Tecnología de fluidos de perforación de pozos horizontales del campo petrolífero Tahe

Jin Shubo A Li Binwen

(Instituto de Planificación y Diseño de la Oficina de Petróleo del Noroeste, Urumqi 830011)

Resumen: La tecnología de fluidos de perforación de pozos horizontales profundos es una tecnología integral. Considere principalmente la tecnología de estabilización del pozo, la tecnología de purificación del pozo, la tecnología de estabilización de alta temperatura, la tecnología de lubricación y antiadherente, etc. Los pozos horizontales perforados en el campo petrolífero de Taha utilizan principalmente sistemas de fluidos de perforación de petróleo mixto de polisulfonato de iones metálicos MMH y de petróleo mixto de polisulfonato de iones metálicos compuestos. 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 de pozos; protección de yacimientos; tecnología de taponamiento temporal

1 Descripción general

Con Tahe Con la profundización continua de petróleo Trabajos de exploración y desarrollo de campos, 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 la zona de elevación de Shaya en la cuenca del Tarim. Los yacimientos de petróleo y gas están profundamente enterrados. La profundidad de perforación es de unos 4.500 metros y las condiciones geológicas son complejas. Las areniscas y lutitas de la Formación Kuqa del Terciario Superior, la Formación Kangcun y la Formación Jidike están débilmente cementadas, con espesores variables, litología deficiente, buena capacidad de perforación, alta permeabilidad de arenisca y lutitas hidratadas dominadas por illita. Fuerte dispersión; están dominados por illita (36% ~ 60%), de las cuales las capas mixtas ordenadas de illita y montmorillonita representan el 15% (S representa el 22%), y las capas individuales de illita La capa mixta desordenada de piedra y montmorillonita representa el 15% % (S representa el 50%). (S50%) illita/montmorillonita. La lutita generalmente no se dispersa fácilmente con agua, pero existen las siguientes situaciones: la capa de lutita es dura y quebradiza, y se desarrollan microfisuras. Al mismo tiempo, la lutita dispersa es fácil de hidratar y expandirse, generando una alta presión de expansión. , lo que hace que la pared del pozo se desprenda y colapse; la lutita tiene poros anormales. La alta presión de colapso causada por la presión y la fuerte tensión del suelo puede causar fácilmente inestabilidad mecánica. La presión de la columna de líquido es menor que la presión de la formación de lutita. La formación es grande. El coeficiente de presión de la formación de lutitas es mayor que el de la capa de petróleo. La tensión de la pared del pozo es mayor que la de la capa de petróleo. El desequilibrio de fuerza de la pared del pozo y otros factores geológicos.

La formación superior puede causar fácilmente que la torta de lodo de arena gruesa falsa y la torta de lodo espesa de recortes de perforación pegajosos se encojan y se bloqueen. El fluido de perforación debe tener una fuerte encapsulación, una fuerte capacidad de inhibición, buenas propiedades de pozo y lubricidad. Los estratos inferiores sufrieron un severo desbloqueo y colapso, las paredes de los pozos se volvieron inestables, el diámetro del pozo aumentó y los pozos se volvieron inclinados y horizontales. Los fluidos de perforación deben tener medidas eficaces contra el colapso. Al mismo tiempo, debido a las particularidades de los pozos horizontales profundos, como las altas temperaturas del fondo del pozo, la litología compleja de las secuencias estratigráficas encontradas durante la perforación, los puntos de inclinación profundos y las secciones horizontales, es difícil. para evitar atascamientos, anti-colapso, registro de pozos, los requisitos de cementación son altos, el consumo de fluido de perforación es grande, el mantenimiento y el ajuste son difíciles y hay muchos accidentes de ingeniería.

