CBEA井组钻井液技术应用PPT课件.ppt

汇汇 报报 内内 容容 井组概况井组概况井组概况井组概况一一 钻井液体系简介钻井液体系简介钻井液体系简介钻井液体系简介二二室内实验优化室内实验优化室内实验优化室内实验优化四四 现场应用现场应用现场应用现场应用五五 钻井液技术难点钻井液技术难点钻井液技术难点钻井液技术难点三三一、井组概况一、井组概况 CB4EACB4EA井组是一个位于埕岛油田主井组是一个位于埕岛油田主体构造西北区的中部的生产井组，共体构造西北区的中部的生产井组，共设计施工设计施工2020口井，现已经完井口井，现已经完井1616口井，口井，其中定向井其中定向井1313口，水平井口，水平井3 3口。本井组口。本井组采用强环保的天然高分子钻井液体系采用强环保的天然高分子钻井液体系进行钻井液施工，通过使用天然高分进行钻井液施工，通过使用天然高分子钻井液技术保证了子钻井液技术保证了定向井电测一次定向井电测一次成功率成功率100%100%，水平井电缆测井井斜达，水平井电缆测井井斜达到了到了6060度，在保证整个井组施工零复度，在保证整个井组施工零复杂杂的基础上很好地提升了井组的整体的基础上很好地提升了井组的整体钻完井速度。钻完井速度。二、钻井液体系简介二、钻井液体系简介 本井组采用天然高分子钻井液体系进行钻井作业，该体系以保护环境为宗旨、保护油气层为目的，在满足钻井工程要求的前提下，摒弃以化学合成方法生产钻井液处理剂，代之以用天然物为原料制备钻井液处理剂的方法，组成的钻井液体系。二、钻井液体系简介二、钻井液体系简介 该钻井液体系的主要特点：有利于健康、安全、环境保护；有利于油气层保护；钻井液处理剂为天然物改性；能够有效地解决降滤失、抑制、防塌等钻井工程问题；处理剂精准高效、品种少；成本不高。该钻井液体系主要由4种处理剂组成：天然高分子包被剂 IND30天然高分子降滤失剂 NAT20无荧光白沥青 NFA-25 固体聚合醇 PGCS-1二、钻井液体系简介二、钻井液体系简介常规钻井液的缺点环保方面：常规聚合物处理剂中的残余单体（如丙烯酰胺AM、丙烯腈AN、丙烯酸AA等）是有毒物质；沥青类处理剂中含有较多的稠环芳烃也是有毒物质；酚醛树脂类物质中残余的、未反应的酚、醛类物质也是有毒物质，这些有毒物质进入环境会造成污染。二、钻井液体系简介二、钻井液体系简介常规钻井液的缺点储层保护方面：常规聚合物类处理剂分子量大，分子链长，分子尺寸大，易堵塞油气层微孔；常规聚合物类处理剂分子链是碳碳链联结，不易降解，易造成油气层长期永久性堵塞；二、钻井液体系简介二、钻井液体系简介聚合物部分堵塞油气层喉道聚合物部分堵塞油气层喉道三、钻井液施工难点三、钻井液施工难点根据井组的地层岩性以及井身结构分析，钻井液施工过程中主要存在以下难点：一开大井眼携砂困难、尤其是一开发生井口失返的时候。二开井斜大、钻进速度快，岩屑不易及时携带出井眼。二开为大段的泥岩造浆能力强，钻井液流态不易控制。二开12 1/4井眼钻进过程中，易发生岩屑结球，堵塞返出管。大斜度井和水平井要求钻井液具有良好的润滑性能。四、室内实验优化 针对本井组井斜较大，水平井数量较多的情况，为了保证大斜度井，水平井的顺利实施，对天然高分子钻井液进行了室内润滑性能和流变性能的优化和评价。配方配方密度（密度（g/cmg/cm3 3）APIAPI失水（失水（mlml）PVPV（mPa.smPa.s）YPYP（PaPa）GELGEL（PaPa）摩擦系数摩擦系数配方配方1 11.151.152.22.2474724242.5/7.52.5/7.50.1690.169配方配方2 21.151.152.32.3424219191.5/61.5/60.1910.191配方配方3 31.151.152.82.8404017171.5/51.5/50.2180.218配方配方4 41.151.152.52.5404018182.5/6.52.5/6.50.1450.145配方配方5 51.151.151.61.6454522222.5/72.5/70.1240.124配方配方6 61.051.052.82.8515124.524.53/73/70.0960.096配方配方7 71.051.053.83.8404022.522.52/5.52/5.50.1100.110配方配方8 81.051.054.04.0363619192/52/50.1320.132配方配方9 91.051.053.63.6383820202/52/50.0980.098配方配方10101.051.053.63.6404022.522.52/5.52/5.50.0890.089天然高分子钻井液水平井配方优化实验数据天然高分子钻井液水平井配方优化实验数据注：摩擦系数是通过EP极压润滑仪所测得的数据。