Tecnología de fluidos de perforación de pozos horizontales del campo petrolífero Tahe
Jin Shubo, Jin A, Li Binwen
(Instituto de Planificación y Diseño de la Oficina de Petróleo del Noroeste, Urumqi 830011)
Resumen: Tecnología de fluidos de perforación de pozos horizontales profundos Es una tecnología integral, que considera principalmente la tecnología de estabilización del pozo, la tecnología de purificación del pozo, la tecnología de estabilización de alta temperatura y la tecnología de lubricación y antiinterferencias. Los pozos horizontales perforados en el campo petrolífero de Tahe utilizan principalmente sistemas de fluidos de perforación de petróleo mixto de polisulfonato de iones metálicos MMH y de petróleo mixto de polisulfonato compuesto. El autor presenta principalmente la tecnología de aplicación en campo, el mantenimiento y los efectos de uso de los dos sistemas.
Palabras clave: fluido de perforación, purificación de pozos, estabilización y lubricación de pozos, protección de la tecnología de taponamiento temporal del yacimiento
1 Descripción general
Con el desarrollo de la exploración y desarrollo Con una profundización continua, con el fin de mejorar la red de pozos de desarrollo y aumentar la capacidad de producción de petróleo y gas, se han implementado 7 pozos horizontales en los campos petroleros Tahe No. 1 y No. 2. El campo petrolero está ubicado en el levantamiento Shaya de la cuenca del Tarim. Las capas de petróleo y gas están profundamente enterradas. Los pozos perforados tienen todos ellos unos 4.500 m de profundidad y las condiciones geológicas son complejas. La arenisca y la lutita de la Formación Kuqa del Terciario superior, la Formación Kangcun y la Formación Jidike son desigualmente gruesas y están débilmente cementadas, con una diagénesis deficiente y una buena capacidad de perforación. La arenisca tiene una alta permeabilidad y la lutita es principalmente illita y tiene una fuerte hidratación y dispersión. de las lutitas del Jurásico inferior y Triásico es principalmente illita (36% a 60%), que contiene un 15% de capas mixtas ordenadas (S representa el 22%) ilita/montmorillonita, y las secciones individuales contienen un 15% de capa mixta desordenada (50% S) illita/montmorillonita. La lutita generalmente no se dispersa fácilmente cuando se expone al agua, pero hay: ① Se desarrollan lechos de lutita dura y quebradiza y microfisuras y, al mismo tiempo, hay lutitas que son fáciles de hidratar, expandir y dispersar, lo que genera alta presión de expansión, lo que hace que la pared del pozo se desprenda y colapse; ② Poros anormales en la lutita La alta presión de colapso causada por la presión y la fuerte tensión in situ puede causar fácilmente inestabilidad mecánica. La presión de la columna de líquido es menor que la presión de la formación de lutita. La hidratación de la misma formación varía mucho, el coeficiente de presión de la formación de lutitas es mayor que el de la capa de petróleo y la tensión de la pared del pozo está desequilibrada y otros factores geológicos.
La formación superior puede causar fácilmente que las tortas espesas de arena y lodo y los recortes de perforación pegajosos se encojan y se bloqueen. El fluido de perforación debe tener un recubrimiento fuerte, una fuerte capacidad de inhibición, buenas propiedades de formación de paredes y lubricación. sexo. El estrato inferior ha sido severamente despojado y colapsado, la pared del pozo se ha vuelto inestable, el diámetro del pozo se ha expandido y el pozo se encuentra en una sección inclinada y horizontal. El fluido de perforación debe tener medidas eficaces contra el colapso. Al mismo tiempo, debido a las características especiales de los pozos horizontales profundos, como la alta temperatura del fondo del pozo, la litología compleja de los estratos encontrados durante la perforación y los puntos de deflexión profundos y las secciones horizontales, debe tener medidas efectivas contra el colapso. es necesario para evitar atascamientos, colapsos, Los requisitos para el registro y la cementación de pozos son altos, y factores como grandes cantidades de fluido de perforación dificultan los ajustes de mantenimiento y hay muchos accidentes de ingeniería.
