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        高密度油基鉆井液在陽(yáng)101H3-6 井長(zhǎng)水平段的應(yīng)用

        2021-07-25 08:04:06張立新
        鉆探工程 2021年7期
        關(guān)鍵詞:巖屑乳化劑井眼

        張立新,劉 瑞

        (1.中石化華北石油工程有限公司西部分公司,新疆 輪臺(tái) 841600;2.中國(guó)地質(zhì)大學(xué)(北京),北京 100083)

        0 引言

        近年來(lái),頁(yè)巖氣等非常規(guī)資源探勘開發(fā)逐步實(shí)現(xiàn)規(guī)模化。頁(yè)巖遇水極易膨脹分散,從而造成井壁失穩(wěn)[1-2],影響生產(chǎn)效率。油基鉆井液潤(rùn)滑性好,抑制性能強(qiáng),能夠有效抑制頁(yè)巖水化膨脹,保持井壁穩(wěn)定[3-6]。

        我國(guó)川渝地區(qū)頁(yè)巖氣儲(chǔ)量豐富,油基鉆井液已成為該地區(qū)頁(yè)巖氣水平井的核心技術(shù)之一[7-8]。但是,川渝地區(qū)頁(yè)巖氣儲(chǔ)層深,地層壓力系數(shù)大,井壁失穩(wěn)問題嚴(yán)重[9-10],水平段鉆進(jìn)過程中對(duì)油基鉆井液性能要求嚴(yán)格。

        陽(yáng)101H3-6 井是位于四川省瀘州區(qū)塊一口頁(yè)巖氣水平井,目的層位志留系龍馬溪組,四開設(shè)計(jì)斜深3120~5517 m。該井水平段長(zhǎng),目的層位龍馬溪組地層壓力系數(shù)預(yù)測(cè)高達(dá)2.10,地層層理發(fā)育,井底溫度較高,給井壁穩(wěn)定和清潔,以及鉆井液體系的穩(wěn)定都帶來(lái)了困難。采用了高密度油基鉆井液技術(shù),并引入了新型主乳化劑I 型,井眼凈化效果好,井壁穩(wěn)定,無(wú)嚴(yán)重井下復(fù)雜情況,順利完鉆。

        1 鉆井技術(shù)難點(diǎn)及鉆井液對(duì)策

        1.1 井壁穩(wěn)定問題

        根據(jù)鄰井陽(yáng)101H3-8、陽(yáng)202-H2 等井況資料與相關(guān)地質(zhì)資料顯示,龍馬溪組頁(yè)巖脆性指數(shù)高,地層壓力系數(shù)高,地層層理發(fā)育,水平段鉆進(jìn)過程中極易發(fā)生井壁失穩(wěn)。

        主要采取以下技術(shù)措施解決井壁穩(wěn)定問題:

        (1)選用高密度油基鉆井液,平衡地層壓力,保持井壁穩(wěn)定;

        (2)通過調(diào)整基礎(chǔ)油與CaCl2水溶液,維持穩(wěn)定的油水比,減少頁(yè)巖的水化膨脹,降低井壁失穩(wěn)的風(fēng)險(xiǎn);

        (3)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)儲(chǔ)備足夠量的封堵與防塌材料,可根據(jù)井下實(shí)際情況適當(dāng)添加封堵劑與防塌劑,提高鉆井液防塌封堵能力,減少井壁失穩(wěn);

        (4)根據(jù)應(yīng)用情況適當(dāng)調(diào)整降濾失劑加量,使高溫高壓濾失量≯3 mL。

        1.2 井眼凈化問題

        陽(yáng)101H3-6 井四開井段設(shè)計(jì)長(zhǎng)度2397 m,井斜角大,水平段長(zhǎng),在重力作用下,長(zhǎng)水平段鉆進(jìn)過程中極易形成巖屑床,井眼凈化難度大。該井鉆井液密度要求高,固相含量高,鉆井液粘度易升高[11],攜巖能力受到影響,進(jìn)一步加劇了巖屑床的沉淀堆積。巖屑床易引起摩阻扭矩的增大,造成井下復(fù)雜。因此,鉆井液需具備合適的粘度與切力,且能夠保持穩(wěn)定,以保證良好的攜巖能力。

        為保證井眼凈化效果,有效清理巖屑床,降低摩阻扭矩,避免井下復(fù)雜事故,主要采取以下維護(hù)措施:

        (1)引入新型乳化劑,施工中監(jiān)測(cè)鉆井液性能,維持合適的粘度與切力,保證油基鉆井液能夠有效攜巖;

        (2)鉆進(jìn)中鉆具保持旋轉(zhuǎn)或上下活動(dòng),分段循環(huán)鉆井液,起鉆前需循環(huán)井漿1~2 個(gè)循環(huán),起鉆至直井段時(shí)需再次循環(huán)。

