高密度饱和盐水钻井液在盐膏层钻进中的维护技术
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1 钻井液维护技术是盐膏层钻井成败 的关键
高密度饱和盐水“三磺”或“聚磺”钻井液是盐 膏层钻井常用的两种钻井液体系,同时也是应用最 多的两种体系。选用什么样的钻井液体系要根据所 钻地层特性来确定,而采用高密度饱和盐水钻井液 在钻盐膏层时的体系性能维护是至关重要的,它关 系到钻井液性能能否满足所钻地层特性和工程施工 条件,从而避免出现井下复杂的关键过程。
钻井液钻盐膏层时受地层物质污染的因素,可获得 良好的流动性能。实现了用普通重晶石粉加重到 2. 0g / cm3 以上的高密度饱和盐水钻井液的现场应 用,从而降 低 含 油 气 高 压 盐 膏 层 钻 井 的 井 控 风 险 ( 相对使用铁矿粉加重) 。
关键词 钻井液 高密度 盐膏层 维护
高密度饱和盐水钻井液主要用于高压盐膏层钻 井。 钻 进 中 钻 井 液 面 临 盐、石 膏 污 染,井 眼 缩 径 卡 钻,流变性能和滤失性能难以控制,以及可能钻遇的 高压盐水对钻井液性能破坏导致的井下复杂等技术 难题。这就要求钻井液具有非常强的抗石膏和抗盐 的污染能力,还要具有良好的流变性能,高温稳定性 等。钻井液过不了这一关,盐膏层就没法穿过,从而 出现大量高压盐膏层复杂井、报废井。如中亚地区 特别是土库曼斯坦的百分之三十多的工程报废井 中,有相当大的比例是由于不能顺利穿过朱罗系巨 厚盐膏层产生的[1]。
( 2) 钻进过程中应始终采取“细水长流”的方式 对钻井液进行日常性能维护,各种处理剂均应配成 较高浓度的盐水胶液,同时加重以保持密度稳定。
( 3) 有效清除进入钻井液中的劣质固相。加强 和提高固控设备的使用效率,主要是振动筛要达到 100% 的 使 用 率,使 用 筛 布 目 数 达 到 筛 孔 孔 径 0. 14mm( 120 目) 以细。并在保持密度稳定的前提 下,间隔使用离心机并保证其高效运转。
以上固相颗粒水化及化学作用的分散、长时间
作者简介 蔺文洁,女,1985 年出生,在读硕 士; 地 址: ( 610500 ) 成 都 新 都 区 西 南 石 油 大 学 研 究 生 硕 08 级 8 班。电 话: 13688348289。 E - mail: wenjie19851027@ 163. com
4. 2 维护工艺要点 “抑制降粘 切 ”是 高 密 度 饱 和 盐 水 钻 井 液 钻 盐 膏层时获得良好流动性的关键技术,但在此基础上 还必须做好以下几个关键点,才能获得良好的综合
应用性能。 ( 1) 钻井液的滤液酸碱度即 pH 值一般应保持
在 8. 5 ~ 9. 5 之间,但也应视不同情况有所调整,综 合加以考虑,如 pH 值过低时,处理剂不能很好发挥 其效能,pH 值过高时,分散性增强,抗高价金属离子 污染的能力减弱,高温增稠的可能性增大。
第 34 卷 第 1 期
天然气勘探与开发
储运化工
钻井液
H = 3896m 钻井液 热滚 140℃ × 17h H = 3913m 钻井液 热滚 140℃ × 16h H = 3987m 钻井液 热滚 140℃ × 48h H = 4012m 钻井液 热滚 150℃ × 24h H = 4081m 钻井液 热滚 150℃ × 39h
·64·
第 34 卷 第 1 期
天然气勘探与开发
储运化工
图 1 24 井盐膏层粘度变化情况
图 2 24 井盐膏层切力变化情况
循环水力和机械作用的分散、高温分散等都会使钻 井液中的固相比表面积增大,表面活性增强,体系稳 定性变差。 2. 3 体系中自由水( 或自由的液相) 含量过少