2 Requisitos técnicos del fluido de perforación
Durante la perforación de pozos horizontales, los principales problemas incluyen la inclinación general de la sarta de perforación hacia la pared inferior del pozo en la sección del pozo inclinado, la excentricidad de hundimiento, y el área de contacto entre la sarta de perforación y la pared del pozo aumenta, lo que resulta en un aumento en el coeficiente de fricción en el fondo del pozo. Es difícil transportar roca: la dirección de deslizamiento de los recortes de perforación cambia del deslizamiento axial de los pozos verticales al deslizamiento radial de las secciones de pozos inclinados y las secciones horizontales. El fluido de perforación utiliza una fuerza de elevación axial para superar la fuerza de deslizamiento radial de los recortes de perforación. Es difícil que el eje de la viruta se deslice hacia abajo. Generalmente, inevitablemente se forma una capa sedimentaria en la sección del pozo inclinado, y el espesor de la capa sedimentaria aumenta con el aumento del ángulo de inclinación del pozo. La deposición de recortes de perforación en la pared inferior del pozo provoca que se destruya la uniformidad de la suspensión del fluido de perforación, lo que no favorece el transporte de recortes de perforación y aumenta la resistencia a la fricción entre la sarta de perforación y la pared del pozo. En estratos con lecho desarrollado, arenisca mal cementada, capas de conglomerado y estratos complejos son propensos a colapsar y perder bloques. En casos severos, la herramienta de perforación quedará enterrada y la perforadora se atascará. En resumen, se requiere que el fluido de perforación tenga una lubricidad extremadamente fuerte, capacidad de transporte de rocas, capacidad anti-colapso y estabilidad de la pared del pozo. Los pozos en esta área son relativamente profundos, por lo que se requiere que el fluido de perforación tenga buena resistencia a la temperatura. Los fluidos de perforación en la sección horizontal deben considerar la protección del yacimiento.
3 Diseño del fluido de perforación
3.1 Tecnología de purificación del pozo
Mejorando la viscosidad plástica, la fuerza de corte dinámica, la relación dinámico-plástico y la fuerza de corte estática de la perforación fluido, etc., con una alta relación dinámica-plástica, fuerza de corte, etc., el fluido de perforación tiene buenas capacidades de suspensión y transporte, reduce la velocidad de sedimentación de los recortes de perforación y los saca a tiempo. Se seleccionaron el pegamento electrostático positivo MMH y el polímero compuesto de iones metálicos (PMHC) para ajustar las propiedades reológicas del fluido de perforación y garantizar un caudal anular apropiado, que no solo puede proteger la pared del pozo sino también extraer recortes. Estudios extranjeros han señalado que cuando la inclinación del anillo varía de 0° a 90°, cuanto mayor es el caudal del fluido de perforación, mayor es la tasa de purificación anular. En pozos horizontales, insista en rotar regularmente las herramientas de perforación y realizar viajes cortos. Las herramientas de perforación rotatorias son propicias para la eliminación de recortes. En primer lugar, los recortes depositados en la pared inferior del pozo son empujados hacia el fluido de perforación que fluye y sacados del pozo por el flujo de fluido de perforación. En segundo lugar, se acumulan y muelen grandes trozos de recortes; en pequeñas partículas. Es propicio para la suspensión de cortes de roca y su extracción del pozo. Controlar la trayectoria del pozo puede reducir la resistencia al flujo, reducir el consumo de energía cinética y facilitar la eliminación de recortes. Además, seleccionar la velocidad de retorno anular y los parámetros reológicos del fluido de perforación apropiados en función de la estructura del pozo y el conjunto de la herramienta de perforación no solo puede garantizar el transporte de los recortes de perforación, sino también reducir la erosión y el daño a las paredes inestables del pozo.
3.2 Tecnología de estabilización del pozo
En vista de cuestiones como la composición mineral, las propiedades físicas y químicas y la inestabilidad del pozo de las lutitas lodosas del Jurásico y Triásico, en primer lugar, el fluido de perforación debe tener una baja pérdida de filtración y una buena calidad del revoque de lodo puede sellar eficazmente la lutita de lodo microfracturada del lecho en poco tiempo. En segundo lugar, debe tener suficiente inhibición para evitar eficazmente que la pared del pozo absorba agua y se hinche, colapse, al tiempo que previene la dispersión de; recortes de perforación y reducir el contenido de sólidos, además, controlar el caudal anular apropiado del fluido de perforación para reducir la erosión de la pared del pozo por el fluido de perforación.
