CN115341865A - 石油钻井过程中控制钻井液固相的方法 - Google Patents

Abstract

本申请公开了一种石油钻井过程中控制钻井液固相的方法，钻井液的固相控制设备分别在钻进设备的钻井的步骤、钻井设备进行接单根的步骤以及从井中捞出钻进设备步骤分别采用不同的方式控制钻井液的状态，使钻井液固相处理无死角，使钻井液持续保持低固相状态。工作人员发现钻井液的固相控制过程中，高架槽→振动筛→锥形罐是处理钻井液固相状态的重点，钻井液的固相控制设备在不更换原设备的情况下，通过改变工艺流程使钻井液持续维持低固相的状态，降低了成本，避免浪费。钻井液的高固相清除效率提高，钻井液在井内循环的过程中密度上涨的情况消失，钻井液膨润土的含量降低，钻井液的固相含量降低。

Description

石油钻井过程中控制钻井液固相的方法

技术领域

本发明涉及的钻井液的固相控制领域，尤其涉及一种石油钻井过程中控制钻井液固相的方法。

背景技术

钻井用液简称钻井液，是钻井的血液，钻井用液被公认的十种作用：清洁井底，携带岩屑。冷却和润滑钻头以及钻柱。平衡井壁岩石侧压力，在井壁形成滤饼，封闭和稳定井壁。平衡(控制)地层压力。悬浮岩屑和加重剂。在地面能沉除砂子和岩屑。有效传递水力功率。承受钻杆和套管的部分重力。提供所钻地层的大量资料。水力破碎岩石。钻井液通过喷嘴所形成的高速射流能够直接破碎或辅助破碎岩石。

钻井循环对钻井液的提出了更高的要求，钻井液需要长期维护低膨润土含量和低固相状态，一般钻井液的固相控制流程为：井口→高架槽→振动筛→锥形罐→除砂器→除泥器→离心机，且锥形罐的底部沉沙处理是非常重要的环节，锥形罐底部的沉沙需要工作人员定期排放处理，处理的过程中出现了以下几个问题：(1)排放周期短，沉沙和高固相的钻井液一起排放，工作人员肉眼难以分辨沉沙与钻井液，排放量没有统一的标准，需要工作人员有一定的经验，因此，排沙的过程中会同时出现钻井液大量流失的现象，需要重新配置钻井液以补充损失，导致钻井液维护的成本增高。(2)排放处理的周期长，沉沙的大量沉积，钻屑液持续不断地进入循环系统，是造成高固相、高膨润土含量的主要原因。对钻井液的安全构成重大的威胁，加剧汽油层的不可逆污染，同时增加了钻井的成本。

基于上述情况，亟需提供一种能够持续控制钻井液低固相的方法，能够保证钻井液在井内持续保持低固相的状态。

发明内容

本发明实施例提供了一种石油钻井过程中控制钻井液固相的方法，能够保证钻井液在井内持续保持低固相的状态。

一方面，本发明提供了一种石油钻井过程中控制钻井液固相的方法，包括以下步骤：钻进设备在钻井的步骤中，钻井液的固相控制设备通过第一方式控制钻井液的固相；钻井设备在进行接单根的步骤中，钻井液的固相控制设备通过第二方式控制钻井液的固相；在从井中捞出钻进设备的步骤中，钻井液的固相控制设备在通过第三方式控制钻井液的固相。

在一些可选的实施例中，所述钻井液的固相控制设备包括过滤装置、沉沙装置和灌浆装置，所述过滤装置的出口与所述沉沙装置的进口连接，所述沉沙装置的出口安装第一多端连通管道，所述第一多端连通管道的第一管道连接所述灌浆装置的进口，所述灌浆装置的出口安装有第二多端连通管道，所述第二多端连通管道的第二管道连接所述过滤装置的入口。

在一些可选的实施例中，所述第一管道安装有第一阀门，所述第二管道安装有第二阀门。

在一些可选的实施例中，其特征在于，所述第一多端连通管道还包括第三管道和第四管道，所述第三管道与所述沉沙装置的出口连接，所述第四管道安装有第三阀门。

在一些可选的实施例中，所述第二多端连通管道还包括第五管道和第六管道，所述第五管道与所述灌浆装置的出口连接，所述第六管道与所述井口连接，所述第六管道安装有第四阀门。

