CN106121568A - 一种环保型聚醚醇胺钻井液的现场处理工艺 - Google Patents
一种环保型聚醚醇胺钻井液的现场处理工艺 Download PDFInfo
- Publication number
- CN106121568A CN106121568A CN201610445864.3A CN201610445864A CN106121568A CN 106121568 A CN106121568 A CN 106121568A CN 201610445864 A CN201610445864 A CN 201610445864A CN 106121568 A CN106121568 A CN 106121568A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- drilling fluid
- well
- agent
- aethoxy sklerol
- mass content
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 139
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 118
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 39
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 title claims abstract description 17
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 238000012545 processing Methods 0.000 title claims abstract description 13
- ZZVUWRFHKOJYTH-UHFFFAOYSA-N diphenhydramine Chemical compound C=1C=CC=CC=1C(OCCN(C)C)C1=CC=CC=C1 ZZVUWRFHKOJYTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 title abstract 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 68
- SFNALCNOMXIBKG-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol monododecyl ether Chemical compound CCCCCCCCCCCCOCCO SFNALCNOMXIBKG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 51
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 claims abstract description 40
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 38
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 25
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 25
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims abstract description 24
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 claims abstract description 24
- 150000004675 formic acid derivatives Chemical class 0.000 claims abstract description 22
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 16
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 15
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 13
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 claims abstract description 6
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000007115 recruitment Effects 0.000 claims abstract description 5
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 claims abstract description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 21
- 239000003292 glue Substances 0.000 claims description 20
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 20
