苏里格气井水平井钻井液技术方案设计

. . 苏里格气井水平井钻井液技术方案 苏里格气井水平井钻井液最关键的技术是井眼净化、大斜度井段“双石层”和水平段泥岩的垮塌、预防PDC钻头的泥包、润滑性、产层保护等。 1 基本情况 直井段：保持了本区块直井、定向井钻井液方案。 斜井段: 继续采用强抑制无土相复合盐钻井液体系。 水平段：采用无土相酸溶暂堵钻井液体系。 2 技术难点 2.1 苏里格区块直井段安定底直罗组、延长底部纸纺组顶部易垮塌。 2.2 苏里格区块刘家沟组与石盒子组地层承压能力低，普遍存在渗透性漏失和压差性漏失。尤其是苏5区块漏失最为频繁。 2.3“双石层”、煤层和水平段泥岩的垮塌，是导致水平井易发生复杂和故障的致命的因素。 2.4如何优化钻井液体系、性能、组分， 通过钻头选型，水力参数优化，是预防PDC钻头泥包和提高斜井段机械钻速的关键。 2.5 如何通过改善泥饼质量，提高钻井液的润滑性是水平井钻井液防卡润滑的关键。 3 技术方案 3.1表层技术方案 3.1.1表层钻井液配方 表层及导管钻进严格按《苏里格气田表层钻井液技术》执行，打导管采用白土浆小循环，导管打完后固定、找正、坐实、水泥回填，侯凝2-3小时，开钻过程中监控导管情况。 若流砂层未封住（流沙层50米以上），采用白土浆钻井，0.1%CMC+5-6%白土，密度:1.03---1.05g/cm3 ，粘度:40-50s ；钻穿流沙层50-80米之后，采用低固相钻井液体系，密度:1.01---1.03g/cm3， 粘度:31-35s。 若流砂层已完全封住，用清水聚合物钻井液体系，配方为0.2%CMP +0.2%ZNP-1。钻井液性能：密度:1.00---1.02g/cm3，粘度:31-32s。 3.1.2下表层表套前技术措施 打完表层后配白土浆（约40-50方）密度：1.03-1.05g/cm3，粘度：40-50s，采用地面小循环清扫井底后打入井里封固裸眼井段，起钻连续灌白土浆，确保井口流沙层段为白土浆，防止下表套过程中流沙垮塌。 . . 3.2二开直井段技术措施 3.2.1二开提前预水化聚合物胶液 利用候凝搞井口期间提前预配聚合物胶液300方，0.1%K-PAM +0.2%ZNP-1 +0.2%CMP。 3.2.2二开进入安定组前50米钻井液上罐钻进，根据粘度高低适量加入K-PAM、ZNP-1，每钻进50-70米清洗1次锥形罐，性能达到:粘度≥31s,密度≤1.02g/cm3，钻进中分2-3次加入0.5吨XL-007，钻穿直罗100米后下罐采用大池子循环，在延长组底部100米钻井液再次上罐钻进，分2-3次加入0.5吨XL-007及其它化工，进入纸纺组100米后下罐采用大池子循环(主要针对苏里格)。 3.2.3每班随时开振动筛观察返出岩屑，判断井下情况，及时作出处理， 3.2.4补充新浆配方0.1%K-PAM+0.2%ZNP-1+0.2%CMP，缓慢、分次混入，做好泵压变化记录，防止误判断井下、钻具故障。 3.2.5每天或起钻前稠浆、大排量清扫。 3.3斜井段技术措施 3.3.1斜井段钻井液配方及维护 3.3.1.1直井段钻完后根据井下情况，可用稠浆清扫，保证井筒清洁，有利于滑动定向。 3.3.1.2掌握转化时机。井斜达到15°左右转化钻井液体系（根据井下情况和井队加药品快慢），转化时加入抗盐、抗高温处理剂，严禁加入不抗盐、不抗高温的其他处理剂， 转化主处理剂为： GD-K、JT-1、PAC（CMC）、SFT-1、SMP-2、ZDS、WT-1及工业盐等。 3.3.1.3钻井液体系转化配方：原浆+0.2-0.3%PAC +2-3% GD-K +0.2-0.3%JT-1 +1.5-2%SFT-1+3-4%ZDS +0.1%NaOH +5-10%工业盐+3-4%有机盐 3.3.1.4控制性能：密度：1.08-1.10g/cm3 ，粘度：38-42s ，FL：6-4ml，PH：8-9，动切：5-10 Pa 3.3.1.5加药顺序：按上述配方以循环周先后交替加入PAC 、GD-K、JT-1、SFT-1、ZDS，打钻6-8小时再加入NaOH，WT-1及工业盐。在井斜30°的时加入2-3吨SMP-2（加入SMP-2，可适当减少GD-K、JT-1等降失水剂的含量）。 3.3.1.6苏5井区和桃7井区刘家沟钻穿必须做承压试验。 由于延长、刘家沟组易漏地层与“双石层”等易塌地层处在同一裸眼井段，解决好易塌层垮塌和易漏层承压能力是技术的关键。 为提高地层承压能力，做地层承压试验，做承压试验要求：（1）钻穿刘家沟组50-100米；（2）转化为强抑制无土相复合盐钻井液体系；（3）井斜达到15°左右，钻井液密度大. . 于1.10g/cm3以上；（4）钻井液当量密度大于1.25g/cm3；（5）配量：封刘家沟井段+10 m3；（6）加量：5-8%DF-A（适用苏5、桃7区块，其它区块暂不做要求。） 3.3.1.7斜井段根据井斜提高钻井液密度： （1）在井斜30°时密度达到1.15-1.18 g/cm3。 （2）在井斜45°时将密度达到1.25-1.28 g/cm3，（苏5及苏47、苏48等易漏的区块,，钻井液密度走下线，加入SFT-1及目数更小的超细碳酸钙提高封堵性能，同时加入5-7%KCL、0.2-0.3%CWD-1、0.1%K-PAM，增加该体系的防塌抑制能力）。在斜井段不加入原油的情况下可加入XCS-3增加体系的防塌润滑性。 （3）在井斜达60°以上时将密度达到1.28 g/cm3以上，（苏5及苏47、48等易漏的区块，钻井液密度走下线）；穿越下古煤层时要将钻井液密度提高到1.30 g/cm3 以上。 （4）井斜小于30°时尽可能采用工业盐、有机盐等提密度，以提高滑动增斜效率。 3.3.1.8 钻头泥包的原因分析及对策 （1）PDC钻头泥包分析 钻井液性能：性能差，如抑制性、润滑性能差、失水大、滤饼厚、黏土含量高等。 地质因素：泥岩地层、易吸水膨胀的地层或软硬交错的地层，易形成泥包。 钻井参数：钻进中排量较小，未能将钻屑及时带离井底，造成重复切削。钻进中钻压不均匀，钻时变慢后，盲目加大钻压。 钻头选型：选用中心孔流道较小的PDC 钻头，导致钻屑滞留在底部。 （2）预防PDC钻头泥包的技术对策 预防PDC钻头泥包的钻井液维护的核心是：一是通过无机盐、有机盐等强抑制剂的含量，提高钻井液的抑制性，抑制泥岩地层分散、造浆。二是保持无土相、低活性固相含量。 （3）复合盐钻井液防PDC泥包的维护。 首先确保体系中有足够的抑制剂含量，主要通过观测钻屑和钻井液的性能来掌握。具体的：一是泥岩段的砂样成型好，不粘筛布。二是钻井液的性能在泥岩段钻进变化不大，密度、粘度、固含不升，性能稳定。 其次加强固控设备的使用，保持钻井液中低固相。 再次工程措施：一是 PDC 钻头钻速快、钻屑多，必须要有足够的排量，避免钻屑重复切削会形成淤泥而泥包钻头。要求环空上返速度达到1.00m/s；二是钻压合理，送钻均匀，速度太快时要适当控制钻压；三是尽量避免长时间、长井段的滑动钻进，四是下钻分段循环。 3.3.1.9防煤层垮塌的钻井液措施 . . （1）泥浆措施： 由于煤层遇水极易分散，防煤层垮塌的泥浆技术措施应从提高泥浆密度和控制泥浆API及HTHP失水入手。 进入山西组煤层前用密度为1.30-1.35 g/cm3。 采用GD-K、JT-1、超细目碳酸钙粉等处理剂，使泥浆API失水控制在4ml以下，HTHP失水控制在15ml以下，并且可形成薄而韧、渗透率低的泥饼。 采用高粘度钻井液、粘度控制在60s以上，防止水力对煤层的冲刷、工程在满足携砂的前提下采用较低的排量钻进。 （2）工程技术措施 在煤层钻进中，禁止采用滑动钻进方式，禁止在煤层段强增斜扭方位作业。 煤层段严禁长时间循环，井下要出现遇阻要避开煤层循环。 3.3.2斜井段完钻电测及下套管前的钻井液处理 3.3.2.1完钻后配稠浆清扫，再大排量充分循环钻井液2-3周，确保洗井彻底。 3.3.2.2短程起下钻至造斜点附近，确保井眼畅通后把预配置25方封闭润滑液（原浆中加入1吨GD-2、1吨XCS-3），封闭大斜度井段。起钻过程中连续灌浆，确保井筒内液柱压力足够。 3.3.2.3电测期间，每测完一趟灌浆一次，确保钻井液液面在井口。 3.3.2.4电测完按设计钻具组合、双扶正器通井，到底后大排量充分循环钻井液2-3周，确保洗井彻底；若下钻遇阻，及时接方钻杆建立循环划眼，并根据井下情况处理好钻井液，直到上提下方无遇阻，短起下无遇阻后打入预配的20-25方封闭润滑液（原浆中加入1吨GD-2、1吨XCS-3），封闭大斜度井段方可起钻下套管。起钻过程中连续灌浆，确保井筒内液柱压力足够。 3.4水平段技术方案 3.4.1水平段钻井液配方及维护 3.4.1.1钻塞时用大池子泥浆循环。其他循环罐预配钻井液，利用斜井段泥浆最多不超过60方（下完套管后利用离心机降低斜井段钻井液密度，配置水平段钻井液时可加入30方左右，钻进过程中分多次加入30方），以免使用过多影响钻井液性能，造成钻头泥包和钻进中托压。 3.4.1. 2转化过程中控制泥浆总量在200方左右，具体加量为：3-4%GD-K+ 4-5%ZDS +0.1% PAC（CMC） +0.1%烧碱+甲醛适量(0.1%左右)+工业盐15吨+15吨甲酸钠（保证体系的抑制性），循环2周后测初始性能：密度1.15-1.18g/cm3，漏斗粘度38-42S，失水6-4ml，PH=8-9。