克拉玛依油田水平井 钻井液完井液技术应用分析,汇报提纲,前言 一、水平井钻井液任务完成情况 二、水平井钻井液技术 三、存在问题分析 四、20XX年打算,水平井项目是20XX年新疆油田公司和新疆石油管理局两大重点工程之一。在油田开发公司各项目部，局特殊工艺项目部及钻井公司相关单位的指导和帮助下，通过参战井队、定向、地质及相关方的密切配合，圆满完成了全年水平井钻井液技术服务。钻井液性能达到设计要求，满足了水平井施工需要。培养和锻炼了一批能够胜任水平井钻井液服务的技术人才，为今后水平井施工打下了坚实基础。,前言,20XX年共完成水平井121口，进尺121454m，其中钻井公司泥浆技术服务公司完成56口，准东泥浆技术服务公司5口，钻井工艺研究院43口，创拓公司12口，贝肯公司5口。另外，为地质导向钻井提供钻井液服务一井次，完成鱼骨井中完技套泥浆技术服务和水平段鱼骨施工跟踪服务两井次，完成定向井钻井液技术服务29井次。,一、水平井钻井液任务完成情况,分区技术指标统计,一、水平井钻井液任务完成情况,1.主要技术难点 石南31井区2100m以下的呼图壁组、清水河组平均渗透率20.3510-3m2，压力系数低0.97，易漏失。岩性伊利石为主，膨润土含量高，成岩性差，易水化膨胀坍塌掉块。 浅层稠油地层埋藏浅，垂深一般140m-600m，斜深380m-850m，欠压实,岩石胶结强度低，井壁稳定性差。很多区块长年注汽，原始地层压力被破坏。 水平井钻井中，钻具、套管在重力作用下，紧靠井壁低侧；钻屑在径向分力作用下，易滑向井眼低边。钻井过程中易发生粘附卡钻、沉砂卡钻、下套管遇阻等问题。因此水平井钻井液性能比直井要求高，必须解决好井壁稳定、井眼清洁、润滑减阻等问题，才能保证水平井施工的顺利进行。,二、水平井钻井液技术,2.钻井液配方及性能要求 各区块水平井钻井液体系均为聚磺钻井液体系，具体配方及性能要求如下： 石南31井区及陆9井区：4%坂土+0.2%纯碱+0.2%烧碱+0.4%0.6%包被剂+0.3%0.4%降滤失剂+0.3%0.4%铵盐+2%3%SMP-1(胶)+2%3%胶休沥青(上部地层)+1%2%磺化沥青+2%润滑剂+0.2%消泡剂 性能要求：,二、水平井钻井液技术,浅层稠油井区：4%坂土浆+0.3%包被剂+0.5%铵盐(JL99-1)+3%胶体沥青+0.2%XY-27+2%润滑剂；进入油层前3050m在钻井液中加入2%轻钙、1%重钙和1%油溶性暂堵剂 性能要求：,从使用效果来看，该体系具有性能稳定，失水小，泥饼质量好，润滑性好，处理维护简单，易于掌握和控制的特点。,二、水平井钻井液技术,3.保持井壁稳定 根据不同区块的地层特点，选择合适的钻井液密度，利用径向支撑应力稳定井壁。陆梁石南地区钻井液密度设计为1.051.15g/cm3，考虑到防漏，石南31井区控制在1.051.12g/cm3之间，陆9井区控制在1.051.10g/cm3之间，浅层稠油控制在设计范围内。适当增加聚合物包被剂的用量，聚合物长链分子吸附在井壁上，可阻止水分子的渗透，提高钻井液抑制性；同时长链分子包裹钻屑，抑制钻屑水化膨胀，有利于固控设备清除。合理使用预水化坂土浆，保持钻井液中井优质坂土和聚合物含量，聚合物配比适宜，使坂土颗粒级配合适，以改善泥饼质量，降低失水，浅层稠油井失水6ml；石南31井区、陆9井区失水5ml，适当使用SHC等同类产品控制失水，保证泥饼薄、韧、光滑。,二、水平井钻井液技术,加入足量沥青类处理剂，强化封堵，浅层稠油井井温低，可选择软化点较低的胶体沥青；石南31井区，上部地层选用胶体沥青，下部井段可使用干粉沥青。沥青在井温作用下软化变形，通过物理填塞、封堵和扒糊作用，堵塞地层的微裂隙，或在井壁形成不渗透薄膜，阻止钻井液向地层渗透，抑制地层坍塌。必要时还可适当加入轻钙，作为架桥粒子与填充粒子，快速形成致密、低渗泥饼，保持良好的泥饼质量，进一步提高钻井液的防塌能力。