2 Requisitos técnicos del fluido de perforación

El principal problema en la perforación de pozos horizontales es que la sarta de perforación se hunde excéntricamente a la pared inferior del pozo en la sección inclinada, y el área de contacto entre la broca La cuerda y la pared del pozo aumentan, lo que resulta en un aumento del coeficiente de fricción en el pozo. Dificultades para transportar roca: la dirección de deslizamiento de los recortes de perforación cambia de deslizamiento axial en pozos verticales a deslizamiento radial en pozos inclinados y secciones horizontales. El fluido de perforación utiliza una fuerza de tracción axial hacia arriba para superar la fuerza de deslizamiento radial de los recortes de perforación, lo que dificulta el transporte. superar la fuerza de deslizamiento axial de los recortes de perforación. Debido a la fuerza de deslizamiento, inevitablemente se formarán capas sedimentarias en las secciones del pozo inclinadas, y el espesor de la capa sedimentaria aumenta con el aumento del ángulo de inclinación del pozo. La deposición de recortes de perforación sobre la pared del pozo debajo destruirá la uniformidad de la suspensión del fluido de perforación, será perjudicial para el transporte de recortes de perforación y aumentará la resistencia a la fricción entre la sarta de perforación y la pared del pozo. En estratos con estratos desarrollados, los estratos de arenisca, conglomerados y estratos complejos con cementación deficiente son propensos a colapsar y perder bloques. En casos severos, las herramientas de perforación pueden quedar enterradas y la perforadora puede atascarse. En resumen, se requiere que el fluido de perforación tenga una fuerte lubricidad, capacidad de transporte de rocas, capacidad anti-colapso y estabilidad de la pared del pozo. Además, 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

Al mejorar la viscosidad plástica, los cortes dinámicos, la relación dinámico-plástico y los cortes estáticos del fluido de perforación, perforación El fluido tiene una alta relación dinámica-plástica y recortes, lo que le da al fluido de perforación una buena capacidad de suspensión y transporte, reduce la velocidad de asentamiento de los recortes y los saca a tiempo. El gel cargado positivamente MMH y el polímero compuesto de iones metálicos (PMHC) se utilizan para ajustar las propiedades reológicas del fluido de perforación para garantizar una velocidad de flujo anular adecuada, 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 sea el caudal del fluido de perforación, más rápida será la tasa de purificación del anillo. En pozos horizontales, insista en utilizar herramientas de perforación rotativas y comience y detenga la perforación en intervalos cortos a intervalos regulares.

Las perforadoras rotativas son propicias para eliminar los recortes depositados en la pared del pozo y son empujados hacia el fluido de perforación que fluye y sacados del pozo por el flujo del fluido de perforación. En segundo lugar, los trozos grandes de recortes se acumulan y se muelen en partículas pequeñas. que puede ser Ayuda a suspender y sacar los recortes del pozo. Controlar la trayectoria de perforación 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 adecuada y los parámetros reológicos del fluido de perforación 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 el daño por erosión en las paredes inestables del pozo.

3.2 Tecnología de estabilización de pozo

En vista de la composición mineral, las propiedades físicas y químicas y los problemas de inestabilidad del pozo de la lutita lodosa del Jurásico y Triásico, en primer lugar, el fluido de perforación debe tener un filtro. propiedades La pérdida es baja y la calidad del revoque de lodo es buena, lo que puede sellar eficazmente la lutita de lodo microfisurada en capas en poco tiempo. En segundo lugar, debe tener suficiente efecto inhibidor para evitar eficazmente que la pared del pozo absorba agua y se hinche; colapsar y al mismo tiempo evitar que los recortes de perforación se dispersen para reducir el daño por coagulación. Al mismo tiempo, también puede prevenir la dispersión de los recortes de perforación y reducir el contenido de sólidos. Además, puede controlar la velocidad adecuada de circulación del fluido de perforación y reducir la erosión del fluido de perforación en la pared del pozo. Para este fin, se seleccionan agentes anticolapso de alta eficiencia y sistemas de fluidos de perforación mezclados con polisulfonato, y se adoptan medidas técnicas anticolapso razonables para cumplir con los requisitos de la construcción de perforación de pozos horizontales profundos. Utilice productos a base de asfalto FT-1, SMP, SPNH, NH4PAN y otros agentes de sellado y tratamiento anti-colapso para sellar mecánicamente lechos y grietas, mejorar la capacidad de construcción de muros y sellado del fluido de perforación, reducir la pérdida de agua y la permeabilidad del revoque de lodo. y evitar la perforación. Una gran cantidad de filtrado líquido ingresa a la formación. La aplicación del emulsionante sólido SN-1 con fuertes propiedades de adsorción de petróleo participa en la formación de torta de lodo y forma 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 tienen grupos iónicos, grupos polares y grupos no polares extremadamente fuertes, que se adsorben, forman puentes y floculan con la superficie de la arcilla, envolviendo e inhibiendo la dispersión de la arcilla sobre la lutita. Al mismo tiempo, se aplica el agente reductor de pérdida de agua PA-1 para mejorar el efecto inhibidor químico del fluido de perforación, inhibir la hidratación de la dispersión de lodo y esquisto al máximo y evitar que la pared del pozo colapse. . PA-1 es un polímero injertado con KHm y componentes catiónicos. K+ y cationes funcionan sinérgicamente para mejorar el efecto anticolapso. Al mismo tiempo, la adición de cationes mejora las capacidades de adsorción e hidratación.

