CN114075428A - 一种盐层解卡液以及盐层卡钻的解卡方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种盐层解卡液以及盐层卡钻的解卡方法，该盐层解卡液包括隔离液和浸泡液；所述隔离液包括水、悬浮剂、冲洗剂、防气窜剂、消泡剂、重晶石以及微锰；所述浸泡液包括水、悬浮剂、降失水剂、消泡剂以及微锰；其中，所述隔离液的密度比钻井液的密度至少高0.05g/cm3，所述浸泡液的密度为1.4‑1.5g/cm3。本发明的盐层解卡液更适用于钻井过程中的盐膏层的缩径卡钻，能够实现快速解卡，显著加快钻井进度，减少了由于卡钻带来的周期损失以及经济损失。
Description
技术领域
本发明涉及一种盐层解卡液，尤其涉及一种盐层解卡液以及盐层卡钻的解卡方法，属于石油天然气勘探开发技术领域。
背景技术
盐膏层钻井时，容易遇到盐层缩颈卡钻。盐层缩径卡钻发生的主要原因在于，纯厚膏盐层以及盐、膏、泥复合地层在钻井液不能平衡地层自身的内应力的时候，会产生蠕变缩径，并且，以膏盐为基体胶结的泥页、粉砂岩等在井眼形成后因水化的作用，井壁会产生蠕变变形导致井径缩小，进而导致缩颈卡钻。
在盐膏层钻进中一旦盐层缩径卡钻后解卡的成功率极低，常规处理方法为上下活动、转动、震击钻具、浸泡淡水泥浆、套铣、倒扣、侧钻等措施，造成的周期损失通常在数月以上，经济损失极大，严重影响勘探开发进度。
目前巨厚盐膏层一般采用油基泥浆钻井，在发生缩颈卡钻时，通常采用浸泡淡水或者水基钻井液的方式进行解卡，但是存在以下问题：1、油基泥浆与淡水泥浆容易混窜；2、在油基泥浆条件下，井壁容易形成油膜，从而使淡水与盐层接触困难，不能有效溶解井壁，最终造成解卡失败；3、常规淡水泥浆加重后自由水活度低。因此，如何高效解决盐层钻井时产生的卡钻现象，是当前石油天然气勘探开发领域中亟待解决的技术问题
发明内容
本发明提供一种盐层解卡液，该盐层解卡液包括两种体系，通过对两种体系各自组成的选择，使两种体系的联合更适用于钻井过程中的盐膏层的缩径卡钻，能够实现快速解卡，显著加快钻井进度，减少了由于卡钻带来的周期损失以及经济损失。
本发明还提供一种盐层卡钻的解卡方法，该方法通过将构成盐层解卡液的两种体系分别注入，从而通过浸泡实现快速成功解卡，操作简单。
本发明提供一种盐层解卡液，包括隔离液和浸泡液；
所述隔离液包括水、悬浮剂、冲洗剂、防气窜剂、消泡剂、重晶石以及微锰；
所述浸泡液包括水、悬浮剂、降失水剂、消泡剂以及微锰；
其中，所述隔离液的密度比钻井液的密度高至少0.05g/cm3，所述浸泡液的密度为1.4-1.5g/cm3。
如上所述的盐层解卡液，其中，用于配制所述浸泡液的水的氯根≤500mg/L。
如上所述的盐层解卡液，其中，所述浸泡液的氯根≤1000mg/L。
如上所述的盐层解卡液，其中，所述隔离液包括：水100重量份、悬浮剂1.5-5重量份、冲洗剂30-35重量份、防气窜剂20-25重量份、消泡剂0.5-1重量份、重晶石300-600重量份以及微锰20-40重量份。
如上所述的盐层解卡液，其中，所述浸泡液包括：水100重量份、悬浮剂1.5-3重量份、降失水剂2-3重量份、消泡剂0.5-1重量份以及微锰60-80重量份。
如上所述的盐层解卡液，其中，所述隔离液包括：水100重量份、悬浮剂1.5重量份、冲洗剂30重量份、防气窜剂20重量份、消泡剂1重量份、重晶石407重量份以及微锰40重量份。
如上所述的盐层解卡液，其中，所述浸泡液包括：水100重量份、悬浮剂1.5重量份、降失水剂2重量份、消泡剂0.5重量份以及微锰75重量份。
