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文本内容:
西南钻井液技术
一、2011年钻井基本情况2011年,开钻6口(元陆10井、建35-5井、建页HF.1井、新店1井、箭竹1井、建密HF-1井),完井7口(黄页1井、兴隆101井、建页HF-1井、元陆10井、建35-5井、新店1井、元坝224井),完成钻井进尺
25875.77米钻井总时间32014小时,其中,生产时间29282小时,占时效
91.47%;非生产时间2732小时,占时效
8.53%,其中,井下故障为
2.79%、复杂为
5.31%主要经济技术指标对比速度指标时效指标,%工程质年度量机械钻速钻机月速非生产时效井下故障(%)井下殳杂(%)m/h nV台月(%)2009合格
2.
025297.
672.
743.652010合格
3.
317347.
030.
262.752011合格
2.
535828.
530.
795.31
二、取得的成绩
1、钻井液技术不断进步
(1)井深和钻井液密度都刷新江汉钻井新记录
①元坝224井
244.5mmx7120m
②元陆10井钻井液密度
2.40g/cm3,因喷漏同层,还带10%的堵漏材料钻进
(2)防塌体系逐步完善定型
①陆相地层防塌重点密度调整、泥饼质量
②转化浆配方防塌封堵是重点,注意转化方式(正常转化建议下光钻杆一次性建立液柱压力保井眼稳定)
③泡沫钻井防塌要求时间7天左右
(3)油基泥浆成功钻探了建页HF-1井建页HF-1井是建南构造侏罗系下统自流井组东岳庙段页岩气评价井,是一口浅层大位移水平井,完钻井深
1777.77米,位移
1238.19m现场使用过程中通过与哈里伯顿的合作,钻井液性能设计合理,执行宜昌会议精神密度选择合适,搞好油基钻井液配制、维护处理,井眼稳定,砂样纯净无垮塌;全井钻进施工顺利,为今后该区块页岩层大位移水平井的进一步勘探开发积累了宝贵的经验
2、故障复杂得到有效控制
(1)近三年故障时效分别为
2.74%,
0.26%,
0.79%
(2)近三年复杂时效分别为
3.65%,
2.75%,
5.31%
(3)杜绝了恶性井下故障,发生的故障主要为空气钻断钻具、泥浆钻断减震器等
(4)井漏占复杂时间的85%以上
三、钻井面临的问题
1、天然气井井控压力比较大
(1)储备浆重浆+轻浆元坝区块
2.5-
2.6g/cm3*700m
31.8-
1.9g/cm3*400m3
(2)现有的加重泵在钻井液密度较高情况下压力不够加重困难
(3)搅拌机吹灰加重时,搅拌机功率小、效果不太理想
(4)天然气对钻井液的密度和粘度影响大,压井作业时间长
2、战线长、钻井液技术管理难度大
(1)井位分布在湖北、四川、重庆和贵州
(2)每口井的钻井液技术都不大一样
(3)同一个井场打两口井地层情况也有变化
(4)每口井都是重点井
(5)现场技术人员要有很强的应变能力
(6)钻井液材料没有质检保障
3、钻井液技术复杂
(1)维持井壁稳定难度高
①裸露时间长,~5个月
②部分井陆相层段地层破碎(页岩、脆性泥岩)
③部分构造煤层发育(隆盛1井)
④盐、石膏层发育(兴隆101井)
⑤做承压对井壁影响大
⑥井径变化后维持稳定所需泥浆密度发生较大变化
(2)污染类型多盐水、盐膏、CO
2、钻屑长期被研磨后细分散、HCO
3、H2S、油、气
(3)温度高,最高150°C
(4)压力变化大,变化范围
0.85~
2.40g/cm3
(5)产层保护要求严
4、故障、复杂难处理
(1)喷、漏、塌、卡本身处理难度高压井时防漏、关井时防卡、井漏时防喷防塌、井塌时防卡,深井阶段处理起来更难
(2)故障、复杂复合出现元陆10井喷漏同层,新店1井减震器断打捞时井垮等
(3)复杂情况对钻井液性能要求高流动性、抗污染、携带性、润滑性都要根据井下情况调整好
四、成熟的钻井液技术
1、聚合物防塌钻井液技术
(1)适用地层上部陆相地层,井深小于3500米
(2)优点配制维护简单,抑制能力强,颜色浅
(3)维护处理要点
①膨润土含量调至35〜45g/l
②用K-PAM、XC维护保持钻井液有良好的流变性和较强的携带能力
③保证钻井液失水要小、封堵性好、有利于井壁稳定
2、聚磺润滑钻井液技术
(1)适用范围海相水平井、大斜度井
(2)优点润滑性好,携带能力强3维护处理要点
①膨润土含量调至30〜40g/l
②用LV-CMC.SMP-
2、GS-1控制钻井液API滤失量2〜5ml
③钻至井斜达3度左右加入液体润滑剂6%,大斜度井段钻进保持泥饼摩擦系数小于
0.
