松科2井抗超高温钻井液技术
2018-06-13许洁乌效鸣王稳石闫家张恒春曹龙龙
许洁, 乌效鸣, 王稳石, 闫家, 张恒春, 曹龙龙
(1.中国地质科学院勘探技术研究所,河北廊坊 065000;2. 中国地质大学(武汉)工程学院,武汉 430074)
松科2井是中国地质调查局部署在松辽盆地的一口科学钻探井,由勘探技术研究所组织实施。该井完钻井深6 400 m,将是全球第1口钻穿白垩纪陆相地层的大陆科学钻探井,三开开始随钻取心,岩心采取率目标为95%以上。岩心钻探是进行地质勘探时获取直观地质资料的最重要方式,科学钻探井因涉及取心作业,使其钻井工艺方面与生产井不同,施工难度和周期也会有所增加。该井预测井底温度超过220 ℃,常规钻井液无法满足施工要求。至2017年10月31日下午15:00,成功钻达设计井深,岩心采取率为96.06%,现继续取心钻进中。介绍了该井四开、五开钻井液技术。
1 井身结构及钻井液技术难点
1.1 松科2井井身结构
松科2井实际井身结构见表1。
表1 松科2井实际井身结构
1.2 高温对钻井液性能的影响
松科2井四开完钻测得静置72 h后井底温度为205 ℃,五开6 420 m静置30 h的井底温度为220 ℃。常规的钻井液无法满足施工要求。高温会使得钻井液失去良好的流变性能,泥饼质量变差,高温高压滤失量增加;松科2井使用金刚石取心钻头,钻井液中的亚微米颗粒含量高,分散性较强,这种情况下要防止钻井液高温增稠或固化;高温还会降低钻井液的pH值,导致钻井液处理剂不能充分发挥其作用,性能变差,并且低pH值也不利于降低腐蚀率;高温会增加处理剂的消耗量,并且井温越高,钻进的时间越长,处理剂消耗的量越大,成本增加[1-3]。
1.3 井壁稳定问题
松科2井四开、五开钻沙河子组的泥岩、砂岩混层,火石岭组破碎的凝灰岩、泥岩、煤线的混层容易发生坍塌现象,防塌措施尤其重要;基底的流纹岩、安山岩、火山角砾岩可钻性差,可能产生掉块。长裸眼井段地层压力系统复杂,可能存在应力释放,导致局部缩径但是起下钻遇阻,地层孔隙压力、地层地应力、坍塌压力系数难以掌握,致使钻井液密度难以确定;沙河子组与火石岭组之间可能存在断层,该情况下容易发生漏失。且该井为提钻取心,起下钻频繁,裸眼长、施工时间长、井壁的浸泡时间长,对钻井液的护壁能力也提出较大挑战。而高温也会对长段裸眼造成影响,钻井液上返过程中会加热上部的裸眼井段,而钻井液与地层的温度差会导致近井地带孔隙压力和有效应力发生很大改变,造成上部井眼垮塌掉块[4-5]。
1.4 不同工艺对钻井液的要求
目前采用的钻进工艺有3种:螺杆钻、涡轮钻和转盘驱动。螺杆钻进因其橡胶密封件高温后老化失效的原因,无法应用于190 ℃以上的高温井,而涡轮钻因其转速太高,高离心力使得钻井液中的重晶石由里到外一层层地堵塞取心筒,甚至发生磨心现象,因此松科2井后期主要使用转盘钻进,而下部钻具组合决定了环空间隙较小,加上转盘钻进方式排量较小,钻井液在井底上返速度慢,循环降温的幅度小,经受的高温考验更为严峻。
2 钻井液现场应用技术
松科2井四开开钻前采用三开的井浆进行室内转换实验,并且通过对处理剂进行进一步筛选和评价实验,确定了四开后期井段的钻井液配方,即高温聚合物钻井液。五开开钻因处理事故,对钻井液调整幅度较大,处理事故后简化钻井液成分,恢复钻井液性能,继续取心钻进。现场施工过程中,根据井下情况、井浆实验情况对钻井液进行调整以及转换,以满足钻井要求。具体过程如下[6-8]。