本发明还提供一种盐层卡钻的解卡方法，采用上述任一项所述的盐层解卡液进行解卡，包括以下顺序的步骤：
1)通过注入井向待解卡地层注入隔离液；
2)通过注入井向待解卡地层注入浸泡液。
如上所述的解卡方法，其中，所述隔离液的排量为1.0-1.5m3/min，和/或，所述浸泡液的排量为1.6-2.0m3/min。
如上所述的解卡方法，其中，所述隔离液的注入量为15-30m3，和/或，所述浸泡液的注入量为15-30m3。
本发明的盐层解卡液，包括隔离液以及浸泡液，其中隔离液不仅能够防止油基钻井液与浸泡液混窜，进行有效驱替和隔离，并且还能够实现界面反转，清除由于油基钻井液的存在而在井壁表面形成的油膜，从而便于浸泡液与盐层接触溶解；浸泡液的密度较高，能够有效实现对盐层的浸泡，起到高速冲刷、溶解盐层的作用，并且最终配合钻具获得实现解卡。
此外，本发明的盐层解卡液与油基钻井液的相容性良好，降低了施工过程中产生的高泵压、井漏、“灌香肠”等事故发生的风险，施工安全性高。
附图说明
图1为本发明实施例隔离液与钻井液在体积比为7:3时的升降温停机稠化曲线；
图2为本发明实施例隔离液与钻井液在体积比为1:9时的升降温停机稠化曲线；
图3为本发明实施例浸泡液与钻井液在体积比为5:5时的升降温停机稠化曲线；
图4为本发明实施例浸泡液与钻井液在体积比为9:1时的升降温停机稠化曲线。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明的实施例，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
本发明第一方面提供一种盐层解卡液，包括隔离液和浸泡液；
所述隔离液包括水、悬浮剂、冲洗剂、防气窜剂、消泡剂、重晶石以及微锰；
所述浸泡液包括水、悬浮剂、降失水剂、消泡剂以及微锰；
其中，所述隔离液的密度比钻井液的密度高至少0.05g/cm3，所述浸泡液的密度为1.4-1.5g/cm3。
本发明的盐层解卡液包括两种体系，即隔离液和浸泡液。其中，隔离液包括水、悬浮剂、冲洗剂、防气窜剂、消泡剂、重晶石以及微锰，浸泡液包括水、悬浮剂、降失水剂、消泡剂以及微锰。
具体地，可以通过控制上述隔离液的组成，使隔离液的密度比钻井过程中使用的钻井液的密度至少高0.05g/cm3。该隔离液具有高比重、高粘切，高稳定、高冲洗以及高隔离的性能，其中，较高的密度能够防止油基泥浆与浸泡液混窜，便于进行有效的驱替隔离，而高冲洗的性能能够界面反转，清除油膜，便于后续浸泡液与盐层接触，因此隔离液起到隔离油水、清除油膜的双重作用。
在隔离液中，重晶石以及微锰主要用于提高隔离液的密度，加重隔离液；防气窜剂用于增加体系的流动阻力，使得隔离液的漏斗粘度、K值、动切力等均高于油基钻井液，从而提高隔离液的壁面剪应力，便于有效驱替和隔离油基钻井液；悬浮剂用于提升隔离的稳定性；冲洗剂用于实现表面润湿反转，对油基钻井液起乳化、增溶作用，并有效清洗环空界面油膜和胶凝钻井液，同时冲洗剂还具有很强的润湿渗透功能，能够渗透到胶凝钻井液内部，清除井壁油膜；消泡剂起消泡抑泡作用。
本发明不限制用于组成隔离液的悬浮剂、冲洗剂、防气窜剂、消泡剂、重晶石以及微锰的具体化合物，只要能够实现上述性能即能够成为本发明隔离液中的有效组分。例如，重晶石的主要组分可以是硫酸钡，防气窜剂可以是具有数均分子量为100万-120万大分子的聚合物，微锰的主要成分可以为四氧化三锰，悬浮剂主要成分可以为生物聚合物以及无机矿物悬浮剂的复合物，冲洗剂可以含有清洗助剂、非离子表面活性剂、阴离子表面活性剂中的至少一种，消泡剂主要成分可以为酯类表面活性剂。
