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顺北4 井抗高温高密度钻井液技术应用

2022-12-16苗文静宋晓勇

石油化工应用 2022年10期
关键词:顺北磺化处理剂

苗文静,宋晓勇

(中国石化华北石油工程有限公司西部分公司,河南郑州 450000)

顺北4 井是部署在塔里木盆地塔中北坡顺托果勒低隆,顺北Ⅳ号断裂带的一口重点探井,完钻井深为8 270 m。本井为超深井,井底温度达到170 ℃以上,井底温度高,在高温下维护钻井液稳定性难度大,大斜度定向段钻进对钻井液的润滑性要求较高,同时对随钻测斜仪器抗高温要求高。

1 地质工程简况

1.1 地质概况

顺北4 井是塔里木盆地塔中北坡顺托果勒低隆,顺北Ⅳ号断裂带的一口重点探井,完钻井深为8 270 m。新生界、白垩系上部地层成岩差,钻速快,要求钻井液有很好的携岩洗井能力和维护井壁能力,注意防止垮塌及卡钻;下部地层易渗漏缩径;泥岩吸水膨胀剥落掉块、甚至垮塌,要求钻井液具有强的抑制能力和防塌能力;自却尔却克组地层以下普遍存在异常高压,奥陶系一间房组、鹰山组裂缝可能发育,容易发生井漏、垮塌等,深部地层岩石压实程度高,地层可钻性差,机械钻速低。对钻井液性能要求较高,要严格控制钻井液密度、排量、泵压等钻井参数。本井为超深井,井底温度将达170 ℃以上,井底温度高,在高温下维护钻井液稳定性难度大。井壁掉块严重,阻卡频繁,对钻井液的润滑性要求较高,同时对随钻测斜仪器抗高温要求高。建议使用高温高密度聚磺混油钻井液体系,该体系的抗高温性能和润滑性能确保井下安全顺利。

1.2 工程概况

裂缝发育的却尔却克组极易出现井漏和井壁失稳。加强钻井液的高温高压失水控制及提高封堵性,防止因失水大、挤进裂缝,造成掉块剥落垮塌。井下失稳、钻进蹩扭频繁、通井处理困难。井下温度高,钻头有因高温淬火变色的现象。六开井深井口钻具负荷大。裸眼段井眼尺寸和环空间隙小易造成钻具磨损(表1)。井眼轨迹反复降斜增斜不平滑,个别点易疲劳磨损,且底部钻具抗扭强度低。井下高温高压的环境对定向仪器的要求特别高,极易出现故障。

表1 顺北4 井井身结构表

2 钻井液技术难点及措施

(1)奥陶系却尔却克组主要发育灰质泥岩、粉砂质泥岩、泥灰岩和火成岩侵入体。火成岩侵入体胶结性差,应力大,易坍塌;与砂泥岩地层交界面间发育微裂缝,发生井漏的风险较高。钻进该地层前,调整好钻井液性能,提高随钻封无堵和防塌性能,控制API 失水≤4 mL,HTHP 失水≤10 mL,加入多功能随钻堵漏剂,补充沥青类防塌剂,确保钻井液的封堵防塌能力,强化井眼稳定性。

(2)建议使用1.80 g/cm3以上钻井液揭开火成岩侵入体,视井内情况逐步调整钻井液密度[1-2],使用合理的钻井液密度平衡火成岩侵入体地层的应力,防止井壁发生坍塌。

(3)钻进火成岩侵入体过程中需进一步强化钻井液抑制性,补充氯化钾、多元共聚物降滤失剂等材料增强钻井液抑制防塌能力。提高抑制性的同时要保证钻井液的携岩性能。

(4)深部地层温度在170 ℃左右,地层温度较高。务必要增强钻井液的抗温、耐温能力。钻井液实验要求在170 ℃热滚48 h 后,常温静置24 h 上下无密度差;170 ℃静置7 d 后无明显固体沉降物,沉降系数≤0.54,保证钻井液具有良好的流变性、抗温及沉降稳定性。