        1.3 穩(wěn)定性問題

        高密度油基鉆井液對(duì)溫度變化更為敏感[12],陽(yáng)101H3-6 井井底溫度約150 ℃,鉆井液循環(huán)過程中溫度變化大,流變性與穩(wěn)定性難以維護(hù)。為保證良好的流變性與穩(wěn)定性,主要采取以下措施:

        (1)引入新型乳化劑,提高鉆井液的穩(wěn)定性,根據(jù)破乳電壓值調(diào)整基礎(chǔ)油和乳化劑加量比例,調(diào)控CaCl2水溶液濃度,使鉆井液破乳電壓值始終保持在400 V 以上;

        (2)加強(qiáng)鉆井液固相含量控制,全程開啟振動(dòng)篩,除砂器、除泥器使用率達(dá)到85%,離心機(jī)使用率在20%~40%,離心機(jī)使用時(shí)加強(qiáng)密度監(jiān)測(cè),如遇到異常情況及時(shí)處理。

        2 高密度油基鉆井液配方優(yōu)選

        2.1 正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)

        乳化劑能夠降低油水界面張力,形成牢固的吸附膜,從而使油基鉆井液保持穩(wěn)定的油包水乳化狀態(tài)[13-14];濾液滲入地層易引起泥頁(yè)巖膨脹掉塊,造成井壁失穩(wěn),鉆井液中必須加入合適的降濾失劑,控制濾失量[15]。新型主乳化劑Ⅰ型以有機(jī)酸、有機(jī)胺與二元酸酐為主要原料經(jīng)過縮聚反應(yīng)合成,其分子結(jié)構(gòu)中含有多個(gè)強(qiáng)親水的酰胺基,同時(shí)在其末端含有羧基,能夠有效降低油水界面張力,具有較高的乳化率,同時(shí)具備優(yōu)異的抗溫抗鹽性能。通過引入主乳化劑Ⅰ型,以主乳化劑、輔乳化劑、降濾失劑、潤(rùn)濕劑為優(yōu)化因子,設(shè)計(jì)了四因素三水平正交試驗(yàn),各因素與水平見表1。其余實(shí)驗(yàn)條件為:油水比80∶20(柴油∶25%CaCl2水溶液),1%有機(jī)土,3%CaO,重晶石加重至密度2.2 g/cm3。

        表1 正交試驗(yàn)因素與水平Table 1 Factors and levels of orthogonal test

        2.2 配方確定

        按照四因素三水平正交試驗(yàn)規(guī)則,配置9 組油基鉆井液,150 ℃老化16 h 后,測(cè)取鉆井液流變性、破乳電壓與高溫高壓濾失量,結(jié)果如表2 所示。

        表2 鉆井液正交試驗(yàn)結(jié)果Table 2 Orthogonal test results of the drilling fluid

        按照正交試驗(yàn)數(shù)據(jù)處理規(guī)則,結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)施工實(shí)際需求,確定最終高密度油基鉆井液配方為:2%主乳化劑+3%輔乳化劑+3%潤(rùn)濕劑+4%降濾失劑+1% 有機(jī)土+3%CaO,油水比80∶20(柴油∶25%CaCl2水溶液),現(xiàn)場(chǎng)使用時(shí)可根據(jù)實(shí)際情況對(duì)各處理劑加量進(jìn)行適當(dāng)調(diào)整。

        3 高密度油基鉆井液性能評(píng)價(jià)

        3.1 基本性能

        優(yōu)選的高密度油基鉆井液基本性能如表3 所示,150 ℃老化16 h 后,鉆井液性能變化不大,高密度條件下重晶石無(wú)沉淀現(xiàn)象,流變性良好,破乳電壓值高,乳化效果好,高溫高壓濾失量為2.0 mL,性能滿足需求。

        表3 鉆井液基本性能Table 3 Basic performance of the drilling fluid system

        3.2 抑制性評(píng)價(jià)

        通過巖屑滾動(dòng)回收和線性膨脹的方法評(píng)價(jià)高密度油基鉆井液的抑制性。

        巖屑滾動(dòng)回收實(shí)驗(yàn)方法:取粒徑6~10 目的層位巖屑50 g,倒入裝有清水與油基鉆井液的老化罐中,150 ℃老化16 h 后,過40 目篩,充分清洗烘干后稱取剩余巖屑質(zhì)量,計(jì)算滾動(dòng)回收率。

        線性膨脹采用HTP-2A 型高溫高壓頁(yè)巖膨脹儀進(jìn)行實(shí)驗(yàn),實(shí)驗(yàn)方法為:取烘干后頁(yè)巖10 g 置于巖心套管模具內(nèi),然后置于壓力機(jī)上14 MPa 壓置5 min 以上,利用頁(yè)巖膨脹儀測(cè)取在油基鉆井液與清水環(huán)境下16 h 的膨脹率。