此外，可以通过控制浸泡液的组成，使浸泡液的密度为1.4-1.5g/cm3。该浸泡液的具有高密度、高稳定以及低粘切的性能，其中，较高的密度能够使保证浸泡液对盐层的有效浸泡，而低粘切的性能够实现对隔离液的有效驱替。
在浸泡液中，微锰主要用于加重浸泡液，提高浸泡液的密度；降失水剂中的聚阴离子可以吸附于颗粒表面的正电荷上，使得粒子具有同性电荷，在电性斥力作用下，使得隔离液处于相对稳定的悬浮态，在尽量不影响水的活度基础上进一步改善钻井液的流变性能，实现对隔离液的有效驱替。
本发明不限制用于组成浸泡液的悬浮剂、降失水剂、消泡剂以及微锰的具体化合物，只要能够实现上述性能即能够成为本发明浸泡液中的有效组分。例如，微锰、悬浮剂以及消泡剂可以与隔离液中的微锰和悬浮剂的选择相同，降失水剂可以是具有流变性能改善作用的大分子降失水剂，例如数均分子量为80万-90万。
进一步地，可以选择氯根≤500mg/L的水与悬浮剂、降失水剂、消泡剂以及微锰混合，制备得到浸泡液。通过控制水中氯根的含量，能够尽量保证自由水的有效含量以及活度，从而增大浸泡液对盐层的溶解能力。
更进一步地，在制备浸泡液时，还可以通过控制各个组分中的氯根含量和/或各个组分的添加比例，使最终得到的浸泡液的氯根≤1000mg/L。该氯根含量的浸泡液能够充分浸泡溶解缩颈盐层段，从而有助于钻头的解卡。
在一种实施方式中，本发明的隔离液包括：水100重量份、悬浮剂1.5-5重量份、冲洗剂30-35重量份、防气窜剂20-25重量份、消泡剂0.5-1重量份、重晶石300-600重量份以及微锰20-40重量份。
在一种实施方式中，本发明的浸泡液包括：水100重量份、悬浮剂1.5-3重量份、降失水剂2-3重量份、消泡剂0.5-1重量份以及微锰60-80重量份。进一步地，本发明的隔离液包括：水100重量份、悬浮剂1.5重量份、冲洗剂30重量份、防气窜剂20重量份、消泡剂1重量份、重晶石407重量份以及微锰40重量份。
进一步地，本发明的浸泡液包括：水100重量份、悬浮剂1.5重量份、降失水剂2重量份、消泡剂0.5重量份以及微锰75重量份。
本发明盐层解卡液中的隔离液和浸泡液无毒，并且组成简单，分散性好，不产生沉淀，状态稳定。向井内注入后，隔离液不仅能够对油基钻井液实施有效隔离，防止钻井液对其他功能液(例如浸泡液)的干扰，并且隔离液还能够对由于油基钻井液而在井壁生成的油膜进行清除，便于浸泡液对井壁盐层的浸泡接触；而浸泡液除了能够有效浸泡溶解盐层外，还能够实现对隔离液的有效驱替，在实现解卡的前提下还降低了井内残留。
并且，本发明的盐层解卡液与有机钻井液的相容性良好，降低了施工风险。
本发明的盐层解卡液制备方法简单，主要包括隔离液以及浸泡液的分别制备。其中，本发明不限制隔离液和浸泡液的制备顺序，可以先制备隔离液再制备浸泡液，也可以先制备浸泡液再制备隔离液，也可以同时制备。
具体地，将水、悬浮剂、冲洗剂、防气窜剂、消泡剂、重晶石以及微锰混合，充分搅拌后，得到本发明的隔离液。
将水、悬浮剂、降失水剂、消泡剂以及微锰混合，充分搅拌，得到本发明的浸泡液。
值得注意的是，运重晶石的罐车一定要专车专用，防止以前拉运过水泥后将车内残余水泥混入井筒内。并且所有用于配液的罐体都需要清理干净，不能有残余。此外，微锰及重晶石不能在干混站干混，防止干混时混入水泥和现场配浆时堵塞下灰管道，尤其微锰需要全部湿混。
本发明第二方面是提供一种盐层卡钻解卡方法，采用前述第一方面的盐层解卡液进行解卡，包括以下顺序的步骤：
