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莫深1井高温高压水基钻井液体系室内研究

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莫深 高温 高压 钻井 液体 室内 研究
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莫深 1 井高温高压水基钻井液体系室内研究 摘要 针对莫深 1 井钻井施工中存在的高温高压问题,如采用成熟的油基钻井液体系,在钻遇下部高压气层后,大量的气进入钻井液中成为溶解气,到达地面释放时对井口的冲击大,可能给井控工作带来安全隐患,采用水基钻井液体系可解决该问题,但目前国内尚无成熟方案,因此开展了抗高温高密度水基钻井液系列研究实验,实验均采用国产材料,优选优配抗高温处理剂,通过室内大量配方实验,成功开发出能满足莫深 1 井深井段施工要求的水基钻井液体系,体系的热稳定性及高温下的性能均较好,抗温可达 220℃,并且在高密度条件下具有良好的流变性。该体系的成功研究对莫深 1 井的顺利钻探意义重大。关键词 莫深 1 井 高温 高密度 水基钻井液 流变性能1 地质概况莫深 1 井位于准噶尔盆地中部马桥凸起莫索湾背斜,是为了了解盆地石炭系及其以上地层、构造及含油气性而部署的一口超深预探井。马桥凸起位于盆地中央隆起带中部,面积约 6000盆地南部二叠纪前陆盆地发育的前隆构造,侏罗纪又经历了轻微的变形。凸起周围为二叠系生油凹陷环绕,南临侏罗系生油区,是二叠系、侏罗系油气的共同汇聚区。石油地质综合分析认为,马桥凸起莫索湾背斜侏罗系及其以下地层具有良好的油气聚集条件,以往该区勘探结果也表明,马桥凸起深层侏罗系有丰富的油气资源,油气显示厚度达 1000m 以上,并在多层测试中获低产油气流。莫深 1 井设计井深 7380m,钻遇地层自下而上为石炭系地层,二叠系的风城组、夏子街组、乌尔禾组地层,三叠系的百口泉组、克拉玛依组、白碱滩组,侏罗系的八道湾组、三工河组、西山窑组、头屯河组地层,下白垩系的吐谷鲁群,上白垩系和下第三系地层。压力预测表明:该井下部地层存在异常高压,拐点井深在 4440m 左右,至 5630m 左右地层压力系数达到最大值 大压力为 深 6371m 左右,据邻井试油测试温度外推,建立温度回归式:H=得出井底温度为 204℃。该井预计井深结构为一开:00m;二开:500m;三开:500m;四开:380m;备用一层技术尾管。2 莫深 1 深 1 井抗高温高密度水基钻井液体系设计思路(1) 严格控制体系中膨润土含量。因膨润土在高温下水化分散能力强,易造成高温絮凝或高温固化,增加流变性特别是高密度下流变性控制的难度,因此应严格控制体系中膨润土含量,其合理加量可通过实验确定。(2) 选用抗温能力强的处理剂。处理剂的抗温能力是钻井液具有抗温能力和热稳定性的基础和前提条件。(3) 增大处理剂用量。因处理剂在高温下有可能部分解吸或降解,即高温降低了处理剂的作用效能,必须通过增加处理剂用量来保证体系经高温作用后或在高温下具有优良的性能。(4) 深井对钻井液体系的润滑性要求高,改善泥饼质量和润滑性能的处理剂用量较大。因随井深增加井底压差值变大、滤失量的增加必然形成厚泥饼,因此深井比浅井更容易发生压差卡钻。保证体系在高温高压下具有优良的失水造壁性和润滑性尤为重要。(5) 对于深井而言,钻井液循环压耗和可能产生的激动压力较大,因此钻井液的粘切在满足带砂和悬浮的条件下宜控制得低一些。(6) 通过加入表面活性剂提高钻井液的抗温能力。国内外抗高温钻井液研究及使用经验已证明了这一点。(7) 高密度体系应使用优质加重材料以保证体系流变性易于调控。