文96储12井三开钻井液总结.docx
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文96储12井三开钻井液总结
东濮凹陷中央隆起带
文留构造文96块
井别:
注采井井号:
文96-储12井
文96-储12井三开水包油
钻井液技术总结
中原石油勘探局钻井工程技术研究院
二〇一一年五月
1概述
文96-储12井位于东濮凹陷中央隆起带文留构造文96块,是一口定向井,目的层位为沙二下和沙三上,钻探目的文96储气库建设。
预计原始地层压力系数为0.18~0.63。
为保证储气库建设的顺利实施,最大限度地保护油气层,本井三开目的层井段采用水包油钻井液实施钻井施工,钻井液设计密度0.85~0.95g/cm3。
本井水包油钻井液配制使用了柴油,并使用了110m3回收利用的水包油老浆。
老浆到井后,先在井上进行处理后与新浆混合。
钻井液性能满足设计要求后开钻,整个三开施工井下安全正常。
现场于2011年5月22日开始水包油钻井液配浆工作,5月23日完成钻井液配制并调整至设计性能并顺利开钻,5月24日完钻,进尺264m。
经电测、通井等作业,5月30日顺利回接套管,完成固井施工。
在此期间,水包油钻井液在钻井、完井过程中取得了良好应用效果,密度基本控制在0.94~0.95g/cm3,机械钻速快、钻进过程顺利、起下钻畅通,电测下套管均一次成功。
1.1工程概况
施工井队:
中原油田钻井四公司45751钻井队
水包油钻井液技术服务单位:
中原油田钻井工程技术研究院
三开开钻时间:
2011年5月24日
三开设计井段:
2531~2794m
三开实际井段:
2530~2794m
1.2井身结构和套管程序
本井井身结构和套管程序见表1。
表1井身结构表
开次
套管次序
钻头尺寸×深度
套管尺寸×下深
一开
表层
Φ444.5mm×297m
Φ339.7mm×296.6m
二开
技套
Φ317mm×2530m
Φ273.05mm×2429.04m
三开
油套+尾管
Φ241mm×2794m
Φ177.8mm×2778m
2三开钻井液工作难点和技术思路
2.1工作难点
本井三开钻井液工作主要存在以下技术难点:
1)地层疏松、成岩性差,对钻井液防塌性能要求高;
2)地层压力系数低,预计地层压力系数为0.18~0.63,发生漏失的可能性较大;
3)文96断块是中原油田的老区块,长期注采,地层压力系数紊乱,发生漏失和出水的几率很大。
4)储气库工程要求最大限度的保护产层,保持产层通道畅通,需要钻井液有良好的保护油气层能力。
5)三开地层钻井速度快、钻屑浓度大,掉块较多,要求钻井液携砂能力强。
6)回收利用的水包油老浆氯根含量较高,在10000ppm左右,加之利用了多口井,固相含量颗粒较复杂,给水包油钻井液的密度控制造成一定负面影响。
2.2技术思路
针对以上工作难点,结合水包油钻井液特点,我们在润滑、防塌、防漏、防出水、井眼清洁等方面重点强化以下措施。
在井眼清洁方面,钻井液采用适当的粘度和切力,提高携砂能力,减少井壁滞留层厚度,结合短起下钻,清除岩屑床,增强携砂效果。
引入固相清洁剂,使钻屑在分散前及时清除出钻井液,同时还能提高钻井液的抗污染能力。
在井壁稳定方面,通过优选高效降滤失剂,控制滤失量,优化钻井液流型,降低井壁冲蚀,提高钻井液防塌性能。
优选聚醚多元醇,既能起到保护井壁防塌的目的,又能提高钻井液的润滑性。
在润滑减阻方面,采用高比例的油含量,保持良好的流变性,充分利用固控设备,降低钻井液含砂量。
在防漏方面,以预堵为主,引入了新型防漏剂。
防漏剂与水包油钻井液配伍性良好,室内实验表明,预堵效果良好。
钻进过程中,钻井液中加入2~3%的防漏剂,能起到良好的封堵漏层的效果。
3钻井液配制
根据室内实验情况确定的钻井液配方为:
45%~50%柴油+50%~55%水+4%~5%钠土+5%主乳化剂+4.5%辅助乳化剂+1.2%PAMS-
601+0.5%LV-CMC+3.0%SMP+3.0%SMC+0.5%NaOH.
