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    順南501井鉆井液技術(shù)

    2015-05-28 12:12:58袁俊文湖北省潛江市江漢油田鉆井二公司湖北潛江433121
    化工管理 2015年21期
    關(guān)鍵詞:開鉆奧陶系膨潤土

    袁俊文(湖北省潛江市江漢油田鉆井二公司,湖北 潛江 433121)

    該井設(shè)計井深7310m,實鉆井深7168.56m,實鉆地層從上到下依次為第四系、新近-古近系、白堊系、三疊系、二疊系、石炭系、奧陶系,巖性以砂巖、泥巖、灰?guī)r為主,目的層為奧陶系蓬萊壩組。該井采用五開制井身結(jié)構(gòu)。

    1 鉆井液技術(shù)難點

    1.1 三疊系以淺地層巖屑水化分散及井眼縮徑

    三疊系以淺地層發(fā)育大段淺棕色、灰黃色砂巖,成巖性差,巖屑上返過程中易分散為細小砂粒,不易被固控設(shè)備清除,出現(xiàn)密度快速上升,固相超標(biāo);棕紅色泥巖較為發(fā)育,易水化分散,造成膨潤土含量快速上升,粘切升高;砂巖井段滲透性好,易形成虛厚泥餅,泥巖井段易水化膨脹,造成井眼縮徑,起下鉆阻卡。

    1.2 奧陶系卻爾卻克組井壁坍塌

    奧陶系卻爾卻克組為巨厚泥巖段,巖性為灰、深灰色泥巖,粘土礦物含量20%左右,伊蒙混層高,分散性強,微裂隙發(fā)育,極易出現(xiàn)井壁失穩(wěn)。鄰井順南3井在該層位出現(xiàn)井壁坍塌,連續(xù)劃眼無法到底,處理復(fù)雜耗時126天。

    1.3 高溫高壓下鉆井液性能不易控制

    奧陶系蓬萊壩組地層巖性為白云質(zhì)泥晶灰?guī)r、泥晶灰?guī)r、細晶白云巖,地層壓力系數(shù)大于1.80,井底溫度高達190℃,水基鉆井液在高溫高壓條件下易出現(xiàn)流變性惡化、濾失量顯著增大、加重材料沉降等問題,嚴重危及鉆井施工安全。

    2 鉆井液技術(shù)對策

    2.1 抑制巖屑分散

    2.1.1 使用K-PAM及FA367抑制泥巖水化分散,保持其含量大于0.5%,控制鉆井液膨潤土含量小于40g/L;在進入三疊系前,加入3%KCl及0.5%硅醇抑制劑,進一步提高鉆井液抑制能力。

    2.1.2 控制鉆井液粘度為50-60s、塑性粘度15-20mPa.s、動切力6-10Pa,保持泥漿泵排量大于65L/s,及時攜帶巖屑,防止巖屑在井內(nèi)滯留、翻滾而過度分散。

    2.2 防止井眼縮徑

    2.2.1 在白堊系以淺地層,保持低密度、低固相,四級固控設(shè)備使用率達到100%,控制密度小于1.12g/cm3、固相含量小于6%;隨著井深的增加,逐步控制鉆井液濾失量小于5mL,使用QS-2封堵砂巖孔隙,減少砂巖井段虛厚泥餅。

    2.2.2 進入白堊系后,提高鉆井液抑制能力,控制泥巖水化膨脹;將密度提高至1.20g/cm3,平衡地層應(yīng)力;定期短起下鉆,修整井壁,防止泥巖井段縮徑。

    2.3 防止奧陶系卻爾卻克組井壁垮塌

    2.3.1 使用鉀胺基聚磺鉆井液體系,利用KCl與聚胺抑制劑協(xié)同作用提高鉆井液的抑制防塌能力,有效抑制卻爾卻克組泥巖水化分散。

    2.3.2 控制鉆井液密度為1.30-1.32g/cm3,高溫高壓濾失量(150℃)小于12mL,復(fù)配使用聚合醇、陽離子瀝青粉、高軟化點乳化瀝青封堵泥巖微裂隙。

