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

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

La tecnología de fluidos de perforación para pozos horizontales profundos es una tecnología integral que considera principalmente la tecnología de estabilización de las paredes del pozo y tecnología de purificación de paredes de pozos, tecnología de estabilización de alta temperatura y tecnología de lubricación y antiinterferencias. Los pozos horizontales en el campo petrolífero de Tahe utilizan principalmente sistemas de fluidos de perforación de petróleo mixto de polisulfuro y polisulfuro de iones metálicos compuestos MMH. El autor presenta principalmente la tecnología de aplicación de campo, el mantenimiento y los efectos de aplicación de los dos sistemas.

Palabras clave: purificación del fluido de perforación del pozo, lubricación estable del pozo y tecnología de obstrucción temporal del yacimiento

1 Descripción general

Con el desarrollo de la exploración y el desarrollo del campo petrolífero Tahe Para Para mejorar la red de pozos de desarrollo y aumentar la capacidad de producción de petróleo y gas, se implementaron un total de 7 pozos horizontales en el pozo 1 y el pozo 2 del campo petrolífero de Tahe. El campo petrolífero está situado en el oleaje de Shaya de la cuenca del Tarim. Los yacimientos de petróleo y gas son relativamente profundos, con pozos perforados a una profundidad de unos 4.500 metros, y las condiciones geológicas son complejas. Las arenas y lutitas de la Formación Kuqa del Terciario Superior, la Formación Kangcun y la Formación Jidike están intercaladas con espesores desiguales, débilmente cementadas, mala diagénesis, buena capacidad de perforación, alta permeabilidad de arenisca y fuerte hidratación y dispersión de lutitas. El componente principal de las lutitas del Jurásico Inferior y Triásico es illita (36 ~ 60), que contiene 65,438 05 illita/montmorillonita, con capas mixtas ordenadas (S representa 22), y algunas secciones contienen 65,438 05 illita/montmorillonita, desorden de capas mixtas ( S representa 50). La lutita generalmente no es fácil de dispersar cuando se expone al agua, pero hay: ① Se desarrollan lechos de esquisto duros y quebradizos y microfisuras, y la lutita es fácil de hidratar, expandir y dispersar, lo que genera una alta presión de expansión, lo que lleva al desprendimiento de las paredes. y colapso; ② Mudstone tiene una presión de poro anormal y una fuerte presión de colapso alta causada por el estrés in situ puede causar fácilmente inestabilidad mecánica. La presión de la columna de líquido es menor que la presión de la formación de lutitas y la hidratación de la misma formación varía mucho. El coeficiente de presión de la formación de lutitas es mayor que el de la formación de petróleo y la tensión en la pared del pozo está desequilibrada.

La capa superior puede causar fácilmente la contracción y el bloqueo de las tortas gruesas de arena y lodo y de las tortas de lodo viscosas de los recortes de perforación. El fluido de perforación debe tener un recubrimiento fuerte, una fuerte capacidad de inhibición, buenas propiedades de formación de paredes y lubricidad. El bloque de denudación inferior colapsó gravemente, la pared del pozo se volvió inestable, el diámetro del pozo se expandió y se encontraba en la sección de desviación y horizontal del pozo. El fluido de perforación debe tener medidas eficaces contra el colapso. Al mismo tiempo, debido a la alta temperatura del fondo del pozo de los pozos horizontales profundos, la compleja litología de los estratos, los puntos de deflexión profundos y las secciones horizontales, la protección contra atascos y el colapso, los altos requisitos de registro y cementación de pozos y el gran consumo de perforación. El fluido, el mantenimiento y el ajuste son difíciles, y la ingeniería Hay muchos accidentes.

2 Requisitos técnicos del fluido de perforación

En la perforación de pozos horizontales, el principal problema es que la sarta de perforación se inclina hacia la pared inferior del pozo en la sección inclinada, se hunde excéntricamente 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. Dificultades para transportar roca: La dirección descendente de los recortes de perforación cambia de axial hacia abajo en pozos verticales a radial hacia abajo en pozos inclinados y secciones horizontales. Es difícil superar la fuerza radial hacia abajo de los recortes levantando axialmente el fluido de perforación. En general, inevitablemente se formarán sedimentos en los pozos inclinados y el espesor de los sedimentos aumentará con el aumento del ángulo de inclinación. La deposición de recortes de perforación en la pared inferior del pozo provoca que se destruya la uniformidad de 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 lechos bien desarrollados, la arenisca, los conglomerados y los estratos complejos con cementación deficiente 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 fuerte lubricidad, capacidad de transporte de rocas, capacidad anticolapso y estabilidad de las paredes del pozo. La profundidad del pozo en esta área requiere que el fluido de perforación tenga una buena resistencia a la temperatura. La protección del yacimiento es más importante para los fluidos de perforación en secciones de pozos horizontales.

