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顺北16X井二次侧钻超高温钻井液技术.pdf
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1、DOI:10.12358/j.issn.1001-5620.2024.01.005顺北 16X 井二次侧钻超高温钻井液技术于得水1,汪露2,刘仕银2,吴修振1,王旭3(1.中原石油工程塔里木分公司,新疆库尔勒841000;2.中石化西北油田分公司,乌鲁木齐830000;3.中原石油工程有限公司钻井工程技术研究院,河南濮阳457001)于得水,汪露,刘仕银,等.顺北 16X 井二次侧钻超高温钻井液技术 J.钻井液与完井液,2024,41(1):53-59.YUDeishui,WANGLu,LIUShiyin,etal.Ultra-hightemperaturedrillingfluidtechn
2、ologyforsecondsidetrackingofthewellShunbei-16XJ.Drilling Fluid&Completion Fluid,2024,41(1):53-59.摘要顺北 16X 井是西北油田分公司部署在顺北 16 号断裂带的一口四开制斜井探井,完钻层位为奥陶系鹰山组,地质预测顺北 16X 井井底温度为 168.9/6680m。该井钻至设计井深 6777m 后加深钻进,加深钻进使用 ENVIROTHERMNT 高性能水基钻井液,卡钻回填后采用油基钻井液进行第一次侧钻,测试未见产,再次回填采用抗高温钻井液体系。第二次侧钻实钻完钻井深 7533m(斜)/7417m(
3、垂),实测井底温度达 209,钻井液密度最高为 1.75g/cm3,属极高温超高压地层。通过采用抗超高温钻井液体系,保障了超高温下钻井液优良的流变性和沉降稳定性,同时抗 CO2、盐水污染能力优良。该井第二次侧钻顺利完钻,钻井液性能稳定,井下正常。关键词超高温;CO2污染;盐水污染;沉降稳定性中图分类号:TE254.3文献标识码:A文章编号:1001-5620(2024)01-0053-07Ultra-HighTemperatureDrillingFluidTechnologyforSecondSidetrackingoftheWellShunbei-16XYUDeishui1,WANGLu2,
4、LIUShiyin2,WUXiuzhen1,WANGXu3(1.Tarim Drilling Company,Zhongyuan Petroleum Engineering Company Limited,SINOPEC,Korla,Xinjiang 841000;2.Northwest Oilfield Company,SINOPEC,Urumqi,Xinjiang 830000;3.Research Institute of Drilling EngineeringTechnology of Zhongyuan Petroleum Engineering Co.,Ltd.,SINOPEC,
5、Puyang,Henan 457001)AbstractThewellShunbei-16Xisawelldrilledinthe#16faultzoneinShunbeiareabySinopecNorthwestPetroleumBureau.Thisisafour-intervaldeviatedexplorationwelldrilledtotheYingshanformationoftheOrdoviciansystem.Thetemperatureat6,680mwaspredictedtobe168.9.Afterdrillingtothedesigneddepthof6,777
6、m,decisionwasmadetodeepenthewellwithahighperformancedrillingfluidENVIROTHERMNT.Thedrillpipegotstuckandthewellwasplugged,thensidetrackedwithanoil-baseddrillingfluid.Welltestshowednoindustrialoilproduction.Thewellwasthenre-pluggedandsidetrackedagainwithahightemperaturedrillingfluid.Thesecondsidetracki