Con este fin, se seleccionaron inhibidores anti-colapso eficientes y sistemas de fluidos de perforación mezclados con polisulfonato, y se adoptaron medidas técnicas anti-colapso razonables para cumplir con los requisitos de la construcción de perforación de pozos horizontales profundos. Utilice productos asfálticos FT-1, SMP, SPNH, NH4PAN y otros agentes de sellado y tratamiento anti-colapso para sellar mecánicamente lechos y grietas, aumentar la capacidad de formación de muros y sellado del fluido de perforación, reducir la pérdida de agua y la permeabilidad del revoque de lodo, y prevenir perforación Una gran cantidad de filtrado líquido ingresa a la formación. Las fuertes características de adsorción de petróleo del emulsionante sólido SN-1 se utilizan para participar en la formación de torta de lodo y formar una película de aceite hidrofóbica en la pared del pozo, que puede controlar eficazmente la invasión del filtrado y reducir la hidratación de la lutita. Los polímeros de cadena larga y de alto peso molecular tienen grupos iónicos, grupos polares y grupos no polares extremadamente fuertes, que se adsorben, forman puentes y floculan con la superficie de la arcilla, cubriendo la lutita e inhibiendo la dispersión de la arcilla. Al mismo tiempo, se aplica el agente anticolapso y reductor de pérdida de agua PA-1 para mejorar la capacidad de inhibición química del fluido de perforación, inhibir la hidratación y dispersión de la lutita lodosa al máximo y prevenir el colapso de la pared del pozo. PA-1 es un polímero de injerto de KHm y componentes catiónicos. Los cationes funcionan sinérgicamente para mejorar el efecto anticolapso. La adición de cationes mejora las capacidades de adsorción e hidratación.
3.3 Tecnología lubricante y antiagarrotamiento
Basado en las condiciones específicas de construcción de perforación del campo petrolífero Tahe y haciendo referencia a datos técnicos nacionales y extranjeros relevantes, después de un análisis e investigación exhaustivos, el método de Se seleccionó la mezcla de petróleo crudo para mejorar la calidad del fluido de perforación. Al mismo tiempo, se prefiere el emulsionante sólido SN-1 como emulsionante. En su estructura molecular, tiene un grupo catiónico con fuerte lipofilicidad y un grupo aniónico con buena hidrofilicidad, que tiene un efecto anfifílico. Después de agregar SN-1 al fluido de perforación de petróleo mezclado, el petróleo puede absorberse completamente y el petróleo puede enriquecerse con SN-1 para participar en la formación de la torta de lodo. Se forma una película de aceite compuesta de gotas de emulsión en la superficie. de la torta de lodo y la herramienta de perforación La fricción con la torta de lodo o la pared del pozo se transforma en fricción entre la herramienta de perforación y la película de aceite, lo que puede reducir en gran medida la resistencia a la fricción y el torque. A través de experimentos en interiores, las cantidades razonables de adición de petróleo crudo y emulsionante sólido SN-1 se optimizaron para que fueran del 8 % al 10 % y del 0,3 % al 0,5 % respectivamente. La cantidad recomendada de adición de petróleo crudo en el sitio es del 10 % al 12 %. . Además, para mejorar la lubricidad del fluido de perforación, en circunstancias especiales, se añaden entre un 2% y un 3% de bolas de plástico de lubricante sólido y se entierran medio en la torta de lodo para formar un microsoporte entre la torta de lodo y la herramienta de perforación. o carcasa Actúa como un "microcojinete" para evitar el bloqueo del diferencial de presión y reducir el par y la resistencia a la fricción.