3.3 Tecnología lubricante y antiagarrotamiento

De acuerdo con las condiciones específicas de construcción de perforación del campo petrolífero de Taha, haciendo referencia a datos técnicos nacionales y extranjeros relevantes, y después de un análisis e investigación exhaustivos, el método Se seleccionó el método de mezcla de petróleo crudo para mejorar el rendimiento de lubricación del fluido de perforación. Al mismo tiempo, se prefiere el emulsionante sólido SN-1 como emulsionante. Su estructura molecular tiene grupos catiónicos con fuerte lipofilicidad y grupos aniónicos con buena hidrofilicidad, lo que tiene un efecto anfifílico. Después de agregar SN-1 al fluido de perforación de petróleo mezclado, puede absorber completamente el petróleo y enriquecerlo a través de SN-1 para participar en la formación de la torta de lodo, formando una película de aceite con gotas de emulsión en la superficie de la torta de lodo, que La fricción entre la herramienta de perforación y 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 reduce en gran medida la fricción y el torque. A través de experimentos en interiores, las cantidades óptimas de adición de petróleo crudo y emulsionante sólido SN-1 son del 8 % al 10 % y del 0,3 % al 0,5 % respectivamente. Se recomienda que la cantidad de adición de petróleo crudo en el sitio sea del 10 % al 12 %. . Además, para mejorar la lubricidad del fluido de perforación, en circunstancias especiales, se pueden agregar entre un 2% y un 3% de bolas de plástico de lubricante sólido y medio enterrarlas en la torta de lodo para formar un microsoporte entre la torta de lodo y la plataforma de perforación. Herramienta o carcasa, desempeña el papel de "cojinete de micropresión" para evitar que el diferencial de presión se atasque y reducir el par y la fricción.

3.4 Protección de la capa de petróleo y gas

De acuerdo con los resultados de la investigación y el análisis sobre las características del yacimiento y los mecanismos de daño, es decir, el yacimiento no es débilmente sensible al agua y está en fase sólida. La contaminación por intrusión de partículas es un peligro importante para los fluidos de perforación y terminación. Los principales factores de daño al yacimiento son la adaptación a las características de la formación de perforación y los requisitos especiales de la construcción de pozos horizontales profundos, de modo que la tecnología de construcción sea simple, a partir de. la economía, operatividad y protección de la capa de petróleo y gas. Para adaptarse a las características de las formaciones de perforación y los requisitos especiales de la construcción de pozos horizontales profundos, simplificar el proceso de construcción y considerar los aspectos de economía, operabilidad y protección del yacimiento, se optimiza el sistema de fluidos de perforación y terminación a base de agua. y se implementa una tecnología de taponamiento temporal de protección para proteger la capa del depósito, de modo que la calidad de la torta de lodo se pueda mantener lo más baja posible con un bajo contenido de sólidos y una baja pérdida de filtración. El valor del pH debe controlarse en alrededor de 9, que es. adecuado para el depósito. El fluido de perforación y terminación adopta medidas técnicas para transformar directamente la tecnología de obstrucción temporal de protección basada en el fluido de perforación mixto de polisulfona de iones metálicos compuestos superiores, es decir, utilizando gel electroquímico positivo MMH, obstrucción temporal de aceite mixto de polisulfona y bloqueos temporales de aceite mixto de polisulfona de iones metálicos compuestos. el sistema de fluidos de perforación y terminación.