7、ngofthewellwasdoneto7,533mMD/7,417mTVD,thebottomholetemperaturemeasuredwas209,andthemaximummuddensitywas1.75g/cm3,indicatingthattheformationatthetotaldepthofthewellisanextremelyhightemperatureultra-highpressureformation.Thehighperformancedrillingfluidusedtodrillthesidetrackedsectionofthewellhadexcel
8、lentrheologyandsettlingstabilityatextremelyhighformationtemperaturesaswellasexcellentresistancetoCO2andformationwatercontamination.Thesecondsidetrackingwassuccessful,andnodownholetroubleswereeverencountered.KeywordsUltra-hightemperature;CO2contamination;Saltwatercontamination;Settlingstability顺北 16X
9、 井位于新疆巴音郭楞蒙古自治州且末县境内,该井实钻使用抗温聚磺低摩阻钻井液体系加深钻至 6865m 转化为 ENVIROTHERMNT 高性能水基钻井液体系,钻至井深 6986.56m 溢流压基金项目:中石化石油工程技术服务股份有限公司科技攻关项目“高密度水基钻井液高温稳定技术研究”(SG20-29K)。第一作者简介:于得水,工程师,1973 年生,毕业于江汉石油学院应用化学专业,现在从事现场钻井液技术管理工作。电话18160294050;E-mail:。第41卷第1期钻井液与完井液Vol.41No.12024年1月DRILLINGFLUID&COMPLETIONFLUIDJan.2024井,
10、钻至井深 7086m 起钻至 7062.64m 发生掉块卡钻,经两次泡盐酸、一次泡土酸、钻具倒扣、大头公锥打捞,均未成功,回填侧钻。加深钻进期间油气显示活跃,控压钻进,1.761.86g/cm3高密度钻井液受 CO2、气侵污染严重,返出钻井液显著增稠,井浆中不断补充生石灰、氯化钙维护处理。第一次回填侧钻点 6374m,使用 ENVIROTHERMNT 高性能水基钻井液钻至井深 6695m 后替换为密度为 1.94g/cm3的油基钻井液,因井底温度高,油基钻井液出现高温沉降,下钻磨阻增大、冲划情况较多。第一次回填侧钻使用油基钻井液钻至斜深 7120m,因测试未见产,再次回填侧钻。顺北16X 井第
11、二次回填侧钻,综合考虑井下高温及成本,采用抗超高温钻井液,该体系在第二次侧钻中表现出优良的抗高温稳定性、抗 CO2、盐水污染性能,自井深 6364m 侧钻后顺利钻至 7533m(斜)/7417m(垂)完钻(见图 1),完钻电测井温高达 209,为顺北区块施工井温度最高井位1。1技术难点1.1井温高,高温沉降风险大顺北区块奥陶系中下统碳酸盐岩地层地温梯度为3.30/100m,顺北 16X 井第一次侧钻实钻电测井温见表 1。依据第一次侧钻实钻电测井温预测顺北 16X 井第二次侧钻(第二次侧钻设计完钻垂深 7365m)井温。根据全井段平均地温梯度测算,预测完钻垂深 7365m 温度达到 201;根据
12、四开井段地温梯度测算,预测完钻垂深 7365m 温度高达 221;根据四开地温,且该井为 149.2mm 小井眼长裸眼施工,保持适当黏度、切力的同时,剪切稀释性、携砂性要好,配合工程保持较大排量,对钻井液抗高温稳定性要求高。表1邻井井温及顺北 16X 井第一次侧钻温度井号三开四开五开T74位置/mT/垂深/m地温梯度/100mT/垂深/m地温梯度/100mT/垂深/m地温梯度/100m顺南714263692.2018470205.7019372762.656348顺南414563002.3016966816.302.536325顺南蓬115560762.6018570803.342087661
13、2.726096顺北16X第一次侧钻16563312.6018366625.42.7563391.2高压气侵第二次侧钻地质预测在鹰山组上段将钻遇 2 套过路气层。原井眼在井深 6986.56m(垂 6881.37m)发生溢流,提钻井液密度至 1.86g/cm3,控压钻至井深 7086m。第一次侧钻井眼在 6465m 发生溢流,采用 2.0g/cm3高密度钻井液压井成功,后期维持钻井液密度为 1.86g/cm3钻至井深 7120m。气侵中监测 CO2含量最高时达到 54%,CO2污染严重,钻井液性能难以稳定。339.7 mm804.68 m 444.5 mm804.68 m(250.8+244.