- PCHPORCSPXIHLZ-UHFFFAOYSA-N diphenhydramine hydrochloride Chemical compound [Cl-].C=1C=CC=CC=1C(OCC[NH+](C)C)C1=CC=CC=C1 PCHPORCSPXIHLZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 239000013589 supplement Substances 0.000 claims description 15
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 11
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 10
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 claims description 7
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 7
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 7
- 241001074085 Scophthalmus aquosus Species 0.000 claims description 6
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 claims description 6
- 238000011049 filling Methods 0.000 claims description 5
- 238000011085 pressure filtration Methods 0.000 claims description 4
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N Formic acid Chemical class OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 230000003203 everyday effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 claims description 3
- 230000001629 suppression Effects 0.000 claims description 3
- 230000029052 metamorphosis Effects 0.000 claims 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 abstract description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 7
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 7
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 description 6
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 230000004224 protection Effects 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 3
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 3
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 230000001154 acute effect Effects 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000013329 compounding Methods 0.000 description 2
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 2
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 2
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 2
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 208000033240 Progressive symmetric erythrokeratodermia Diseases 0.000 description 1
- 238000006065 biodegradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 239000013530 defoamer Substances 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 1
- -1 fully dissolve Substances 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 229920000554 ionomer Polymers 0.000 description 1
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 1
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 1