    2.4 提高聚磺鉆井液高溫穩(wěn)定性

    優(yōu)選抗溫能力強的處理劑,優(yōu)化聚磺鉆井液體系配方,提高體系抗溫能力。通過試驗確定體系膨潤土含量、抗溫材料種類及加量,使體系在190℃下具有良好的流變性、濾失造壁性及沉降穩(wěn)定性。

    表1 抗高溫高密度聚磺體系配方優(yōu)化

    3 現(xiàn)場維護處理

    3.1 一開(0-403m)

    一開鉆遇第四系和新近系-古近系,巖性以灰黃色砂巖為主,夾褐黃色泥巖。使用膨潤土-聚合物體系。

    3.1.1使用10%膨潤土漿開鉆,以補充6-8%的預(yù)水化膨潤土漿為主,配合0.5%HV-CMC膠液,控制粘度60-80s鉆進,確保攜砂及防止淺表流沙層垮塌。

    3.1.2 使用好四級固控設(shè)備,經(jīng)常排放沉砂漏斗,及時清除有害固相,密度控制在1.10-1.12g/cm3鉆完進尺。

    3.2 二開(403-3746m)

    二開鉆遇新近-古近系、白堊系、三疊系、二疊系、石炭系,巖性以砂巖、泥巖為主,二疊系含有灰黑色玄武巖。使用聚合物、KCl-聚合物體系。

    3.2.1 在新近-古近系,K-PAM、FA367的加量為0.5-0.8%,抑制、包被泥巖鉆屑,JMP-1、NH4-HPAN加量為0.5-1%,控制密度低于1.12g/cm3,粘度50-60s,濾失量小于10mL,膨潤土含量40g/L左右,確保鉆井液具有良好的流動性。

    3.2.2 進入白堊系后逐步將密度提高至1.14-1.15g/cm3,使用QS-2封堵高滲透砂巖段。

    3.2.3 在三疊系頂部加入1%LV-CMC、3-5%KCl、0.3-0.5%硅醇抑制劑,將鉆井液轉(zhuǎn)化為氯化鉀-聚合物體系,將密度提至1.20g/cm3,控制濾失量小于5mL。

    3.2.4 進入二疊系前加入陽離子瀝青粉2-3%、聚合醇0.5-1%、隨鉆堵漏劑3-5%,密度維持在1.22-1.23g/cm3,防止玄武巖垮塌及井漏。

    3.2.5 二疊系以淺井段,四級固控設(shè)備使用率達到100%,二疊系以深井段,離心機使用率不低于80%;二疊系玄武巖井段使用較粗的篩布,其它井段盡可能使用較細的篩布;定期排放沉砂漏斗,及時清掏循環(huán)罐沉砂,清除有害固相。

    3.3 三開(3746-6285m)

    三開鉆遇奧陶系卻爾卻克組,巖性以灰、深灰色泥巖為主,井底溫度大于140℃,使用鉀胺基聚磺鉆井液體系。

    3.3.1 鉆塞后,將井漿與高濃度聚磺膠液按4:1混合均勻,使膨潤土含量在30g/L左右,CSMP-2、SPR含量達到4%,聚胺抑制劑含量達到0.5%,KCl含量大于3%,K-PAM含量為0.3%。隨著井深增加逐步提高磺化材料的濃度,5000m以深,磺化材料濃度不低于6%,6000m以深不低于8%,控制高溫高壓濾失量小于12mL。

    3.3.2 控制密度1.30-1.32g/cm3,粘度50s左右,復(fù)配使用1%陽離子瀝青粉和1%高軟化點乳化瀝青,定期補充聚胺抑制劑和KCl,加入0.5-1%聚合醇,防止井壁坍塌。