3 Diseño del fluido de perforación

3.1 Tecnología de limpieza del pozo

Al mejorar la viscosidad plástica, la fuerza de corte dinámica, la relación dinámica-plástica y la fuerza de corte estática de El fluido de perforación tiene buena capacidad de carga de suspensión, alta relación dinámica-plástica y fuerza de corte, lo que reduce la velocidad de sedimentación de los recortes de perforación y los saca a tiempo. El electrolito positivo MMH y el polímero compuesto de iones metálicos (PMHC) se utilizan para ajustar la reología del fluido de perforación para garantizar una velocidad anular adecuada, que no solo protege la pared del pozo, sino que también desempeña un papel en el transporte de roca. Estudios extranjeros han señalado que cuando el ángulo de inclinación anular está dentro del rango completo de 0° a 90°, cuanto mayor es el caudal de fluido de perforación, mayor es la tasa de purificación anular. En pozos horizontales, insista en rotar la herramienta de perforación regularmente y disparar en distancias cortas. La perforación rotativa facilita la eliminación de los recortes de perforación. En primer lugar, los recortes de perforación depositados en la pared inferior del pozo son empujados hacia el fluido de perforación que fluye y son arrastrados fuera del pozo por el flujo del fluido de perforación.

En segundo lugar, triturar los recortes grandes en partículas pequeñas ayuda a que los recortes floten fuera del pozo. Controlar la trayectoria del pozo puede reducir la resistencia al flujo y el consumo de energía cinética, y facilitar la eliminación de los recortes de perforación. Además, de acuerdo con la estructura del pozo y el conjunto de la herramienta de perforación, se pueden seleccionar la velocidad de retorno anular y los parámetros reológicos del fluido de perforación apropiados para garantizar el transporte de roca y reducir el daño por erosión en un pozo inestable.

3.2 Tecnología de estabilización de paredes de pozos

En vista de la composición mineral, las propiedades físicas y químicas y los problemas de inestabilidad de las paredes de pozos de las lutitas del Jurásico y Triásico, en primer lugar, el fluido de perforación debe tener baja pérdida de filtración La cantidad y la buena calidad del revoque de lodo pueden sellar eficazmente la lutita microfracturada en capas en poco tiempo. En segundo lugar, debe tener suficiente inhibición para evitar eficazmente que la pared del pozo absorba agua, se hinche y colapse, al tiempo que previene los recortes de perforación; de dispersar y reducir el contenido sólido; Además, controlar la velocidad anular apropiada del fluido de perforación para reducir la erosión de la pared del pozo por el fluido de perforación. Con este fin, se optimizaron inhibidores anti-colapso de alta eficiencia 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 horizontal de pozos profundos. Utilice productos asfálticos como FT-1, SMP, SPNH, NH4PAN y otros agentes selladores y anticolapso para sellar mecánicamente lechos y grietas, aumentar la capacidad de sellado del fluido de perforación, reducir la pérdida de agua y la permeabilidad del revoque de lodo y evitar que entre el filtrado del fluido de perforación. en grandes cantidades estratos. El emulsionante sólido SN-1 con fuerte absorción de aceite se utiliza para participar en la formación de torta de lodo y formar una película de aceite hidrofóbica en la pared del pozo, controlando efectivamente la invasión del filtrado y reduciendo la hidratación de la lutita. Los polímeros de cadena larga y de alto peso molecular tienen fuertes grupos iónicos, grupos polares y grupos no polares, que se adsorben, forman puentes y floculan con la superficie de la arcilla, cubriendo así la lutita e inhibiendo la dispersión de la arcilla. Al mismo tiempo, se aplica el agente antihundimiento y 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 del pozo. muro. PA-1 es un copolímero de injerto de KHm y componentes catiónicos. Los componentes k y catiónicos mejoran sinérgicamente el efecto anti-colapso, y la adición de cationes mejora las capacidades de adsorción e hidratación.