设计钻井液性能指标为:
密度:
0.85~0.95g/cm3;漏斗粘度:
60~80s;API失水:
<3mL;初切/终切:
1~3/4~12Pa;pH值:
8~12,含砂量:
≤0.3%;泥饼摩阻系数:
≤0.10;塑性粘度:
15~35mPa.s;动切力:
5~12Pa;膨润土量:
25~30g/l。
本井完井井筒容积预计为110m3,地面泥浆罐内钻井液量控制为80m3,加上日常损耗约30m3,三开预计配制水包油钻井液220m3。
为降低水包油钻井液配制成本,三开水包油钻井液采用配制部分新浆复合水包油老浆的方法,利用回收的老浆110m3,配制新浆110m3,配制过程如下:
3.1下钻,钻水泥塞,循环干净后在套管内静止。
3.2彻底清除地面循环罐内的泥浆、沉砂,并用清水清洗泥浆罐。
3.3按钻井液设计配方在4#泥浆罐内配制预水化膨润土浆25m3,水化24h。
3.4在3#罐配制16m3胶液作为隔离液,泵入井内。
3.5将4#泥浆罐预水化膨润土浆转入3#泥浆罐继续水化,在4#泥浆罐内按设计配方配制聚合物胶液55m3,使用泥浆枪和搅拌器充分溶解处理剂。
打开1#、2#、3#、4#罐联通闸板,开泥浆泵在地面循环,充分混合1#、2#、3#、4#泥浆罐预水化膨润土浆和聚合物胶液。
3.5从4#罐混入110m3水包油老浆,同时地面循环并调整钻井液性能,4个罐打满后,开始替浆,待井口返出隔离液时,放掉隔离液。
返出水包油钻井液时停泵,打住锥形罐。
3.6继续循环,循环均匀后分别加入主乳化剂和辅助乳化剂,边循环边在4#罐均匀混入30吨柴油。
3.7全井循环2周,循环均匀后开钻。
期间调整水包油钻井液性能,循环均匀后钻井液性能为密度:
0.95g/cm3;漏斗粘度:
73s;表观粘度:
38Pa.S;塑性粘度:
30a.S;动切力:
8;初切/终切:
2/5Pa;API滤失量:
2.6;pH:
10。
4水包油钻井液维护处理技术措施
4.1三开钻进过程中,维护处理主要以控制粘切为主,主要使用预水化搬土浆和PAMS601、LV-CMC稀胶液来控制粘切。
4.2钻井液补量主要通过加入聚合物胶液,并视钻井液乳化情况补充乳化剂。
4.3钻进过程中随时注意水包油钻井液的乳化稳定性,通过主、辅助乳化剂来提高钻井液的乳化稳定性。
4.4按要求测量钻井液pH值,维持pH值为9~11,发现pH值有降低现象,通过及时加入NaOH碱液维护,以保持水包油钻井液的胶体稳定性。
4.5加强固控,振动筛尽量使用高目数筛布,本井筛布目数为160目,运转率达到100%,离心机和除砂器运转率达到100%,最大限度地降低无用固相含量,保持钻井液清洁,本井固控设备使用较好,有力地配合了钻井液密度控制。
通过以上技术措施控制钻井液漏斗粘度为75~90S,密度:
0.94~0.95g/cm3,塑性粘度:
19~31mPa.S,动切力:
9~11Pa,初切/终切:
1~3.5/3~8Pa,API滤失量:
2.0~3.0mL,pH:
9~11,钻井液悬浮携砂能力良好,体系乳化稳定。
4.6为预防井漏,实施钻井液预堵工艺,钻井液配制完成性能稳定后,加入2~3%的防漏剂。
实钻过程中,全井未发生井漏。
4.7完井前适当提高钻井液粘度,以利于完井作业。
短起下并充分循环后起钻,电测一次成功,下套管安全到底。
4.8完钻后,大排量循环到振动筛无明显返砂,两次短起下到套管鞋,下到底后,再大排量循环到振动筛无明显返砂后,打封闭钻井液25m3,加HV-CMC10kg、塑料小球100kg,起钻电测,顺利到底。
4.9下套管前,通井到底大排量循环到振动筛无明显返砂后,打封闭钻井液25m3,加HV-CMC100kg、塑料小球100kg,下套管顺利。
5水包油钻井液应用效果
对于低密度钻井,控制钻井液的密度是钻井的关键。
虽然本井钻井液配制初始密度为0.95g/cm3,但随着钻屑的不断侵入会引起密度升高,在施工过程中高度重视并充分利用固控设备,为钻井液的密度控制提供了必要的条件,使密度保持为0.94~0.95g/cm3。
同时,由于本井三开地层成岩性差,地层疏松,并含有砂砾岩,为减小井壁冲蚀、满足携岩要求,钻井液粘度、切力应适当较高。
现场钻井液配制前优化配方,钻进过程中及时调整性能,将钻井液漏斗粘度控制在65~86S,静切力控制为1~3.5/3~8Pa,保证了良好的悬浮携带钻屑能力和清洁井筒效果。
水包油钻井液在本井的使用效果良好,具体体现在以下几方面:
(1)很好地控制了钻井液密度,满足了低密度钻井要求,能充分保护油气层。