3.4 Protección de la capa de petróleo y gas
Según los resultados de la investigación y el análisis de las características del yacimiento y el mecanismo de daño, es decir, el yacimiento no es débilmente sensible al agua y las partículas sólidas La contaminación por intrusión es un problema importante en la perforación y terminación. Para adaptarse a las características de la formación encontrada durante la perforación y los requisitos especiales de la construcción de pozos profundos y horizontales, y para simplificar el proceso de construcción, se optimizó la terminación de perforación a base de agua. los aspectos de economía, operabilidad y protección de las capas de petróleo y gas, el sistema de fluidos del pozo, y la implementación de tecnología de blindaje y obturación temporal para proteger las capas de petróleo y gas, para mantener una fase sólida baja, una baja pérdida de filtración y una buena calidad del revoque de lodo. como sea posible, y controle el valor de PH en alrededor de 9 para que coincida con el depósito. El fluido de perforación y terminación adopta las medidas técnicas de conversión directa de blindaje y tecnología de taponamiento temporal sobre la base del fluido de perforación mixto de aceite de polisulfonato de iones metálicos compuesto superior, es decir, el uso de taponamiento temporal de polisulfonato mezclado con aceite de pegamento electrostático positivo MMH. y aceite mixto de polisulfuro de iones metálicos compuestos. Tapone temporalmente el sistema de fluido de perforación y terminación.
Además de los factores anteriores, el diseño del fluido de perforación también debe considerar la sección vertical del pozo, especialmente la sección larga del pozo abierto de la segunda y tercera sección del pozo abierto, grandes secciones de lutita y arenisca y lutita intercaladas. . Las secciones de lutita son propensas a la incrustación de lodo, y las secciones de arenisca con tortas de lodo gruesas pueden causar fácilmente obstrucciones. Los fluidos de perforación deben mantener una fase sólida baja, una fuerte inhibición, tortas de lodo delgadas y resistentes y una excelente lubricidad para garantizar una perforación segura y rápida. La primera y segunda perforación utilizan principalmente un sistema de fluido de perforación de polímero a base de potasio y un sistema de fluido de perforación de gel electrolítico positivo. La tercera perforación adopta un sistema de fluido de perforación de obstrucción temporal de aceite mixto de polímero de gel electrolítico positivo y un sistema de fluido de perforación de obstrucción temporal mixto de aceite de polisulfonato de iones metálicos compuestos. Cada sistema se transforma a su vez. Tanto el sistema compuesto de polímero de iones metálicos no dispersos como el sistema de fluido de perforación de gel electrostático positivo tienen una fuerte supresión y características de baja fase sólida, y son adecuados para la perforación rápida en las formaciones medias y superiores; la perforación de obturación temporal con aceite mixto de polímero de gel electrostático positivo; El sistema de fluidos y el sistema de polisulfonato tienen las características de resistencia a altas temperaturas, baja pérdida de agua a altas temperaturas y altas presiones, y buena capacidad de formación de paredes. Es adecuado para perforar en la sección inferior del pozo. en capas de petróleo y gas.
Fórmula del sistema de fluido de perforación mixto de polisulfonato de iones metálicos compuestos: (40～50)kg/m3 de arcilla + (2～3)kg/m3 de carbonato de sodio + (3～4)kg/m3NaOH+ (2 ~5 )kg/m380A51+2kg/m3PMHC+20 kg/m3SMP-1 (polvo)+30kg/m3 asfalto sulfonado+(80~100)kg/m3 petróleo crudo+2 kg/m3SN-1 (o SP-80)+…
Fórmula del sistema de fluido de perforación de polímero en gel positivo: (40～50)kg/m3 de arcilla + (2～3)kg/m3 de carbonato de sodio + (5～10)kgMMH + (5～10)kg /m3PAM+ (2～4)kg/m3PAC-HV+(20～30)kg/m3SMP-1 (polvo)+(20～30)kg/m3 asfalto sulfonado+(20～30)kg/m3SN-1+(80 ~100) kg/m3 de petróleo crudo +….
4 Breve descripción del proyecto de perforación
Después de ejecutar el revestimiento técnico de Φ244,5 mm, se utilizó la broca de 215,9 mm para la perforación de desviación direccional de los siete pozos horizontales perforados en el proyecto de construcción. es básicamente Los datos se muestran en la Tabla 1 a continuación.