3 现场应用情况

3.1 施工简介

第五开次由于地质预测与实钻差异大,发生了严重的井壁掉块井内情况复杂,共进行了二次回填侧钻。第一次自7 180.00 m 钻进至7 499.06 m,水平位移92.28 m,回填侧钻。第二次自7 027.98 m 钻进至7 548.00 m,回填侧钻。第三次自7 100.00 m 钻进至五开中完井深7 777.00 m。钻遇地层主要为却尔却克组和恰尔巴克组。第六开次自7 777.00 m 钻至完钻井深8 270.00 m,钻遇地层为一间房组和鹰山组。

3.2 五开钻井液技术措施要点

奥陶系却尔却克组存在大段深灰色泥岩,性脆,井壁稳定性差,易水化剥落掉块,使用的钻井液体系为:聚磺混油钻井液,需增强钻井液的抑制性与防塌性能。在确保井控安全的前提下,要控制合理的钻井液密度,预防大量漏失。根据五开地层特性及技术难点,制定钻井液方案如下:

3.2.1 五开钻井液基础配方及主要处理剂 五开采用高温高密度聚磺混油钻井液体系的基本配方:2.5%~3.0%膨润土+0.1%~0.2%纯碱+0.2%~0.3%抗高温聚合物+0.2%~0.3%抗氧化剂+5%~8%抗温降失水剂+2%超细碳酸钙+1%~3%非渗透剂+0.5%乳化剂+5%~7%原油。

处理添加剂:抗氧化剂、超细碳酸钙、稀释剂、流型调节剂、低相对分子质量降滤失剂。

小型实验配方:井浆+2%QS-2+3%SMP-2+3%SML-4+3%SPNH+2%SMC+0.5%PFL-H+0.5%LV-PAC+1%PB-1(表2)。

表2 小型实验与钻井液实际性能对照表

3.2.2 五开钻井液维护措施

(1)利用上开次井浆扫水泥塞,根据扫塞情况,向井浆中加入适量纯碱。并放掉受水泥污染的井浆,最大限度清除水泥对钻井液的污染。适量补充预水化好的膨润土浆和高浓度胶液,调整钻井液性能,使之达到设计性能要求。

胶液配方:1%~2%磺化材料(磺化褐煤、褐煤树脂、磺化酚醛树脂Ⅰ型或磺化酚醛树脂Ⅱ型)+0.2%~0.5%抗高温抗盐降滤失剂+0.5%聚阴离子纤维素+0.3%~0.5%高密度润滑剂+0.1%烧碱+1%~2%超细碳酸钙+1%~2%抗高温降滤失水剂。

(2)开钻前调整密度不低于1.80 g/cm3,保证密度均匀,通过胶液补充降滤失剂、防塌剂、抑制剂等处理剂,胶液均匀补充至循环井浆中,保持钻井液性能稳定。

(3)钻遇大段深层硬脆性泥岩,为提高钻井液防塌抑制性,按配方加入30~50 kg/m3氯化钾、5~10 kg/m3聚胺抑制剂、2~4 kg/m3聚丙烯酸钾提高抑制性,采用抗高温防塌剂、高软化点沥青防塌剂、微纳米封堵剂复配超细碳酸钙等封堵剂,加量不得低于30 kg/m3,保证钻井液的抑制和防塌性能,能及时封堵微裂缝,防止泥岩水化造成剥落掉块。

(4)严格控制钻井液失水,API 失水控制在4 mL以内,高温高压失水控制在10 mL 以内。加入1%~2%超细碳酸钙、1%~2%微纳米封堵剂等改变泥饼质量,使泥饼薄而韧;加入高效随钻封堵剂、单向屏蔽暂堵剂等随钻堵漏材料,可以实现提高地层承压能力,起到防漏的效果。

(5)加大磺化类抗温处理剂用量在50 kg/m3以上,同时加入磺酸盐共聚物、聚阴离子纤维素、抗氧化剂等确保钻井液体系抗温性能。结合摩阻及起下钻情况,适时补充高质量润滑剂,确保钻井液润滑性良好,降低摩阻,减少阻卡。