(8) 体系应具有一定的抗盐钙污染能力。深部井段有可能存在含盐钙地层,钻遇该类地层时钻井液性能不能产生大幅度变化。(9) 深部井段地层水化能力一般较弱,钻井液应具有一定的抑制性但可不作重点考虑,稳定井壁主要靠合理钻井液密度、优良封堵及失水造壁性来保证。深 1 井抗高温高密度磺化钻井液体系配方实验该体系由抗高温降滤失剂、稀释剂、润滑封堵剂、磺化类处理剂及高温增效剂组成抗高温水基钻井液体系。体系抗高温处理剂和抗高温低分子类有机处理剂共同作用,主要通过对粘土粒子有效护胶、保证体系的聚结稳定性和胶体颗粒含量的途径形成低渗透率泥饼,从而降低钻井液的 水和 失量。这两种处理剂热稳定性好,高温下解吸少,基本不降解。润滑剂及沥青类产品能提供大量惰性的、高温下可变形的微粒,这些微粒一方面参与建立体系的流变性,另一方面参与泥饼的形成,使泥饼更加致密,同时使钻井液体系及泥饼具有优良的润滑封堵性能。系性能评价通过调整处理剂加量及种类形成三套配方。(1) 基本性能及抗温性能评价:实验结果见表 1。表 1 基本性能及抗温性能评价配方实验条件 ρg/饼mL/a/Pa)0″10′1#60℃测 4211Φ600>30018/180℃00℃/16 80℃42#60℃测 80℃5热滚 150℃/16 50℃80℃/16 80℃00℃/16 3#60℃测 流 00 8热滚 200℃/16 的实验结果可知,1#、3#配方热滚前流变性较差,热滚后性能较好。2#配方热滚前后性能均较稳定,能满足现场施工要求,选择 2#配方进行抗污染性能评价。(2)抗污染性能评价:实验结果见表 2。表 2 抗高温水基钻井液抗污染性能评价配方实验条件 ρg/饼mL/a/Pa)80℃0″10′2#基浆 60℃测 滚浆热滚 200℃/16 滚浆+5%夏子街土 60℃测 滚浆+5% 滚浆+ 系分别经 5%夏子街土、5% 染后,性能稳定,表明体系抗污染能力较强。深 1 井抗高温高密度 基钻井液体系配方实验该体系以抗高温抗盐聚合物降滤失剂 B 为主剂,配伍磺化类处理剂、硅氟降滤失剂、高温稳定剂等组成 高温水基钻井液体系。B 为聚合物降滤失剂,由苯酚、-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸)、丙烯酸、丙烯酰胺接枝共聚而成,平均分子量为 100 万,抗温可达 220℃。抗高温硅氟降滤失剂,粘度效应低,具有良好的降滤失效果及抗污染能力,抗温可达 220℃。系配方及性能评价通过调整处理剂加量及种类形成四套配方。(1) 基本性能及抗温性能评价表 3 高温水基钻井液基本性能及抗温性能评价配方实验条件 ρg/饼mL/ #60℃测 5111421043812/180℃4热滚 200℃/16 ℃0℃测 ℃6热滚 200℃/16 ℃73#60℃测 80℃5热滚 150℃/16 ℃80℃/16 ℃00℃/16 ℃4热滚 200℃/48 ℃54#60℃测 80℃3热滚 200℃/16 ℃ 可见,1#及 3#配方热滚前后性能均较好,可满足深井段施工要求。2#配方热滚前 水偏高,摩阻系数偏高,动切力太低。4#配方热滚前 水及水偏大。综合分析 3#配方性能最好。3#配方经 200℃/48h 老化后各项性能指标仍可满足要求。采用 3#配方进行抗污染性能评价。(2) 抗污染性能评价:实验结果见表 4。表 4 抗高温水基钻井液抗污染性能评价配方实验条件 ρg/饼mL/80℃#基浆 60℃测 滚浆热滚 200℃/16h 60℃测 #热滚浆+5%夏子街土 60℃#热滚浆+5%滚浆+ (3) 抑制性评价① 钻屑滚动回收率实验采用高泉 1 井钻屑(井深:4800层:安集海河组;岩性:泥岩),对钻井液体系进行滚动回收率实验,测定体系的抑制性。