Tabla 1 Datos básicos de la perforación de pozos horizontales en el campo petrolero Tahe
Continúa tabla
5 Aplicación en campo de la tecnología de fluidos de perforación
5.1 Tecnología de estabilización de la pared del pozo
Durante el proceso de perforación, las medidas anti-colapso para la sección del pozo de lutita son: mecánicamente, para aumentar la presión de la columna de fluido de perforación sobre la pared del pozo, haciéndola soporte. mayor que la densidad de colapso de la formación. La densidad de uso del fluido de perforación es de 1,20~1,22 g/cm3, que es 0,02~0,05 g/cm3 mayor que la densidad de uso normal de la misma capa de pozos verticales completados en el área, y Se caracteriza por las características únicas del fluido de perforación. Las características reológicas reducen la erosión de la pared del pozo y la excitación de presión causada por el disparo y el arranque de la bomba. Químicamente, complementamos principalmente el pegamento positivo MMH, PA1, WFT-666, FT-1, SPNH, SMP-1, PMHC y NH4-PAN para mejorar la calidad de la torta de lodo y aumentar el efecto de inhibición y sellado de la perforación. fluido en la formación capacidades de prevención de obstrucción y colapso; al mismo tiempo, el emulsionante sólido SN-1 se utiliza para adsorber el petróleo crudo para formar una película de petróleo en la pared del pozo para mejorar la estabilidad del pozo; También reduce la pérdida del filtro, de modo que la pérdida de agua API es inferior a 4 ml. HTHP pierde de 9 a 10 ml de agua, lo que reduce la profundidad de inmersión de la pared del pozo y sienta las bases para una construcción segura a largo plazo.
5.2 Tecnología de lubricación
El rendimiento de lubricación del fluido de perforación es principalmente petróleo crudo cuando el ángulo de inclinación del pozo alcanza los 30° y cuando ingresa a la sección horizontal, 18t y 12t de. Se agrega petróleo crudo para producir el fluido de perforación. El contenido de aceite del fluido de perforación y terminación es del 8% al 10% y está completamente emulsionado con una cierta cantidad de emulsionante sólido SN-1 (o SP-80), complementado con un 2% para 3% FT-1 (WFT-666) y SMP para mejorar La calidad de la torta de lodo hace que tenga buena capacidad de lubricación y antiatasco. El coeficiente de fricción de la torta de filtración Kf siempre se controla por debajo de 0,029, la resistencia de disparo es generalmente de 4t~8t y el par de rotación es de 300~450mV.
5.3 Tecnología de purificación del pozo
El método principal es elegir fluidos de perforación y fluidos de terminación de perforación con una fuerte capacidad de transporte de roca. A desplazamientos más bajos, el corte y el flujo del brazo son el ajuste principal para. La desnaturalización es complementar el pegamento positivo MMH (o PMHC) y el pegamento NH4PAN, de modo que la fuerza de corte dinámica sea mayor que 15 Pa, la relación plástica dinámica sea aproximadamente 1, el corte inicial sea generalmente de 18 a 23 Pa, y el corte inicial y el corte final está cerca; las medidas de ingeniería, como disparos cortos y herramientas de perforación giratorias, se tomaron de manera oportuna. Durante la construcción de este pozo, la perforación, el registro y el taponamiento se completaron a la vez y la bomba se encendió con normalidad. Normalmente, no hay recortes de perforación obvios que regresan incluso después de la limpieza del pozo de gran desplazamiento, lo que demuestra que el pozo está limpio y no se forma ningún lecho de recortes obvio.
5.4 Tecnología de protección del yacimiento
Antes de ingresar a la sección horizontal, ajuste completamente las propiedades del fluido de perforación, controle el menor contenido de sólidos y la pérdida de filtrado, y use un embudo de mezcla desechable para presionar Agregar 0,75 %. ~ 1,0 % de resina soluble en aceite y 3 % de QS-2 durante el ciclo, y agregar asfalto sulfonado para que el contenido alcance el 2 % ~ 3 % para implementar la tecnología de blindaje y taponamiento temporal para proteger la capa de petróleo y gas, y reponer A tiempo según el consumo. Fortalece aún más la calidad del revoque de lodo y reduce la cantidad de filtrado que ingresa a la capa de aceite. Al mismo tiempo, se fortalecen la purificación del pozo y el control de la fase sólida para reducir la entrada de partículas en el fluido de perforación a los poros de la capa de producción y evitar el bloqueo de los canales de petróleo y gas.