2.1 四开
三开完钻时留存的井浆为氯化钾-聚磺钻井液体系,配方为:(1.5%~2.5%)膨润土+0.1%KOH+3%SMP-2+3%SMC+3%FT-342+3%SPNH+0.1%包被剂+2%润滑剂+0.5%PAC+5%KCl。
该钻井液具有良好的抑制性能、高温稳定性、抗黏土污染能力和润滑性能。四开开钻前在现场循环罐中取得井浆并实时进行室内评价实验,结果见表2。室内实验数据说明随着热滚时间的增加,井浆的表观黏度和动切力都有增长,但性能未发生明显恶化,且高温滤失维持在较小的范围内波动,因此该井浆可以应用于四开。四开初期对三开留存的井浆进行较小规模的处理,钻进期间每个回次均取井浆进行高温热滚实验,根据实验结果不定期补充磺化处理剂和聚合物胶液调整/维护钻井液性能,此期间取心钻进作业顺利,未发生各类事故。
表2 松科2井氯化钾-聚磺钻井液井浆老化后的性能
钻至井深5 040 m时遇阻划眼,判断为缩径,因此将井浆密度由1.18 g/cm3提高至1.23 g/cm3。对该期间的井浆进行热滚,结果见表3。由表3可以看出,井浆热滚26 h后增稠严重,经高速搅拌也无法恢复流动性能,如图1所示。
使用Fann 50SL高温流变仪对井浆进行高温流变测试,测试流程为:55 ℃升温到210 ℃再降低到55 ℃,模拟井口—井底—井口的井浆流变性变化情况,测试曲线见图2。由图2可以看出,随着温度的升高,井浆的黏度增大,在195 ℃时黏度最高,与室内热滚实验的数据一致。
表3 松科2井井深5 450 m处返出井浆在200 ℃热滚前后性能
图1 松科2井井深5 450 m处返出井浆200 ℃热滚后开罐状态
图2 松科2井钻井液转换前后的高温流变曲线
分析产生上述实验结果的原因,为井浆中的处理剂经过长时间的高温作用,已产生较大程度的降解、失效。处理剂失去护胶能力,钻屑、黏土相、处理剂之间发生聚结和过度交联;井浆中微小颗粒含量多,导致入井的钻井液中固相含量较高,进而导致钻井液黏度增高[9-10]。井浆在高温下静置太久将出现室内实验所显示的增稠甚至凝胶现象,将严重影响后期正常作业以及测井、固井作业。因此考虑对井浆进行转换,即由氯化钾-聚磺钻井液转换为抗高温聚合物钻井液。
室内研制的抗高温聚合物钻井液配方为:1.0%钠膨润土+2%凹凸棒土+0.2%KOH+(0.5%~1%)高分子量降滤失剂+1%中分子量降滤失剂+2.5%成膜剂+(2%~4%)SMC+2%FT+3%KCl+2%NaCOOH+3%白油(密度为1.25 g/cm3)。其中的凹凸棒土为抗温土,高剪切下造浆形成不同于钠膨润土的“乱稻草堆”似的网架结构,所形成的悬浮体稳定。该配方室内评价结果见表4、表5。从表4可知,该配方230 ℃热滚后开罐状态较好,未出现增稠固化或减稠失去结构的情况,流变性较好,且滤失量较低。表5实验结果也表明,该配方的抗盐、钙、钻屑侵污的能力较强,满足钻井作业需求。
表4 松科2井抗高温聚合物钻井液热稳定性评价(230 ℃)
表5 松科2井抗高温聚合物钻井液抗污染能力评价(230 ℃、16 h)
