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        下?lián)P子地區(qū)抗高溫鉆井液性能的維護(hù)技術(shù)

        2017-03-03 14:12:58譚森中國(guó)石油大學(xué)華東山東青島266580
        化工管理 2017年6期
        關(guān)鍵詞:膠液揚(yáng)子鉆井液

        譚森(中國(guó)石油大學(xué)(華東),山東 青島 266580)

        下?lián)P子地區(qū)抗高溫鉆井液性能的維護(hù)技術(shù)

        譚森(中國(guó)石油大學(xué)(華東),山東 青島 266580)

        在高溫條件下,鉆井液中的各種組分會(huì)發(fā)生降解、發(fā)酵、增稠及失效等變化,從而使鉆井液的性能發(fā)生劇變,并且不易調(diào)整和控制,大大增加誘發(fā)井下復(fù)雜情況的可能性。下?lián)P子地區(qū)超深井東深1井采用逐步轉(zhuǎn)換的方法將井漿轉(zhuǎn)換為抗高溫的鉆井液體系,同時(shí)采取有針對(duì)性的維護(hù)措施穩(wěn)定鉆井液性能,確保東深1井安全順利完鉆及完井,為下?lián)P子地區(qū)抗高溫鉆井液的性能維護(hù)積累了經(jīng)驗(yàn)。

        下?lián)P子;抗高溫;性能維護(hù)

        東深1井是布置在江蘇省下?lián)P子地區(qū)的一口區(qū)域探井,井身結(jié)構(gòu)為四開(kāi)直井,實(shí)際完鉆井深6800m。本井從上向下依次鉆遇了第四系、志留系茅山組、墳頭組、高家邊組、奧陶系五峰組、湯頭組、大田壩組、牯牛潭組、大灣組、紅花園組、侖山組、寒武系觀音臺(tái)組、炮臺(tái)山組合幕府山組。

        該井地溫梯度高,井底溫度預(yù)計(jì)達(dá)到180℃以上。在高溫條件下,鉆井液中的各種組分均會(huì)發(fā)生降解、發(fā)酵、增稠及失效等變化,從而使鉆井液的性能發(fā)生劇變,并且不易調(diào)整和控制,大大增加誘發(fā)井下復(fù)雜情況的可能性。因此為了滿足東深1井高溫條件下的鉆進(jìn)及長(zhǎng)時(shí)間空井的要求,東深1井采用優(yōu)良的抗高溫鉆井液性能維護(hù)技術(shù)顯得尤為重要。

        1 鉆井液轉(zhuǎn)化

        1.1 抗高溫鉆井液轉(zhuǎn)化

        該井二開(kāi)使用抗溫140℃的聚胺鉆井液,轉(zhuǎn)換聚胺鉆井液前充分利用三級(jí)固控降低鉆井液的固相含量,含砂量小于0.5%,保證鉆井液擁有較好的流型,粘度控制在50s以內(nèi)。為防止鉆井液起泡,先按鉆井液循環(huán)周加入0.1%聚胺專用消泡劑后,以細(xì)流方式按3至4個(gè)循環(huán)周均勻加入0.2%聚胺,加入地點(diǎn)選擇在除砂器吸入口前,防止聚胺未混合均勻入井。轉(zhuǎn)換過(guò)程中注意測(cè)量鉆井液性能,鉆井液粘切保持和轉(zhuǎn)換前基本接近【1】。

        三開(kāi)使用聚胺聚磺防塌防卡鉆井液,三開(kāi)前根據(jù)配方“一開(kāi)井漿+0.2~0.3%NH-1+0.2~0.3%PHP+0.6~0.8%NH4HPAN+ 0.1~0.2%CMC+0.5~0.6%KHPAN+1~2%OSAMK+1~2%低熒光防塌瀝青+2~5%潤(rùn)滑劑”配置好膠液,采取逐步轉(zhuǎn)化的方法,按循環(huán)周多次替入膠液,循環(huán)均勻至性能穩(wěn)定。

        四開(kāi)使用抗高溫聚磺防塌防卡鉆井液,四開(kāi)前根據(jù)配方“2~3%NV-1+0.2~0.3%PHP+3~5%SMP-1+3~5%SMC+1~2% SMT+2~3%高軟化點(diǎn)瀝青+0.2%PAC+0.2%SP-80+5%HLA+ 0.2%KOH+3%PHPT-2+1%SF-1+3%SPNH+1%抗磨潤(rùn)滑劑+復(fù)合活化重晶石粉”配置膠液,然后采取逐步轉(zhuǎn)化的方法,分多次替入膠液,保證鉆井液在轉(zhuǎn)化初期性能不出現(xiàn)較大幅度的波動(dòng),確保井壁穩(wěn)定,然后按照循環(huán)周加入,循環(huán)均勻至性能穩(wěn)定。

        1.2 轉(zhuǎn)化效果

        東深1井抗高溫鉆井液轉(zhuǎn)化從二開(kāi)開(kāi)始,轉(zhuǎn)化后順利鉆至井深6800m,測(cè)井等完井作業(yè)順利完成,鉆井液性能滿足設(shè)計(jì)和鉆井施工需要,達(dá)到了鉆井液轉(zhuǎn)化目的。