3.3 Lubricación y tecnología antiinterferencias

De acuerdo con las condiciones específicas de la construcción de perforación en el campo petrolífero de Tahe, haciendo referencia a datos técnicos nacionales y extranjeros relevantes, y después de un análisis e investigación exhaustivos, el Se seleccionó el método de adición de petróleo crudo para mejorar las propiedades lubricantes del fluido. Al mismo tiempo, se selecciona el emulsionante sólido SN-1 como emulsionante. Su estructura molecular contiene 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, el petróleo se puede absorber completamente y el petróleo se puede enriquecer con SN-1 para participar en la formación de la torta de lodo. Se forma una película de aceite con gotas emulsionadas en la superficie. la torta de lodo, que conecta la herramienta de perforación y la torta de lodo, o la fricción de la pared del pozo se convierte 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 óptimas de adición de petróleo crudo y emulsionante sólido SN-1 son 8 ~ 10 y 0,3 ~ 0,5 respectivamente. La cantidad recomendada de adición de petróleo crudo en el sitio es 10 ~ 12. Además, para mejorar la lubricidad del fluido de perforación, en circunstancias especiales, se agregan de 2 a 3 partículas plásticas 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 La función de "microcojinetes" evita que la presión diferencial se pegue y reduce 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 la invasión y contaminación de partículas sólidas son la clave para completar la perforación. El principal factor que causa daños a los yacimientos es el fluido del pozo. Para adaptarse a las características de las formaciones de perforación y los requisitos especiales de la construcción de pozos horizontales profundos, y para simplificar el proceso de construcción, el sistema de fluidos de perforación y terminación a base de agua se ha optimizado desde los aspectos de economía, operabilidad y petróleo y gas. Se ha implementado protección de capa y tecnología de blindaje y obturación temporal para proteger la capa de petróleo y gas para mantener la fase sólida y la pérdida del filtro lo más baja posible. Sobre la base de la capa superior de fluido de perforación de petróleo mixto de polisulfonato de iones metálicos compuesto, se utilizan aceite mixto de polisulfonato coloide cargado positivamente MMH y aceite mixto de polisulfonato de iones metálicos compuesto para tapar 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 de apertura, así como la lutita y arenisca intercaladas. La sección de lutita se llena fácilmente de lodo y la espesa torta de lodo en la sección de arenisca puede fácilmente provocar que la perforación se atasque. El fluido de perforación debe mantener una fase sólida baja, una fuerte inhibición, una torta de lodo delgada y resistente y una buena 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 electrostático positivo. La tercera perforación utiliza principalmente un sistema de fluido de perforación de obstrucción temporal de aceite mixto de polímero de gel electrostático positivo y un sistema de fluido de perforación de obstrucción temporal de aceite mixto de polisulfonato de iones metálicos compuestos. Sistema líquido, cada sistema se transforma a su vez. El sistema compuesto de polímero de iones metálicos no disperso y el sistema de fluido de perforación de electrogel positivo tienen fuertes propiedades inhibidoras y bajas propiedades de fase sólida, y son adecuados para una perforación rápida en las capas media y superior. El sistema de fluido de perforación de obstrucción temporal de aceite mixto de polímero cargado positivamente y el sistema de polisulfonato tienen las características de resistencia a altas temperaturas, baja pérdida de agua a altas temperaturas y altas presiones, y buenas propiedades de construcción de paredes, y son adecuados para perforar en la sección inferior del pozo. . También es adecuado para perforar zonas de petróleo y gas.

Fórmula del sistema de fluido de perforación mixto de polisulfonato de iones metálicos complejos: (40 ~ 50) kg/m3 bentonita (2 ~ 3) kg/m3 carbonato de sodio (3 ~ 4) kg/m3 NaOH (2 ~ 5 ) kg/m380a 51 2kg/m3 pmhc 20k g/m3smp-6554.

Fórmula del sistema de fluido de perforación de polímero positivo: (40 ~ 50) kg/m3 bentonita (2 ~ 3) kg/m3 carbonato de sodio (5 ~ 10)kg MMH (5 ~ 10)kg/m3 PAM ( 2 ~ 4)kg/m3 PAC-HV.

4 Introducción al Proyecto de Perforación

Se colocó revestimiento técnico de 244,5 mm en los 7 pozos horizontales perforados y luego se utilizaron brocas de 215,9 mm para la perforación de desviación direccional del pozo. Los datos básicos de los proyectos de construcción se muestran en la Tabla 1.