转换方案为:将井浆与230 ℃钻井液配方中部分聚合物所配制的胶液按照一定比例稀释,先在室内进行评价,结合热滚实验选取合适的比例,然后在现场按照少量多次的步骤进行操作。对转换后的现场井浆进行高温流变性测试,结果见图2。从图2看出,转换后的井浆随着温度的升高黏度平稳,195 ℃以后黏度开始下降,返回阶段195 ℃开始随着温度的下降黏度逐渐增加;整个过程中黏度的增加和降低都明显比转换前的井浆平缓。现场钻井取心作业顺利,连续10个回次单次取心超过30 m,有1个回次取心突破40 m,该期间并未因为钻井液性能问题造成事故,由此可证明钻井液的性能良好。
四开完钻打测井口袋期间发生钻具断落事故,因条件限制,当时无法处理。
2.2 五开钻井液技术
四开留在井底的落鱼长约5.8 m,包括钻头、扩孔器和部分取心钻具。扫塞后用磨鞋清理孔底,前2个回次将落鱼磨铣掉2.3 m,第3个回次发现掉块情况,此后每个回次均出套管即划眼。判断为井下发生坍塌情况,分析原因为经过近5个月的冬休,井底裸眼段的钻井液在200 ℃高温下性能恶化;悬挂套管与测井口袋之间的变径裸眼段水泥无法有效填充;该裸眼段地层应力释放,而钻井液密度不足以平衡该应力;综上原因产生严重坍塌现象。
经过专家会讨论,建议先对钻井液进行调整,保证井眼不再垮塌;结合现场实际情况,对钻井液进行以下处理:①钻井液密度由1.23 g/cm3↗1.34 g/cm3↗1.41 g/cm3,平衡地层应力;②封堵方面,因高温钻井液对固相要求比较严格,所以现场固控设备所配的振动筛目数较细,这种情况下无法使用纤维状物质,以免造成糊筛、跑浆。现场在井浆中循环加入不同软化点的天然沥青(180 ℃、220 ℃),不同粒径的超细碳酸钙,提高钻井液的封堵性能。③通过聚合物+磺化处理剂胶液,将钻井液漏斗黏度由200 s↘150 s↘100 s,此后维持在90~110 s之间。动切力为10~15 Pa,初切3~6 Pa,终切8~12 Pa。因温度较高,且此前已加入一定量钠膨润土,担心钠膨润土后效作用,因此此期间未补加钠膨润土提切力。期间每个回次使用FANN50SL高温流变仪测试井浆的高温流变性能,根据实验结果对井浆进行调整。④下钻期间采用分段循环的方式,避免发生此前产生的下到底突然开泵循环憋泵的现象。划眼处理期间均采用小排量循环,循序渐进地将岩屑带出。⑤确保井眼清洁后,进行注水泥作业。现场配好水泥浆后取部分浆样,就近进行室内高温稠化实验。注水泥作业后,将钻具提至套管内等待稠化实验结果。根据实验结果确定扫水泥塞时间。
扫完水泥塞后,用自制工具+磨鞋钻进,进一步提高钻井液密度至1.42 g/cm3,降低漏斗黏度至80 s,仍维持以前的切力。仅1个回次即顺利将剩余的落鱼磨没。
处理完落鱼事故后,对井浆进行高温评价,数据见表6。
表6 处理落鱼后井浆高温热滚数据
数据表明热滚后增稠严重,现场钻进期间也发现到底后开泵困难。
高温流变数据见图3。(两端的40 ℃分别模拟表示入口和出口温度)由图3中高温流变曲线(0831)可以看出,处理事故后的井浆黏度随着温度的升高先降低,100 ℃时随着温度进一步升高黏度也升高,165 ℃时达到最大值,此后又随着温度的升高而降低,降至40 ℃时黏度比入口稍低。
图3 松科2井五开井浆流变数据
结合上面的实验数据分析,因此前处理事故,在井浆中加入了钠膨润土、凹凸棒土、聚合物等,且聚合物种类较多,加量较大,且井浆中本身的聚合物降解也有残留。随着温度的升高,聚合物降解、断链,多种聚合物及其断裂后的产物与黏土、岩屑、沥青、残留水泥之间发生了复杂的物理化学反应,导致高温后增稠,流变曲线没有规律[11-13]。