3.3 六开钻井液技术措施要点

钻遇地层为奥陶系一间房组和鹰山组,碳酸盐岩储层溶洞、裂缝较发育,易发生漏失、溢流等复杂情况,切实做好井控安全工作。在井控安全的前提下,控制好钻井液密度,预防恶性漏失。完钻井深达8 270 m,根据顺北4 井定向仪器数据,该井井底平均温度为157 ℃左右,详见表3。

表3 井下温度测定表

优选抗温处理剂、抗高温护胶剂,可辅以表面活性剂或抗氧化剂,加强钻井液的抗温、耐温能力,维持良好的流变性。针对地层岩性特点及预测工程技术难点,制定钻井液方案如下:

3.3.1 六开钻井液基础配方及处理剂 聚磺混油钻井液体系的基本配方:2.5%~3.0%膨润土+0.1%~0.2%纯碱+0.2%~0.3%抗高温聚合物+0.2%~0.3%抗氧化剂+5%~8%抗温降失水剂+2%超细碳酸钙+1%~3%非渗透剂+0.5%乳化剂+6%~8%原油。

处理添加剂:抗氧化剂、超细碳酸钙、稀释剂、非渗透处理剂、单向压力屏蔽剂、超细石灰石等。

小型实验配方:井浆+2%QS-2+3%SMP-2+3%SML-4+3%SPNH+2%SMC+0.5%PFL-H+0.5%LVPAC+2%PB-1(表4)。

表4 小型实验与钻井液实际性能对照表

(1)按配方要求加入处理剂,调整钻井液性能达到设计要求,六开钻进过程中,及时补充原油及乳化剂,确保定向钻进顺利。

(2)优选抗高温处理剂,为确保钻井液具有良好的抗温性能,磺化类材料加量在80 kg/m3以上。

(3)处理剂高温降解及膨润土高温减稠,均会造成pH 值下降。加强钻井液pH 监测,及时补充烧碱,控制pH≥10(具体加量以小型实验为依据)。

(4)加强钻井液的日常监测维护,储层段务必增强钻井液的常温、高温沉降稳定性,要求170 ℃静置72 h后无明显固体沉淀物,沉降系数<0.54;发生漏失后,吊灌浆性能应与井浆性能一致,具有良好的流变性、抗高温和沉降稳定性能。

结论:对循环井浆高温沉降测试结果表明(表5),井浆经180 ℃老化后具有良好的沉降稳定性能,SF<0.54,满足钻进对井浆沉降稳定性的要求。

表5 沉降实验数据表

3.3.2 六开钻井液维护措施

(1)地质预测顺北4 井井底温度高,须加强抗温材料的补充,磺化类材料加量在80 kg/m3以上,抗盐抗高温稀释剂在5~10 kg/m3,确保钻井液的抗温、耐温能力,维护流变性能稳定。

(2)优选抗高温性能良好的多元共聚物降滤失剂、磺化酚醛树脂、褐煤树脂及抗盐抗高温稀释剂等处理剂,保证钻井液的抗高温性能。

(3)根据实钻情况及地震资料分析,钻遇地层断裂带裂缝发育,钻井液通过强化微纳米封堵减小压力传导,严格控制失水降低水力尖劈效应。

(4)开钻前补充1.5%超细碳酸钙(1 200 目)+1.5%超细碳酸钙(2 500 目)+1%~3%高温高压屏蔽剂(软化点165~170 ℃)+1%~3%高软化点阳离子乳化沥青(软化点165~170 ℃)。

(5)控制HTHP 失水≤10 mL,初失水≤1.0 mL(初失水指测定HTHP 失水时,温度到达测试温度后,打开底部阀杆瞬时收集的滤液体积),快速在破碎地层形成致密泥饼。