El diseño del fluido de perforación no solo debe considerar los factores anteriores, sino también la sección vertical del pozo, especialmente la segunda y tercera secciones de pozo abierto, que tienen secciones largas de pozo abierto, grandes secciones de lutita y muchas lutitas y capas intermedias de arenisca. La sección de lutita es propensa a la formación de bolsas de lodo y la sección de arenisca es propensa a obstáculos como una capa de lodo espesa. Por lo tanto, el fluido de perforación debe mantener una fase sólida baja, una fuerte inhibición, una capa de lodo delgada y resistente y una lubricidad excelente para garantizar una seguridad y rapidez. perforación. El sistema de fluido de perforación de polímero a base de potasio y el sistema de fluido de perforación de electrogel positivo se utilizan principalmente para los cabezales de pozo No. 1 y 2. Sistema de fluido de perforación de obstrucción temporal de aceite mezclado con polímero de electrogel positivo y obstrucción temporal de aceite mixto de polímero-sulfonato de iones metálicos compuestos El sistema de fluido de perforación se utiliza en la boca del pozo No. 3 y cada sistema se modifica en secuencia. El sistema compuesto de polímero de iones metálicos no disperso y el sistema de fluido de perforación de gel electrostático positivo tienen las características de una fuerte inhibición y baja fase sólida, y son adecuados para la perforación rápida en las formaciones medias y superiores, el taponamiento temporal de aceite mixto de polímero de gel electrostático positivo; sistema de fluido de perforación y polisulfonato El sistema de sal ácida tiene las características de resistencia a altas temperaturas, baja pérdida de agua a altas temperaturas y presiones y buen rendimiento de construcción de muros. Es adecuado para perforar pozos inferiores y también para perforar capas de petróleo y gas. .

Fórmula del sistema de fluido de perforación de petróleo 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+20kg/m3SMP-1 (polvo)+30kg/m3 asfalto sulfonado+(80~100)kg/m3 petróleo crudo+2kg/m3SN-1 (o SP-80)+. .

Fórmula del sistema de fluido de perforación de polímero de gel electrolítico positivo: (40 a 50)kg/m3 Banshi + (2 a 3)kg/m3 Soda calcinada + (5 a 10)kgMMH + (5 a 10) kg/m3PAM +(2 a 4)kg/m3PAC -HV +(20 a 30)kg/m3SMP-1 (polvo) +(20 a 30)kg/m3 Asfalto sulfonado +(20 a 30)kg/m3SN-1 + (80 a 100)kg/m3 de petróleo crudo +....

4 Breve descripción del proyecto de perforación

Los siete pozos horizontales perforados fueron todos perforados utilizando pozos inclinados direccionales. Bajando la carcasa técnica de Φ244,5 mm, utilice una broca de 215,9 mm para perforar. Los datos básicos del proyecto de construcción se muestran en la Tabla 1 a continuación.

Tabla 1 Datos básicos de la perforación de pozos horizontales en el Campo Petrolífero de Tahe

Continúa tabla

5 Tecnología de aplicación de fluidos de perforación en campo

5.1 Pared del pozo Tecnología de estabilidad

Durante el proceso de perforación, las medidas anti-colapso para las secciones de pozos de lutita son las siguientes: Mecánicamente, aumentar la presión de la columna de fluido de perforación para soportar la pared del pozo de modo que sea mayor que la densidad de colapso de la formación. La densidad del fluido de perforación es de 1,20~1,22 g/cm3, que es 0,02~0,05 g/cm3 mayor que la densidad normal de los pozos verticales terminados en la misma formación en esta área. Junto con las propiedades reológicas únicas del fluido de perforación, Reduce la necesidad de arrancar, detener y arrancar operaciones. La bomba frega la pared del pozo y agita la presión. Químicamente, complementa principalmente el gel cargado positivamente MMH, PA1, WFT-666, FT-1, SPNH, SMP-1, PMHC, gel NH4-PAN para mejorar la calidad del revoque de lodo y la supresión, sellado y bloqueo de formaciones mediante perforación. capacidad anti-colapso del fluido; al mismo tiempo, el emulsionante sólido SN-1 se utiliza para adsorber el petróleo crudo para formar una película de aceite en la pared del pozo para mejorar la estabilidad del pozo y también puede reducir la pérdida del filtro; que la pérdida de agua API es inferior a 4 ml y la pérdida de HTHP es El volumen de agua está entre 9 y 10 ml, lo que reduce la profundidad de inmersión en 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 la inclinación del pozo alcanza los 30° y entra en la sección horizontal, se agregan 18t y 12t de petróleo crudo respectivamente. para fabricar el fluido de perforación El contenido de aceite del fluido de terminación alcanza del 8% al 10% y se emulsiona completamente con una cierta cantidad de emulsionante sólido SN-1 (o SP-80), mientras se complementa con un 2% a 3% de FT- 1 (WFT-666) y SMP para mejorar el rendimiento de la lubricación. FT-1 (WFT-666) y SMP mejoran la calidad del revoque de lodo con buena lubricidad y resistencia a la obstrucción. El coeficiente de fricción de la torta de filtración Kf siempre se controla por debajo de 0,029, la resistencia de arranque y parada es generalmente de 4t a 8t y el par de rotación es de 300 a 450mV.