5.5 Control de fase sólida
El control de fase sólida utiliza principalmente cribas vibratorias, limpiadores, centrífugas, etc., junto con operaciones de disparo frecuentes, para proporcionar densidad del fluido de perforación, control del contenido de fase sólida y El mantenimiento del rendimiento conlleva un cierto grado de dificultad. Con este fin, hemos tomado medidas efectivas como aprovechar al máximo el equipo de control de sólidos existente, aumentar la cantidad de pegamento agregado, mejorar la capacidad de transporte de roca de los fluidos de perforación, reducir el grado de molienda repetida y reducir el contenido de fino. partículas, para reducir efectivamente el contenido de arena controlarlo dentro del 0,2% y controlar el contenido sólido entre el 11% y el 13%.
6 Efectos de la aplicación de campo
En la construcción de 7 pozos perforados en el campo petrolífero de Tahe, se utilizaron principalmente el fluido de perforación mixto de polisulfonato con carga positiva MMH y el fluido de perforación mixto de polisulfuro de iones metálicos compuestos. Los fluidos de perforación petrolera tienen sus propias características cuando se utilizan en el sitio. Durante la operación de perforación, los pozos TK106H y TK201H estuvieron libres de accidentes, mientras que otros pozos sufrieron accidentes con tuberías atascadas en diversos grados. Su desempeño se muestra en la Tabla 2. El fluido de perforación mezclado con polisulfonato cargado positivamente MMH tiene poca resistencia a la temperatura y es difícil de mantener y manejar en pozos profundos. Dado que el pegamento con carga positiva MMH tiene poca compatibilidad con otros tipos de agentes de tratamiento, el uso de agentes de tratamiento aniónicos debilita la positividad del sistema, reduciendo así la capacidad del sistema para inhibir el colapso y prevenir el colapso. Sin embargo, el sistema de pegamento con carga positiva MMH tiene una mala compatibilidad. Fuerte capacidad de transporte de rocas, para evitar la formación de "lecho de virutas de perforación" y garantizar un viaje suave. El fluido de perforación mixto de polisulfonato de iones metálicos compuestos tiene resistencia a la temperatura, compatibilidad, buena reología y rendimiento estable del fluido de perforación.
6.1 El uso del sistema de gel positivo MMH en los pozos TK104H y TK201H
Antes de perforar en esta sección del pozo, primero convierta el fluido de perforación en el sistema de fluido de perforación MMHSN-2 en el casing , para que el contenido de MMH alcance el 3% (coloide) Debido al bloqueo severo en el estrato superior de esta sección del pozo, se agregaron al revestimiento agentes anti-colapso 3% PN-1 y 2% FT-1 al mismo tiempo. , y se mezcló un 8% en la carcasa al perforar hasta la sección de deflexión. % de petróleo crudo, y se agregó una cantidad suficiente de emulsionante sólido SN-1 para emulsionar completamente el petróleo crudo. Durante el proceso de perforación, MMH, petróleo crudo, PAM. y el agente antipérdida de agua antihundimiento se reponen periódicamente a cierta profundidad para garantizar que cada componente del fluido de perforación cumpla con los requisitos de diseño.
Cuando el ángulo de inclinación del pozo alcanza los 60°, fortalece el disparo de corto alcance y la circulación por etapas, eleva el fluido de perforación YP a más de 15 Pa, controla la relación dinámica-plástica entre 0,8 y 1,2 y controla la estática. Fuerza de corte Elévela a 8~10Pa/10~12Pa para garantizar que el fluido de perforación tenga una gran capacidad de carga y capacidad de suspensión. Durante la construcción después de la sección horizontal, el contenido de sólidos, especialmente el contenido de arena, se controla estrictamente. Aproveche al máximo el equipo de control de sólidos de cuatro niveles y el método de reposición de pegamento para reducir el contenido de arena en el fluido de perforación y cumplir con los requisitos de diseño.
El rendimiento estable del fluido de perforación y la reología adecuada, la fuerte capacidad anticolapso y el bajo coeficiente de fricción, junto con medidas de ingeniería, son las claves del éxito de esta sección.
(1) La lectura de Φ6 no es inferior a 8,5.