1)通过注入井向待解卡地层注入隔离液；
2)通过注入井向待解卡地层注入浸泡液。
在进行解卡时，可以提前将隔离液和浸泡液带至现场，也可以为了运输携带方便在现场进行配制。
本发明的解卡方法是先将隔离液注入地层，通过隔离液实现对油基钻井液的隔离，并且清楚井壁的油膜，从而保证后续浸泡液对盐层的有效浸泡以及溶解；随后，注入浸泡液，浸泡液的高密度能够确保对盐层的浸泡溶解，实现钻具的解卡，并且，浸泡液的流变性能还能够对隔离液起到一定的驱替作用。
在进行本发明盐层卡钻解卡之前，首先需要对井身结构、地质情况、钻进情况、卡钻分析、钻井液情况、钻具情况以及设备情况进行了解，从而便于针对性的配制更为适合的隔离液和浸泡液。
其中，井身结构包括井深、套管尺寸、井眼尺寸、环空容积等；
地质情况包括地质层位、岩性组合、油气水显示情况等；
钻进情况包括是否存在井漏、溢流、大肚子井段以及其它复杂情况等；
卡钻分析包括卡钻经过、卡钻原因、卡点分析等；
钻井液情况包括钻井液的全套性能指标，尤其是六速、氯根、粘切等参数，各种密度钻井液的有效量、空罐容量等；
钻具情况包括钻具组合(钻头和扶正器位置、钻铤尺寸、数量等)、钻具悬重、钻具尺寸、钻具级别、抗拉强度、抗拉余量、抗扭强度等；
设备情况包括泥浆泵缸套直径、循环系统承压能力、最大排量、循环系统薄弱点等，提升系统状况。
一般的，由于环空占高至少300m，因此隔离液的注入量为15-30m3，一般不会低于15m3；而浸泡液的用量根据井眼条件及解卡需要决定(一般推荐浸泡整个钻铤段或盐层段或卡钻段)，同时钻具内需预留5～10m3顶通量，因此浸泡液的注入量一般为15-30m3。
至于解卡的施工机具，一般可以为水泥车和批混罐。其中，由于浸泡液密度明显低于油基钻井液的密度，当浸泡液全部注入钻具内时施工压力高，同时现场需要注入两种不同密度的流体，因此施工需要至少3台双机泵水泥车，若压力超过35Mpa，推荐使用压裂车或大功率水泥车。隔离液及浸泡液要求全部进行批混入井，同时批混罐必须具备良好的搅拌能力(每个20～30方的罐至少配3台搅拌器，单台功率≥15KW)，有利于微锰更好的分散和防止微锰沉淀；批混罐供液能力需满足最大施工排量，若不能达到则根据实际情况使用潜水泵等满足要求。
在具体施工时，隔离液管线试压至少35MPa，若施工压力更高，按照最高施工压力附加5MPa试压，稳压5min以上(钻台上和猫道下在管线易刺漏处准备好备用接头、榔头、生胶带、棕绳等便于管线刺漏后及时维修)；保证隔离液和浸泡液的连续供液及排量满足要求，一般的，根据井眼尺寸、钻具结构、流体密度及环空顶替效率计算最佳施工排量及压力。在一种优选的实施方式中，隔离液的排量为1.0-1.5m3/min，浸泡液的排量为1.6-2.0m3/min；
据施工前计算的最高施工压力确定替浆方式；施工前在钻具原悬重的基础上上提20～30t，做好不同工作液处于不同阶段的压力监测工作，并将其与理论计算值进行对比，分析混窜情况等；施工结束后以上提活动钻具浸泡为主，第一次1小时后顶通，第2次2小时后顶通，之后每3～5小时顶通一次，出口见返即停。每次顶通时记录好排量、泵入量、泵压，若顶通泵压上涨则加大顶通频率，顶通完后关闭立管闸门(防止管内外压差造成倒返)，再次顶通前做好确认。具体实施过程中，浸泡15小时以上方可活动钻具，具体活动吨位根据钻具抗拉余量而定，以上提活动为主。
以下，以塔里木油田大北9井为例，对本发明的盐层解卡液以及解卡方法进行详细的介绍。
1、大北9井的基本情况如下：