5.3 Tecnología de purificación de pozos

Utilice principalmente fluidos de perforación y fluidos de terminación con fuertes capacidades de suspensión y transporte de roca, complementados con gel de electroforesis positiva MMH (o PMHC) y gel NH4PAN Ajuste el adhesivo corte y reología para garantizar que la fuerza de corte dinámica sea superior a 15 Pa, la relación dinámica-plástica sea de aproximadamente 1, el corte inicial sea generalmente de 18-23 Pa y los cortes inicial y final estén cerca uno del otro; el método de iniciar y detener la perforación en un corto período de tiempo y rotar la herramienta de perforación de manera oportuna. Medidas: Durante la construcción, la tubería de perforación, la varilla de registro y la tubería de obturación se bajaron al fondo del pozo a la vez. y la bomba de agua se puso en marcha normalmente, lo que aseguró que toda la sección horizontal no estuviera conectada al pozo por un tiempo, que todo en el fondo del pozo fuera normal y que no hubiera recortes de perforación obvios que regresaran al pozo durante la limpieza del pozo de gran desplazamiento en el exterior. No hay un retorno obvio de recortes de perforación, lo que demuestra que el pozo está limpio y no se forma ninguna capa de recortes obvia.

5.4 Tecnología de protección del yacimiento

Antes de ingresar a la sección horizontal, ajuste completamente el rendimiento del fluido de perforación, controle el bajo contenido de sólidos y la pérdida de filtrado, y agréguelo semanalmente utilizando un embudo de mezcla desechable. 0,75% a 1,0% de resina soluble en aceite y 3% de QS-2, y se agregó asfalto sulfonado para llevar el contenido a 2% a 3% para implementar la tecnología de blindaje y taponamiento temporal para proteger la capa de petróleo y gas, y reponerla. en el tiempo según el consumo. Reponer a tiempo según 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 frecuentes operaciones de perforación hacia arriba y hacia abajo, para proporcionar control de la densidad del fluido de perforación, sólido. fase El control del contenido y el mantenimiento del rendimiento traen ciertas dificultades. En este sentido, se han tomado medidas efectivas como aprovechar al máximo el equipo de control de sólidos existente, aumentar la cantidad de suplemento de pegamento, mejorar la capacidad de transporte de roca del fluido de perforación, reducir el grado de molienda repetida y reducir el contenido de fino. partículas. El contenido de arena se ha controlado bien dentro del 0,2%, el contenido de sólidos se controla 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 Taha, se utilizaron principalmente el fluido de perforación mixto de polisulfuro de viscosidad electrostática positiva MMH y el fluido de perforación mixto de polisulfuro de iones metálicos compuestos. Los fluidos de perforación petrolera tienen sus propias características en el uso in situ. Durante la operación de perforación, no se produjeron accidentes en los pozos TK106H y TK201H, mientras que otros pozos sufrieron accidentes con tuberías atascadas en diversos grados. Su rendimiento se muestra en la Tabla 2. El fluido de perforación de petróleo mixto de polisulfuro de electropolímero positivo MMH tiene poca resistencia a la temperatura y es difícil de mantener y manejar en pozos profundos. Debido a la escasa compatibilidad entre el pegamento cargado positivamente MMH y otros tipos de agentes de tratamiento, el uso de agentes de tratamiento aniónicos debilita el rendimiento cargado positivamente del sistema y reduce la capacidad de inhibición anti-colapso del sistema. Sin embargo, el pegamento cargado positivamente MMH. El sistema tiene una gran portabilidad. La capacidad de la roca evita la formación de "lecho de recortes de perforación" y garantiza un inicio y parada suaves de la perforación. 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.