如密度 2. 0g / cm3 以上的高密度钻井液用固相 含量测定仪( 型号 ZNG - A) 所测得的钻井液中的水 份体积分数仅有 40% 多。
综上所述,高密度饱和盐水钻井液的这些特点, 决定了其性能维护的难度和特殊性。
3 盐膏层钻进钻井液粘切升高稠化的 主要原因
在钻井液组成不变的情况下,钻盐膏层时粘切 升高,主要是由于受到地层物质污染后,钻井液的切 力升高。如南约洛坦 15 井钻盐膏层时钻井液切力 大幅升高,其终切最高达到 145Pa,严重时有稠化脱 水现象,高温热滚后不流并有水析出。切力的升高 与钻井液中的固相有关,即体系中固相的分散程度 和表面性质有关,尽管固相主要是由具有惰性的加 重材料( 如铁矿粉、重晶石粉等) 构成,但在长时间 的水力和机械作用下,钻井液中的固相变得非常细, 比表面积很大,体系稳定性变差,受地层物质污染的 敏感性增强,是这类钻井液钻盐膏层时粘切大幅度 升高而稠化的主要原因。
由于高密度饱和盐水钻井液组成上的特殊性, 在钻进盐膏层的过程中受地层物质污染的程度较 大,若维护处理不当,钻井液的粘切就会大幅度升高 而稠化,这种稠化随温度的升高 ( 井深增加) 而 加 剧,使钻井液的流动性变差,严重时在井下高温条件 下失去流动性。可导致: ①钻具遇阻遇卡; ②循环压
耗增加,形成高泵压; ③钻井液的脱气性变差,密度 降低,特别是含气地层钻井的井控风险增大; ④影响 电测工具、套管的顺利下入以及影响固井时的顶替 效果等。
如川庆钻探公司在土库曼斯坦南约洛坦气田所 钻的天然气探井 15 井 ( 密度 2. 34 g / cm3 ~ 2. 37g / cm3 ) 、16 井( 密度 2. 15 g / cm3 ~ 2. 20g / cm3 ) 、24 井 ( 密度 2. 10 g / cm3 ~ 2. 15g / cm3 ) 盐膏层使用饱和盐 水聚磺钻井液,加重剂为铁矿粉∶ 重晶石粉 = ( 2 ~ 3) ∶ 1 ,起初由于对地层的认识不够和对钻井液维 护措施不当,钻进中粘切大幅度上升而稠化( 图 1、 图 2 是 24 井盐膏层钻进时的粘度和切力变化) ,钻 井液热滚后稠化不流,成“膏药”状。电测仪器遇阻 ( 仪器越下越浅) ,通井时钻具在技术套管内遇阻遇 卡,开泵困难,循环返出有钻井液的稠化块状物,直 接影响到盐膏层的安全钻进和中途完井作业。
针对钻井液稠化的问题,在室内试验研究的基 ·65·
储运化工
天然气勘探与开发
2011 年 1 月出版
础上,中国石油川庆钻探公司在土库曼斯坦南约洛 坦气田后续井在盐膏层钻进时,改变钻井液维护的 技术思路: 尽量不用或少用分散性处理剂,强分散性 的稀释剂如 FCLS 等彻底不用,适量使用具有抑制 性的降粘剂( 如两性离子稀释剂 XY - 27、硅氟降粘 剂 SF - 260 等) ; 不受磺化处理剂要在较高碱性环 境下使用和盐膏层钻进要消耗钻井液中的碱性成分 所制约,处理剂胶液中少加或不加烧碱; 配制胶液的 盐水改为氯化钾 - 盐复合盐水体系,利用 K + 的强 抑制作 用 等 进 行 维 护 处 理,即 所 谓 的“抑 制 降 粘 切”。通过 控 制 固 相 颗 粒 过 度 分 散,减 少 固 相 颗 粒 表面的亲水性,减弱固相颗粒表面与高价金属离子 之间的亲合性,从而降低了钻井液受地层物质污染 的敏感性,达到有效控制粘切升高的目的。
4来自百度文库现场维护技术
高密度饱和盐水钻井液在组成上具有高固相含 量、体系固相比表面积大以及自由水含量少的特点。 因此,这类钻井液的现场维护处理要紧密围绕清除 无用固相、改变固相表面性质及相对增加自由水含