1)大北9井三开设计井深为4587m，实际井身结构为：20"套管×504m+(14 3/8"+143/4")套管×3426m+13 1/8″井眼×4502m。
2)三开13 1/8″井眼钻进至井深4502.34m，2019年4月14日18:30短起至井深4428.75m遇卡，含盐井段为4255-4502m，悬重由1860KN增加到2330kN，下压至1070kN未开，期间活动钻具(活动吨位：1860-400kN，钻具蹩扭矩38kN.m，下压至400kN，无效)，钻具卡死，水眼可以顶通并建立循环。
3)卡钻层位：古近系库姆格列木群盐岩段，岩性：白色盐岩、泥质盐岩为主。
4)钻井液性能：密度2.35g/cm3，粘度72s，油基泥浆体系，具体参数见表1。
5)钻具组合：13 1/8″PDC+Power-V+转换接头631×NC61母+329mm扶正器+9″浮阀+9″无磁钻铤+悬挂短节NC61公×730+转换接头731×NC61母+9″DC×3根+转换接头NC61公×NC56母+8″DC×18根+转换接头NC56公×520+5 1/2″加重钻杆×15根+5 1/2″钻杆。
钻具总内容积：48.13m3，钻铤总环容积为11m3。
6)卡钻原因：盐层缩颈卡钻。
针对上述情况，具体配制出表2所示的隔离液和表3所示的浸泡液。其中，隔离液和浸泡液的具体流变性能见表4。
表1油基钻井液相关参数
表2隔离液的组成以及相关性能
表3浸泡液的组成以及相关性能
表4隔离液和浸泡液的具体流变性能
2、相容性测试
解卡液与钻井液的相容性是影响施工安全的重要因素，如果解卡液体系与钻井液相容性不好，会导致施工过程中产生高泵压、井漏、“灌香肠”等复杂，进一步增加事故处理难度。针对以上风险，对解卡液与泥浆在不同比例下的污染流动度进行评价，同时做流动度最差和最优比例下隔离液、浸泡液分别与钻井液的污染升降温停机实验，以评价施工安全性。
结果见表5.1、表5.2以及图1-图4。图1为本发明实施例隔离液与钻井液在体积比为7:3时的升降温停机稠化曲线。图2为本发明实施例隔离液与钻井液在体积比为1:9时的升降温停机稠化曲线。图3为本发明实施例浸泡液与钻井液在体积比为5:5时的升降温停机稠化曲线。图4为本发明实施例浸泡液与钻井液在体积比为9:1时的升降温停机稠化曲线。
表5.1隔离液与钻井液混浆流动度
表5.2浸泡液与钻井液混浆流动度
根据表5.1和表5.2可知，在不同的混合比例下，隔离液以及浸泡液分别与钻井液的混合后，钻井液仍然具有优良的流动度，因此，本发明的解卡液与油基钻井液具有良好的相容性。
根据图1-图4可知，在不同的混合比例下，隔离液以及浸泡液分别与钻井液的混合后，钻井液不易发生稠化，具体地，图1中在320min仍未稠化，图2中在300min仍未稠化，图3中在306min仍未稠化，图4中在270min仍未稠化，因此，本发明的解卡液与油基钻井液具有良好的相容性。
因此，本发明的复配解卡液与钻井液均具有较好的相容性，升降温停机实验也能顺利通过，两相污染不会出现急剧增稠的现象，可以保证现场施工的安全性。
3、施工过程
2019年4月23日14：56，泵入2.40g/cm3的前置液15m3，排量1.0–1.50m3/min，泵压10-15MPa；
15：10泵入1.50g/cm3重水20m3，排量1.6–2.0m3/min，泵压26-30MPa；
15：48替浆至43m3(盐顶井深4255m，重水出钻头15m3，钻具内预留5m3，重水占环空高度274m，即井深4154-4428m)，排量1.3-2m3/min，泵压26MPa-28 MPa，每2小时间断活动钻具(活动范围：3000KN-400KN，蹩扭矩45KN*m上提至2400KN下压至400KN)；