在一些可选的实施例中，还包括第七管道，所述灌浆装置通过所述第七管道与所述计量装置的第七管道，所述第七管道安装有第五阀门。

在一些可选的实施例中，所述钻井液的固相控制设备还包括高架槽，所述高架槽的进口与所述井口连接，所述高架槽的出口通过一个所述连接通道与各个所述过滤装置连接。

在一些可选的实施例中，钻进设备在钻井的步骤中，钻井液的固相控制设备通过第一方式控制钻井液的固相，包括：所述钻进设备启动前阻隔部分所述连接通道；所述钻进设备在钻动水泥塞的过程中通过部分所述过滤装置过滤钻屑；所述钻进设备将所述水泥塞处理完毕以后，通过部分所述过滤装置过滤所述井口返出的钻井液；等待预设时间段，开启剩余的过滤装置，关闭所述第四阀门和所述五阀门，开启所述第一阀门和所述第二阀门，启动所述灌浆装置。

在一些可选的实施例中，所述钻井设备在进行接单根的步骤中，钻井液的固相控制设备通过第二方式控制钻井液的固相，包括：保持所述灌浆装置持续运转。

在一些可选的实施例中，所述在从井中捞出钻进设备的步骤中，钻井液的固相控制设备在通过第三方式控制钻井液的固相，包括：停止钻井液泵时关闭所述第一阀门；等待所述灌浆装置持续运转预设时间段后暂停；所述灌浆装置暂停后，开启所述第四阀门和所述第五阀门，关闭所述第二阀门。

本发明和现有技术相比具有以下技术效果：

1.钻井液的固相控制设备分别在钻进设备的钻井的步骤、钻井设备进行接单根的步骤以及从井中捞出钻进设备步骤分别采用不同的方式控制钻井液的状态，使钻井液固相处理无死角，使钻井液持续保持低固相状态。

2.工作人员发现钻井液的固相控制步骤中，高架槽→振动筛→锥形罐是处理钻井液固相状态的重点，钻井液的固相控制设备在不更换原设备的情况下，通过改变工艺流程使钻井液持续维持低固相的状态，降低了成本，避免浪费。

3.钻井液的高固相清除效率提高，钻井液在井内循环的步骤中密度上涨的情况消失，钻井液膨润土的含量降低，钻井液的固相含量降低。

4.避免了钻井液和泥沙一起排放，避免了浪费。

附图说明

此处的附图被并入说明书中并构成本说明书的一部分，示出了符合本发明的实施例，并与说明书一起用于解释本发明的原理。

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，对于本领域普通技术人员而言，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是本发明提供的石油钻井过程中控制钻井液固相的方法的工艺流程图；

图2是本发明实施例提供的钻井液的固相控制设备的结构示意图。

附图标记：1-过滤装置；2-沉沙装置；3-灌浆装置；4-第二多端连通管道；41-第一管道；411-第一阀门；42-第三管道；43-第四管道；431- 第三阀门；5-第二多端连通管道；51-第二管道；511-第二阀门；52-第五管道；53-第六管道；531-第四阀门；6-计量装置；61-第七管道；611- 第五阀门；7-高架槽；71-连接通道。

具体实施方式

为使本申请实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请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申请的一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动的前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。

本申请提供了一种钻井液的固相控制设备，钻井液的固相控制设备包括过滤装置1、沉沙装置2和灌浆装置3，过滤装置1的出口与沉沙装置2的进口连接，沉沙装置2的出口安装第一多端连通管道，第一多端连通管道4的第一管道41连接灌浆装置3的进口，灌浆装置3的出口安装有第二多端连通管道5，第二多端连通管道5的第二管道 51连接过滤装置1的入口。