量而进行。但由于密度控制的限制( 按照地质和工 程要求,必须达到一定的密度) ,高固相含量和自由 水含量少是客观存在的。也就是说,在钻井液配方 确定的情况下,用某一种加重材料加重钻井液到某 一密度值,体系的固相含量和自由水含量基本固定。 但钻井液中固相比表面积以及表面性质的变化是与 钻井液维护处理措施是否得当是分不开的,同时也 是这类钻井液现场维护技术的关键所在。 4. 1 “抑制降粘切”
储运化工
天然气勘探与开发
2011 年 1 月出版
高密度饱和盐水钻井液在盐膏层钻进中的维护技术
蔺文洁1 黄志宇1 张远德2
( 1. 西南石油大学化工学院 2. 中国石油新疆油田公司试油公司)
摘 要 针对高密度饱和盐水钻井液在盐膏层钻进中受地层物质污染粘切升高稠化的问题,研究采用“抑制 降粘切”的维护技术。用普通重晶石粉加重到 2. 0g / cm3 以上高密度饱和盐水钻井液在土库曼斯坦南约洛坦气田 含油气高压盐膏层钻井中应用,获得良好流动性能,解决了地层蠕动、钻具阻卡、油气水侵等复杂问题,取得该地区 盐膏层钻井百分之百成功率的应用效果。图 4 表 1 参 2
高密度饱和盐水钻井液体系中含有大量电解 质———盐类,其本质是一个抑制性较强的粗分散体 系,具有较强抑制性,但为了获得钻井液良好的综合 性能( 如滤失等) [2],在碱性环境下,使用多种处理 剂与粘土 之 间 相 互 作 用,使 其 具 有 一 定 的 分 散 性。 因此,钻井液体系当中没有纯粹的抑制性,也没有纯 粹的分散性,抑制与分散只是相对而言的。
以上维护技术在土库曼斯坦南约洛坦气田后续 6 口井的盐膏层钻进中得以应用,全部用普通重晶 石粉加重到密度为 2. 0 g / cm3 ~ 2. 10g / cm3 的钻井 液( 因盐膏层中含有油气层,为了井控安全,不使用 密度高的铁矿粉加重) ,流动性能良好,漏斗粘度为 50s ~ 80s,初切 10Pa 以内,终切 40Pa 以内,性能稳 定,长时间高温不增稠; 一趟钻一只钻头钻完 400 多 米盐膏层; 电测、下套管中完作业安全顺利。图 3、 图 4、表 1 是 28 井盐膏层钻进时钻井液( 密度 2. 0 g / cm3 ~ 2. 05 g / cm3 ) 粘切变化情况和钻井液的抗高 温试验。
图 3 28 井盐膏层钻井液粘度变化
图 4 28 井盐膏层钻井液切力变化
5 结论与认识
( 1) 高密度饱和盐水钻井液“抑制降粘切”的 维护技术,在土库曼斯坦南约洛坦气田含油气高压
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盐膏层钻井中的应用,解决了盐膏层钻井中的地层 蠕动、钻具遇阻遇卡、油气水侵等复杂问题,钻井成 功率达到百分之百。
( 2) 该技术从本质上克服了高密度饱和盐水
2 高密度饱和盐水钻井液的主要特点
2. 1 体系中固相含量太高 加重剂、粘 土 ( 加 入 的 膨 润 土、地 层 粘 土) 、岩
屑、处理剂( 有效的和失效的,高含盐和高温使处理 剂失效颗粒增加) 等固相体积占到钻井液体积的 50% 以上。而且钻进中进入钻井液的低密度无用固 相( 主要是钻屑) 难以清除。 2. 2 体系中固相比表面积大,稳定性差
2. 0 2. 4 4. 0 4. 8 3. 0 2. 8 1. 6 2. 0 2. 0 4. 8
静切力( Pa)
10s
10min
11. 0 8. 5 8. 0 5. 0 12. 0 2. 5 6. 5 3. 0 8. 0 4. 0
