西南钻井液技术.doc

西南钻井液技术 一、2011年钻井基本情况 2011年，开钻6口（元陆10井、建35-5井、建页HF-1井、新店1井、箭竹1井、建密HF-1井），完井7口（黄页1井、兴隆101井、建页HF-1井、元陆10井、建35-5井、新店1井、元坝224井），完成钻井进尺25875.77米。钻井总时间32014小时，其中，生产时间29282小时，占时效91.47%；非生产时间2732小时，占时效8.53%，其中，井下故障为0.79%、复杂为5.31%。 主要经济技术指标对比 年 度 工程质量 速度指标 时效指标，% 机械钻速 m/h 钻机月速 m/台月 非生产时效（%） 井下故障（%） 井下复杂（%） 2009 合格 2.02 529 7.67 2.74 3.65 2010 合格 3.31 734 7.03 0.26 2.75 2011 合格 2.53 582 8.53 0.79 5.31 二、取得的成绩 1、钻井液技术不断进步 （1）井深和钻井液密度都刷新江汉钻井新记录 ①元坝224井：244.5mmx7120m ②元陆10井：钻井液密度2.40g/cm3，因喷漏同层，还带10%的堵漏材料钻进。 （2）防塌体系逐步完善定型 ①陆相地层防塌重点：密度调整、泥饼质量 ②转化浆配方防塌封堵是重点，注意转化方式 （正常转化建议下光钻杆一次性建立液柱压力保井眼稳定） ③泡沫钻井防塌要求：时间7天左右 （3）油基泥浆成功钻探了建页HF-1井 建页HF-1井是建南构造侏罗系下统自流井组东岳庙段页岩气评价井，是一口浅层大位移水平井，完钻井深1777.77米，位移1238.19m 。现场使用过程中通过与哈里伯顿的合作，钻井液性能设计合理，执行宜昌会议精神密度选择合适，搞好油基钻井液配制、维护处理 ，井眼稳定，砂样纯净无垮塌；全井钻进施工顺利，为今后该区块页岩层大位移水平井的进一步勘探开发积累了宝贵的经验。 2、故障复杂得到有效控制 （1）近三年故障时效分别为：2.74%， 0.26%， 0.79% （2）近三年复杂时效分别为：3.65% ，2.75%，5.31% （3）杜绝了恶性井下故障，发生的故障主要为空气钻断钻具、泥浆钻断减震器等 （4）井漏占复杂时间的85%以上 三、钻井面临的问题 1、天然气井井控压力比较大 （1）储备浆：重浆+轻浆 元坝区块：2.5-2.6g/cm3*700m3 1.8-1.9g/cm3*400m3 （2）现有的加重泵在钻井液密度较高情况下压力不够加重困难 （3）搅拌机：吹灰加重时，搅拌机功率小、效果不太理想 （4）天然气对钻井液的密度和粘度影响大，压井作业时间长 2、战线长、钻井液技术管理难度大 （1）井位分布在湖北、四川、重庆和贵州 （2）每口井的钻井液技术都不大一样 （3）同一个井场打两口井地层情况也有变化 （4）每口井都是重点井 （5）现场技术人员要有很强的应变能力 （6）钻井液材料没有质检保障 3、钻井液技术复杂 （1）维持井壁稳定难度高 ①裸露时间长—4~5个月 ②部分井陆相层段地层破碎（页岩、脆性泥岩） ③部分构造煤层发育 （隆盛1井） ④盐、石膏层发育（兴隆101井） ⑤做承压对井壁影响大 ⑥井径变化后维持稳定所需泥浆密度发生较大变化 （2）污染类型多 盐水、盐膏、CO2、钻屑长期被研磨后细分散、HCO3、H2S、油、气。 （3）温度高，最高150℃ （4）压力变化大，变化范围：0.85~2.40g/cm3 （5）产层保护要求严 4、故障、复杂难处理 （1）喷、漏、塌、卡本身处理难度高 压井时防漏、关井时防卡、井漏时防喷防塌、井塌时防卡，深井阶段处理起来更难 （2）故障、复杂复合出现 元陆10井喷漏同层，新店1井减震器断打捞时井垮等 （3）复杂情况对钻井液性能要求高：流动性、抗污染、携带性、润滑性都要根据井下情况调整好 四、成熟的钻井液技术 1、聚合物防塌钻井液技术 （1）适用地层： 上部陆相地层，井深小于3500米 （2）优点：配制维护简单，抑制能力强，颜色浅 （3）维护处理要点： ①膨润土含量调至35～45g/l ②用K-PAM、XC维护保持钻井液有良好的流变性和较强的携带能力。 ③保证钻井液失水要小、封堵性好、有利于井壁稳定 2、聚磺润滑钻井液技术 （1）适用范围：海相水平井、大斜度井 （2）优点：润滑性好，携带能力强 （3）维护处理要点： ①膨润土含量调至30～40g/l ②用LV-CMC、SMP-2、GS-1控制钻井液API滤 失量2～5ml。 ③钻至井斜达30度左右加入液体润滑剂6%，大斜度井段钻进保持泥饼摩擦系数小于0