Tabla 1 Datos básicos de la perforación de pozos horizontales en el campo petrolífero de Tahe

Continuación

5 Tecnología de aplicación de fluidos de perforación en campo

5.1 Estabilidad de la pared del pozo Tecnología

Durante el proceso de perforación, las medidas anti-colapso para la sección de lutita son las siguientes: Mecánicamente, para aumentar el soporte de la presión de la columna de fluido de perforación a la pared del pozo y hacerla mayor que la densidad de colapso de la formación, la densidad del fluido de perforación utilizado es 1,20 ~ 1,22 g/cm3, que es 0,02 ~ 0,05 g/cm3 mayor que la densidad normal de pozos verticales completados en la misma capa en el área, teniendo en cuenta la Unicidad del fluido de perforación. Químicamente, complementa principalmente el pegamento positivo MMH, PA1, WFT-666, FT-1, SPNH, SMP-1, PMHC y NH4-PAN para mejorar la calidad del revoque de lodo y mejorar la capacidad del fluido de perforación para inhibir, sellar y prevenir el colapso de la formación. Al mismo tiempo, la función especial del emulsionante sólido SN-1 de absorber el petróleo crudo y formar una película de aceite en la pared del pozo se utiliza para mejorar la estabilidad de la pared del pozo. Además, también puede reducir la pérdida de filtración, de modo que la pérdida de agua de API sea inferior a 4 ml y la pérdida de agua de HTHP sea de 9 ~ 10 ml, reduciendo así la profundidad de inmersión de la pared del pozo y sentando las bases para 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 alcance los 30° y entre en la sección del pozo horizontal, agregue 18 t y 12 t de petróleo crudo para que el contenido de aceite del fluido de perforación y del fluido de perforación y terminación sea de 8 ~ 10, y agregue una cierta cantidad de sólido SN-1. emulsionante (o SP-80) Totalmente emulsionado, suplementado con 2~. 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~8t y el par de rotación es de 300~450 mv.

5.3 Tecnología de purificación de perforación

Elija principalmente fluidos de perforación y fluidos de perforación y terminación con una fuerte capacidad de carga de roca suspendida. En condiciones de baja conducción, complemente principalmente el gel positivo MMH (o PMHC) y el gel NH4PAN, ajuste la viscosidad y la reología, de modo que la fuerza de corte dinámica sea superior a 15 Pa, la relación dinámica-plástica sea aproximadamente 1 y el corte inicial sea generalmente 18 ~ 23 Pa. El corte inicial está cerca del corte final. Durante el proyecto se adoptaron rápidamente medidas como disparos cortos y herramientas de perforación giratorias. Durante la construcción de este pozo, el disparo, el registro y el taponamiento de tuberías se completaron a la vez, y la bomba se encendió normalmente para garantizar que toda la sección horizontal no cayera a la vez. Sin embargo, todo el fondo del pozo fue normal y no. Recortes obvios regresaron después de la limpieza del pozo de gran desplazamiento. 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 el rendimiento del fluido de perforación, controle el bajo contenido de sólidos y la pérdida de filtrado, y agregue 0,75 al embudo de mezcla desechable periódicamente ~ 1.0 resina soluble en aceite y 3 QS-2, agregar asfalto sulfonado para que el contenido alcance 2 ~ 3, implementar tecnología de blindaje y obturación temporal para proteger la capa de petróleo y gas, y reponerla 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 incluye principalmente cribas vibratorias, máquinas de limpieza, centrífugas, etc. Las operaciones de disparo frecuentes traen ciertas dificultades al control de la densidad del fluido de perforación y al contenido de sólidos y al mantenimiento del rendimiento. Para ello, se han tomado medidas efectivas, como aprovechar al máximo los equipos de control de sólidos existentes, aumentar la cantidad de solución coloidal, mejorar la capacidad de transporte de roca del fluido de perforación, reducir el grado de molienda repetida, reducir el contenido de finos. partículas, etc., para controlar el contenido de arena dentro de 0,2, el contenido sólido se controla entre 11 ~ 13.

6 efectos de aplicación de campo

Se han perforado siete pozos en el campo petrolífero de Tahe. El fluido de perforación mixto de polisulfonato de electropolímero positivo MMH y el fluido de perforación mixto de polisulfonato de iones metálicos compuestos se utilizan principalmente en la construcción. , cada uno tiene sus propias características para uso in situ. Durante la operación de perforación, los pozos TK106H y TK201H no tuvieron accidentes, mientras que otros pozos tuvieron diversos grados de tuberías atascadas. 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. Debido a la escasa compatibilidad del pegamento cargado positivamente MMH con otros tipos de agentes de tratamiento, el uso de agentes de tratamiento aniónicos debilita la carga positiva del sistema, reduciendo así la capacidad anticolapso del sistema. El sistema de gel positivo MMH tiene una gran capacidad de transporte de rocas, lo que evita la formación de "lechos de recortes" y garantiza un desplazamiento suave. El fluido de perforación mixto de polisulfonato de iones metálicos compuesto tiene buena resistencia a la temperatura, compatibilidad y reología, y tiene un rendimiento estable.