        實(shí)驗(yàn)結(jié)果:清水巖屑剩余12.26 g,滾動(dòng)回收率24.52%;油基鉆井液巖屑剩余47.42 g,滾動(dòng)回收率達(dá)94.84%。線性膨脹實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示,高密度油基鉆井液對(duì)陽(yáng)101H3-6 井目的層巖屑的膨脹率為0.64%,而清水膨脹率高達(dá)36.6%。

        綜合上述實(shí)驗(yàn),說(shuō)明高密度油基鉆井液抑制性強(qiáng),能夠抑制頁(yè)巖的分散,有利于保持井壁的穩(wěn)定,減少?gòu)?fù)雜情況。

        3.3 抗污染性評(píng)價(jià)

        陽(yáng)101H3-6 井主要污染源來(lái)自巖屑,主要評(píng)價(jià)了高密度油基鉆井液抗巖屑污染性能。在鉆井液中加入不同比例10~20 目的層位巖屑,150 ℃老化16 h 后,測(cè)取鉆井液基本性能,結(jié)果如表4 所示。由表4可見,巖屑對(duì)鉆井液性能影響較小,各項(xiàng)指標(biāo)在合理范圍內(nèi),性能滿足施工需求。

        表4 巖屑污染實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 4 Experimental results of cuttings pollution

        3.4 小結(jié)

        綜上所述,高密度油基鉆井液抑制性能良好,有利于井壁穩(wěn)定,減少事故發(fā)生;抗巖屑污染能力較強(qiáng),能夠保持性能穩(wěn)定。高密度油基鉆井液能夠滿足陽(yáng)101H3-6 井長(zhǎng)水平段需求,可用于實(shí)際施工。

        4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

        陽(yáng)101H3-6 井實(shí)際完鉆井深6050 m,A 靶點(diǎn)井深3920 m,水平段長(zhǎng)2130 m,水平位移2615 m。該井2020 年5 月28 日完成油基鉆井液轉(zhuǎn)換,2020 年7月21 日順利完鉆,鉆進(jìn)過程安全,無(wú)井下復(fù)雜事故。水平段鉆進(jìn)過程中,高密度油基鉆井液性能穩(wěn)定,破乳電壓值保持在400 V 以上;抑制性與封堵性強(qiáng),井壁穩(wěn)定;粘度、切力保持在合適范圍內(nèi),攜巖能力強(qiáng),井眼凈化效果好,鉆進(jìn)過程中摩阻扭矩低。施工過程中,采用“旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向+螺桿”的鉆具組合進(jìn)行滑動(dòng)鉆進(jìn),配合高密度油基鉆井液技術(shù),保證了陽(yáng)101H3-6 井水平段的順利鉆進(jìn),大幅度地提高了鉆進(jìn)效率。高密度油基鉆井液性能如表5 所示。

        表5 陽(yáng)101H3-6 井高密度油基鉆井液性能Table 5 Properties of the high density oil based drilling fluid for Well Yang101h3-6

        5 結(jié)論

        (1)結(jié)合鄰井井況資料與相關(guān)地質(zhì)資料,分析了陽(yáng)101H3-6 井長(zhǎng)水平段鉆進(jìn)技術(shù)難點(diǎn),提出了高密度油基鉆井液技術(shù)對(duì)策。

        (2)引入了新型主乳化劑,通過正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)與結(jié)果分析,優(yōu)選出了適用于陽(yáng)101H3-6 井長(zhǎng)水平段的高密度油基鉆井液,配方為:2%主乳化劑+3%輔乳化劑+3%潤(rùn)濕劑+4%降濾失劑+1%有機(jī)土+3%CaO,油水比80∶20(柴油∶25%CaCl2水溶液)。

        (3)評(píng)價(jià)試驗(yàn)表明,該鉆井液具備良好的流變性,性能穩(wěn)定,抑制性能良好,抗污染能力強(qiáng)。

        (4)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用證明,該高密度油基鉆井液性能穩(wěn)定,破乳電壓高,流變性良好,粘度、切力合適,抑制性強(qiáng)。陽(yáng)101H3-6 井超長(zhǎng)水平段鉆進(jìn)過程中,井眼凈化效果好,井壁穩(wěn)定,無(wú)嚴(yán)重井下復(fù)雜情況,順利完鉆,結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)日常維護(hù)措施與工程措施,高密度油基鉆井液使用中性能穩(wěn)定,大幅提高了鉆進(jìn)效率,可在類似頁(yè)巖氣水平井水平段推廣應(yīng)用。

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