, 严重者可能造成缩短钻具寿命, 同时必然降低钻进速度, 起下钻负荷大。因此, 我们采取了以下技术措施:

(1) 严格控制API和HTHP失水量, 始终能够形成较好的泥饼。通过形成坚韧致密的泥饼, 减少钻柱尤其是扶正器与井壁的接触面积, 达到减少摩阻的目的。

(2) 加入一定比例的润滑剂, 保持钻井液中润滑剂的有效含量, 摩阻系数始终保持在0.05-0.07之间, 满足了润滑防卡的要求。

(3) 保持环行空间的清洁, 防止大钻屑携带不出来, 始终保持井眼畅通, 从而达到了降低扭矩和起下钻的阻力的目的。

(4) 为了保证电测和下套管作业顺利, 研究应用滚动摩擦技术, 使电测仪器与井壁、套管与井壁之间由滑动摩擦变为滚动摩擦。

5、预防井漏技术措施

根据该区块以往钻井记录, 在营城组的砾岩层多次发生井漏, 因此, 我们制定了营城组防漏、堵漏技术措施:

(1) 处理好钻井液性能, 钻井液密度不超钻井液设计。

(2) 加强坐岗, 发现井漏立即起钻, 同时主要观察钻井液灌注情况。

(3) 注意钻时, 发现钻时突然加快, 如果连续钻时达到15min/m, 则停止钻进, 上提钻具循环观察。

(4) 起下钻、接单根、下套管时, 要控制下放速度, 每根的速度控制在40-50s。

(5) 下钻、下套管时, 要分段循环, 单泵小排量顶通, 正常后再逐渐增大排量。

2.3 现场应用

2.3.1 三开钻井液配方:

基浆 (二开钻井液) + (1%-3%) KJ-1+ (1%-1.5%) GWJ+ (1.5%-2.0%) YGT+ (1.5%-2.0%) YGY+ (1%-2%) SF-260+ (1.5%-2.0%) FT-342+ (1.5%-2.0%) FA-1

1、做好三开前钻水泥塞水泥侵问题, 主要是加入足量的纯碱处理水泥侵, 降低钻井液受污染程度。三开钻塞后, 加入纯碱300kg, 防止水泥侵。

2、使用固控设备清除原钻井液中的钻屑和无用固相, 将钻井液中的膨润土含量降至4%以下, 加入1.0%～1.5%SF-260, 用NaOH调整PH值到10.0～10.5之后, 加入FA-1、YGT各0.5t～0.8t、FA-368包被剂0.2t～0.3t, 充分循环, 粘度达到50s后, 开始三开钻进。三开钻进过程中, 保持密度1.19-1.20 g/cm3, 粘度60-70s, 动塑比控制在0.60Pa/mPa.s以上。

3、在备用罐内按配方配制20m3、4%的膨润土钻井液, 用以补充消耗的钻井液量。钻井液中膨润土含量50-80g/l.

4、泉二段2520将钻遇断层, 注意防漏;营城组防漏。在这两个层位, 加入一定量的封堵防塌剂剂, 防止井漏。

5、随着井深的增加, 及时补充SF-260, 3000m前使用好包被剂FA-368, 以增强抑制性能, 控制地层水化分散。

6、保持钻井液性能稳定, SF-260、抗高温抑制剂YGY、聚硅氟稳定剂GWJ、FA-1的含量要逐步加到设计上限, 并用NaOH调整PH值达到11, 提高钻井液的抑制性、稳定性和抗温能力。

7、如果泥饼质量差, 失水量增大, 可增大KJ-1和FA-1、FT-342的用量, 增强钻井液的防塌和抗高温能力。API控制在3ml以下, HTHP控制在11ml以下。

8 使用RH-2润滑剂, 降低钻井液的摩阻系数, 改善钻井液的润滑性能, 防止卡钻。

2.3.2完井钻井液处理

为保证完井施工的顺利进行, 完钻采取相应的钻井液技术措施, 保证了电测一次成功, 下套管顺利中途无遇阻, 固井施工顺利, 固井质量合格。

1、电测前钻井液处理

完钻后, 大排量洗井, 排量32l/s, 循环两周, 震动筛上基本没有岩屑, 然后注入封闭液50m3, 起钻。封闭液组成:90s稠浆+1000kg塑料小球。电测一次成功, 井径比较规则, 平均井径扩大率13.95%。