Aplicación del sistema de gel positivo MMH en los pocillos 6.1, TK104H y TK201H.

Antes de perforar esta sección del pozo, el fluido de perforación primero se convierte en el sistema de fluido de perforación MMHSN-2 en la carcasa para que el contenido de MMH alcance 3 (coloide). Debido al severo bloqueo en el estrato superior de esta sección del pozo, se agregaron al revestimiento 3 agentes anticolapso PN-1 y 2FT-1 a la vez, se mezclaron 8 petróleo crudo en la sección de desviación y suficiente emulsionante sólido Sn -66 fue agregado.

Cuando el ángulo de inclinación del pozo alcanza los 60°, fortalece la circulación de nivelación y disparo de corta distancia, aumenta el YP del fluido de perforación a más de 15 Pa, controla la relación dinámica-plástica entre 0,8-1,2 y reduce El corte estático La fuerza se incrementa a 8-10pa/10-12pa para garantizar la gran portabilidad del fluido de perforación. Aproveche al máximo el equipo de control de sólidos de cuatro niveles y el método de agregar pegamento para reducir el contenido de arena del fluido de perforación y cumplir con los requisitos de diseño.

El rendimiento estable del fluido de perforación, la reología adecuada, la fuerte capacidad anticolapso y el bajo coeficiente de fricción, así como la cooperación con medidas de ingeniería, son las claves del éxito de esta sección del pozo.

(1) La lectura de φ 6 no es inferior a 8,5.

(2) El mantenimiento durante el proceso de construcción se complementa con el tratamiento. Se agregan agentes de tratamiento del fluido de perforación en forma de pegamento para mantener el rendimiento estable del fluido de perforación.

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

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

La clave del éxito del fluido de perforación de este pozo es la compatibilidad razonable de varios agentes de tratamiento, buena lubricidad, fuerte capacidad anticolapso y capacidad de transporte de suspensiones.

6.2 Aplicación del sistema de petróleo mixto de polisulfonato de iones metálicos compuesto en el pozo TK202h

Antes de la orientación, el fluido de perforación de polímero se convierte en líquido de perforación de petróleo mixto de polisulfonato de iones metálicos compuesto al mismo tiempo. Primero agregue 40 m3 de lechada nueva preparada previamente (1,5 t de bentonita, 80 kg de Na2CO3, 50 kg de NaOH, 75 kg de pmhc). Luego, mientras circula según la fórmula, use un embudo de mezcla para agregar uniformemente SPNH, FT-1, SMP-1, PA-1, PMHC y luego agregue una cantidad adecuada de Na2CO3.

Después de que la circulación sea relativamente uniforme, se mezclan uniformemente 8 petróleos crudos en una circulación grande y al mismo tiempo se agrega un emulsionante sólido 0,3SN-1. Finalmente, circule completamente hasta que el rendimiento del fluido de perforación sea básicamente estable.

Durante el proceso de perforación, siempre cumplimos con el mantenimiento de cola suplementaria. Los principios de mantenimiento del rendimiento del fluido de perforación son: centrarse en la purificación del pozo, controlar la reología, mantener una relación dinámica-plástica y una fuerza de corte apropiadamente altas para satisfacer las necesidades especiales de transportar recortes y suspenderlos de manera efectiva, y controlar la calidad del revoque de lodo y las propiedades de lubricación. , fortalecer las medidas contra el colapso y controlar estrictamente la pérdida de agua. La selección y suplementación de varios agentes de tratamiento varían dependiendo del material de perforación normal, la litología, el ángulo de inclinación y las condiciones operativas encontradas durante la perforación. En términos generales, el tiempo de reposición del pegamento es de 1 a 2 semanas antes de cada perforación.

6.3 Conclusión y comprensión

Debido a la tecnología eficaz y razonable de tratamiento y mantenimiento del fluido de perforación adoptada en la sección de deflexión y la sección horizontal del pozo horizontal, el rendimiento del fluido de perforación es excelente y el efecto de construcción es bueno. 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.