13、高密度钻井液技术1适用范围高压地层、深井2维护处理要点
①钻井液的般土含量要控制在20mg/l以下
②选择不增稠的降失水剂和加重剂
③尽量不使用大分子聚合物
④在粘切偏高时可以用效果好地强抑制剂来调整
4、空气钻转化钻井液技术1转化浆要求失水小,封堵性好,成膜性好,提前配好2密度的确定建南区块
1.15g/cm3,兴隆区块
1.30g/cm3,元坝区块:
1.g/cm33转化过程控制正常转化:堵漏浆先行,转化浆跟进,分次灌满井眼出水出气后的转化根据区块漏失情况不一样,在转化浆中提前加入一定比例的堵漏材料,可以边起边灌,最好采取正灌,高度控制在300-500米,灌浆原则是不淹没钻头
5、防漏堵漏钻井液技术井漏不仅单纯的延长钻井周期、损失钻井液、影响地质录井工作、损害油气层,而且有可能引起卡、喷、塌等一系列复杂情况的发生,甚至导致井眼报废,造成重大经济损失,在鄂西渝东地区钻井实践中,堵漏、提承压技术得到逐渐提高,目前己形成了随钻堵漏、桥浆堵漏、KSY堵漏、HALS堵漏、凝胶堵漏、水泥堵漏、混凝土堵漏、桥塞水泥复合堵漏、、刚性颗粒堵漏等技术,部分技术取得较好效果施工工艺也得到完善,由通常采用的静止蹩压堵漏提承压,发展到节流循环进行堵漏提承压在无法堵漏的情况下,上部采用清水或泥浆强钻,下部采用随钻堵漏浆钻进
6、超高密度随钻堵漏钻井液技术元陆10井:井深4223-4796m,堵漏剂含量10%,泥浆性能密度
2.40g/cm
3、粘度87”失水2ml、HTHP失水:11ml、切力1l/20Pa
五、提速提效思考钻井液技术的完善和发展就是为了最大程度地保障钻井各项工序的安全、顺利地实施,最大限度地减少故障和复杂发生的时间,提高机械钻速;下面分析一下钻井液方面影响提速提效的几个因素及解决思路
1、下步技术重点工作
(1)加强各区块的泥浆技术现场管理,搞好故障、复杂预控,尽量减少井下故障和复杂时间在处理井垮,井漏等方面,继续开展调查研究,进行技术攻美,争取在2012年故障复杂时效比2011年减少一个百分点
(2)加强高密度钻井液的技术研充,在抗高温、抗污染和抑制性方面要进一步探索新产品、新配方,完善超高密度钻井液体系的配方及维护处理措施,为元坝工区提速提效做好技术保障
2、硬脆性泥岩垮塌,注意以下几个方面
(1)钻井液体系的选择要注重防塌封堵性,失水要小,泥饼要好
(2)空气钻转化时合理选择转浆方式
(3)钻井液密度必须根据井下情况及时调整,这是井壁稳定的前提条件
3、井漏,应加强以下几个方面的工作
(1)堵漏原则应发现一层,堵死一层,以免在下部井段再发现井漏时无法判断漏失层;
(2)优化常规堵漏材料及配方;在光钻杆下去堵漏时可随时调整配方堵死为止
(3)规范堵漏工艺,要根据漏层的性质,科学确定配浆数量、浓度、注浆层位、蹩挤量、蹩挤方式、蹩挤时间、放压方式等,提高堵漏浆利用率和堵漏效果
(4)有多个漏层时采用测漏仪快速确定漏层,避免盲堵
(5)因井漏会消耗大量钻井液,要做好钻井液材料组织和基浆储备工作
4、固井前承压作业,以后做承压建议两点
(1)对于承压堵漏,要树立切合实际的目标,根据上层套管深度和实钻情况确定合理的密度值;建南区块技套固井建议还是采用原来好的做法,正注反挤
(2)优选经济合理方法进行承压作业,用细组份占比大的刚性堵漏材料配合随钻堵漏工艺方法,效果好、成本低
5、重视固控装备和循环系统西南分公司井队所配备的固控装备厂家比较多,效果参差不齐,相对中原、胜利井队的配备还有•定差距,特别是在元坝施工的井队,在高密度钻井液钻进时,效果不好,钻屑大部分被反复循环,最后分散在钻井液中,造成钻井液性能难以控制,在调整时须要时间、空间和消耗泥浆材料,环保治理工作难度加大,影响整口井的效益有些队罐内置管线问题很多,循环罐上的搅拌机力度偏小,加重泵在抢险关键时刻不能用,这些虽然是设备配套的问题,但影响了钻井液的配制和维护,从而影响钻井速度和效益
6、做好老泥浆的回收再利用2012年在交通比较便利的地方我们要做好老泥浆的回收再利用,元坝区块争取转运老泥浆1200方,建南区块转运300方,在老泥浆利用的同时也减少了钻后治理的费用,一举多得,也是提速提效的重点工作。