    3.3.3 振動篩使用200目篩布,間斷使用離心機。短起下時清掏沉砂漏斗,將固相控制在12%以內(nèi)。

    3.4 四開(6285-6890m)

    四開鉆遇奧陶系恰爾巴克組、一間房組和鷹山組,巖性以灰?guī)r為主,中完電測井底溫度175℃,采用抗高溫聚磺鉆井液體系。

    3.4.1 四開開鉆前將密度提高至1.45g/cm3,鉆進至6407m,出現(xiàn)全烴異常,逐漸上提密度,至中完時密度提高至1.60 g/cm3。

    3.4.2 使用0.5%PAC-HV將粘度維持在50-55s,添加0.2-0.3%硅氟降粘劑調(diào)整流型,逐步提高磺化材料加量至10-12%,添加0.2%表面活性劑,提高鉆井液高溫穩(wěn)定性。

    3.5 五開(6890-7168m)

    五開鉆遇奧陶系蓬萊壩組,巖性以白云質(zhì)灰?guī)r為主,井底溫度超過190℃。采用抗高溫高密度聚磺鉆井液體系。

    3.5.1 控制膨潤土含量為20-25g/L,保持CSMP-2和SPR含量達到12%,表面活性劑含量達到0.3-0.5%、SF260含量0.3%、PAC-HV含量0.5-0.8%、高軟化點乳化瀝青含量2%,添加0.3-0.5%極壓減磨劑,確保鉆井液在高溫下具有良好的沉降穩(wěn)定性、流變性、濾失造壁性和潤滑性。

    3.5.2 以1.80g/cm3密度開鉆,采用控壓鉆井技術(shù),根據(jù)后效情況逐步將密度提高至1.85g/cm3。鉆進至7108m后多次出現(xiàn)溢流及漏失,鉆至7168m,因密度窗口窄,開泵出現(xiàn)漏失,停泵出現(xiàn)溢流,提前完鉆轉(zhuǎn)入完井測試。

    3.5.3 儲備2.20g/cm3重漿400m3,持續(xù)攪拌,定期循環(huán)處理,確保儲備重漿性能穩(wěn)定。

    4 認識與體會

    4.1 二開上部井段鉆速快,鉆屑易分散,膨潤土含量及固相含量不易控制,在聚合物體系轉(zhuǎn)化為KCl-聚合物體系時,易出現(xiàn)粘切過高的現(xiàn)象。采取大分子聚合物與硅醇抑制劑配合使用,抑制粘土水化分散,強化使用固控設(shè)備,及時清掏沉砂罐,可有效控制膨潤土及固相含量,保持良好流型。

    4.2 三開井段采用鉀胺基聚磺鉆井液體系,將密度控制在1.30-1.32g/cm3,使用陽離子瀝青粉、高軟化點乳化瀝青及聚合醇協(xié)同防塌,成功地解決了奧陶系卻爾卻克組井壁坍塌難題,井徑擴大率僅為4.81%。

    4.3 本井通過優(yōu)選磺化處理劑,優(yōu)化聚磺體系配方,在五開鉆進及完井作業(yè)期間,鉆井液密度高達1.85g/cm3,井底溫度高達190℃,性能穩(wěn)定,鉆井液長時間靜止后,未出現(xiàn)下鉆遇阻、開泵困難等現(xiàn)象,較好地解決了高密度水基鉆井液在高溫下性能不易控制的技術(shù)難題。

    4.4 本井五開井底溫度高、地層壓力大,密度窗口窄,在鉆井及完井作業(yè)期間多次使用2.0-2.2g/cm3重漿壓井,井控風(fēng)險極大。因此,現(xiàn)場儲備足量的優(yōu)質(zhì)重漿,持續(xù)攪拌、定期循環(huán)處理,確保儲備重漿性能穩(wěn)定及管線暢通,對降低井控風(fēng)險至關(guān)重要。

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