具体地，第一多端连通管道4为三个方向连通的管道，第一多端连通管道4包括第一管道41、第三管道42和第四管道43，第一管道 41安装有第一阀门411，第三管道42与沉沙装置2的出口连接，第四管道43安装有第三阀门431，第四管道43为去不落地管道。第二多端连通管道5为三个方向连通的管道，第二多端连通管道5包括第二管道51、第五管道52和第六管道53，第五管道52与灌浆装置3的出口连接，第六管道53与井口连接，第二管道52安装有第二阀门511，第六管道53安装有第四阀门531。

在一些可选的实施例中，钻井液的固相控制设备还包括高架槽7，高架槽7的进口与井口连接，高架槽7的出口通过一个连接通道71与各个过滤装置1连接。可选的，连接通道71有三个，分为1号连接通道、2号连接通道和3号连接通道。1号连接通道、2号连接通道和 3号连接通道分别振动筛的进口连接，振动筛的出口与沉沙罐的进口连接，一个连接通道71和一个沉沙罐连接。

进一步地，钻井液的固相控制设备还包括第七管道61，灌浆装置3通过第七管道与计量装置6的第七管道，第七管道61安装有第五阀门611。

可选的，过滤装置1为振动筛，沉沙装置2为沉沙罐，灌浆装置3 位灌浆泵。

本发明通过在钻井液常规的固相处理流程中发现，高架槽→振动筛→锥形罐是处理钻井液固相状态的重点，钻井液的固相控制设备在不更换原设备的情况下，在锥形罐的底部安装三通管道，以及在灌浆泵的出口处安装三通管道，钻井液的固相控制设备分别在钻进设备的钻井的步骤、钻井设备进行接单根的步骤以及从井中捞出钻进设备步骤分别采用不同的方式分别控制两个三通管道内部的不同阀门，实现钻井液在井内的循环的过程中始终保持低固相的状态，有效降低钻井液劣质固相含量，维持钻井液的清洁性，降低维护钻井和钻井液的维护成本，保持钻井设备在钻井的过程中安全和高效的进行，降低了钻井液的排放量，节省了成本。

在一些可选的实施例中，在钻进设备的钻井的步骤中，钻井液的固相控制设备通过第一方式控制钻井液的固相，包括：钻进设备启动前阻隔部分连接通道71，钻进设备在钻动水泥塞的过程中通过部分过滤装置1过滤钻屑，钻进设备将水泥塞处理完毕以后，通过部分过滤装置1过滤井口返出的钻井液；等待预设时间段，开启剩余的过滤装置1，关闭第四阀门531和五阀门611，开启第一阀门411和第二阀门 511，启动灌浆装置3。

进一步地，钻井设备启动前，通过挡板隔断高架槽中的其中两个连接通道71，例如，可以阻挡2号连接通道71和3号连接通道71，钻头钻完水泥塞的钻屑需要通过与2号连接通道71和3号连接通道对应的振动筛处理，钻头将水泥塞钻完之后，立即开启2号连接通道和3 号连接通道对应的振动筛，用于处理井口返出的钻井液，在等待5-10 分钟，开启1号连接通道71对应的振动筛，关闭阀门第四阀门531和五阀门611，开启第一阀门411和第二阀门511，然后开启灌浆泵。灌浆泵开启前，需要盘泵几周，这样可以连续去除钻井液的高固相状态。

可选的，1号连接通道71对应的振动筛使用120-140目的筛布，2 号连接通道71对应的振动筛使用120-140目的筛布，3号连接通道71 对应的振动筛使用200目以上的筛布。

在一些可选的实施例中，在钻井设备进行接单根的步骤中，钻井液的固相控制设备通过第二方式控制钻井液的固相，包括：保持灌浆装置3持续运转，也就是说，钻井设备进行接单根的过程中，灌浆泵持续不断的运转，以便连续去除钻井液的高固相状态。

在一些可选的实施例中，在从井中捞出钻进设备的过程中，钻井液的固相控制设备通过第三方式控制钻井液的固相，包括：停止钻井液泵时关闭第一阀门411；等待灌浆装置3持续运转预设时间段后，开启第四阀门531和第五阀门611，关闭第二阀门511。