因处理剂繁多,源头难以分析。因此考虑先将底部高温裸眼段井浆替出,减少聚合物种类,使用抗温能力强、功能单一的处理剂配制简单的胶液替入,以减缓井浆中复杂的反应,改善井浆性能。使用该方法处理后的井浆常规性能为:入口黏度为43~48 s,出口黏度为47~55 s,密度为1.48~1.50 g/cm3,滤失量为1.0 mL,泥饼为0.2~0.3 mm,pH值为8.5~9.5,切力为3.5/6.5 Pa/Pa,含水量为74%,含油量为3%,含砂量为0.4%~0.5%。可以看出,出口井浆的黏度未发生较大变化,与高温流变曲线两端所测情况较一致,该期间有2个回次出现轻微掉块情况,将钻井液密度提高至1.48 g/cm3,情况有所好转。曲线0929和1108分别是调整中期和现阶段的高温流变曲线,再次证明虽然入口和出口性能相差不大,但是井底黏度可能发生了较大的变化,可以看出调整后流变曲线明显改善。正式钻进后使用螺杆、涡轮、转盘分别进行钻进若干回次,螺杆和涡轮仍出现1.3中的问题,因此后期主要使用转盘驱动,该方式对钻井液的高温稳定性要求较高,井浆的热滚数据见表7。
表7 松科2井调整后井浆高温稳定性评价(240 ℃)
调整后的钻井液性能较稳定,期间因倒换钻杆静置72 h,到底后开泵顺利,未发生此前的憋泵现象。取心作业顺利,岩心采取率高。
2.3 钻井液维护措施
在钻进过程中对井浆的维护措施主要如下。①保证钻井液性能的稳定,避免变化过大,影响井壁稳定和井下安全。②合理使用各级固控设备,及时清除有害固相,控制密度。因金刚石取心钻进所造成的岩屑颗粒较细,因此振动筛均使用筛孔为0.076 mm的筛网。③随着井深和温度的增加,要逐步降低膨润土含量。④及时补充润滑剂、防塌剂和高温降滤失剂等,保持钻井液性能稳定。及时补充亚硫酸钠、KOH,保证pH值,维持钻井液一定的碱性,保证处理剂发挥功效,且降低腐蚀速率。⑤每个回次测试钻井液全性能,不定期进行高温热滚实验;使用高温流变仪测试井浆高温流变性,结合井浆室内热滚实验数据对井浆进行维护和调整。
3 结论及建议
1.现场应用情况表明,这两开的钻井液总体具有较好的流变性、高温稳定性和较低的滤失量,配制方便,处理工艺简单且便于维护。根据测井数据可得到,转换后的井浆在现场应用中抗温能力达到220 ℃,室内测试的抗温能力达到240 ℃。
2.在钻进过程中,通过高温流变仪测试了钻井液循环期间的黏度变化情况,通过热滚实验了解钻井液长时间静置后的黏度变化情况,2者结合全面了解实钻期间的钻井液情况,指导钻井液的调整,保证钻井液性能符合井下安全要求。
3.抗高温钻井液配方的室内评价方法应考虑结合实钻期间遇到的各种问题、各种工况,有必要对通用的评价方法进行改进和完善,促进理论研究与实践的紧密结合。
4.井浆中的微小颗粒含量多,对高温钻井液影响较大,在五开钻井液维护过程中,应该加强固控设备的应用。
5.绳索取心能够大幅度节省作业时间,若钻井液在井下增稠严重或者减稠致重晶石沉降,均会导致提取困难,甚至拉断绳索。因此若使用该工艺,更应该加强对钻井液高温流变性能和沉降稳定性能的检测。
6.转盘钻进进尺较慢,且因压力大,易造成井斜。涡轮的高转速有利于控制井斜,且其进尺快;但它对固相要求比较严格,而为维护深部井壁稳定,需要钻井液有一定的密度,因此可以考虑采用液体加重的方式替代常规的重晶石等惰性材料加重。
“除非通用汽车集团全面革新旗下技术平台的通用性和灵活性,否则在未来的市场环境中,这家企业仍要面临继续关闭工厂的状况。”