- 230000000306 recurrent effect Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 description 1
- 238000009955 starching Methods 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 1
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
- E21B21/062—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole by mixing components
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
Abstract
本发明涉及油气田开采技术领域内一种环保型聚醚醇胺钻井液的现场处理工艺，包括混合转化、性能维护和完井准备阶段，混合转化是钻进至深部泥页岩井段前，降低原井浆中的膨润土含量在20‑30g/l之间,然后在井浆中分别加入甲酸盐和增粘剂，使其质量含量分别达到3%和0.2%,以每循环周400‑500kg的补充量向钻井液中补入聚醚醇，使钻井液中聚醚醇的质量含量为1.5%‑2.0%，再依次加入包被剂、聚胺抑制剂、降滤失剂和防塌剂，使钻井液中各组分的质量含量为：包被剂为0.2%‑0.3%，聚胺抑制剂为0.2%，降滤失剂为2%，防塌剂为1.5%，并充分循环,体系转换完成后，用烧碱将上述混合物的PH值调至8～9，再将钻井液加重至所需的密度。本发明可不同地层钻进过程中有效的润滑防卡和稳定井壁。
Description
技术领域
本发明涉及油气田开采技术领域，特别涉及一种环保型聚醚醇胺钻井液的现场处理工艺。
背景技术
随着勘探领域不断扩大，勘探逐渐向“低、深、隐” 方向发展，钻遇的地层条件日益复杂，井温越来越高，同时，钻井液技术发展受到环保法律、法规、政策限制的情况下，应用并满足钻井工程安全和环境保护需要的钻井液体系势在必行。
目前，广泛使用的水基钻井液体系如复合金属离子钻井液体系、聚磺钻井液体系、KCl/聚合物钻井液体系等存在环境污染、生物降解困难等不足，由此导致了钻井清洁施工与钻井工程需要之间的矛盾。而以聚合醇为主要处理剂的环保型钻井液体系具有很强的抑制性与封堵性，润滑性能优良，有利于保护油气层，毒性极低，易生物降解，对环境影响小。但由于聚合醇钻井液现场应用中易出现增粘现象，流变性能反复波动，钻井液材料消耗大，而高温深井作业，现场为提高钻井液的抗温性，往往采用非环保抗高温的处理剂辅助施工，影响其环保性能。
发明内容
本发明的目的是提供一种环保型聚醚醇胺钻井液的现场处理工艺，根据不同地层使用混合调整，适时维护和完井工艺，实现钻进过程中有效的润滑防卡和稳定井壁，并节约钻井液各组分的用量。
本发明的目的是这样实现的，一种环保型聚醚醇胺钻井液的现场处理工艺，包括混合转化、性能维护和完井准备阶段，所述混合转化是钻进至深部泥页岩井段前，降低原井浆中的膨润土含量在20-30g/l之间,然后在井浆中分别加入甲酸盐和增粘剂，使其质量含量分别达到 3%和0.2%，并充分循环两循环周,以每循环周400-500kg的补充量向钻井液中补入聚醚醇，使钻井液中聚醚醇的质量含量为1.5%-2.0%，再依次加入包被剂、聚胺抑制剂、降滤失剂和防塌剂，使钻井液中各组分的质量含量为：包被剂为0.2%-0.3%，聚胺抑制剂为0.2%，降滤失剂为2%，防塌剂为1.5%，并充分循环,体系转换完成后，用烧碱将上述混合物的PH值调至8～9，再将钻井液加重至所需的密度。
现有技术中的混合转化的方法是：钻进至深部泥页岩井段施工前，按惯例直接混入聚醚醇和聚胺抑制剂等材料。膨润土含量未作要求，用量未作确定范围。其不足之处是:钻井液起泡现象严重，钻井液泵上水不平稳，流变性能调整困难，增粘现象严重，性能反复波动。使得材料用量大，费用高且作业程序多，工作量大。而本发明的方法，混合转化前，严格控制原井浆中膨润土的含量在20-30g/l之间，然后再依次补充加入各组份配方，以适应不同地层体系的需要，具有如下有益效果：钻井液起泡现象微弱，钻井液泵上水平稳，施工井托压现象少，钻压传递到位，破岩效率高，井下仪器脉冲信号传输正常；流变性能稳定，波动幅度小，增粘现象不明显，从而使得其它后续补入的相关处理剂用量减少，且维护简便。
进一步的，本发明的性能维护分如下过程进行：
a.泥页岩井段的维护方法是，每钻进100±1m，加入500-600kg聚醚醇和聚胺抑制剂50kg，再补充加入封堵剂Aguaseal，使钻井液中封堵剂Aguaseal的质量含量为1%-1.5%,补充防塌剂200kg和甲酸盐300kg，保持钻井液中防塌剂质量含量为2.5%-3%，甲酸盐质量含量为3%-5%,同时；每钻进钻进100±1m，用25kg包被剂和50kg降滤失剂复配成质量浓度为1%和2%的复合水溶液胶液补充至钻井液中进行性能维护；
b.砂泥岩互层井段的维护方法是，每钻进100±1m，加入聚醚醇200-400kg和聚胺抑制剂25-30kg，同时补充加入封堵剂Aguaseal，使钻井液中封堵剂Aguaseal的质量含量为1.5%-2%,补充防塌剂100-150kg和甲酸盐300kg，保持钻井液中防塌剂含量为2%-2.5%，甲酸盐质量含量为3%-5%；每钻进100±1m，还要用25kg包被剂和75kg降滤失剂复配成质量浓度为1%和3%的复合水溶液胶液补充至钻井液中进行性能维护；