26. 5 22. 0 28. 0 17. 0 40. 0 9. 0 26. 0 7. 0 37. 5 15. 0
由于这类高密度饱和盐水钻井液使用的处理剂 主要是磺化处理剂,如磺化酚醛树脂 SMP、磺化褐 煤 SMC、磺化沥青 FT - 1 等,它们均具有相当的分 散性,有时还配合一些铁铬木质素磺酸盐 FCLS 和 磺化丹宁 SMT 等强分散性的稀释剂。这些处理剂 理论上是在钻井液具有较高碱性环境下使用效果较 好; 同时盐膏层所钻地层基本为石膏和盐岩,钻进中 也要消耗钻井液中的碱性成分。因此,用这类钻井 液在钻盐膏层时,钻井液的维护处理通常是将处理 剂配成浓度较高的碱性胶液,加入受污染后粘切升 高的钻井液中,使钻井液发生分散作用而达到降低 粘切的目的,即“分散降粘切”。这种维护方法在钻 井液受污染不严重和短时间内是有效的,但在钻井 液长时间受到污染而反复如此处理的情况下,钻井 液中的固相成分处理一次分散一次,固相比表面积 大大增加,体系的稳定性越来越差,受污染的敏感性 也就越来越强,到一定程度就发生了质的变化——— 稠化。南约洛坦气田 15 井、16 井、24 井这三口井钻 盐膏层时,就是以这种技术思路维护的,钻进时粘切 大幅度升高,通过多次通井和钻井液替换处理完成 主要曲线的电测及技术套管下入。
注: H 为井深,m
表 1 28 井盐膏层钻井液抗高温试验结果表
FV
PV
YP
( s) ( mPa·s) ( Pa)
75
52
20. 0
/
61
26. 5
64
48
16. 0
/
54
19. 0
70
48
26. 5
/
52
21. 5
63
49
16. 5
/
42
16. 5
79
56
20. 0
/
44
17. 0
FLAPI ( ml)
高密度饱和盐水“三磺”或“聚磺”钻井液是盐 膏层钻井常用的两种钻井液体系,同时也是应用最 多的两种体系。选用什么样的钻井液体系要根据所 钻地层特性来确定,而采用高密度饱和盐水钻井液 在钻盐膏层时的体系性能维护是至关重要的,它关 系到钻井液性能能否满足所钻地层特性和工程施工 条件,从而避免出现井下复杂的关键过程。
钻井液钻盐膏层时受地层物质污染的因素,可获得 良好的流动性能。实现了用普通重晶石粉加重到 2. 0g / cm3 以上的高密度饱和盐水钻井液的现场应 用,从而降 低 含 油 气 高 压 盐 膏 层 钻 井 的 井 控 风 险 ( 相对使用铁矿粉加重) 。
关键词 钻井液 高密度 盐膏层 维护
高密度饱和盐水钻井液主要用于高压盐膏层钻 井。 钻 进 中 钻 井 液 面 临 盐、石 膏 污 染,井 眼 缩 径 卡 钻,流变性能和滤失性能难以控制,以及可能钻遇的 高压盐水对钻井液性能破坏导致的井下复杂等技术 难题。这就要求钻井液具有非常强的抗石膏和抗盐 的污染能力,还要具有良好的流变性能,高温稳定性 等。钻井液过不了这一关,盐膏层就没法穿过,从而 出现大量高压盐膏层复杂井、报废井。如中亚地区 特别是土库曼斯坦的百分之三十多的工程报废井 中,有相当大的比例是由于不能顺利穿过朱罗系巨 厚盐膏层产生的[1]。
( 2) 钻进过程中应始终采取“细水长流”的方式 对钻井液进行日常性能维护,各种处理剂均应配成 较高浓度的盐水胶液,同时加重以保持密度稳定。
( 3) 有效清除进入钻井液中的劣质固相。加强 和提高固控设备的使用效率,主要是振动筛要达到 100% 的 使 用 率,使 用 筛 布 目 数 达 到 筛 孔 孔 径 0. 14mm( 120 目) 以细。并在保持密度稳定的前提 下,间隔使用离心机并保证其高效运转。
以上固相颗粒水化及化学作用的分散、长时间