200℃热滚 16 小时后回收率见表 5。表 5 钻屑滚动回收率实验配方回收率(%)清水 52磺化体系 2#基浆 系 3#基浆 页岩膨胀量实验表 6 页岩膨胀量实验结果配方 8 小时膨胀量#基浆 系 3#基浆 4) 高温高压流变性能评价为了评价体系在高温高压下的流变性能,采用美国进口高温高压流变仪400 定了抗高温高密度 井液体系在 150℃和 190℃条件下的流变性能,实验结果见图 1、图 2 及表 7。图 1 150℃条件下剪切应力与剪切速率变化关系图图 2 190℃条件下剪切应力与剪切速率变化关系图表 7 抗高温高密度 井液体系高温高压流变性能转速切速率4390℃(57切应力效粘度 切应力效粘度1) 剪切速率增加和降低时,所测有效粘度不同,后者大于前者,即反映出钻井液有一定触变性。(2) 钻井液有效粘度随剪切速率增加而降低,具有好的剪切稀释性。(3) 由剪切速率和剪切应力的关系曲线看,钻井液流变性基本符合宾汉模式,上表中塑性粘度和动切力分别由增加和降低剪切速率时的 600 和 300 转读数计算。(4) 钻井液在高温高压下的塑性粘度合理,但动切力偏高。(5) 钻井液的流变性基本能满足钻井工艺要求。它抗高温高密度水基钻井液体系配方实验采用中国石油勘探开发研究院提供的抗高温降滤失剂、高温保护剂、防塌剂、硅酸盐抑制剂建立了一套抗高温水基钻井液体系。处理剂种类及加量不同,形成了三套配方。表 8 基本性能及抗温性能评价配方实验条件 ρg/饼mL/a/ #60℃测 110112902214/150℃5热滚 150℃/16 ℃20℃/16 ℃42#60℃测 5101311003111/180℃50℃/16 ℃53#60℃测 7/50℃50℃/16 ℃80℃/16 ℃20℃/16 ℃612/200℃1#配方采用活化重晶石加重,切力偏低,实验过程中有沉淀现象,2#配方采用普通重晶石加重,其粘度切力高于 1#配方,有利于加重料的悬浮及携带。3#配方从150℃到 220℃老化前后各项性能均较好。新疆石油管理局钻井公司泥浆技术服务公司优选优配各种抗高温处理剂,以抗高温聚合物降滤失剂、磺化类处理剂、高温增效剂及硅酸盐为主形成了一套抗高温水基钻井液体系配方。性能评价见下表:表 9 基本性能及抗温性能评价实验条件 ρg/饼mL/0℃测 212110842613/150℃5热滚 150℃/16 ℃5热滚 220℃/16 ℃5 该配方经 150℃滚动后动切力略有偏低,其它性能均较好。经 220℃滚动后体系的各项性能较好。以上两套抗高温水基钻井液体系配方的基本性能及抗高温性能均较好,满足井温为 150℃至 220℃的超深井钻井施工要求。需对以上两套体系的抗污染性能进行评价。3 结论(1) 抗高温高密度磺化钻井液体系与配方,采用抗高温和抗盐、抗钙污染能力强的降滤失剂,抗温抗盐无铬木质素类降粘剂与小分子聚合物降粘剂复配,再配合润滑封堵剂、高温增效剂及高软化点沥青类产品,体系的抑制性、流变性、失水造壁性及热稳定性均能满足莫深 1 井深部井段钻井要求。(2) 抗高温高密度 基钻井液体系与配方,以抗高温抗盐聚合物降滤失剂 B 为主剂,配伍磺化类处理剂、硅氟降滤失剂、高温稳定剂等组成。体系的各项性能较好,能够满足莫深 1 井深部井段钻井要求。(3) 采用中国石油勘探开发研究院提供的抗高温降滤失剂及高温保护剂、防塌剂及硅酸盐抑制剂建立的一套抗高温水基钻井液体系。体系基本性能及抗温性能均较好,体系抗温可达 220℃。(4) 通过优先优配各种抗高温处理剂建立的抗高温水基钻井液体系其基本性能及抗温性能较好,抗温可达 220℃。
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