2、下套管前通井钻井液处理

由于电测和核磁测井时间很长, 因此通井到底循环正常后, 配30m3密度1.20g/cm3、粘度200s的稠浆进行举砂, 待稠浆返出后, 再注入封闭液50m3, 起钻。

举砂浆的组成:通井钻井液+CMC175kg+300kg防塌剂

封闭液组成:90s稠浆+1000kg塑料小球

3、固井前钻井液处理

套管下完后, 用小排量顶通, 固井前大排量循环, 排量34l/s。固井前钻井液性能达到设计要求。

2.3.3处理剂使用效果评价

(1) 抑制性效果明显。

三开全井段粘度始终控制在50—55s之间, 钻井液粘度未出现大幅度的变化, 尤其是膨润土含量, 严格控制在了设计范围内, 始终保持在80g/I以内, 起下钻未出现阻卡现象。

(2) 润滑性效果。

利用润滑防塌剂、润滑剂, 有效的保证了钻井液良好的润滑性能始终保证了摩擦系数在0.06以下, 钻进扭矩3500-5000Ft-lbs, 为该井各项顺利施工奠定了坚实的基础。

(3) 钻井液密度的控制。

通过各种措施, 全井钻井液密度基本控制在了甲方要求范围之内 (实际密度为1.19-1.20g/cm3) , 满足了施工的要求。

(4) 防塌效果。

投入了大量的防塌材料, 很好的保证了井壁的稳定, 没有出现严重掉块及垮塌等井下复杂情况。

3、结论与认识

(1) 、硅氟共聚物钻井液体系, 抗温性能好, 在高温条件下能够保持性能稳定, 适合庆深气田深层气井钻井施工需要。.

(2) 三开地层不易造浆, 要不定期在钻井液中混入膨润土浆来维持钻井液的高粘切, 确保井眼清洁。

(3) 、强化固控设备, 确保固控设备的使用效果, 能将钻井液中的有害固相及时除去, 该地区的三开设计比重最高为1.20 g/cm3, 达到进平衡钻进, 因此要确保离心机的使用效果。

(4) 、每次起下钻后循环掉块时间较少而且时间短, 说明本井使用的聚硅氟钻井液体系满足了4000m井的施工, 具有推广应用的价值。

参考文献

[1]秦永宏等, 有机硅氟共聚物 (SF) 抗高温钻井液及应用, 钻井液技术文集2005。

超低渗透钻井液工艺技术分析 篇7

1 超低渗透钻井液特点分析

在超低钻井液中使用的添加剂多为细小固体颗粒和多种低相分子质量聚合按一定比例配制得到的混合物。因为其成分中聚合物和固体颗粒表面产生的变化而表现出不同的润湿性和溶解性, 超低渗透钻井液添加剂就是按照一定的比例对这些成分进行混合。在水溶性流体内加入这种混合物后, 亲油物质出现较少的润湿和溶解, 以缔合的形式形成聚集体能使得体系能量降低为最低。该过程类似于胶束的形成, 只是结构相对简单且对矿化度和压力的变化不敏感, 高温的稳定性相对较好。产品加入到油基钻井液与水溶性流体有着类似的机理, 区别在于聚集体组成成分中亲油性更多, 也形成了岩石表面超低渗透屏蔽层的关键因素。封堵层能直接避免了流液侵入与压力传递, 在钻井液进入地层的瞬间就可以形成。在过平衡压力作用下, 常规泥浆添加剂会因虑失在通过时形成连续性渗漏。聚集体能有效的保护李峰和层理面之间形成的封堵。

超低渗透钻井液的特点主要是体现在以下几个方面:因为在岩石中的侵入深度有所限制, 虑失性能有较低, 就阻止了钻井液对页岩的侵蚀, 其形成的页岩封闭的缝隙也能阻止地层受到钻井液的渗透, 其律师梁的函数不再是时间的平方根, 在地层形成的封闭膜会在压差作用下附着在井壁;渗透率恢复情况在膜可实现有效清除下更加良好, 利于提高产能;有着更好的环保性能。