2019年4月24日12：13由1802KN上提至3089KN，悬重突然下降至1854KN，立即开泵，排量15L/s逐渐提至32L/s，泵压23-24MPa，顶驱转速60rpm，扭矩由36.1KN*m下降至4.4KN*m，钻具活动正常，解卡。
塔里木油田大北9井盐层蠕变缩颈卡钻后，使用本发明解卡液浸泡20h，成功解卡。
4、排混浆情况
排量2m3/min，返出密度为2.33g/cm3时，出现了明显的混浆，粘度变高，且有红色微锰出现，此时主要以油基钻井液为主，返出最低密度为1.50g/cm3。本次替浆自出现混浆后共替入钻井液泥浆96m3，回收不可用混浆67m3，可利用混浆23.7m3。放掉纯隔离液约15m3(密度1.90-2.10g/cm3)+5.3m3(密度1.5-1.90g/cm3)，其中1.50g/cm3的隔离液大概3m3左右，后面很快是比较纯的油基钻井液。
对入井前的隔离液以及浸泡液氯根以及返出后的混浆氯根含量也进行了检测，具体见表6。
表6解卡前后浆体氯根变化
根据表6可知，入井前后的氯根含量大幅度增加，说明盐层的确被有效溶解。
最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。
Claims (10)
1.一种盐层解卡液，其特征在于，包括隔离液和浸泡液；
所述隔离液包括水、悬浮剂、冲洗剂、防气窜剂、消泡剂、重晶石以及微锰；
所述浸泡液包括水、悬浮剂、降失水剂、消泡剂以及微锰；
其中，所述隔离液的密度比钻井液的密度至少高0.05g/cm3，所述浸泡液的密度为1.4-1.5g/cm3。
2.根据权利要求1所述的盐层解卡液，其特征在于，用于配制所述浸泡液的水的氯根≤500mg/L。
3.根据权利要求1或2所述的盐层解卡液，其特征在于，所述浸泡液的氯根≤1000mg/L。
4.根据权利要求1-3任一项所述的盐层解卡液，其特征在于，所述隔离液包括：水100重量份、悬浮剂1.5-5重量份、冲洗剂30-35重量份、防气窜剂20-25重量份、消泡剂0.5-1重量份、重晶石300-600重量份以及微锰20-40重量份。
5.根据权利要求1-4任一项所述的盐层解卡液，其特征在于，所述浸泡液包括：水100重量份、悬浮剂1.5-3重量份、降失水剂2-3重量份、消泡剂0.5-1重量份以及微锰60-80重量份。
6.根据权利要求4所述的盐层解卡液，其特征在于，所述隔离液包括：水100重量份、悬浮剂1.5重量份、冲洗剂30重量份、防气窜剂20重量份、消泡剂1重量份、重晶石407重量份以及微锰40重量份。
7.根据权利要求5或6所述的盐层解卡液，其特征在于，所述浸泡液包括：水100重量份、悬浮剂1.5重量份、降失水剂2重量份、消泡剂0.5重量份以及微锰75重量份。
8.一种盐层卡钻的解卡方法，其特征在于，采用权利要求1-7任一项所述的盐层解卡液进行解卡，包括以下顺序的步骤：
1)通过注入井向待解卡地层注入隔离液；
2)通过注入井向待解卡地层注入浸泡液。
9.根据权利要求8所述的解卡方法，其特征在于，所述隔离液的排量为1.0-1.5m3/min，和/或，所述浸泡液的排量为1.6-2.0m3/min。
10.根据权利要求8-9任一项所述的解卡方法，其特征在于，所述隔离液的注入量为15-30m3，和/或，所述浸泡液的注入量为15-30m3。
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