Los pozos 6.1TK104H y TK201H utilizan el sistema de electrogel positivo MMH

Antes de perforar en esta sección del pozo, el fluido de perforación en la carcasa se cambió primero al sistema de fluido de perforación MMHSN-2, para hacer el contenido de MMH alcanzó 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 8%. % se agregó a la sección inclinada durante la perforación, 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 reducción de agua anti-colapso. El agente se repone 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 alcance 60°, fortalezca el inicio corto y detenga la perforación y la circulación por etapas, aumente el YP del fluido de perforación a más de 15 Pa, controle la relación dinámica-plástica entre 0,8-1,2 , y aumente la fuerza de corte estática a 8-10Pa/10-12Pa para garantizar que el fluido de perforación tenga una fuerte capacidad de carga y suspensión. Durante el proceso de construcción de la sección horizontal después de la sección horizontal, el contenido sólido, especialmente el contenido de arena. , está estrictamente controlado. 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 las propiedades reológicas apropiadas, 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, se utiliza principalmente tratamiento de mantenimiento y se agregan agentes de tratamiento de fluidos de perforación en forma de gel para mantener un rendimiento estable del fluido de perforación.

Tabla 2 Rendimiento del campo de perforación de pozos inclinados y secciones de pozos horizontales

(3) Utilice SPNH y NH4-HPAN para ajustar el patrón de flujo del fluido de perforación; utilice SMP-1 y SPNH; para controlar la alta temperatura y la alta pérdida de presión del agua.

La combinación racional de varios agentes de tratamiento para garantizar una buena lubricidad, una fuerte capacidad anticolapso y una capacidad de carga de suspensión es la clave del éxito del fluido de perforación de este pozo.

6.2 Aplicación del sistema compuesto de polisulfuro de iones metálicos y mezcla de aceite en el pozo TK202H

Convierta el fluido de perforación de polímero direccional hacia adelante en fluido de perforación compuesto de polisulfuro de iones metálicos y mezcla de aceite al mismo tiempo. Primero agregue 40 m3 de lodo nuevo premezclado (1,5 t de suelo Ban + 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 receta, y luego agregue una cantidad adecuada de Na2CO3. Después de circular hasta que 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 realiza un ciclo completo hasta que el rendimiento del fluido de perforación sea básicamente estable.

Durante el proceso de perforación, respetar siempre la reposición y el mantenimiento del pegamento. Los principios del mantenimiento del rendimiento del fluido de perforación son: centrarse en la purificación del pozo, mejorar el control de la reología, mantener una relación dinámica-plástica y una fuerza de corte apropiadamente altas para adaptarse a las necesidades especiales de transportar recortes y suspenderlos de manera efectiva, y controlar la calidad del revoque de lodo. y propiedades lubricantes, fortalecer las medidas anti-colapso y controlar estrictamente la pérdida de agua. La selección y la cantidad suplementaria de diversos agentes de tratamiento varían dependiendo del material de perforación normal, la litología encontrada durante la perforación, el ángulo de inclinación del pozo y las condiciones operativas. El tiempo típico de reposición de pegamento es de 1 a 2 semanas antes de cada sesión de perforación.

6.3 Conclusión y comprensión

Debido al proceso efectivo y razonable de mantenimiento y tratamiento del fluido de perforación en la perforación de pozos horizontales en secciones inclinadas y horizontales, el fluido de perforación tiene un excelente rendimiento y una buena construcción. efecto. Consulte la Tabla 2 para conocer el rendimiento.

(1) El fluido de perforación tiene una gran capacidad para transportar recortes suspendidos y el pozo está limpio.

El fluido de perforación tiene buena reología y tiene las características de un gel cargado positivamente. un buen efecto de transportar los recortes y suspenderlos. Tiene una gran capacidad y el flujo de retorno normal de los recortes cada vez que comienza la perforación, los recortes suspendidos antes del viaje de perforación anterior pueden sacarse normalmente a tiempo, especialmente en ángulos de inclinación grandes. y secciones horizontales, sin mezcla, con textura pura y bordes y esquinas afilados, los límites estratigráficos de reflexión son claros y los resultados del registro de cortes son consistentes con los resultados de interpretación del registro eléctrico.