作者简介 蔺文洁,女,1985 年出生,在读硕 士; 地 址: ( 610500 ) 成 都 新 都 区 西 南 石 油 大 学 研 究 生 硕 08 级 8 班。电 话: 13688348289。 E - mail: wenjie19851027@ 163. com
4. 2 维护工艺要点 “抑制降粘 切 ”是 高 密 度 饱 和 盐 水 钻 井 液 钻 盐 膏层时获得良好流动性的关键技术,但在此基础上 还必须做好以下几个关键点,才能获得良好的综合
应用性能。 ( 1) 钻井液的滤液酸碱度即 pH 值一般应保持
在 8. 5 ~ 9. 5 之间,但也应视不同情况有所调整,综 合加以考虑,如 pH 值过低时,处理剂不能很好发挥 其效能,pH 值过高时,分散性增强,抗高价金属离子 污染的能力减弱,高温增稠的可能性增大。
第 34 卷 第 1 期
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储运化工
钻井液
H = 3896m 钻井液 热滚 140℃ × 17h H = 3913m 钻井液 热滚 140℃ × 16h H = 3987m 钻井液 热滚 140℃ × 48h H = 4012m 钻井液 热滚 150℃ × 24h H = 4081m 钻井液 热滚 150℃ × 39h
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图 1 24 井盐膏层粘度变化情况
图 2 24 井盐膏层切力变化情况
循环水力和机械作用的分散、高温分散等都会使钻 井液中的固相比表面积增大,表面活性增强,体系稳 定性变差。 2. 3 体系中自由水( 或自由的液相) 含量过少
如密度 2. 0g / cm3 以上的高密度钻井液用固相 含量测定仪( 型号 ZNG - A) 所测得的钻井液中的水 份体积分数仅有 40% 多。
综上所述,高密度饱和盐水钻井液的这些特点, 决定了其性能维护的难度和特殊性。
3 盐膏层钻进钻井液粘切升高稠化的 主要原因
在钻井液组成不变的情况下,钻盐膏层时粘切 升高,主要是由于受到地层物质污染后,钻井液的切 力升高。如南约洛坦 15 井钻盐膏层时钻井液切力 大幅升高,其终切最高达到 145Pa,严重时有稠化脱 水现象,高温热滚后不流并有水析出。切力的升高 与钻井液中的固相有关,即体系中固相的分散程度 和表面性质有关,尽管固相主要是由具有惰性的加 重材料( 如铁矿粉、重晶石粉等) 构成,但在长时间 的水力和机械作用下,钻井液中的固相变得非常细, 比表面积很大,体系稳定性变差,受地层物质污染的 敏感性增强,是这类钻井液钻盐膏层时粘切大幅度 升高而稠化的主要原因。
由于高密度饱和盐水钻井液组成上的特殊性, 在钻进盐膏层的过程中受地层物质污染的程度较 大,若维护处理不当,钻井液的粘切就会大幅度升高 而稠化,这种稠化随温度的升高 ( 井深增加) 而 加 剧,使钻井液的流动性变差,严重时在井下高温条件 下失去流动性。可导致: ①钻具遇阻遇卡; ②循环压
耗增加,形成高泵压; ③钻井液的脱气性变差,密度 降低,特别是含气地层钻井的井控风险增大; ④影响 电测工具、套管的顺利下入以及影响固井时的顶替 效果等。