(2) Durante la construcción, el enfoque principal es el mantenimiento, complementado con el tratamiento. El agente de tratamiento del fluido de perforación se agrega en forma de pegamento para mantener el rendimiento estable del fluido de perforación.
Tabla 2 Rendimiento del campo de perforación del párrafo de gradiente y pozo horizontal
(3) Utilice SPNH y NH4-HPAN para ajustar el patrón de flujo del fluido de perforación. Utilice SMP-1 y SPNH para controlar; Pérdida de agua a alta temperatura y alta presión.
La compatibilidad racional de varios agentes de tratamiento y la buena lubricidad, la fuerte capacidad anticolapso y la capacidad de carga de suspensión son las claves del éxito del fluido de perforación de este pozo.
6.2 Uso del sistema compuesto de polisulfonato de iones metálicos y mezcla de aceite en el pozo TK202H
Antes de la orientación, el fluido de perforación de polímero se convirtió en fluido de perforación compuesto de polisulfonato de iones metálicos y mezcla de aceite al mismo tiempo. . Primero agregue 40 m3 de purín nuevo preparado previamente (1,5 t de suelo + 80 kg Na2CO3 + 50 kg NaOH + 75 kg PMHC). Luego, use un embudo de mezcla para agregar uniformemente SPNH, FT-1, SMP-1, PA-1 y PMHC mientras circula según la fórmula y luego agregue una cantidad adecuada de Na2CO3. Después de que la circulación sea relativamente uniforme, se mezcla uniformemente un 8% de petróleo crudo dentro de un ciclo de circulación grande y, al mismo tiempo, se agrega un emulsionante sólido SN-1 al 0,3%. Finalmente, se lleva a cabo una circulación suficiente hasta que el rendimiento del fluido de perforación sea básicamente estable.
Durante el proceso de perforación, siempre cumplimos con el mantenimiento principal de reposición de pegamento. Los principios para mantener el rendimiento de los fluidos de perforación son: centrarse en la purificación del pozo, controlar la reología del pozo, mantener una relación dinámica-plástica y una fuerza de corte adecuadamente altas para adaptarse a las necesidades especiales de transportar recortes y suspenderlos de manera efectiva, y controlar la el lodo se apelmaza bien. Calidad y lubricidad, fortalece las medidas anti-colapso y controla estrictamente la pérdida de agua. La selección y la cantidad suplementaria de diversos agentes de tratamiento varían según el material de perforación normal, la litología encontrada durante la perforación, el ángulo de inclinación del pozo, las condiciones operativas, etc. Generalmente, el tiempo de reposición del pegamento es dentro de las primeras 1 a 2 semanas de cada viaje de perforación.
6.3 Conclusión y comprensión
Debido al efectivo y razonable proceso de mantenimiento y tratamiento adoptado por el fluido de perforación durante la perforación de la sección de deflexión y la sección horizontal del pozo horizontal, el El fluido de perforación tiene un rendimiento excelente y buenos resultados de construcción. Las propiedades del fluido de perforación se muestran en la Tabla 2.
(1) El fluido de perforación tiene una gran capacidad para suspender rocas y transportar rocas, y el pozo está limpio.
El fluido de perforación tiene buena reología y tiene las características de pegamento electrostático positivo, tiene buena efecto de transportar cortes de roca y tiene una fuerte capacidad de suspensión. El retorno de los cortes es normal, y los cortes suspendidos antes de la perforación se pueden sacar a tiempo cada vez que se inicia la perforación, los cortes son uniformes, especialmente en pendientes grandes y secciones horizontales sin. cualquier fenómeno de mezcla, con textura pura y bordes y esquinas claros, reflejando Los límites estratigráficos son claros y los resultados de interpretación del registro de cortes y del estudio eléctrico son consistentes.
(2) El fluido de perforación tiene un buen rendimiento anti-colapso, una pared de pozo estable y un diámetro de pozo regular.