c. 大斜度井段的维护方法是，井斜>45°时，每钻进100±1m，补充聚醚醇600—800 kg，保证钻井液的润滑防粘卡能力；在钻时慢的井段摩阻若呈非线性快速上升时，按照每钻进50±1 m的频率加入600—800 kg的聚醚醇；同时，每钻进100m，还要补充25kg聚胺抑制剂，250-300kg防塌剂，300kg甲酸盐，另外，每钻进100±1m，用25kg包被剂和75kg降滤失剂复配成质量浓度为1%和3%的复合水溶液胶液补充至钻井液中进行性能维护。
现有技术中的性能维护方法是：聚醚醇按钻具摩阻上升幅度大小补充加入，加量控制未作具体要求，聚醚醇和聚胺抑制剂不按岩性调整用量，消泡剂按钻井液起泡情况补充加入，加量未作具体要求。其不足之处是: 聚醚醇和聚胺抑制剂用量大， 起泡现象反复出现，流变性能不稳定，增粘现场严重，粘切调整困难。本发明的性能维护方法，根据不同岩性调整聚醚醇、聚胺抑制剂及防塌剂等组份的用量。具体为:在泥页岩井段，聚醚醇和聚胺抑制剂消耗量大，补充量高，封堵剂Greenseal为纳微米级材料，结合防塌剂对泥页岩具有很好的封堵作用，稳定井壁；在 砂泥岩互层井段，聚醚醇、聚胺抑制剂和防塌剂相对泥岩地层消耗量稍小，封堵剂Aguaseal为微米级材料，对砂泥岩具有很好的封堵作用，可形成薄而致密的泥饼，大幅度降低滤失量并提高泥饼的韧性；而在大斜度井段，增加聚醚醇的用量，提高钻井液润滑性能。因此本发明的钻井液性能稳定，维护简单，钻井液的润滑防卡和稳定井壁效果好，还可减少钻井液各组分的用量。同时，本发明的环保型聚醚醇胺钻井液的现场维护处理工艺，使钻井液具有极低的固相和强的抑制性，克服了泥岩的水化分散，由于体系粘土低，消除了钻井液中亚微粒子对机械钻速的影响，同时防塌剂和暂堵剂提供的可压缩软粒子和刚性粒子，在正压差的作用下形成薄而致密泥饼，甲酸盐能够有效的提高钻井液体系抗温性能，高温下性能稳定。
本发明的完井准备阶段是：电测和下套管前，清洗井眼并调节流变性能，使漏斗粘度维持在45-55s左右，控制高温高压滤失量API小于12ml，根据完井作业通井循环期间井下摩阻大小及循环时井下是否有垮塌物，决定是否添加聚醚醇和聚胺抑制剂，若井下提升摩阻以及转盘扭矩比正常值增大15%-35%，向电测前的封井液(配方：井浆+1%防塌剂NFA-25+1%降滤失剂Dspx-1)中加入1%聚醚醇；若井下提升摩阻以及转盘扭矩比正常值大35%以上，向封井液中配加2%聚醚醇；若井下垮塌物直径在1.5cm以下，在封井液中加入0.5%聚醚醇和0.1%聚胺抑制剂；若井下垮塌物直径在1.5cm以上，在封井液中加入1%聚醚醇和0.2%聚胺抑制剂。本发明的上述完井准备方法，根据完井作用通井循环期间井下摩阻大小及循环时井下是否有垮塌物，决定是否添加聚醚醇和聚胺抑制剂及添加量，可避免聚醚醇和聚胺抑制剂用量过多，以节约完井液用量成本。
为进一步保证施工质量，所述混合转化时，进行原井浆调整时，粘切降低至PV为15-26mPa.s, YP为3-6Pa。
为近一步改时钻井液的性能，所述性能维护阶段，控制钻井液中砂质的体积含量小于0.2%，固相含量小于30%，钻井液地面循环回路布置的振动筛的筛布的目数为120-200目，正常钻进中，每天使用离心机3-5h，以除去钻井液中的有害固相，清洁钻井液。
为便于准备控制各处理剂的添加量，所述混合调整阶段，后续匀速补充各组分的处理剂时，使用高剪切混合漏斗匀速加药，漏斗的加药排量为24-28L/S。
具体实施方式
实施例1
以江苏油田某H-XX井的现场施工为例进一步说明本发明现场施工方法。
H-XX井完钻井深5050m，井底预测地层温度142℃，三开裸眼井段3150m，最大井斜57°，水平位移831.31m。一开井段0-495m井深采用般土浆+复合金属离子聚合物钻井液体系，二开井段495-1900m井深采用复合金属离子聚合物钻井液体系，三开井段1900-5050m井深将钻遇易垮塌泥岩及砂泥岩互层。
1、三开裸眼井段对钻井液的要求：执行区块钻井液技术措施， 把全井段的防塌，保证井眼规则作为钻井液工作的重点。要求全井段平均井径扩大控制在10％以内，油层井径扩大控制在5％以内；
2、钻井液的混合转化：从2320m将复合金属离子聚合物井浆转化为环保型聚醚醇胺钻井液体系，转化前，放掉部分井浆，用清水稀释控制原井浆中的膨润土含量在20-30g/l之间， PV为16mPa.s, YP为3Pa。然后采用常规混合方法彻底转化为环保型聚醚醇胺钻井液体系。先在井浆加入质量浓度为30%甲酸盐水溶液，使钻井液中甲酸盐质量含量达到3%，再补充增粘剂XC护胶，使其质量含量占钻井液的0.2%。以每循环周500kg的补充量向钻井液中混入聚醚醇JMC-40，使钻井液中聚醚醇的质量百分比达2.0%，同时，配制包被剂IND-30、聚胺抑制剂AI-1、降滤失剂Dspx-1和防塌剂NFA-25的高浓度胶液（该高浓度胶液各组份的质量含量为：水+（0.3%-0.5%）IND-30+0.3%AI-1+3% Dspx-1+2% NFA-25）进行钻井液转化，使钻井液中各组份的质量含量为包被剂IND-30为0. 2%，聚胺抑制剂AI-1为0.2%，降滤失剂Dspx-1为2%，防塌剂NFA-25为1.5%，用烧碱将上述混合物的PH值调至8～9，循环均匀后测量性能，并将性能调整在密度ρ＝1.18-1.20g/cm3、漏斗粘度T＝45-50s、API滤失量FL＝4-5ml的范围之内。为使处理剂的混合均匀，充分溶解，包被剂IND-30、降滤失剂Dspx-1和防塌剂NFA-25等处理剂在混合时，使用高剪切混合漏斗加药，排量为 24-28L/S。
3、性能维护:泥页岩井段垮塌的预防和处理是高温深井安全钻进的关键，同时该井易垮塌泥岩地层正好处于大斜度井段。