如川庆钻探公司在土库曼斯坦南约洛坦气田所 钻的天然气探井 15 井 ( 密度 2. 34 g / cm3 ~ 2. 37g / cm3 ) 、16 井( 密度 2. 15 g / cm3 ~ 2. 20g / cm3 ) 、24 井 ( 密度 2. 10 g / cm3 ~ 2. 15g / cm3 ) 盐膏层使用饱和盐 水聚磺钻井液,加重剂为铁矿粉∶ 重晶石粉 = ( 2 ~ 3) ∶ 1 ,起初由于对地层的认识不够和对钻井液维 护措施不当,钻进中粘切大幅度上升而稠化( 图 1、 图 2 是 24 井盐膏层钻进时的粘度和切力变化) ,钻 井液热滚后稠化不流,成“膏药”状。电测仪器遇阻 ( 仪器越下越浅) ,通井时钻具在技术套管内遇阻遇 卡,开泵困难,循环返出有钻井液的稠化块状物,直 接影响到盐膏层的安全钻进和中途完井作业。
针对钻井液稠化的问题,在室内试验研究的基 ·65·
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天然气勘探与开发
2011 年 1 月出版
础上,中国石油川庆钻探公司在土库曼斯坦南约洛 坦气田后续井在盐膏层钻进时,改变钻井液维护的 技术思路: 尽量不用或少用分散性处理剂,强分散性 的稀释剂如 FCLS 等彻底不用,适量使用具有抑制 性的降粘剂( 如两性离子稀释剂 XY - 27、硅氟降粘 剂 SF - 260 等) ; 不受磺化处理剂要在较高碱性环 境下使用和盐膏层钻进要消耗钻井液中的碱性成分 所制约,处理剂胶液中少加或不加烧碱; 配制胶液的 盐水改为氯化钾 - 盐复合盐水体系,利用 K + 的强 抑制作 用 等 进 行 维 护 处 理,即 所 谓 的“抑 制 降 粘 切”。通过 控 制 固 相 颗 粒 过 度 分 散,减 少 固 相 颗 粒 表面的亲水性,减弱固相颗粒表面与高价金属离子 之间的亲合性,从而降低了钻井液受地层物质污染 的敏感性,达到有效控制粘切升高的目的。
4来自百度文库现场维护技术
高密度饱和盐水钻井液在组成上具有高固相含 量、体系固相比表面积大以及自由水含量少的特点。 因此,这类钻井液的现场维护处理要紧密围绕清除 无用固相、改变固相表面性质及相对增加自由水含
量而进行。但由于密度控制的限制( 按照地质和工 程要求,必须达到一定的密度) ,高固相含量和自由 水含量少是客观存在的。也就是说,在钻井液配方 确定的情况下,用某一种加重材料加重钻井液到某 一密度值,体系的固相含量和自由水含量基本固定。 但钻井液中固相比表面积以及表面性质的变化是与 钻井液维护处理措施是否得当是分不开的,同时也 是这类钻井液现场维护技术的关键所在。 4. 1 “抑制降粘切”
储运化工
天然气勘探与开发
2011 年 1 月出版
高密度饱和盐水钻井液在盐膏层钻进中的维护技术
蔺文洁1 黄志宇1 张远德2
( 1. 西南石油大学化工学院 2. 中国石油新疆油田公司试油公司)
摘 要 针对高密度饱和盐水钻井液在盐膏层钻进中受地层物质污染粘切升高稠化的问题,研究采用“抑制 降粘切”的维护技术。用普通重晶石粉加重到 2. 0g / cm3 以上高密度饱和盐水钻井液在土库曼斯坦南约洛坦气田 含油气高压盐膏层钻井中应用,获得良好流动性能,解决了地层蠕动、钻具阻卡、油气水侵等复杂问题,取得该地区 盐膏层钻井百分之百成功率的应用效果。图 4 表 1 参 2
高密度饱和盐水钻井液体系中含有大量电解 质———盐类,其本质是一个抑制性较强的粗分散体 系,具有较强抑制性,但为了获得钻井液良好的综合 性能( 如滤失等) [2],在碱性环境下,使用多种处理 剂与粘土 之 间 相 互 作 用,使 其 具 有 一 定 的 分 散 性。 因此,钻井液体系当中没有纯粹的抑制性,也没有纯 粹的分散性,抑制与分散只是相对而言的。