14、5)mm3066.5 m 311.2 mm3067 m 177.8 mm6360 m 215.9 mm6360 m/6331.29 m 149.2 mm7120 m(斜)/6662.77 m(垂)149.2 mm7086 m(斜)/6971.18 m(垂)149.2 mm7533 m(斜)/7417 m(垂)侧钻点:6364 m造斜点:6066 m悬挂器:2889 m 88.9 mm 油管,鱼头位置 6382 m鱼头位置 6506.70 m图1顺北 16X 井二次侧钻井身结构示意图54钻井液与完井液2024年1月1.3裸眼防卡第二次侧钻靶点为鹰山组下段,进山深,侧钻井段长达 1108m,斜穿两
15、个断层。原井眼 69907045m 岩性为砂屑泥晶灰岩、含硅质泥晶灰岩,裂缝发育,裂缝内充填物较多,充填物主要为深灰色灰质泥岩,尤其是 70427045m 灰质泥岩含量达 80%,易脱落产生掉块卡钻,原井眼在 7086m穿断裂后起钻发生掉块卡钻。2超高温钻井液体系2.1技术对策依据原井眼、第一次侧钻井眼维护处理思路,抗高温稳定性是该井施工的关键,保持高温下井浆具有良好的流变性,并提高钻井液的抗污染性能,兼具防塌能力,是第二次侧钻钻井液处理的重点。结合前期使用 ENVIROTHERMNT 高性能水基钻井液、油 基 钻 井 液 的 现 场 实 践 情 况,借 鉴ENVIROTHERMNT 高性能水
16、基钻井液抗高温技术思路,形成“预前处理,综合抗温”的思路。结合室内助剂、配方优选,提出了 200 超高温钻井液基本配方如下。2.0%膨润土+1.5%烧碱+8.0%抗盐高温高压降滤失剂 HTASP+10.0%磺化褐煤 SMC+1%超支化聚合物降滤失剂 EHBPS-L+1%抗高温磺酸盐聚合物降滤失剂 MMT+3%沥青粉 KH-n+5%KCl+1%CaCl2+加重剂2.2钻井液助剂优选2.2.1不同抗高温材料对钻井液流变性的影响1)实验钻井液助剂。烧碱,浓缩磺甲基酚醛树脂 SMP-,抗盐高温高压降滤失剂 HTASP1,磺化褐煤 SMC。2)实验条件。取顺北 16X 井原井浆,按照顺序加入各种助剂,钻
17、井液密度为 1.9g/cm3,低速搅拌均匀后转入老化罐,在 200 热滚 12h,冷却至 50 后,低速搅拌均匀测其性能,结果如表2 所示。通过表 2 可以看出,在井浆中加入同等加量 SMP-或 HTASP,经 200 热滚老化后,加入 HTASP 钻井液的抗高温沉降稳定性更加优良,钻井液具备更低的黏度、切力及静切力,具备更好的流变性2。表2在井浆中加入不同处理剂老化(200、12h)后性能钻井液PV/mPasYP/PaGel/Pa/Pa备注井浆固化,无流动性1#+6%SMP-4215.07.0/15.0开罐流动性较差,底部有1cm软沉淀1#+6%HTASP394.51.5/5.0开罐流动性好
18、,玻璃棒自由到底注:1#配方为:井浆+1%烧碱+6%SMC。2.2.2抗盐、抗钙污染助剂优选在复合盐水基浆中加入待测助剂(粉剂加量为 1.5%,乳液类加量为 2.5%),高速搅拌 20min,转入老化罐,在 150 热滚 16h,取出冷却至室温,高速搅拌 5min,按 GB/T16783.1 方法测定 中 压 滤 失 量。测 得 1.5%MMT(粉 剂)、2.5%EHBPS-L(乳液)、1.5%腈硅聚合物(粉剂)、1.5%磺酸盐聚合物(粉剂)在复合盐水基浆中的中压滤失量分别为 8.6、6.6、92 和 126mL。通过对比 4 种聚合物在复合盐水基浆中的滤失量,可以看出,MMT、EHBPS-L
19、 的抗盐、抗钙污染能力更强35,能够提高钻井液的钙离子容量限,满足侧钻中钻井液材料高温降解、气侵时补充井浆中氯化钙的需求,提高井浆的抗污染能力。2.3钻井液配方评价综合考虑顺北 16X 井第二次侧钻实际情况,将第二次侧钻井段分为 63646700m、6700m 以深两部分进行钻井液性能维护。63646700m 井段进行 180 抗温优选评价,6700m 以深进行200 抗温优选评价。2.3.1180 抗温钻井液按照顺序加入各处理剂,钻井液密度为 1.85g/cm3,低速搅拌均匀后,转入老化罐,在 180分别热滚 24h、48h,冷却至 50 后测其性能,结果如表 3 所示。通过表 3 可以看出
20、,相对于热滚 48h 出现硬沉淀的未加入 CaCl2配方,加入0.4%CaCl2后,钻井液热滚 24h 后上、下均匀,热滚 48h 未出现硬沉淀,抗高温稳定性更加优良;加入 0.4%CaCl2后,一方面评价体系的抗钙污染能力,另一方面评价 CaCl2/KCl 复合盐相对于单一第41卷第1期于得水等:顺北 16X 井二次侧钻超高温钻井液技术55KCl 的抗温稳定性,通过实验对比,复合盐的抗温稳定性更加优良。表3180 抗高温沉降稳定性钻井液配方优选实验CaCl2/%t热滚/hAV/mPasPV/mPasYP/PaGel/Pa/PaFLHTHP/mL备注02425.0223.0 1.0/2.58.
21、0底部1cm稠化4822.5202.5 0.5/2.58.2底部10cm稠化,少量硬沉淀0.42419.0163.0 0.5/1.58.8上下均匀4815.0132.0 0.5/2.59.0上部1cm清液,底部微稠化注:基浆:2%膨润土+1%烧碱+8%SMP-+8.0%SMC+0.3%MMT+3%KH-n+3%KCl+0.3%季胺聚合物AHB+加重剂。2.3.2200 抗温钻井液按照顺序加入各试剂,钻井液密度为 1.95g/cm3,低速搅拌均匀后,转入老化罐,在 200热滚 16h,冷却至 60 测定,结果见表 4。通过不 同 实 验 配 方 评 价 助 剂 HTASP、EHBPS-L、MMT
22、 加量变化对于抗高温沉降性的影响68。从表 4 对比分析及老化后老化罐底部稠化高度对比可知,8%HTASP 加量相对于 6%加量更有利于钻井液沉降稳定性;在维持 8%HTASP 加量的同时,增加 EHBPS-L 加 量,1%EHBPS-L 加 量 相 对 于0.5%加量形成的钻井液热滚后高温高压滤失量更低,热滚后整体上下均匀,沉降稳定性好;维持8%HTASP、1%EHBPS-L 加 量 的 同 时,将MMT 加量由 1%提升至 1.5%,虽然钻井液高温高压滤失量有所降低,但抗高温沉降稳定性反而有所降低。通过实验对比分析,在 200 抗高温沉降稳定性钻井液配方中,8%HTASP、1%EHBPS-
23、L、1%MMT 加量组合为相对最优配比。2.3.3220 抗温钻井液结合 200 抗温钻井液配方评价,对于抗温220 的配方评价,在结合处理剂的功用上进行进一步优化形成配方评价913。按照顺序加入各试剂,钻井液密度为 1.95g/cm3,低速搅拌均匀后,转入老化罐,在 220热滚 16h,冷却至 60 测定,结果见表 5。从表 5 可以看出,在原抗温 200 基础上增加SMC、HTASP 加量,有助于抗温稳定性的增加,但总体抗 220 温度能力相对仍存在不足,抗温能力基本达到助剂的限度。通过对 SMP-、HTASP、SMC、EHBPS-L、MMT 加量对比实验,最终确定抗 200 超高温钻井液
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