通过充分利用固控设备,对三开钻井液密度进行了很好的控制,在整个三开钻进过程中将水包油钻井液的密度控制在了0.94~0.95g/cm3,有利于发现和保护油气层。
(2)钻井液携砂能力强。
该井钻井液密度较低,水平井段携砂要求相对较高,水包油钻井液表现出较强的悬浮携带钻屑能力,钻进过程中振动筛上的岩屑返出正常。
(3)钻井液的乳化稳定性好。
本井钻井液在现场应用过程中表现出了良好的乳化稳定性,在较高油水比的情况下没有出现油水分层现象。
(4)钻井液维护简单,性能稳定。
水包油钻井液的日常维护处理与普通水基钻井液相似,主要通过胶液调整流型和滤失量,只是增加了柴油乳化稳定性控制、密度调整等内容,易于掌握操作。
钻进过程中各井段和各施工工况时的钻井液性能见表3。
表3钻井液分段性能
井深
/m
ρ
/(g/cm3)
FV
/s
PV
/mPa.s
YP
/Pa
Gel
/Pa
FL
/mL
pH
2530
0.94
72
28
8
2/5
3.0
10
2580
0.95
70
28
8
2/6
2.4
10
2630
0.95
70
28
8
2/6
2.6
10
2680
0.95
68
30
8
2/6
2.8
10
2730
0.95
66
28
8
2/6
2.8
10
2794
0.95
65
30
8
2/6
2.8
10
(5)机械钻速快。
由于采用了低密度钻进,钻井液压持效应小,亚微米粒子固相含量低,机械钻速快,减少了钻井周期,减低了油气层伤害程度。
(6)钻井液润滑性好。
虽然水包油钻井液的外相是水,但该钻井液可达到油相润湿,这种油相润湿提高了钻井液的润滑性。
本井是一口双靶心定向井,定向时对钻井液润滑性要求较高,三开井段钻具摩阻一般约5~8t左右,井下安全,起下钻、电测、下套管顺利。
6、三开固井前承压堵漏
5月28日,固井协作会要求固井时井底能承受1.50g/cm3的当量密度,不发生漏失。
19:
30,下钻到底。
配堵漏浆20方,加凝胶复合堵漏剂1t,泵入15方,替浆20方。
20:
00,关井,单凡尔间歇挤注,立压上升到6.5Mpa后,快速回落到0。
开井,见不到液面,三凡尔循环不返浆。
环空灌浆6方,井口看不到液面。
静止到23:
00,环空灌浆10方,井口返浆。
停泵后液面快速回落,1min后见不到液面。
共计漏失水包油钻井液20方。
静止到29日7:
00,环空灌浆8方,井口返浆。
停泵后液面缓慢回落。
9:
00,配堵漏浆26方,加凝胶0.5t、复合堵漏剂FD2.5t、随钻堵漏剂0.5t、贝壳渣1t、海泡石绒1t、核桃壳0.4t。
11:
00,下钻到底,三凡尔注堵漏浆,入井22方,替浆22方。
开泵1分钟后井口返浆,观察返浆正常,泵压8Mpa。
12:
30,起钻15柱。
关井。
单凡尔间歇挤注。
第一次,共计挤入1.5方,泵压0↑7Mpa↓5Mpa↑7Mpa,停泵后泵压6Mpa,套压6Mpa。
静止2h后,泵压3Mpa、套压3Mpa。
第二次,共计挤入0.3方,泵压3Mpa↑7Mpa↓5Mpa↑8Mpa↓6Mpa↑9Mpa,停泵后5min,降到8Mpa。
采用间歇挤注的方法,泵压低于7Mpa,开泵,泵压到9Mpa时,停泵。
共挤入0.5方。
停泵后立压9Mpa,静止半小时后降到8.5Mpa。
施工结束。
累计挤入堵漏浆2.3方。
20:
00下钻到底,循环筛除堵漏剂。
30日1:
00,起钻。
下套管,固井顺利,未发生漏失。
7材料消耗
本井钻井液材料消耗情况见表4。
表4三开井段钻井液材料消耗统计表
名称
数量(t)
膨润土粉
2
纯碱
0.2
烧碱
2
HV-CMC
2
PAMS601
3
LV-CMC
2.5
主乳化剂
6.5
辅助乳化剂
5
柴油
30
SMP
4.5
SMC
3.5
ZSC201
1
磺化单宁
2
塑料小球
0.9
8结论与认识
8.1由于水包油低密度较低,在钻进过程中,随着固相的侵入密度升高在所难免,所以加强固控,在钻屑分散前及时清除是控制密度的关键。
本井振动筛使用160目筛布,除砂器、离心机保证100%运转,所以密度控制的较好。
8.2水包油钻井液在本井三开井段应用中性能稳定、井下正常,起下钻畅通,具有良好的润滑性能和井壁稳定能力。
8.3水包油钻井液密度低,机械钻速快,本井仅用了20小时就打完进尺,节约了钻井周期,减少了油层浸泡时间,保护了油气层。
8.4转换水包油钻井液时使用一部分回收利用的老浆,对性能无明显影响,可大幅节约钻井液成本,现场证明可行。
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