四、室内实验优化配方1：3%土+0.2%NaOH+0.2%Na2CO3+2%NAT20+3%NFA-25+5%PGCS-1+0.1%XC+0.4%Ind30+67g石灰石配方2：3%土+0.2%NaOH+0.2%Na2CO3+2%NAT20+3%NFA-25+3%PGCS-1+0.1%XC+0.4%Ind30+67g石灰石配方3：3%土+0.2%NaOH+0.2%Na2CO3+2%NAT20+3%NFA-25+2%PGCS-1+0.1%XC+0.4%Ind30+67g石灰石配方4：3%土+0.2%NaOH+0.2%Na2CO3+2%NAT20+3%NFA-25+3%PGCS-1+3%LUBE+0.1%XC+0.4%Ind30+67g石灰石配方5：3%土+0.2%NaOH+0.2%Na2CO3+2%NAT20+3%NFA-25+5%PGCS-1+3%LUBE+0.1%XC+0.4%Ind30+67g石灰石配方6：3%土+0.2%NaOH+0.2%Na2CO3+2%NAT20+3%NFA-25+5%PGCS-1+0.1%XC+0.4%Ind30配方7：3%土+0.2%NaOH+0.2%Na2CO3+2%NAT20+3%NFA-25+3%PGCS-1+0.1%XC+0.4%Ind30配方8：3%土+0.2%NaOH+0.2%Na2CO3+2%NAT20+3%NFA-25+2%PGCS-1+0.1%XC+0.4%Ind30配方9：3%土+0.2%NaOH+0.2%Na2CO3+2%NAT20+3%NFA-25+3%PGCS-1+2%LUBE+0.1%XC+0.4%Ind30配方10：3%土+0.2%NaOH+0.2%Na2CO3+2%NAT20+3%NFA-25+3%PGCS-1+3%LUBE+0.1%XC+0.4%Ind30四、室内实验优化四、室内实验优化 从上述实验数据可以看出：固体聚合醇加量达到3%以后，再提高其加量，钻井液的润滑性能提高不明显，同时固体聚合醇加量过多后一定程度上会影响钻井液的流变性，不利于大斜度井段的岩屑携带；辅助加入极压润滑剂能有效地降低钻井液的摩擦系数，提高钻井液的润滑性，对于水平井作业最好能保证其加量在2-3%。THANK YOUSUCCESS2024/1/31 周三周三12可编辑可编辑五、现场应用五、现场应用1 1、天然高分子钻井液体系基本配方、天然高分子钻井液体系基本配方定向井配方：3%土+0.2%NaOH+0.2%Na2CO3+2%NAT20+2%NFA-25+2%PGCS-1+0.1%XC+0.4%Ind30水平井配方：3%土+0.2%NaOH+0.2%Na2CO3+3%NAT20+2-3%NFA-25+2-3%PGCS-1+0.1%XC+0.4%Ind30+2%LUBE五、现场应用五、现场应用2 2、各井段钻井液技术措施、各井段钻井液技术措施 2.1 一开17 1/2井眼施工难点：大井眼携砂困难，尤其是井口失返的时候。技术措施：稀钻井液闭路钻进或者海水开路钻进（井口失返），稠塞定期清扫井眼，完钻后下套管前稠塞封闭全部裸眼段。施工关键：配制如质如量的稠塞。配制方法：本井组除第一口井使用抗盐土新配置稠塞，其余井均采用回收上一口井二开钻井液，再加入增粘聚合物XC来配制稠塞，如果一开井段较长，回收的二开钻井液量不够，配制部分抗盐土浆来保证。五、现场应用五、现场应用 2.2 2.2 二开二开 12 1/412 1/4或或9 1/29 1/2井眼井眼 该井段主要钻遇明化镇组和馆陶组，为了解决施工过程中的难点，保证钻完井顺利实施，重点做好以下几方面工作：保持钻井液良好的流变性能 保持钻井液良好的润滑性能 防止岩屑结球 保证完井电测一次成功率 加强油层保护 五、现场应用五、现场应用（1）流变性能控制 技术措施：利用天然高分子包被剂IND30来提高钻井液的抑制性，减少岩屑分散。加入XC来调整钻井液的粘切，增大钻井液动塑比。二开利用无粘土相天然高分子钻井液开钻，提高钻井液的粘土可容纳量。目的：保持钻井液良好的流态，有助于对岩屑的携带，防止形成岩屑床。防止因为流态恶化而进行钻井液置换。辅助措施：尽可能地提高钻进时的排量，提高钻井液的环空返速，加强钻井液的岩屑携带能力。