(2) El fluido de perforación tiene un buen rendimiento anti-colapso, una pared de pozo estable y un diámetro de pozo regular.

Durante todo el proceso de construcción, aunque la perforación se inició y se detuvo muchas veces , las condiciones del fondo del pozo cambiaron mucho, pero debido al excelente rendimiento del fluido de perforación, las medidas tecnológicas razonables y las paredes del pozo siempre estables, rara vez se observan desprendimientos y desprendimientos de lutita lodosa durante el ciclo de perforación, y no hay colapso del pozo. , inestabilidad o rayado La criba vibratoria filtrada Los recortes de perforación son básicamente recortes de perforación. Básicamente, todos son recortes de perforación y no se produjo ninguna anomalía en cada viaje de perforación. La tasa de expansión promedio del diámetro del pozo se muestra en la Tabla 3, que resuelve bien los problemas de caída de bloques, colapso y diámetro del pozo en la lutita de lodo duro y quebradizo del Triásico. La expansión de problemas graves ayudará a garantizar el buen progreso de la construcción de perforación.

Tabla 3 Resultados de la comparación radial de la tercera sección de perforación de pozos horizontales en el campo petrolífero de Tahe

(3) El fluido de perforación tiene un buen rendimiento de lubricación

Debido al SN -1 sólido El efecto especial del emulsionante y el contenido razonable de petróleo crudo tienen buenos efectos de control de la fase sólida. La torta de lodo del fluido de perforación es delgada y resistente, y el coeficiente de fricción es pequeño y siempre se controla entre 0,0143-0,029, lo que minimiza. fricción y torsión. La perforación, el inicio y la parada de la perforación se realizaron sin problemas Durante la medición eléctrica, el tubo de criba inferior no estaba obstruido y llegó al fondo una vez. La fuerza de fricción al iniciar y detener la perforación estuvo generalmente en el rango de 4 a 8 t, y el par de rotación fue. en el rango de 300-400 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 inicios y paradas de perforación son frecuentes durante todo el proceso de construcción , solo se utiliza fluido de caucho para cada viaje de perforación. Ajustes de mantenimiento simples, sin tratamiento extenso. Este proceso no se realizó ni una sola vez.

(5) El fluido de perforación tiene un buen efecto protector sobre las capas de petróleo y gas

Implementar racionalmente tecnología de blindaje y obturación temporal para proteger las capas de petróleo y gas. La pérdida del filtro es pequeña y. la pérdida de agua API está dentro de los 4,0 ml. La pérdida de agua a alta temperatura y alta presión se mantiene entre 9 y 11,0 ml.

Los resultados de la evaluación en interiores muestran que el sistema compuesto de fluidos de perforación y terminación de petróleo con una mezcla de iones metálicos y polisulfona tiene una tasa de recuperación de permeabilidad promedio del 92,2% en el núcleo, lo que no solo desempeña un buen papel protector en las capas de petróleo y gas, sino que también desempeña un papel protector en las capas de petróleo y gas. Buen papel en la protección de las capas de petróleo y gas. Los resultados muestran que el sistema compuesto de fluido de perforación y terminación mixto de aceite de polisulfuro de iones metálicos no solo protege los yacimientos de petróleo y gas, sino que también logra la función de prevenir y tapar fugas.

(6) El fluido de perforación mixto de polisulfonato de iones metálicos compuestos tiene un rendimiento estable y un mantenimiento fácil. Es un sistema de fluido de perforación ideal para la perforación de pozos horizontales.

Referencias

[1] Fan Shizhong, Yan Rennian, Zhou Dacheng. Fluido de perforación, fluido de terminación y tecnología de protección de capas de petróleo y gas: Petroleum University Press, 1996

[2]Xu Tongtai, Chen Leliang, Luo Pingya. Lodo de pozo profundo". Lodo de pozo profundo: Lodo de pozo profundo. Petroleum Industry Press, 1994

[3] Zhang Shaohuai, Luo Pingya, et al. Tecnología de protección de yacimientos. Beijing: Petroleum Industry Press, 1991