,二、水平井钻井液技术,4.提高携带能力 对于直井段，钻屑在井眼内的轴向分力等于重力，只要钻井液上返速度稍大于岩屑下滑的速度，循环时间足够长，岩屑最终会带出井口。随着井斜的增加，径向分力逐渐增加，轴向分力逐渐减少，当达到90时，径向分力达到最大。在径向分力的作用下，岩屑滑向井眼底边的倾向增大，在这个变化中存在两个临界角和。当井斜角达到时，岩屑颗粒所受径向分力使岩屑脱离钻井液流，滞流环空低侧并向井底方向滑动；当井斜角继续增加达到时，岩屑停止滑动。通过大量室内试验、理论计算和现场经验估计的临界角为2530、为5565。,二、水平井钻井液技术,井斜角在0之间井段，岩屑携带状况与直井段基本相同，不存在岩屑床；井斜角在在之间井段，岩屑脱离钻井液流，滞流井眼底侧并滑向液流的反向而形成岩屑床。当钻井液停止循环时，岩屑床受重力作用而存在下滑趋势；井斜角在90之间井段，岩屑在下井壁形成的岩屑床基本稳定，床体不存在沿井壁低侧下滑的趋势。 提高环空返速可直接影响着环空岩屑的运移方式、状态和环空岩屑浓度。对特定的井斜角、钻井液流变参数存在一个形成岩屑床的临界环空返速，环空返速高于此流速时，环空中岩屑不成床。大量实验和现场经验表明，在3090范围内，环空岩屑成床的临界速度为0.81.0m/s。对于244.5mm井眼，钻井液返速只有0.450.55m/s，增加了携带的难度。,二、水平井钻井液技术,进入造斜点前调整好钻井液性能，适当补充预水化坂土浆和大分子，保持合理的3、6读数，增强钻井、完井液的携带能力和悬浮能力，提高动切力，加强净化清除有害固相，提高钻井液切塑比，控制在0.5左右较为适宜。这样钻井液在低返速下，形成平板型层流，减少岩屑的翻转，可降低环空钻屑浓度和岩屑床厚度，提高携岩效果。特别是石南31井区、陆九井区，钻井液用水硬度较大，粘土不易水化，井场准备坂土浆罐，定期补充工厂轻浆或预水化坂土浆。,二、水平井钻井液技术,加强短提或大幅度上下活动钻具，利用钻头、钻具节箍扰动和破坏岩屑床。在轨迹控制允许的范围内，增加导向钻进(旋转)。对于大斜度井段，岩屑易在环空下侧形成岩屑床，旋转钻具可以搅动沉积的岩屑，有利于床面岩屑离去；转动钻具可以限制偏心效应；对于触变性钻井液，转动钻具可防止钻井液在井壁周围形成不流动层，从而改善井眼净化。,二、水平井钻井液技术,5.降低摩擦阻力，防止卡钻 降低摩擦阻力是项综合技术，与泥饼质量、井壁稳定、井眼清洁、钻井液净化、固相含量等因素有关。因此也要从多方面入手，降低井壁摩擦阻力。加强钻井液净化，减少钻井液中有害固相含量；增强钻井液的抑制性和封堵效果，减少自由水渗入井壁，防止井塌；实钻中控制好井眼轨迹，平滑过渡的井眼；改善钻井液流变性，提高携带效果，降低井眼钻屑浓度，减少岩屑床厚度；钻井液中粘土颗粒级配合理，泥饼薄、韧、致密，在此基础上加入足量润滑剂，降低钻井液摩擦系数。石南31和陆9井区，完钻后可加入35%的原油，提高泥饼润滑性，保证完井作业安全。,二、水平井钻井液技术,6.防漏堵漏 定向钻具中带有螺杆、MWD等仪器，钻井液必须清洁，才能正常工作，堵漏工艺复杂，周期长，一般以防漏为主，堵漏为辅。 石南31井区从表层到目的层都存在漏层，目的层白垩系压力系数0.950.98，防漏方案：加强净化，一般配双离心机，直井段密度控制在1.13g/cm3以下，造斜点后控制在1.101.13g/cm3以内,降低井内液柱压力；控制好钻井液流变性，保证携带的情况下，减少循环阻力；提下钻控制下放速度，减少压力激动，下钻中途洗井12次，破坏钻井液静切力，洗井时排量逐渐增加，最后达到正常质量；定向及水平段控制机械钻速，降低井筒钻井液中的钻屑含量；漏失速度不大的情况下，边漏边钻，严重漏失立即起钻，甩掉仪器专门堵漏。,二、水平井钻井液技术,油层段一般不漏失，为保证固井质量，钻至A点做上部地层承压试验，钻进过程如没有发生漏失，承压试验可先不加堵漏剂。