Durante toda la construcción, aunque hubo muchas operaciones de disparo, el fondo del pozo Las condiciones de trabajo cambiaron mucho, pero debido al excelente rendimiento del fluido de perforación y a las medidas tecnológicas razonables, la pared del pozo siempre es estable durante el ciclo de perforación, es raro ver lodo de esquisto en escamas y no hay fenómeno de pared del pozo. colapso, inestabilidad y perforación La criba vibratoria Básicamente, se perforaron todos los recortes de perforación filtrados por la malla y cada viaje de perforación se desarrolló sin problemas y sin ninguna anomalía. La tasa de expansión promedio del diámetro del pozo se muestra en la Tabla 3, lo que resolvió mejor el problema. problema común del colapso del bloque en la formación de esquisto de lodo duro y frágil del Triásico, el problema de la grave expansión del diámetro del pozo, lo que garantiza de manera beneficiosa la implementación sin problemas de la construcción de perforación.
Tabla 3 El resultado contrastivo radial del pozo del tercer párrafo de perforación de apertura sobre los pozos horizontales del campo petrolífero Tahe
(3) Perforación El fluido tiene buenas propiedades de lubricación
Debido Gracias al efecto especial del emulsionante sólido SN-1 y al contenido razonable de petróleo crudo, el efecto de control de la fase sólida es bueno, la torta de lodo del fluido de perforación es delgada y resistente, el coeficiente de fricción es pequeño y el Kf siempre se controla dentro de 0,0143~0,029. La fricción y el par se reducen al máximo. La perforación y el disparo se realizaron sin problemas, el tubo de medición eléctrica y el tubo de criba estaban libres y se llegó al fondo de una sola vez. La fricción de disparo fue generalmente de 4 a 8 t y el par de rotación de 300 a 400 mV.
(4) El fluido de perforación tiene un rendimiento estable y es fácil de mantener y ajustar.
Aunque el tiempo de perforación puro es corto y los tropezones son frecuentes durante todo el proceso de construcción, solo el fluido de pegamento se utiliza para cada viaje de perforación. Ajustes de mantenimiento simples, no se requiere procesamiento importante.
(5) El fluido de perforación tiene un buen efecto en la protección de las capas de petróleo y gas
La tecnología de blindaje y obturación temporal para proteger las capas de petróleo y gas se ha implementado razonablemente, con un filtro pequeño La pérdida y la pérdida de agua API dentro de 4,0 ml, la pérdida de agua a alta temperatura y alta presión se mantienen en 9 ~ 11,0 ml. Los resultados de la evaluación en interiores muestran que el sistema compuesto de fluidos mixtos de perforación y terminación de petróleo de polisulfonato de iones metálicos restaura la permeabilidad del núcleo a un promedio de 92,2%, lo que no solo protege mejor la capa de petróleo y gas, sino que también previene y tapa las fugas.
(6) El fluido de perforación mixto de polisulfonato de iones metálicos compuestos tiene un rendimiento estable y es fácil de mantener, lo que lo convierte en un sistema de fluido de perforación ideal para la perforación de pozos horizontales.
Referencias
[1] Fan Shizhong, Yan Jiannian, Zhou Dachen. Fluidos de perforación, fluidos de terminación y tecnología de protección de capas de petróleo y gas. Dongying: Petroleum University Press, 1996
[2] Xu Tongtai, Chen Leliang, Luo Pingya. Lodo de pozo profundo. Beijing: Petroleum Industry Press, 1994
[3] Zhang Shaohuai, Luo Pingya, etc. Tecnología de protección de embalses. Beijing: Petroleum Industry Press, 1991
Técnicas de fluido de perforación para pozo horizontal en Tarim
Jin Shubo Jin Pei Li Binwen
(Academia de planificación y diseño, Oficina de Geología del Petróleo del Noroeste,?rümqi 830011)
Resumen: Para el fluido de perforación de pozos horizontales profundos debemos considerar la técnica de estabilización del pozo, la técnica de refinamiento del pozo, la técnica de estabilización a alta temperatura, la lubricación y la técnica de clip de defensa principalmente. La mezcla de azufre de polímero MMH con aceite y el azufre de polímero de hidronio lubricante reanudado con aceite se utilizan en pozos horizontales, campos petrolíferos de TaHe. Este artículo presenta dos sistemas que se utilizan en efectos de campo y aplicación.
Palabras clave: fluido de perforación Refinamiento del pozo Estabilización del pozo Protección de reserva de lubricación Técnica de atasco temporal