4 复杂井段技术难点及处理措施

4.1 大段硬脆性泥岩地层及灰岩夹层

五开主要钻遇奥陶系上统却尔却克组,地层岩性主要为厚灰色泥岩、灰质泥岩偶夹灰色泥灰岩,地层易出现水化剥落垮塌掉块。钻井液密度调整至1.80 g/cm3左右,该地层存在一定的水化特性,钻井液日常维护应强化封堵,严格控制失水,降低因井浆抑制性不足、失水大造成水化剥落垮塌的风险。钻进期间做好抑制、润滑、失水以及防塌性能维护工作。

4.2 破碎带地层

针对在奥陶系却尔却克组下部7 512~7 592 m 可能钻遇破碎带,容易发生放空、井漏等复杂情况,提前准备好堵漏浆,钻井液中保证随钻堵漏材料的有效含量。并且钻井液中提前加入0.5%~1.0%的除硫剂,预防万一断层贯通储层,气体上窜,气体内可能含有硫化氢,造成钻具氢脆。

钻遇破碎带后钻井液配方:4%~4.5%膨润土+0.1%~0.2%纯碱+0.2%~0.3%抗高温聚合物+5%~8%聚磺抗温降失水剂+2%阳离子磺化沥青+0.5%高效抗高温降失水剂+0.5%聚阴离子纤维素。

4.3 高压高温地层

地层温度高,钻进过程中及时补充含磺酸盐基团降滤失剂、磺化材料、聚阴离子纤维素等处理剂,保持其有效含量稳定。提高钻井液高温稳定性,保持高密度钻井液具有良好的流变性、抑制和润滑性能。依据地层特点,钻井液应“主封堵、辅抑制、严格控制滤失量”,并采用“少聚多磺”原则强化钻井液抗温能力。

聚磺混油钻井液体系的基本配方:1.5%~2.5%膨润土+0.2%~0.3%纯碱+0.2%~0.4%烧碱+2%~3%抗高温降滤失剂+6%~9%抗温磺化材料+2%~3%抗高温镶嵌成膜防塌剂+1%~2%高温流型调节剂+0.5%~1.0%抗高温护胶剂+2%~4%高酸溶储保型封堵剂+1%~1.5%高密度润滑剂+4%~6%原油。

处理添加剂:抗氧化剂、超细碳酸钙、非渗透处理剂、单向压力屏蔽剂,石灰石加重剂等。

为保证良好的携岩效果,及时补充土浆,保证返砂正常。优选抗高温性能良好的聚合物、磺化酚醛树脂、褐煤树脂等处理剂配成浓胶液,及时补充抗氧化剂、含磺酸盐基团处理剂、聚阴离子纤维素等,磺化材料加量在6%以上,确保钻井液具有良好的抗温性能。调整钻井液pH 值大于11,加入足量除硫剂,防止硫化氢对钻具和人员的损害。

5 施工效果评价

(1)顺北4 井六开采用抗高温高密度混油钻井液体系。钻井液维护以抗高温为主,在井控安全的前提下,调整钻井液流型,补充2%~3%高酸溶暂堵材料,未发生漏失。

(2)顺北4 井在钻井液中加入沥青质封堵防塌剂如FF-Ⅱ、SMNA-1、SPT-2、YK-H、FF-Ⅲ等,钻井液性能稳定,返出钻屑颗粒大,棱角分明。

(3)顺北4 井在抗高温抗盐降滤失处理剂的使用,SMP-1、SMC、PFL-H、PAC-LV、SML-4 等加入钻井液后,降失水效果较好同时还能有效地改善泥饼质量,形成致密而韧性的泥饼,钻井液实验性能较为明显。

(4)顺北4 井六开共进行8 趟钻进作业(包括4 趟定向+复合钻进、4 趟复合钻进)。定向纠斜及复合钻进期间,钻井液性能稳定,井壁稳定,少见薄状掉块出现,占返砂量<5%。8 趟起下钻作业均无明显挂卡及遇阻现象。钻进期间8 趟起下钻作业无阻卡显示,通井无明显阻卡点、4 趟测井顺利到底,表明井浆保持良好的高温沉降稳定性能,顺利完成顺北4 井六开钻井液施工任务。

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