五、现场应用五、现场应用CB4EACB4EA井组二开井段钻井液性能数据表井组二开井段钻井液性能数据表井号最大井斜密度g/cm3粘度S塑性粘度mPa.s动切力Pa固相含量%API失水mlMBTg/l摩擦系数含油量%CB4EA-141.31.10-1.1240-4510-164.5-76-73-830-420.034-0.0521CB4EA-222.31.09-1.1935-4211-123.5-86-84-1028-420.043-0.0520.5CB4EA-3391.05-1.1241-5015-186-9.54-73.8-1037-450.039-0.0690.5CB4EA-419.21.05-1.2233-4410-164-7.54-84-832-350.043-0.0630.5CB4EA-5251.05-1.1241-4615-186-94-83.8-837-420.039-0.0690.5CB4EA-6441.06-1.1240-4812-204.5-106-83-1035-420.034-0.0431CB4EA-729.51.10-1.1240-4811-185-95-74-840-450.043-0.0690.5CB4EA-834.11.08-1.1640-508-193.5-8.55-72.4-828-320.052-0.0691CB4EA-926.71.07-1.2038-549-204.5-115-83.8-936-420.043-0.0690.5CB4EA-1024.71.07-1.1437-4611-185.5-115-73.6-6.432-360.054-0.0691CB4EA-11241.07-1.1241-5012-158.5-105-73.8-1042-450.043-0.0690.5CB4EA-1243.51.07-1.1241-4816-195.5-9.04-83.8-8.642-450.043-0.0521CB4EA-1333.21.07-1.1240-4514-185-9.54-83.2-1035-420.043-0.0690.5CB4EA-P291.41.10-1.1842-475.5-811-195-73.2-528-320.034-0.0521.5CB4EA-P492.81.09-1.1240-469-165-94.5-63.8-835-420.034-0.0432CB4EA-P692.61.10-1.1240-508-215-9.55-6.53-535-420.034-0.0432注：摩擦系数是通过滑块式粘滞系数测定仪所测得的数据。五、现场应用五、现场应用（2）润滑性能控制技术措施：优化白沥青的加量增强钻井液封堵能力，提高钻井液泥饼质量和降低泥饼摩擦系数。优化固体聚合醇的加量来增强钻井液的润滑性能。复配加入2-3%的极压润滑剂来进一步提升钻井液的润滑性能。目的：降低施工过程中的摩阻，保证定向、电测以及后续完井的顺利进行。五、现场应用五、现场应用（3）防止岩屑结球结球原因：该区块的明化镇组垂深800-1000米地层泥岩粘滞性好，不易水化分散，岩屑如果不能及时带出、环空岩屑浓度过高易在井眼内聚结成大泥块，特别是在12 1/4井眼钻进时，由于环空返速低，岩屑量大，更容易造成岩屑胶结成块。技术措施：保持钻井液中有效含量的包被剂和润滑剂，改善岩屑表面特性，减少岩屑相互粘结。易起泥球井段适当控制钻速，同时每钻进完一柱扫稠塞5m3增强岩屑携带，将岩屑及时携带出井眼，防止环空岩屑浓度过高导致岩屑上返过程中相互粘结，从而造成大量泥块的产生。五、现场应用五、现场应用（4）提高电测成功率措施以往电测遇阻的原因：以往胜利埕北区块浅井组二开电测遇阻井段大部分都集中在增斜井段，井深多为二开钻进新地层100-300米处，此井段地层软，方位、井斜变化大、易形成大肚子，通井下钻遇阻不明显，起钻拉力不大，但是电测仪器经过此井段往往出现硬遇阻。技术措施：结合工程措施，控制好井眼轨迹，做好电测前的通井工作。控制上部软地层的频繁测斜，如果允许尽可能采取短测，低排量、远离井底进行测斜，同时控制好钻井液的流变性，二开使用配制好的钻井液开钻，保持钻井液具有一定粘切，防止过度冲刷形成大肚子。完井阶段，钻井液严格执行用固体润滑剂封闭整个裸眼段，提高电测成功率。五、现场应用五、现场应用（5）油层保护技术措施：充分利用固控设备和化学抑制的手段，减轻固体颗粒对油层的损害。利用天然高分子处理剂作为包被抑制剂和降失水剂，避免常规聚合物部分堵塞油气层喉道。保持合适的钻井液密度和低失水，减轻油层损害。利用白沥青和固体聚合醇加强油层保护，并在进入目的层前，加入油层保护材料井壁抗压稳定剂，进一步加强对油层屏蔽暂堵保护。效果：电测阵列感应显示，钻井液侵入油层深度小于甲方要求值。五、现场应用五、现场应用2.3 三开 8 1/2井眼施工重点：加强携砂，保持钻井液良好的润滑性能。加强油层保护。技术措施：回收二开钻井液进行预处理，尽可能降低钻井液中细分散粘土颗粒含量，同时调整钻井液的流变性能，保持钻井液良好的携砂性能。继续维持钻井液优良的润滑性能。CB4EA-P6井顺利实施了220米油层水平段快速钻完井作业。THANK YOUSUCCESS2024/1/31 周三周三23可编辑可编辑