        2 鉆井液維護(hù)的關(guān)鍵措施

        (1)嚴(yán)格控制鉆井液中固相含量,特別是膨潤(rùn)土含量,高溫鉆井液中過(guò)高的固相含量會(huì)使鉆井液抗溫性能變差,導(dǎo)致鉆井液流變性能不穩(wěn)定,粘度、切力偏高,流動(dòng)性和攜巖效果差,泥餅質(zhì)量差,井壁不穩(wěn)定等,增加鉆井液性能維護(hù)的難度和鉆井施工的風(fēng)險(xiǎn)。該井的維護(hù)措施是維護(hù)、使用好固控設(shè)備,充分使用振動(dòng)篩、除砂除泥器和離心機(jī)來(lái)清除不同粒徑的固相顆粒;此外還配置膠液稀釋井漿、并利用化學(xué)絮凝的方法來(lái)減少鉆井液中固相含量。該井6470-6800m井段每次短起下、起鉆時(shí)都使用高粘膠液攜帶井底沉砂,增加循環(huán)周和處理用時(shí),保證順利完鉆和測(cè)井,并有效解決了鉆井液稠化的問(wèn)題。

        (2)因?yàn)榭垢邷劂@井液比常規(guī)鉆井液需要多得多的處理劑才能維護(hù)鉆井液性能,且東深1井為一口超深井,隨著鉆井深度的增加,溫度的升高,鉆井液使用時(shí)間的加長(zhǎng),鉆井液性能將逐漸破壞,而且深度越大,性能破壞愈劇烈,速度變換也快,因此在施工過(guò)程中該井準(zhǔn)備一個(gè)鉆井液罐配置補(bǔ)充膠液,根據(jù)鉆井液性能檢測(cè)隨時(shí)補(bǔ)充膠液,以彌補(bǔ)深井高溫對(duì)鉆井液的破壞作用而帶來(lái)的損失,維護(hù)好鉆井液的性能。

        (3)優(yōu)選抗高溫的處理劑,關(guān)鍵是降濾失劑和稀釋劑,該井選用PHPT-2和SF-1兩種處理劑,利用高溫改善鉆井液體系,將不利因素變?yōu)橛欣蛩亍?/p>

        (4)高溫作用后鉆井液PH值會(huì)下降,PH值下降程度愈大,會(huì)惡化鉆井液性能,破壞鉆井液的熱穩(wěn)定性,該井施工過(guò)程中及時(shí)用燒堿調(diào)節(jié)好鉆井液的酸堿值,對(duì)保證鉆井液的性能穩(wěn)定至關(guān)重要。

        (5)鉆井液中高濃度重晶石粒子之間的作用不僅對(duì)鉆井液沉降穩(wěn)定性有重要影響,而且還直接增加鉆井液的靜切力與動(dòng)切力以及鉆井液的表觀粘度。故東深1井施工過(guò)程中根據(jù)施工情況合理調(diào)整鉆井液密度,確保鉆井液性能的穩(wěn)定。

        3 結(jié)語(yǔ)

        (1)結(jié)合工程措施來(lái)維護(hù)好鉆井液性能,如優(yōu)選工具和工藝縮短鉆井周期,降低施工風(fēng)險(xiǎn)。

        (2)聚胺聚磺鉆井液具有較好的抑制性和防塌性。使用維護(hù)好的聚胺聚磺防塌防卡鉆井液,東深1井三開(kāi)井眼裸露138天,施工過(guò)程安全順利。

        (3)聚胺聚磺抗高溫鉆井液在使用過(guò)程中,氣泡產(chǎn)生多,嚴(yán)重影響了前2個(gè)循環(huán)周泵效和泵壓的穩(wěn)定,對(duì)井控工作產(chǎn)生不利影響,同時(shí)現(xiàn)場(chǎng)使用了大量的消泡劑,且效果不理想,建議優(yōu)選消泡劑,降低表面張力,減弱氣泡的形成。

        (4)由于東深1井井眼摩阻較大,因此工程上要求加入大量的潤(rùn)滑劑,由于潤(rùn)滑劑補(bǔ)充量過(guò)大,粘度上升,導(dǎo)致DS-302使用量較大,后期基本沒(méi)有效果,建議提升井身質(zhì)量控制工藝和技術(shù),以減小鉆井液性能維護(hù)的難度。

        (5)對(duì)于下?lián)P子地區(qū)施工周期長(zhǎng)的井,建議各開(kāi)次不使用鉆井液轉(zhuǎn)化的方法,而是按照鉆井液配方配置新漿替換掉使用時(shí)間長(zhǎng)的老井漿,以保證鉆井液的各項(xiàng)性能滿足實(shí)際施工要求。

        [1]趙秀全,李偉平,王中.長(zhǎng)深5井抗高溫鉆井液技術(shù).石油鉆探技術(shù).2007,35(6):69-72.

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