2 超低渗透钻井液的作用机理

2.1 减小储层伤害和降低虑失的机理

超低渗透钻井液在钻井使用中, 钻井液中的聚合物会聚焦而形成可变性的胶束, 在其向页岩进行渗透时, 页岩上胶束的迅速铺开, 可以再孔喉处形成较低渗透的封闭膜, 对钻井液的渗透可以实现有效阻止。如果是在钻进国产中形成的页岩裂缝, 超低渗透钻井液会对裂缝形成填塞, 裂缝碎片和孔隙表面会出现一定的张力, 张力会随着孔隙与碎片的减小而加大, 在此作用下阻止了钻井液的进一步虑失。由于超低渗透钻井液能在通过井壁表面能形成高致密度和无法渗透的封堵膜, 其对微裂缝泥页岩和不同地层都能有效封堵, 在井壁外形成的保护膜也对钻井液和其他滤液形成了很好的隔离, 避免对地层的渗漏, 逐步朝零虑失钻进靠近, 地层内颗粒转移的减少, 能有效的保护油气层。

2.2 提高地层承压能力的机理

钻井施工中井壁与钻具之间形成的摩擦力会通过钻杆形成过平衡压力而作用在井壁上, 过平衡压力过大会对井壁造成危害, 形成坍塌和钻井液严重漏失的后果, 需要对其进行减弱和消除。在超低渗透钻井液体系中, 过平衡压力可以通过钻井液的封堵性能来消除, 隔断了压力对地层的传送, 从而减少了因过平衡力带来的钻杆冲击而不会出现坍塌和钻井液严重漏失的情况。

2.3 消除压差卡钻机理

钻井液液注压力和地层孔隙压力之间的差成为压差, 过大的压差会导致卡钻。在钻杆和易渗透地层接触时, 钻杆会因为钻井液产生的过平衡压力而顶靠井壁, 发生卡钻。对压差卡钻进行分析, 可发现一个重要的因素是钻井液滤饼的性能, 滤饼的加厚会导致钻杆上泥饼的增加, 也增加了与钻杆的接触面积, 从而更容易发生卡钻。对于超低渗透钻井液, 岩石表面形成的低渗透屏障保证了钻井液的虑失量, 也减少了滤饼的厚度, 组织了压差向地层的传递, 大大降低了卡钻的风险。

2.4 堵漏机理

超低渗透钻井液的胶束可在弱胶结地层的裂缝形成有效屏障的同时, 也可通过薄片对液体的吸收而膨胀, 对漏失处的封堵材料形成束缚, 受到压力时将颗粒中的滤液挤出, 一般封堵材料为去水化, 对于漏失处的封堵效果更好。其在钻井液的胀流星作用下而粘在一起, 粘度会随着流速的增加而增大。在虑失区, 钻井液渗漏到地层后因膨胀剂而停留, 形成的架桥封堵可抵抗超过6.895MPa的压差。对于不同胀流性的钻井液需要添加不同用量的添加剂。

3 超低渗透钻井液的关键处理剂

在超低渗透钻井液体系中关键的因素是可形成超低渗封闭层的材料。在实验室相关实验表明, 超低渗透钻井液处理机中的聚合物加入到水基钻井液时, 由于其疏水性与亲水性等特点而在井壁表面形成媳妇的双分子层, 其向空间的纵深延伸, 在聚合物浓度增加的情况下还可形成球形聚集体而形成封闭层。对比常规处理剂, 超低渗透钻井液的处理剂需要有部分水溶性和油溶性, 具有可变性粒子来适应尺寸范围较大的微裂缝和孔隙, 防塌性能较好, 能有封闭和化学抑制协通作用, 且满足环保要求。综合以上要求, 可以选用有以下几类:通过天然产物中提炼而成的胶束聚合物, 能溶于非极性溶剂且在水中不溶解只溶胀;通过不同植物加工混合得到的植物衍生物, 在渗透率高的地层可辅助封闭膜的形成;由烃类组成的可变性聚合物, 在分子间作用下形成胶束, 可提供可变性粒子来封闭裂缝和孔喉;有机合成聚合物, 在水中形成膨胀倍速高速度快的弹粘体而对高渗透层形成封闭层;通过高级脂肪醇树脂经水溶性加工而得到的改性聚合物, 封堵后易降解、无毒。

参考文献

[1]蒲吉玲.使用高密度钻井液防卡技术探讨[J].西部探矿工程, 2013.1