易垮塌泥页岩井段：钻至易垮塌泥页岩前50m，加入2000kg防塌剂NFA-25，使钻井液中防塌剂的质量含量达到2.5-3%,以做好防塌预处理，每钻进100m，每钻进100m，加入500kg聚醚醇JMC-40和50kg聚胺抑制剂AI-1，同时补充加入1500kg封堵剂Greenseal，使钻井液中封堵剂的质量含量为1%-1.5%，提高对泥岩地层微纳米孔喉的封堵能力；每钻进100m，还要补充防塌剂200kg NFA-25和300kg甲酸盐，保持钻井液中防塌剂含量为2.5%，甲酸盐质量含量为3.5%，钻进过程中用包被剂IND30和降滤失剂Dspx-1按比例1：2复配成胶液补入钻井液中,每100m再补充25kg包被剂IND30和50kg降滤失剂Dspx-1进行性能维护。
钻进过程中确保体系中有足够的聚胺抑制剂的含量，聚胺抑制剂的含量主要通过观测钻屑和钻井液的性能来掌握。具体为：一是泥岩段的岩屑成型好，不粘筛布；二是钻井液的性能在泥岩段钻进性能变化不大，密度、粘度、固含不升。
钻进至井斜>45°地层时，钻井液中聚醚醇消耗加快，摩阻上升了33%，补充2000kg的聚醚醇后摩阻恢复正常。为加强固控，钻井液地面循环回路布置的振动筛采用140目的细目筛布，正常钻进中，每天使用离心机3-5h，保持钻井液中低密度固相的含量 始终保持较低水平。每钻进100±1m，补充聚醚醇600kg，保证钻井液的润滑防粘卡能力；在钻时慢的井段摩阻若呈非线性快速上升时，按照每钻进50±1 m的频率加入600kg的聚醚醇；同时，每钻进100m，还要补充25kg聚胺抑制剂，250kg防塌剂，300kg甲酸盐，另外，每钻进100±1m，用25kg包被剂和75kg降滤失剂复配成质量浓度为1%和3%的复合水溶液胶液补充至钻井液中进行性能维护，漏斗粘度为45-55s，密度控制在1.25-1.28g/cm3。
当钻进至3000m下部井段砂泥岩互层多，每钻进100m，加入聚醚醇350kg和25kg聚胺抑制剂AI-1，150kg防塌剂NFA-25，同时加入2000kg封堵剂Aguaseal，使钻井液中封堵剂的质量含量达到2%，下部井斜较大，补充防塌剂100kg和甲酸盐300kg，保持钻井液中防塌剂含量为2%%，甲酸盐质量含量为3%；每钻进100±1m，还要用25kg包被剂和75kg降滤失剂复配成质量浓度为1%和3%的复合水溶液胶液补充至钻井液中进行性能维护，漏斗粘度为50-55s，密度控制在1.28-1.32g/cm3。
钻进过程中，还要控制钻井液的滤失量，要求API滤失量FL控制在5ml以下，控制高温高压滤失量小于12ml。
4、完井准备：在电测和下套管前清洗井眼并调节流变性能，粘度维持在50-60s左右，控制高温高压滤失量小于12ml，在封井液中加入50kg聚胺抑制剂。在通井循环时，井下提升摩阻比正常值高10%，井下有少量垮塌物，垮塌物直径在1.5cm以下，在封井液中加入0.5%聚醚醇和0.1%聚胺抑制剂。
5、使用效果评价 ：
在泥页岩井段的整个使用过程中，井壁稳定、无垮塌现象，井斜达到57°时，滑动钻进好，无托压现象，摩阻控制在正常范围内（90-160KN)，起下钻正常，无粘卡现象，钻进过程顺利，完井电测一次成功。
应用井段井径规则，全井平均井径扩大率仅有7.5％，油层平均井径扩大率仅有4.1％。
完井后取钻井液进行生物毒性评测，使用发光细菌法测试了完井时钻井液的急性生物毒性，其EC50值为33000mg/L,达到无毒排放标准。
本发明的环保型聚醚醇胺钻井液体系的现场处理工艺，钻井液体系可由复合金属离子聚合物体系直接转化，转化完成性能稳定后，钻进过程中只需要做好日常维护，若无井下复杂情况，不需要大幅度调整处理。
从表1的 H-XX 井应用井段钻井液性能可以看出，该体系性能良好，各项技术指标优良，满足了该井的施工要求，保证了长裸眼井段的井下安全。
实施例2
以江苏油田某Z-XX井的现场施工为例进一步说明本发明。
Z-XX井完钻井深5605m，井底预测地层温度149℃，最大井斜62°，水平位移1203.5m。一开井段0-196m井深采用清水钻进，二开井段196-1802m采用般土浆+复合金属离子聚合物钻井液体系，三开井段1802-2967m采用复合金属离子聚合物钻井液体系，四开井段2967-5605m井深采用环保型聚醚醇胺钻井液体系。
1、钻井液的混合转化：四开钻完水泥塞，将污染后的钻井液放掉，用清水稀释控制原井浆中的膨润土含量在20-30g/l之间，然后在井浆加入3%甲酸盐和0.2%增粘剂XC护胶，循环均匀后，以每循环周400kg的速度向钻井液中混入聚醚醇JMC-40，使钻井液中聚醚醇含量为1.5%，将包被剂IND-30、降滤失剂Dspx-1和防塌剂NFA-25配制高浓度胶液（水+0.3%IND-30+3% Dspx-1+2% NFA-25）进行转化，使包被剂IND-30质量含量为0.3%，降滤失剂Dspx-1为2%，防塌剂NFA-25为1.5%，再将钻井液质量0.1%的聚胺抑制剂AI-1直接加入到钻井液中，充分循环后，用烧碱将钻井液的PH值调至8～9，循环均匀后测量性能，并将性能调整在密度ρ＝1.24g/cm3、漏斗粘度T＝45-55s、API滤失量FL＝4-6ml的范围之内。
2、性能维护:2967-3612m为砂泥岩互层井段，加入3000kg封堵剂Aguaseal，使钻井液中封堵剂含量为1.5%，以提高钻井液封堵性能；，每钻进100±1m，加入聚醚醇400kg和聚胺抑制剂30kg，同时补充防塌剂150kg和甲酸盐400kg，保持钻井液中防塌剂含量为3%，甲酸盐质量含量为4.5%钻进100±1m，还要用25kg包被剂和75kg降滤失剂复配成质量浓度为1%和3%的复合水溶液胶液补充至钻井液中进行性能维护；该地层钻速快，漏斗粘度控制为45s，密度ρ控制在1.24-1.26g/cm3。