如承压达不到设计要求，再加入堵漏剂，做完承压后将全部筛除，保证定向仪器的正常工作。 九八区压力漏失原因是：有些井水平段位置靠近下伏石炭系，石炭系风化壳存在裂缝发育。HW9817井钻至215m(齐古组)发生井漏，根据井口液面情况计算，压力系数只有0.87，防漏堵漏措施：密度控制在设计下限1.10 g/cm3内；漏速不大，边漏边钻；漏速较大时，可采用桥塞堵漏、注水灰、盲打强钻等措施。,二、水平井钻井液技术,7.油层保护 采用屏蔽暂堵保护技术，进入油层前按设计要求加入油层保护剂。利用油气层被钻开时，钻井液与油气层之间的压差，在极短时间内架桥粒子和变形粒子快速进入油气层孔喉和裂缝，在井壁形成渗透率接近于零的屏蔽暂堵带，最后通过反排解堵，从而实现油层保护目标。,二、水平井钻井液技术,8.下套管、筛管措施 下244.5mm技术套管前用295mm非标准扶正器通井，钻具不带螺杆，到底后双泵大排量洗井三周。用CMC和高聚物配制的高粘度钻井液段塞清扫井眼，高粘度钻井液段塞对钻井液中的岩屑可以起到很好的悬浮和携带作用，对已经形成的岩屑床不起作用。因此大排量洗井和打入稠塞时应大幅度活动钻具，扰动和破坏岩屑床，使岩屑床重新进入液流，带出井口。起钻前将斜井段打入稠塞，保证套管的顺利下入。 下筛管前，在水平段单泵充分洗井，然后提钻至技套内，双泵洗井23周，冲刷破坏套管内岩屑床，保证筛管顺利下入。,二、水平井钻井液技术,9.配合措施 在做好钻井液工作的同时，做好与相关的配合工作，进入A点前30m，不使用低荧光添加剂，方便地质员卡准油层，进入油层后正常使用。从漏斗加化工料时，应采取措施，如：漏斗上加装过滤网，防止包装袋落入钻井液中，吸入钻具后堵塞MWD仪器。及时为定向方、地质、井队提供钻井液性能数据。,二、水平井钻井液技术,1.百重7第一轮井下套管遇阻 40551队所钻bHW050井，井眼井径为241mm，入井套管串结构：177.8mm引鞋177.8mm割缝筛管串*209.32m+碰压座177.8mm套管(1根)177.8mm套管外封隔器(最大外径210mm)177.8mm套管(1根)177.8mm分级箍(最大外径205mm)177.8mm套管串177.8mm联顶节。下套管过程中在784m遇阻，用加压装置下砸反弹，遇阻位置垂深574m，封隔器(210mm)位置571m，井斜58。单凡尔洗井1:30，下放4m，可上提。在局特殊工艺井项目部和钻井公司领导的指导下，组织20根5m左右短套管，用方钻杆从鼠洞接单根，逐根下入，顺利下到井底，固井正常。后续bHW051、bHW052井多次通井，充分洗井，仍然遇阻，其中bHW051下套管余4根时遇阻；bHW052，余200m时遇阻，都采用洗井的方式下到井底。,二、水平井钻井液技术,原因分析：下套管过程中，筛管节箍和套管扶正器在直井段和斜井段刮下的砂子和泥饼在重力的轴向分力作用下沿井壁下滑，特别是177.8mm套管外封隔器起到了推动和聚积作用。砂子下滑过程中，随井斜增加，轴向分力逐渐减少，径向分力逐渐增加，到60左右轴向分力不能克服磨擦阻力而停止下滑，聚积并形成稳定的岩屑床，导致井眼缩小。外径较大的封隔器推不动岩屑床，造成下套管遇阻。开泵单凡尔(10L/s)洗井，套管外环空返速0.48m/s，封隔器处返速0.91m/s，形成岩屑床后，环空截面积减少，返速还可提高，冲刷并破坏岩屑床后，套管又可继续下入。,三、存在问题分析,2. HW9817井井漏处理 由井下钻修5队承钻HW9817井，设计井深419.37m，三开段设计密度1.101.20g/cm3，A点井深212.37m。该井于6月18日22:00三开，1.09，FV70s。22:05钻进至215m，钻时突然加快，有放空现象，发生井漏。多次采用桥塞堵漏无效，提钻观察，测得静液面位置在井口以下27米，折算井底压力系数0.87。两次注灰堵漏