具体地，钻井的过程中，钻井液泵停止运行以后，立即关闭第一阀门411，等待灌浆装置3持续运转1分钟后，开启第四阀门531和第五阀门611，关闭第二阀门511，然后正常的从井中捞出钻进设备的流程。

本发明提供了一种石油钻井过程中控制钻井液固相的方法，包括：在钻进设备的钻井的步骤中，钻井液的固相控制设备通过第一方式控制钻井液的固相；钻井设备进行接单根的步骤中，钻井液的固相控制设备在通过第二方式控制钻井液的固相；在从井中捞出钻进设备的步骤中，钻井液的固相控制设备通过第三方式控制钻井液的固相。钻井液的固相控制设备分别在钻进设备的钻井的步骤、钻井设备进行接单根的步骤以及从井中捞出钻进设备步骤，分别采用不同的方式控制钻井液，起到了如下几种技术效果：(1)钻井液高固相处理无死角,全部转为连续清除。(2)钻井液高固相清除效率更高，钻井液密度自然上涨情况消失,钻井液膨润土含量由原来≥120g/L降低至≤80g/L,完钻泥浆固相含量平均降低1.6％,计算固相清除效率由≤70％,提升至≥85％。(3) 钻井液中的流型调节剂使用量下降38.6％，滤失剂以及泥饼增强剂平均使用量降低26.7％，钻井液维护处理总成本平均降低30％以上。(4)钻井液实现“0”排放，泥浆不落地处理废液量平均降低30％以上。(5) 钻井液固控设备可以允许较大纤维类颗粒通过,处理后防漏浆可封堵 40-60目砂床,承压能力≥3.5MPa,封闭滤失量≤15mL。

具体地，如下表一所示，表一为现场实施井和对比井中明化底钻井液自然上涨密度、膨润土含量对比的数据。各个实施井中的数据为采用本发明实施工艺数据。各个对比井中的数据为采用传统工艺控制钻井液状态的数据。由表一可知，本发明提供的石油钻井过程中控制钻井液固相的方法在实际的生产工艺中起到了明显的效果，使钻井液在实施井的循环过程中始终保持低密度钻井液和低膨润土含量。

表1

具体地，如下表二所示，表二位现场实施井和对比将中完钻钻井液膨润土含量和固相含量对比数据。各个实施井中的数据为采用本发明实施工艺数据。各个对比井中的数据为采用传统工艺控制钻井液状态的数据。由表二可知，本发明提供的石油钻井过程中控制钻井液固相的方法在实际的生产工艺中起到了明显的效果，由表二中可知，对比井和实施井中钻井液的完钻密度并无变化，但是钻井液的固相含量明显下降。

表2

具体地，如下表三所示，表三为实施井和对比井中泥浆不落地残液量对比数据。各个实施井中的数据为采用本发明实施工艺数据。各个对比井中的数据为采用传统工艺控制钻井液状态的数据。本发明提供的石油钻井过程中控制钻井液固相的方法在实际的生产工艺中起到了明显的效果，由表三中可知，实施井中的泥浆不落地残液量明显下降。

表3

具体地，如下表四所示，表四为实施井和对比井钻井液材料的消耗量的对比数据。各个实施井中的数据为采用本发明实施工艺数据。各个对比井中的数据为采用传统工艺控制钻井液状态的数据。本发明提供的石油钻井过程中控制钻井液固相的方法在实际的生产工艺中起到了明显的效果，由表四可知，实施井中钻井液的降粘剂、降滤失剂、以及泥饼改进剂都有明显的下降。

表4

另外，本文中术语“和/或”，仅仅是一种描述关联对象的关联关系，表示可以存在三种关系，例如，A和/或B，可以表示：单独存在A，同时存在A和B，单独存在B这三种情况。另外，本文中字符“/”，一般表示前后关联对象是一种“或”的关系。

应理解，在本发明实施例中，“与A相应的B”表示B与A相关联，根据A可以确定B。但还应理解，根据A确定B并不意味着仅仅根据A确定B，还可以根据A和/或其它信息确定B。