该井的3612-4336m为易垮塌泥岩井段，在3580m一次性加入3000kg防塌剂NFA-25和25kg聚胺抑制剂AI-1，密度上提至1.25g/cm3，在泥岩井段由于井斜较大，先一次性补充2000kg聚醚醇，并每钻进100m加入500kg聚醚醇JMC-40、50kg聚胺抑制剂AI-1、200kg封堵剂greenseal和200kg甲酸盐，并将25kg包被剂IND30、50kg降滤失剂Dspx-1复配成胶液进行性能维护，逐渐提高漏斗粘度为50-55s，密度控制在1.26-1.30g/cm3。
钻进至4336-5605m为砂泥岩互层井段，井斜由40°上升至62°，润滑防卡是该井段安全钻进的关键，每钻进100m，加入聚醚醇800kg和20kg聚胺抑制剂AI-1，补充加入2000kg封堵剂Aguaseal，并针25kg包被剂IND30、250kg甲酸盐和50降滤失剂Dspx-1复配成胶液进行性能维护，漏斗粘度为50-55s，密度控制在1.30-1.36g/cm3。
为加强固控，地面循环回路布置的振动筛采用140目的细目筛布，正常钻进中，每天使用离心机4-6h，保持钻井液中低密度固相的含量始终保持较低水平。
严格控制钻井液的滤失量，要求API滤失量FL控制在5ml以下，控制高温高压滤失量小于12ml。
3、完井准备：在电测和下套管前清洗井眼并调节流变性能，粘度维持在50-55右，控制高温高压滤失量小于12ml，在通井循环时，井下提升摩阻比正常值高10%，井下有少量垮塌物，垮塌物直径在1.5cm以下，在封井液中加入0.5%聚醚醇和0.1%聚胺抑制剂。
4、使用效果评价 ：
在3612-4336m泥页岩井段的整个使用过程中，井壁稳定、只有少量垮塌物，四开钻进中无托压现象， 4336-5605m摩阻控制在160KN以内，井斜达到62°时，滑动钻进正常，完井时起下钻正常，无粘卡现象，完井电测一次成功。
应用井段井径规则，四开全井平均井径扩大率8.5％，油层平均井径扩大率仅有3.2％，井身质量良好。
完井后取钻井液进行生物毒性评测，使用发光细菌法测试了完井时钻井液的急性生物毒性，其EC50值为31800mg/L,达到无毒排放标准。
从表2所述的 Z-XX 井应用井段钻井液性能可以看出，该体系流变性能好，性能稳定，润滑性能优良，抗温、抗污染能力强，满足了该井的施工要求，保证了长裸眼井段的井下安全。
表2：Z-XX 井应用井段钻井液性能记录表
本发明的钻井液现场处理工艺通过在复合金属离子聚合物原井浆的基础上转化，性能维护根据井下不同岩性调整胶液中聚醚醇和聚胺抑制剂用量，并结合使用封堵剂，使钻井液具有良好的润滑、流变性能，配伍性好，稳定周期长，应用工艺简单，材料消耗少，便于降本增效，色度浅，荧光级别低，利于地质录井和保护油气层，保证井下安全。
Claims (6)
1.一种环保型聚醚醇胺钻井液的现场处理工艺，包括混合转化、性能维护和完井准备阶段，其特征在于，所述混合转化是钻进至深部泥页岩井段前，降低原井浆中的膨润土含量在20-30g/l之间,然后在井浆中分别加入甲酸盐和增粘剂，使其质量含量分别达到 3%和0.2%，并充分循环两循环周,以每循环周400-500kg的补充量向钻井液中补入聚醚醇，使钻井液中聚醚醇的质量含量为1.5%-2.0%，再依次加入包被剂、聚胺抑制剂、降滤失剂和防塌剂，使钻井液中各组分的质量含量为：包被剂为0.2%-0.3%，聚胺抑制剂为 0.2%，降滤失剂为2%，防塌剂为1.5%，并充分循环,体系转换完成后，用烧碱将上述混合物的PH值调至8～9，再将钻井液加重至所需的密度。
2.根据权利要求1所述的环保型聚醚醇胺钻井液的现场处理工艺，其特征在于，所述性能维护分如下过程进行：
a.泥页岩井段的维护方法是，每钻进100±1m，加入500-600kg聚醚醇和聚胺抑制剂50kg，再补充加入封堵剂Aguaseal，使钻井液中封堵剂Aguaseal的质量含量为1%-1.5%,补充防塌剂200kg和甲酸盐300kg，保持钻井液中防塌剂质量含量为2.5%-3%，甲酸盐质量含量为3%-5%,同时；每钻进钻进100±1m，用25kg包被剂和50kg降滤失剂复配成质量浓度为1%和2%的复合水溶液胶液补充至钻井液中进行性能维护；
b.砂泥岩互层井段的维护方法是，每钻进100±1m，加入聚醚醇200-400kg和聚胺抑制剂25-30kg，同时补充加入封堵剂Aguaseal，使钻井液中封堵剂Aguaseal的质量含量为1.5%-2%,补充防塌剂100-150kg和甲酸盐300kg，保持钻井液中防塌剂含量为2%-2.5%，甲酸盐质量含量为3%-5%；每钻进100±1m，还要用25kg包被剂和75kg降滤失剂复配成质量浓度为1%和3%的复合水溶液胶液补充至钻井液中进行性能维护；
c. 大斜度井段的维护方法是，井斜>45°时，每钻进100±1m，补充聚醚醇600—800 kg，保证钻井液的润滑防粘卡能力；在钻时慢的井段摩阻若呈非线性快速上升时，按照每钻进50±1 m的频率加入600—800 kg的聚醚醇；同时，每钻进100m，还要补充25kg聚胺抑制剂，250-300kg防塌剂，300kg甲酸盐，另外，每钻进100±1m，用25kg包被剂和75kg降滤失剂复配成质量浓度为1%和3%的复合水溶液胶液补充至钻井液中进行性能维护。
3.根据权利要求1所述的环保型聚醚醇胺钻井液的现场处理工艺，其特征在于，所述完井准备阶段是：电测和下套管前，清洗井眼并调节流变性能，使漏斗粘度维持在45-55s左右，控制高温高压滤失量API小于12ml，根据完井作业通井循环期间井下摩阻大小及循环时井下是否有垮塌物，决定是否添加聚醚醇和聚胺抑制剂，若井下提升摩阻以及转盘扭矩比正常值增大15%-35%，向电测前的封井液中加入0.5—1%聚醚醇；若井下提升摩阻以及转盘扭矩比正常值大35%以上，向封井液中配加2%聚醚醇；若井下垮塌物直径在1.5cm以下，在封井液中加入0.5%聚醚醇和0.1%聚胺抑制剂；若井下垮塌物直径在1.5cm以上，在封井液中加入1%聚醚醇和0.2%聚胺抑制剂。
