马深1井超大井眼超深井防塌技术

来源 :2015年度钻井液完井液学组工作会议暨技术交流研讨会 | 被引量 : 0次 | 上传用户:tan123456654
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马深1井是中石化勘探分公司部署在川东北通南巴构造带马路背构造高部位的一口预探井.设计井深7260m,目的层主探下寒武统龙王庙组储层,实际需要加深至8280m,层位延伸至灯影组.该井最大的难度有以下几个:第一个是超大井眼井段长;第二个是井壁失稳井段长;第三个是超深,抗温性能要求高.该井不稳定地层多,且井段长.该井二开沙溪庙组至须家河组地层垮塌严重,嘉陵江组含盐膏层,对钻井液存在污染,同时存在盐溶扩径问题,距离本井不足1km的马1井在该段平均井径扩大率高达23.62%,由此看来:井眼一旦出现垮塌,岩屑将无法携带出来,井下将无比复杂.四开至完井井段也存在泥页岩地层,同样存在井壁稳定问题,且井较深,完钻井深6280m,井底温度在190%左右,需要按200%井温考虑,抗温问题也突出.一开井眼直径为660.4mm,中完井深为961m,中完层位为上沙溪庙组;二开井眼直径为444.5mm,中完井深为4297m,中完层位为嘉陵江组三段底部;三开井眼直径为311.2mm,中完层位为6225.4m,中完层位为栖霞组;四开井眼直径为241.3mm,中完井深7650m,中完层位龙王庙组;五开井眼直径165.1mm,完钻井深将延至8280.00m,完钻层位灯影组.各开次井眼直径均属超大超长,尤其是二开超大井眼泵压与排量的矛盾非常突出,直接关系到该井施工成败.针对该井超大井眼井壁稳定问题开展技术攻关,确保该井φ444.5mm井眼绝对稳定,φ241.3mm井眼稳定,φ241.3mm以下井眼抗温抗污染满足要求,才能保证全井安全顺利施工.为保证井眼绝对稳定,研制出了KCl聚胺封堵防塌钻井液体系.该体系是以聚胺抑制剂、氯化钾、聚合铝为主要抑制剂,用油溶性树脂、沥青类材料、乳化石蜡、超细钙、无渗透等处理剂为封堵基础材料,配合其他包被剂、絮凝剂,形成KCl聚胺封堵防塌钻井液体系.下部超深井段使用时(井温超过150℃),去掉聚胺,保留KCl,增加抗温材料,提高抗温抗污染性,形成KCl聚磺封堵防塌钻井液体系.
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针对油基钻井液用液体乳化剂在现场施工中低温下黏稠、容易挂壁、不易计量;包装和运输费用高,难以储存的不足,采用2,6二氨基吡啶、有机胺、有机酸合成了熔点120%、HLB值为1.7油基钻井液用固体粉状乳化剂,并对其合成条件进行了优化,确定了最佳合成条件.粉状乳化剂克服了现有液体乳化剂应用中低温下黏稠、挂壁、计量困难、现场难以操作的难点,同时具有易于包装、储存和运输的优势.粉状乳化剂在西南焦石坝现场应用
近年来,随着全球石油、天然气等燃料总量的减少及其开发带来的环境污染加剧,可再生并且具有无污染的能源开发备受人们关注;新能源干热岩的开发成为现阶段的首选研究.为了满足干热岩的开发需要,研制了一种抗温达到260℃的高温水基钻井液,其主要通过研制出的高温护胶剂HDC保持钻井液中的各种胶粒体系的稳定,配合相应的高温降滤失剂和高温封堵剂等其他配伍性处理剂的协同增效作用,来提高钻井液的抗温性能.实验结果表明,
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在钻井过程中,井眼越深,井筒内的温度越高,水基钻井液的稠化问题就越突出.特别是当淡水钻井液遇到盐或盐膏层入侵,就会发生严重的稠化,甚至失去流动性,易导致各种井下复杂情况,而降粘剂对调节钻井液流变性起着十分重要的作用.本文通过多元聚合,研制了一种新型抗高温无铬降黏剂丙烯酸盐/小分子单体共聚物.本产品抗温达240℃以上,抗NaCl盐达10%,能在高温高盐下保证钻井液具有良好的流变性,降黏效果和国外同类
基于高密度钻井液流变性作用原理和滤失量控制原理优化了钻井液膨润土加量,优选出系列黏土护胶剂和流变性控制剂,降低了体系的分散程度,有效地控制了表观黏度和塑性黏度,同时提高了低剪切速率下的结构强度,形成了一套淡水基HTHP钻井液体系,该体系处理剂种类少,室内实验达到了抗温177℃、密度2.16g/cm3的水平,现场试验井Lofin-2井五开井底温度157℃,钻井液密度2.10g/cm3,完钻井深586