Este fluido de perforación tiene las características de un gel positivo, un buen efecto de transporte de rocas, una fuerte capacidad de suspensión y un retorno normal de los recortes. Puede sacar los recortes suspendidos a tiempo antes del último viaje. Los cortes son uniformes, especialmente en las secciones muy inclinadas y en las secciones horizontales, sin fenómeno de capas mixtas, con textura pura y bordes y esquinas claros, lo que refleja límites estratigráficos claros, y los resultados del registro de cortes y la interpretación del registro eléctrico son consistentes.

(2) El fluido de perforación tiene un buen rendimiento anticolapso, la pared del pozo es estable y el diámetro del pozo es regular.

Durante todo el proceso de construcción, aunque hubo muchos viajes de perforación y las condiciones del fondo del pozo cambiaron mucho, debido al excelente rendimiento del fluido de perforación, medidas técnicas razonables, paredes de pozo estables y poca extracción de lutita lodosa durante el proceso de construcción. ciclo de perforación. No hubo colapso ni inestabilidad de la pared del pozo. La malla de la criba vibratoria básicamente filtra los escombros de roca, y cada golpe es suave y sin anormalidades. La tasa de expansión promedio del diámetro de los pozos se muestra en la Tabla 3, que resuelve mejor los problemas comunes de la formación de lutitas lodosas duras y quebradizas del Triásico.

Tabla 3 Comparación de diámetros de pozos en la tercera sección de pozos horizontales en el Campo Petrolífero de Tahe Tabla 3 Comparación de diámetros de pozos en la tercera sección de pozos de los pozos horizontales en Campo Petrolífero de Tahe

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

Debido a los efectos especiales del emulsionante sólido SN-1, el contenido razonable de petróleo crudo y el buen efecto de control de la fase sólida, la torta de lodo del fluido de perforación es delgada y resistente, con un bajo coeficiente de fricción y Kf siempre se controla entre 0,0143 ~ 0,029, minimizando la fricción y el par. La perforación y el disparo se realizaron sin problemas, la medición eléctrica y el funcionamiento de la tubería de cribado fueron suaves, la fricción de disparo fue generalmente de 4 a 8 t y el torque fue de 300 a 400 mv.

(4) El fluido de perforación tiene un rendimiento estable y es fácil de mantener y ajustar.

Durante todo el proceso constructivo, aunque el tiempo de perforación es corto y los tropiezos frecuentes, en cada tropiezo se requiere un mantenimiento sencillo y ajuste de cola, no siendo necesario ningún tratamiento a gran escala.

(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 la capa de petróleo y gas, con una pequeña pérdida de filtro, una pérdida de agua API inferior a 4,0 ml y una pérdida de agua a alta temperatura y alta presión mantenida entre 9 y 11,0 ml. Los resultados de la evaluación en interiores muestran que el valor de recuperación promedio de la permeabilidad del núcleo del sistema de fluido de perforación y terminación de polisulfonato de iones metálicos compuestos es 92,2, lo que no solo desempeña un buen papel en la protección de las capas 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 es fácil de mantener. Es un sistema de fluido de perforación ideal para la perforación de pozos horizontales.

Referencia

[1] Fan Shizhong, Yan Jienian, Zhou. Fluidos de perforación, fluidos de terminación y tecnología de protección de yacimientos. Dongying: Prensa de la Universidad del Petróleo, 1996.

Xu Tongtai, Chen Leliang, Luo Pingya. Lodo de pozo profundo. Beijing: Petroleum Industry Press, 1994.

Zhang Shaohuai, Luo Pingya, etc. Tecnología de protección de embalses. Beijing: Petroleum Industry Press, 1991.

Tecnología de fluidos de perforación de pozos horizontales Tarimu

Jin Shubo Jin Peili Wenbin

(Instituto de Planificación y Diseño de la Oficina de Geología del Petróleo del Noroeste,? rümqi 830011)

Resumen: Los fluidos de perforación de pozos horizontales profundos deben centrarse en 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.

Los pozos horizontales en el campo petrolífero de Tahe utilizan azufre de polímero MMH dopado con aceite y azufre de polímero iónico lubricante reciclado dopado con aceite. Este artículo presenta la aplicación de campo y los efectos de aplicación de los dos sistemas.

Palabras clave: fluido de perforación, pozo fino, lubricación estable, protección de yacimientos y tecnología de taponamiento temporal