4.根据权利要求1所述的环保型聚醚醇胺钻井液的现场处理工艺，其特征在于，所述混合转化时，进行原井浆调整时，粘切降低至PV为15-26mPa.s, YP为3-6Pa。
5.根据权利要求1所述的环保型聚醚醇胺钻井液的现场处理工艺，其特征在于，所述性能维护阶段，控制钻井液中砂质的体积含量小于0.2%，固相含量小于30%，钻井液地面循环回路布置的振动筛的筛布的目数为120-200目，正常钻进中，每天使用离心机3-5h，以除去钻井液中的有害固相，清洁钻井液。
6.根据权利要求1所述的环保型聚醚醇胺钻井液的现场处理工艺，其特征在于，所述混合调整阶段，后续匀速补充各组分的处理剂时，使用高剪切混合漏斗匀速加药，漏斗的加药排量为24-28L/S。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201610445864.3A CN106121568B (zh) | 2016-06-20 | 2016-06-20 | 一种环保型聚醚醇胺钻井液的现场处理工艺 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201610445864.3A CN106121568B (zh) | 2016-06-20 | 2016-06-20 | 一种环保型聚醚醇胺钻井液的现场处理工艺 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN106121568A true CN106121568A (zh) | 2016-11-16 |
| CN106121568B CN106121568B (zh) | 2018-12-07 |
Family
ID=57470876
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201610445864.3A Active CN106121568B (zh) | 2016-06-20 | 2016-06-20 | 一种环保型聚醚醇胺钻井液的现场处理工艺 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN106121568B (zh) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113073952A (zh) * | 2021-03-31 | 2021-07-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种淀粉基钻井液的现场处理工艺 |
| CN114233220A (zh) * | 2022-01-13 | 2022-03-25 | 东北石油大学 | 一种降低高有害固相含量水基钻井液泥饼摩阻的方法 |
| CN115680526A (zh) * | 2021-07-23 | 2023-02-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种使用低密度加重剂进行钻井液加重的方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102250595A (zh) * | 2011-05-19 | 2011-11-23 | 中国石油天然气集团公司 | 用于活性泥页岩钻井的钻井液 |
| RU2459949C2 (ru) * | 2010-09-28 | 2012-08-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Северо-Кавказский государственный технический университет" | Автоматизированная система для регулирования свойств бурового раствора, приготовленного на основе газообразных агентов |
| CN202970557U (zh) * | 2012-11-26 | 2013-06-05 | 司军 | 一种沉降式排砂泥浆回收装置 |
| CN103254879A (zh) * | 2013-05-13 | 2013-08-21 | 中国石油集团钻井工程技术研究院 | 一种能够降低坍塌压力的防塌钻井液用组合物和防塌钻井液以及防塌的方法 |
| CN203547608U (zh) * | 2013-11-15 | 2014-04-16 | 北京华油兴业能源技术有限公司 | 一种废弃钻井液处理装置 |
-
2016
- 2016-06-20 CN CN201610445864.3A patent/CN106121568B/zh active Active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2459949C2 (ru) * | 2010-09-28 | 2012-08-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Северо-Кавказский государственный технический университет" | Автоматизированная система для регулирования свойств бурового раствора, приготовленного на основе газообразных агентов |
| CN102250595A (zh) * | 2011-05-19 | 2011-11-23 | 中国石油天然气集团公司 | 用于活性泥页岩钻井的钻井液 |