以上维护技术在土库曼斯坦南约洛坦气田后续 6 口井的盐膏层钻进中得以应用,全部用普通重晶 石粉加重到密度为 2. 0 g / cm3 ~ 2. 10g / cm3 的钻井 液( 因盐膏层中含有油气层,为了井控安全,不使用 密度高的铁矿粉加重) ,流动性能良好,漏斗粘度为 50s ~ 80s,初切 10Pa 以内,终切 40Pa 以内,性能稳 定,长时间高温不增稠; 一趟钻一只钻头钻完 400 多 米盐膏层; 电测、下套管中完作业安全顺利。图 3、 图 4、表 1 是 28 井盐膏层钻进时钻井液( 密度 2. 0 g / cm3 ~ 2. 05 g / cm3 ) 粘切变化情况和钻井液的抗高 温试验。
图 3 28 井盐膏层钻井液粘度变化
图 4 28 井盐膏层钻井液切力变化
5 结论与认识
( 1) 高密度饱和盐水钻井液“抑制降粘切”的 维护技术,在土库曼斯坦南约洛坦气田含油气高压
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盐膏层钻井中的应用,解决了盐膏层钻井中的地层 蠕动、钻具遇阻遇卡、油气水侵等复杂问题,钻井成 功率达到百分之百。
( 2) 该技术从本质上克服了高密度饱和盐水
2 高密度饱和盐水钻井液的主要特点
2. 1 体系中固相含量太高 加重剂、粘 土 ( 加 入 的 膨 润 土、地 层 粘 土) 、岩
屑、处理剂( 有效的和失效的,高含盐和高温使处理 剂失效颗粒增加) 等固相体积占到钻井液体积的 50% 以上。而且钻进中进入钻井液的低密度无用固 相( 主要是钻屑) 难以清除。 2. 2 体系中固相比表面积大,稳定性差
2. 0 2. 4 4. 0 4. 8 3. 0 2. 8 1. 6 2. 0 2. 0 4. 8
静切力( Pa)
10s
10min
11. 0 8. 5 8. 0 5. 0 12. 0 2. 5 6. 5 3. 0 8. 0 4. 0
26. 5 22. 0 28. 0 17. 0 40. 0 9. 0 26. 0 7. 0 37. 5 15. 0
由于这类高密度饱和盐水钻井液使用的处理剂 主要是磺化处理剂,如磺化酚醛树脂 SMP、磺化褐 煤 SMC、磺化沥青 FT - 1 等,它们均具有相当的分 散性,有时还配合一些铁铬木质素磺酸盐 FCLS 和 磺化丹宁 SMT 等强分散性的稀释剂。这些处理剂 理论上是在钻井液具有较高碱性环境下使用效果较 好; 同时盐膏层所钻地层基本为石膏和盐岩,钻进中 也要消耗钻井液中的碱性成分。因此,用这类钻井 液在钻盐膏层时,钻井液的维护处理通常是将处理 剂配成浓度较高的碱性胶液,加入受污染后粘切升 高的钻井液中,使钻井液发生分散作用而达到降低 粘切的目的,即“分散降粘切”。这种维护方法在钻 井液受污染不严重和短时间内是有效的,但在钻井 液长时间受到污染而反复如此处理的情况下,钻井 液中的固相成分处理一次分散一次,固相比表面积 大大增加,体系的稳定性越来越差,受污染的敏感性 也就越来越强,到一定程度就发生了质的变化——— 稠化。南约洛坦气田 15 井、16 井、24 井这三口井钻 盐膏层时,就是以这种技术思路维护的,钻进时粘切 大幅度升高,通过多次通井和钻井液替换处理完成 主要曲线的电测及技术套管下入。
注: H 为井深,m
表 1 28 井盐膏层钻井液抗高温试验结果表
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PV
YP
( s) ( mPa·s) ( Pa)
75
52
20. 0
/
61
26. 5
64
48
16. 0
/
54
19. 0
70
48
26. 5
/
52
21. 5
63
49
16. 5
/
42
16. 5
79
56
20. 0
/
44
17. 0
FLAPI ( ml)