以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到各种等效的修改或替换，这些修改或替换都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应以权利要求的保护范围为准。

Claims (10)

1.一种石油钻井过程中控制钻井液固相的方法，包括以下步骤：

钻进设备在钻井的步骤中，钻井液的固相控制设备通过第一方式控制钻井液的固相；

钻井设备在进行接单根的步骤中，钻井液的固相控制设备通过第二方式控制钻井液的固相；

在从井中捞出钻进设备的步骤中，钻井液的固相控制设备在通过第三方式控制钻井液的固相。

2.根据权利要求1所述的石油钻井过程中控制钻井液固相的方法，其特征在于，所述钻井液的固相控制设备包括过滤装置(1)、沉沙装置(2)和灌浆装置(3)，所述过滤装置(1)的出口与所述沉沙装置(2)的进口连接，所述沉沙装置(2)的出口安装第一多端连通管道，所述第一多端连通管道(4)的第一管道(41)连接所述灌浆装置(3)的进口，所述灌浆装置(3)的出口安装有第二多端连通管道(5)，所述第二多端连通管道(5)的第二管道(51)连接所述过滤装置(1)的入口。

3.根据权利要求2所述的石油钻井过程中控制钻井液固相的方法，其特征在于，所述第一管道(41)安装有第一阀门(411)，所述第二管道(51)安装有第二阀门(511)。

4.根据权利要求3所述的石油钻井过程中控制钻井液固相的方法，其特征在于，所述第一多端连通管道(4)还包括第三管道(42)和第四管道(43)，所述第三管道(42)与所述沉沙装置(2)的出口连接，所述第四管道(43)安装有第三阀门(431)。

5.根据权利要求4所述的石油钻井过程中控制钻井液固相的方法，其特征在于，所述第二多端连通管道(5)还包括第五管道(52)和第六管道(53)，所述第五管道(52)与所述灌浆装置(3)的出口连接，所述第六管道(53)与所述井口连接，所述第六管道(53)安装有第四阀门(531)。

6.根据权利要求5所述的石油钻井过程中控制钻井液固相的方法，其特征在于，还包括第七管道(61)，所述灌浆装置(3)通过所述第七管道与所述计量装置(6)的第七管道，所述第七管道(61)安装有第五阀门(611)。

7.根据权利要求6所述的石油钻井过程中控制钻井液固相的方法，其特征在于，所述钻井液的固相控制设备还包括高架槽(7)，所述高架槽(7)的进口与所述井口连接，所述高架槽(7)的出口通过一个所述连接通道(71)与各个所述过滤装置(1)连接。

8.根据权利要求7所述的石油钻井过程中控制钻井液固相的方法，其特征在于，所述钻进设备在钻井的步骤中，钻井液的固相控制设备通过第一方式控制钻井液的固相，包括：

所述钻进设备启动前阻隔部分所述连接通道(71)；

所述钻进设备在钻动水泥塞的过程中通过部分所述过滤装置(1)过滤钻屑；

所述钻进设备将所述水泥塞处理完毕以后，通过部分所述过滤装置(1)过滤所述井口返出的钻井液；

等待预设时间段，开启剩余的过滤装置(1)，关闭所述第四阀门(531)和所述五阀门(611)，开启所述第一阀门(411)和所述第二阀门(511)，启动所述灌浆装置(3)。

9.根据权利要求8所述的石油钻井过程中控制钻井液固相的方法，其特征在于，所述钻井设备在进行接单根的步骤中，钻井液的固相控制设备通过第二方式控制钻井液的固相，包括：

保持所述灌浆装置(3)持续运转。

10.根据权利要求9所述的石油钻井过程中控制钻井液固相的方法，其特征在于，所述在从井中捞出钻进设备的步骤中，钻井液的固相控制设备在通过第三方式控制钻井液的固相，包括：

停止钻井液泵时关闭所述第一阀门(411)；等待所述灌浆装置(3)持续运转预设时间段后暂停；所述灌浆装置(3)暂停后，开启所述第四阀门(531)和所述第五阀门(611)，关闭所述第二阀门(511)。

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