| CN202970557U (zh) * | 2012-11-26 | 2013-06-05 | 司军 | 一种沉降式排砂泥浆回收装置 |
| CN103254879A (zh) * | 2013-05-13 | 2013-08-21 | 中国石油集团钻井工程技术研究院 | 一种能够降低坍塌压力的防塌钻井液用组合物和防塌钻井液以及防塌的方法 |
| CN203547608U (zh) * | 2013-11-15 | 2014-04-16 | 北京华油兴业能源技术有限公司 | 一种废弃钻井液处理装置 |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113073952A (zh) * | 2021-03-31 | 2021-07-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种淀粉基钻井液的现场处理工艺 |
| CN115680526A (zh) * | 2021-07-23 | 2023-02-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种使用低密度加重剂进行钻井液加重的方法 |
| CN115680526B (zh) * | 2021-07-23 | 2024-04-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种使用低密度加重剂进行钻井液加重的方法 |
| CN114233220A (zh) * | 2022-01-13 | 2022-03-25 | 东北石油大学 | 一种降低高有害固相含量水基钻井液泥饼摩阻的方法 |
| CN114233220B (zh) * | 2022-01-13 | 2022-06-03 | 东北石油大学 | 一种降低高有害固相含量水基钻井液泥饼摩阻的方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN106121568B (zh) | 2018-12-07 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN102070909B (zh) | 阳离子改性沥青及其制备方法 | |
| CN103555304A (zh) | 一种高效油基冲洗隔离液及其制备方法 | |
| CN101429424B (zh) | 强抑制性双钾离子—聚合物钻井液 | |
| CN105295872B (zh) | 一种适用于致密砂岩储层的钻井液 | |
| NO324366B1 (no) | Sammensetning for kontroll av bronnfluid og gassinntrengning og fremgangsmate for bruk av samme | |
| Morenov et al. | Investigation of the fractional composition effect of the carbonate weighting agents on the rheology of the clayless drilling mud | |
| CN104962247B (zh) | 一种钻井液用润滑封堵剂及其制备方法 | |
| WO2007132212A2 (en) | Servicing a wellbore with an aqueous based fluid comprising a clay inhibitor | |
| CN105001841B (zh) | 提高油基钻井液固井质量的乳化冲洗隔离液及其制备方法 | |
| CN108587578B (zh) | 一种水基钻井液及其制备方法和应用 | |
| CN103952131B (zh) | 改善油基钻井液固井界面胶结质量的工作液及其制备方法 | |
| CN108822811A (zh) | 一种气井水平井小井眼多胺强抑制防塌钻井液及制备方法 | |
| WO2017075348A1 (en) | Synthetic polymer based fluid loss pill | |
| CN104736660A (zh) | 用于油田维护操作的高密度加重材料 | |
| CN110452669A (zh) | 一种低粘低切低成本强抑制性钻井液及其制备方法 | |
| CN103275681A (zh) | 一种抗高温饱和盐水钻井液及其制备方法 | |
| CN105969323B (zh) | 一种页岩气水平井用高密度水基钻井液 | |
| Awele | Investigation of additives on drilling mud performance with" tønder geothermal drilling" as a case study | |
| CN104610943A (zh) | 水基纳米钻井液及其制备方法 | |
| CN106121568A (zh) | 一种环保型聚醚醇胺钻井液的现场处理工艺 | |
| CN107541195A (zh) | 成膜水基钻井液及其制备方法 | |
| CN105295866A (zh) | 一种复合无机盐钻井液 | |
| CN103911132A (zh) | 一种全油基钻井液及其制备方法 | |
| CN108949127A (zh) | 低固相超高温水基钻井液及其制备方法 | |
| CN108504339A (zh) | 一种适用于致密油藏的水基钻井液及其制备方法和应用 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |