Tecnología de fluidos de perforación para formaciones marinas complejas
3.3.6.1 Tecnología de pérdida de circulación
Años de práctica de exploración han demostrado que durante la construcción de perforaciones en estratos marinos, a menudo se encuentran problemas de pérdida de circulación y algunos pozos tienen fugas graves. Tomando como ejemplo la cuenca de Sichuan (una formación sedimentaria marina típica de China), existen diversos grados de pérdida de circulación en toda la cuenca durante la perforación. Los resultados estadísticos muestran que la tasa de fuga de pozos en el área de exploración noreste de Sinopec es del 80%. A juzgar por el número de pérdidas de circulación, la Formación Jialingjiang y la Formación Feixianguan son las formaciones marinas más comunes, pero el tratamiento de la pérdida de circulación es muy diferente entre las formaciones continentales y marinas. Los estratos continentales están dominados por pérdida de circulación simple, mientras que los estratos marinos se encuentran en su mayoría en la misma capa. Esto también determina que existan grandes diferencias en las tecnologías de prevención de fugas y taponamiento entre los estratos continentales y marinos en el noreste de Sichuan.
(1) Características de las fugas de estratos marinos
1) Fugas de estratos marinos suprayacentes. La mayoría de los estratos marinos en el noreste de Sichuan están cubiertos por estratos continentales con un espesor de 2.000 a 5.000 metros. Este tipo de fuga en los pozos se debe principalmente a la conexión entre pequeños poros disueltos y fracturas. Una vez que aumenta la densidad del fluido de perforación, se producirán fugas graves y, en casos graves, se producirán fugas.
2) Los estratos marinos están directamente expuestos en la superficie (la Formación Leikoupo está expuesta en la superficie). En términos generales, este tipo de formación tendrá fugas muy graves y también es muy difícil de tratar, como el pozo Jinji 1 recientemente completado y el pozo Datian 8 completado anteriormente. Esto se debe principalmente a la disolución y erosión a largo plazo de las rocas carbonatadas por el agua superficial, formando canales de fuga dominados por cuevas y grandes fisuras.
3) Fuga de fracturas en formaciones sedimentarias calizas marinas. La fuga de la Formación Feixianguan es típica y severa, mientras que la Formación Changxing y las formaciones debajo de ella, debido a las limitaciones de la estructura del pozo, son en su mayoría fugas desequilibradas entre diferentes sistemas de presión, principalmente debido a fracturas o fugas inducidas.
(2) Medidas de prevención de fugas en estratos marinos
Según la experiencia práctica en sitio, después de ingresar a los estratos marinos, además de seguir las normas técnicas generales de operación para la prevención de fugas, se debe también preste atención a los siguientes puntos: Puntos:
1) Al diseñar y seleccionar la densidad del fluido de perforación, la presión de la columna hidrostática del fluido de perforación debe ser menor que la presión de fractura de la formación o la presión de pérdida, pero mayor que la presión de poro de la formación para evitar fugas y reventones. Para formaciones débiles con baja presión de fuga, se puede realizar un taponamiento artificial de fugas de manera planificada para aumentar su capacidad de carga, y luego se puede aumentar cuidadosamente la densidad para reanudar la perforación.
2) Al perforar en estratos marinos con buena permeabilidad, se debe aumentar adecuadamente la viscosidad y la fuerza de corte del fluido de perforación, se debe reducir la pérdida de filtración, se debe mejorar la calidad del revoque de lodo y se debe mejorar la pared. -Se deben mejorar las capacidades de construcción y protección de muros para mejorar la presión de fuga de la Formación y reducir la cantidad de fuga.
3) Al agregar peso al fluido de perforación después de las operaciones de taponamiento o de soporte de presión, la densidad del fluido de perforación debe aumentarse gradualmente de acuerdo con las condiciones del fondo del pozo para que las secciones del pozo con baja capacidad de soporte de presión Puede adaptarse gradualmente a la presión de la columna del fluido de perforación.
4) Las zonas de desarrollo de fracturas de piedra caliza y las zonas de concentración de poros disueltos son propensas a fugas. La mayoría de estas formaciones son buenas capas de petróleo y gas con una densidad ligeramente mayor y los fluidos de perforación ligeramente más bajos. son propensos a inundaciones. Es muy difícil tapar las fugas en el sitio. En operaciones reales, se debe utilizar un proceso de presión equilibrada para cruzar con cuidado la capa con fugas, y luego se debe utilizar presión artificial para aumentar la capacidad de soportar presión de la capa con fugas.
5) Los estratos marinos están enterrados profundamente. En la estructura del pozo ultraprofundo con una profundidad de 6.000 metros, la mayor parte del pozo inferior se completa con una broca de φ149,2 mm. Cuando se utiliza fluido de perforación de alta densidad en tales condiciones, la fuerza de corte dinámica y la fuerza de corte estática del fluido de perforación deben reducirse tanto como sea posible para reducir la resistencia al flujo anular y al mismo tiempo garantizar una suspensión efectiva del agente de ponderación.
6) Al perforar en formaciones marinas, se deben agregar adecuadamente algunos materiales funcionales con funciones de bloqueo, formación de película y relleno bajo la premisa de garantizar una buena reología del fluido de perforación, como varias microfibras, no -agentes penetrantes, materiales de recubrimiento con función de puente de microfisuras, etc., para mejorar la protección de las paredes y las capacidades de prevención de fugas de la torta de lodo.
(3) Tecnología de obstrucción de formaciones marinas
Las fugas en formaciones marinas son comunes. Tomando como ejemplo el noreste de Sichuan, casi todos los tipos de fugas están involucrados, y también se utilizan varias tecnologías de obturación de fugas en la construcción, que incluyen principalmente: ① obstrucción de fugas durante la perforación; (2) tecnología de obturación de fugas compuesta de extrusión de sellado de espacios de lodo de puente; ③ presión hermética; tecnología de sellado; ④ tecnología de taponamiento de fugas de lechada de puente; ⑤ tecnología de taponamiento de expansión de baja densidad y resistencia media; ⑥ tecnología de taponamiento de tapón de alimentación; ⑦ tecnología de taponamiento de compuesto de cemento de gel MTC; ⑧ tecnología de taponamiento de agua de alta expansión; tecnología de taponamiento de fugas compuestas de lodo de puente; ⑩ tecnología de taponamiento estático;? ¿Tecnología de perforación en aguas limpias para aliviar la pérdida de circulación? Tecnología de sellado de cemento. Con base en la aplicación de la tecnología de taponamiento de fugas en los últimos años, las 12 tecnologías de taponamiento de fugas anteriores se han probado en estratos marinos y han logrado ciertos resultados. Sin embargo, ninguna de ellas puede abordar con éxito la mayoría de las fugas, principalmente debido a las fugas. en los estratos marinos la situación es complicada. Varias tecnologías de obturación de fugas que se han puesto en uso tienen muchas limitaciones. Cada tecnología sólo es adecuada para tapar fugas locales. Con base en la experiencia de tapar pérdidas de circulación en pozos de perforación completados, se cree que cuando la perforación en formaciones marinas encuentra pérdida de circulación, las siguientes soluciones de taponamiento deberían ser la primera opción.
1) Utilice un agente impermeable que detenga la presión para sellar. Esta tecnología es más adecuada para sellar microfisuras y formaciones con pérdida de disolución en estratos marinos, y puede proteger eficazmente el yacimiento y mejorar la capacidad de carga de la formación. Se ha aplicado en el pozo Maoba 4, el pozo Kuang 3, el pozo Long 17 y el pozo Datian 1 en el noreste de Sichuan.
2) Se bloquea la lechada con alta pérdida de filtración. La fórmula de la lechada de cemento de alta pérdida de fluido para tapar fugas es: ① (contenido de bentonita 45-60 kg/m3) 1,5 kg/m3 cal 140 kg/m3 (mezcla de polvo de diatomita y polvo de asbesto (tamaño de partícula inferior a 60 mallas), proporción Para 2: 1) 6544. Se recomienda utilizar esta fórmula para tratar las fugas de permeabilidad; ② Lechada de bentonita prehidratada (contenido de bentonita 30 ~ 45 kg/m3) 1,5 kg/m3 de cal 140 kg/m3 de polvo de diatomita (polvo de piedra caliza) 25 kg/m3 de material granular (nuez) polvo de cáscara, etc.) Chips quirúrgicos o bagazo de 10 kg/m3 (malla 20 ~ 40). ③ Lechada de bentonita prehidratada (contenido de bentonita 30 ~ 45 kg/m3) 1,5 kg/m3 de cal 140 kg/m3 de polvo de diatomita (polvo de piedra caliza) 25 kg/m3 de material granular (polvo de cáscara de nuez de malla 6 ~ 12) 8 kg/m3 de aserrín o bagazo (grueso -grueso).
3) Tecnología de taponamiento de fugas de expansión de baja densidad, resistencia media y alta. Esta tecnología de taponamiento de fugas se utiliza principalmente para tapar fracturas grandes, canales grandes y otras secciones de fugas de pozos. Es adecuada para reforzar la pared del pozo después de sellar capas de fugas severas. Tiene un cierto efecto cementante sobre las capas de fugas tratadas. Tener cierta capacidad de carga. Esta tecnología se ha utilizado para sellar grandes cuevas y fracturas en la sección de 306-1500 m de la Formación Leikoupo del Pozo Jinji 1, y la práctica ha demostrado que el efecto es bueno.
4) Tecnología de sellado de resina absorbente de agua de alta expansión. La tecnología de obturación de fugas con resina absorbente de agua de alta expansión se usa ampliamente y puede usarse para tratar varios tipos de fugas. La clave para la implementación de esta tecnología es si la combinación de partículas de resina y canales de fuga es razonable. Cuando las partículas son demasiado grandes, no pueden entrar efectivamente en el canal de fuga. Cuando las partículas son demasiado pequeñas, no pueden permanecer efectivamente en el canal de fuga, lo que dificulta ver el efecto. Esta es también la principal dificultad en la implementación de esto. tecnología.
5) Tecnología de fuga de tapón de puente. La obturación de fugas con tapón de puente es un método de obstrucción de fugas que utiliza materiales inertes de diferentes formas y tamaños mezclados con fluido de perforación en una proporción razonable y se inyecta directamente en la capa de fuga. Entre ellas, las partículas rígidas desempeñan el papel de puente y soporte en el canal de pérdida, y diferentes partículas rígidas pueden desempeñar el papel de puente y soporte en los canales de fractura de diferentes tamaños. Las partículas flexibles son fáciles de deformar, lo que resulta beneficioso para la formación de puentes y el relleno, por lo que el tamaño máximo de partícula puede ser mayor que el ancho de la grieta. La clave está en la coincidencia de las partículas puente y los canales de fuga y en si la compatibilidad de varias partículas es razonable.
6) Tecnología de bloqueo químico compuesto. Los métodos de bloqueo químico comúnmente utilizados son floculantes de poliacrilamida y agentes reticulantes. Este proceso utiliza poliacrilamida como floculante principal, que se puede agregar al fluido de perforación o a la lechada de cemento para acelerar el proceso de aglomeración de partículas sólidas. Cuando la lechada que tapa las fugas ingresa al canal de fuga, las partículas sólidas floculan rápidamente y exprimen el agua, formando un material fibroso similar al algodón con buena compresibilidad, que puede llenar los poros de manera efectiva. Según las propiedades de la capa de fuga, la composición de la suspensión de poliacrilamida para obturación de fugas se puede ajustar arbitrariamente.
Hay dos fórmulas comúnmente utilizadas: ① Agua (10 ~ 15) bentonita (0,2 ~ 0,5) poliacrilamida (o poliacrilamida hidrolizada) (2 ~ 3) barita asfáltica sulfonada coloidal para formar una suspensión espesa gelificada, exprimida Después de ingresar a la capa de fuga, obstrucciones o se formarán microfisuras en las gargantas de los poros. (2) Utilice poliacrilamida, dicromato de potasio y tiosulfato de sodio para preparar un agente taponador de gel viscoelástico. El tiempo de formación de pegamento de este agente es ajustable y no hay riesgo de que se pegue.
7) Utilice sustancias químicamente activas compuestas para sellar. Las soluciones de obturación comúnmente utilizadas incluyen 670 kg de agua limpia, 75 kg/m3 de suelo salino, 6 kg/m3 de sosa cáustica, 6 kg/m3 de carbonato de sodio, 6 kg/m3 de polímero, 340 kg/m3 de cloruro de sodio, 160 a 200 kg/m3 de gasóleo y de 100 a 130 kg/m3 de polvo de cáscara de nuez. También puede agregar una cantidad adecuada de fibra medianamente fina según la situación de la fuga, mantener la pérdida de fluido en 100 ml y la viscosidad por encima de 80 s. Bombear en la sección del pozo de fuga y exprimir en la capa de fuga 4 ~ 10 m3, y dejar. Deje reposar durante 24 horas para detener las fugas.
8) Cuando hay capas de alta y baja presión en la sección del pozo abierto, si la capa de alta presión está clara, antes de perforar la capa de alta presión, se deben realizar operaciones manuales de presión en el sección del pozo abierto, y se deben tomar las medidas correspondientes para mejorar la capacidad de soporte de presión de la formación. Si la formación de alta presión se abre repentinamente, la lechada de circulación perdida debe inyectarse en la capa de circulación perdida mientras se garantiza la seguridad del control del pozo. El fluido de pérdida de circulación se puede inyectar mediante el proceso de empuje horizontal o retroextrusión para maximizar la capacidad de soporte de presión de la capa de pérdida de circulación.
9) Tecnología de sellado de tubos de expansión. Se puede utilizar para varias capas de fuga de área grande, siempre que la capa de fuga sea precisa y se haya perforado.
(4)Aplicaciones
1) Pozo Heichi 1 en el noreste de Sichuan. Hay una fuga obvia desde la Formación Shaximiao a la Formación Jialingjiang bajo el Pozo Heichi 1. Entre ellas, la Formación Xujiahe tiene la fuga más grave, con 60 lugares de fuga y 3342 m3 de fluido de perforación perdidos. Entre ellas, la Formación marina Jialingjiang perdió agua tres veces y perdió 213,9 m3 de fluido de perforación, que es una formación de alta pérdida natural. Las principales razones de las fugas son: ① se desarrollan fracturas, con buena conectividad y diferentes grados de apertura; ② el pozo está ubicado en una estructura alta y empinada, con muchas fracturas de estratos y baja capacidad de carga; ③ la litología de la formación cambia mucho; muchas capas intermedias y la integridad de la unión es deficiente. Luego de la fuga del pozo, se tomaron las siguientes medidas técnicas para solucionarlo y se lograron ciertos resultados:
A. La combinación de compatibilidad es 40 ~ 120 kg/m3 FDL (agente de pérdida de circulación compuesto) 40 ~ 80 kg/m3 SDL (agente de pérdida de circulación durante la perforación) 40 ~ 80 kg/m3 DF (agente de sellado a presión unidireccional) 40 ~ 80 kg/m3 cáscara de nuez (2 ~ 9 mm) 20 ~ 60 kg/m3.
b. Utilice fluido de perforación de permeabilidad ultrabaja para sellar, taponar y soportar presión. Es decir, sin agregar ningún material sellador convencional, sólo se utilizan las propiedades físicas y químicas especiales del agente no penetrante para sellar las fracturas de la formación. La práctica ha demostrado que esta tecnología de operación es particularmente efectiva para fugas pequeñas, especialmente pérdidas de permeabilidad, pero no es adecuada para sellar grietas y fugas grandes. Incluso después de completar el proceso de sellado, el efecto es inestable y es fácil que vuelva a filtrarse.
C. Esquema de taponamiento de puentes impermeables y taponamiento de fugas compuesto. Se combinan la tecnología de tapón de puente y la tecnología no permeable, y el material de obturación elástico se comprime en las grietas de la formación mediante una supresión de presión a largo plazo. Al mismo tiempo, se utiliza el agente sellador de presión no permeable para formar un material no permeable. película permeable en la pared del pozo, y finalmente logra el sellado con el propósito de bloquear. Debido a que el pozo tiene muchas capas de fuga y largas secciones de distribución, el plan de operación tampoco cumplió con el requisito de aumentar la capacidad de carga a 1,60 kg/1.
d. Utilice materiales de taponamiento de expansión de baja densidad para tratar las fugas del pozo. Las principales soluciones compatibles de referencia son: 23kg/M3MV-1 18kg/M3SD-HV 23kg/M3SD-ST 16kg/M3SD-D 23kg/M3SD-A 1. M3MF-1 295 kg/M3MF-2 34 kg/M3FDL 23 kg/m3 cáscara de nuez 182 kg/m3 cemento, la viscosidad del embudo líquido que bloquea las fugas preparada es de 330 s. Después de dos inyecciones de compresión y períodos de espera, la capacidad de carga de la formación se incrementó de 1,50 kg/L a 1,61 kg/L, logrando ciertos resultados.
E. Bloqueo de cemento.
Se realizaron cinco inyecciones de cemento y construcción de soporte de presión en la sección superior de la tercera abertura del pozo. La capacidad de soporte de presión de la formación se incrementó de 1,40 kg/1 a 1,70 kg/L. Sin embargo, las condiciones en el lugar demostraron que este plan era obviamente insuficiente para mejorar aún más la capacidad de soportar la presión.
2) Un pozo con una profundidad de torre de 1. El pozo Tahe 1 es un pozo ultraprofundo ubicado en el campo petrolífero de Tahe en el oeste de China. Cuando la perforación normal alcanzó los 6237,4 metros, se produjeron fugas. 6800m (perforación completada después de cuatro aperturas) utilizaron varios métodos de taponamiento 14 veces, pero el efecto no fue obvio. Durante este período se perdieron 5624,5m3 de fluido de perforación. Posteriormente, las secciones de pozo de 6633.1 ~ 6130 m y 6317 ~ 6130 m se sellaron y mantuvieron la presión utilizando tecnología de taponamiento de fugas de expansión de baja intensidad y tecnología de taponamiento de fugas de expansión de intensidad media. Finalmente, la sección del pozo de fuga se cambió de la presión no confinada original a 7.4. Presión MPa. Las fórmulas de obturación de fugas de expansión de resistencia baja y media que se utilizan en la construcción son las siguientes:
A. La fórmula de la lechada de obturación de fugas de bajo espesor. Mezcle agua de alta salinidad y lodo de pozo en una proporción de 2:1 para preparar un fluido de pérdida de circulación de acuerdo con la siguiente fórmula: 5 ~ 20 kg/m3sd-d (regulador de densidad) 20 ~ 30 kg/m3sd-a (reservorio de baja densidad agente de protección) 10 ~ 20kg/m3sd-r (regulador de patrón de flujo) 10 ~ 20kg/m3 adherente de baja densidad 20. M3SD-HV (Mejorador de llenado MF-1) 50 ~ 60 kg/M3MF-2 (Mejorador de llenado) 200 ~ 300 kg/M3SF-1 (Estabilizador de suspensión) 20 ~ 30 kg/m3 Cáscara de semilla de algodón 10 ~.
B. La fórmula de la lechada para tapar fugas de espesor medio. Mezcle agua de alta salinidad y lodo de pozo en el sitio en una proporción de 5:1 para preparar un fluido para detener fugas de acuerdo con la siguiente fórmula: 5 ~ 20 kg/m3sd-d (regulador de densidad) 20 ~ 30 kg/m3sd-a ( Agente protector de depósito de baja densidad) 10 ~ 20 kg/m3sd-r (regulador de patrón de flujo) 10 ~ 20 kg/m3sd-v (agente protector de depósito de baja densidad). M3SD-HV (aglutinante de alta eficiencia) 10 ~ 20kg/M3MF-1 (refuerzo de relleno) 50 ~ 60kg/M3MF-2 (refuerzo de relleno) 600 ~ 800kg/M3SF-1 (estabilizador de suspensión)
La práctica ha demostrado que esta tecnología tiene la poderosa capacidad de sellado y la capacidad de fortalecimiento del relleno de la tecnología de sellado de expansión de baja densidad, que puede mejorar efectivamente la capacidad de soporte de presión del sellado de formaciones. Es adecuada para sellar construcciones de alta temperatura y ultra-. pozos profundos fracturas y cuevas, y es seguro Bueno, alta tasa de éxito.
3.3.6.2 Tecnología de fluidos de perforación de alta densidad
Durante las operaciones de perforación en el noreste de Sichuan, Yunnan, Guizhou y Guangxi, a menudo se encuentran yacimientos de gas natural a alta presión que ingresan a los estratos marinos. Para equilibrar la presión de la formación, se debe aumentar la densidad del fluido de perforación antes de descubrir la capa de gas para controlar la cabeza del pozo y garantizar una perforación segura. El uso de fluidos de perforación de alta densidad no sólo afecta seriamente la ROP, sino que también dificulta el mantenimiento de los sistemas de alta densidad.
(1) Dificultades técnicas del fluido de perforación de alta densidad
1) La reología del fluido de perforación a alta temperatura y alta densidad es difícil de controlar. Sin embargo, cuando la densidad es superior a 2,00 kg/L, el mantenimiento de las propiedades reológicas se vuelve complicado. Por ejemplo, en la serie Pérmica Yangxin de las estructuras Guandu y Wanglong en el bloque Chishui, hay formaciones de presión ultra alta con un coeficiente de presión de 2,85, lo que requiere el uso de fluido de perforación de densidad ultra alta de 2,92 ~ 3,00. kg/L. En este momento, la reología y la estabilidad del asentamiento del fluido de perforación serán difíciles de conciliar. Obviamente, es una tecnología exitosa para resolver la contradicción entre la reología y la estabilidad del asentamiento de los fluidos de perforación de alta densidad.
2) Alta fricción. La tasa de expansión del diámetro del pozo de los estratos marinos es relativamente pequeña, y algunas secciones de alta permeabilidad también formarán un efecto de reducción de diámetro falso debido a la espesa torta de lodo, lo que empeorará las condiciones hidráulicas del espacio anular del pozo. Los sistemas de alta densidad tienen una gran resistencia a la circulación, lo que dificulta aumentar el desplazamiento y operar.
3) Es difícil seleccionar un regulador de caudal. A medida que la densidad continúa aumentando, el efecto del agente de tratamiento se reducirá significativamente. El problema pendiente es que es difícil seleccionar un diluyente razonable en el sitio. Generalmente, el efecto de dilución de los diluyentes disminuye a medida que aumenta el contenido de sólidos en el sistema de fluido de perforación.
Dado que la fracción de volumen de la fase sólida de los sistemas de alta densidad es generalmente superior a 30, los diluyentes convencionales son ineficaces y se deben utilizar diluyentes de alta eficiencia.
4) El control sólido es difícil. Cuanto mayor sea la densidad, más restringido será el uso de equipos de control de sólidos. Normalmente, cuando la densidad del fluido de perforación es superior a 1,50 kg/L, la centrífuga básicamente deja de funcionar y la eficiencia del desarenador es muy baja en muchos casos. Esta situación no tendrá mucho impacto en sistemas de fluidos de perforación de densidad media con una densidad no superior a 1,80 kg/L. Sin embargo, cuando la densidad es superior a 2,00 kg/L, el rendimiento del sistema se deteriorará rápidamente debido al sólido inferior. La fase no se puede eliminar a tiempo.
5) Es difícil determinar la capacidad sólida razonable de los sistemas de alta densidad. En términos generales, los componentes de la fase sólida en los sistemas de alta densidad son principalmente materiales pesados, con algunas fases sólidas de baja densidad (fases sólidas inferiores) también mezcladas. Sin embargo, es difícil determinar el nivel más económico de la relación entre material pesado y fase sólida de baja densidad. Esto se debe principalmente a que la eficiencia de separación del equipo de control de sólidos se reduce considerablemente en condiciones de alta densidad. El uso de una centrífuga (generalmente solo una centrífuga) perderá una gran cantidad de materiales pesados, lo que aumentará considerablemente el costo y la carga de trabajo de mantenimiento de los fluidos de perforación. causando fácilmente fluctuaciones en el rendimiento del fluido de perforación.
(2) Mantenimiento del sistema de fluido de perforación de alta densidad
Los componentes sólidos que componen el sistema de alta densidad se pueden resumir como: ① bentonita; ② agente de tratamiento químico; barita; ④ recortes de perforación; ⑤ sal soluble; ⑥ arena. Entre ellos, la bentonita, los agentes de tratamiento químico y la barita se denominan fases sólidas útiles, mientras que los recortes de perforación y la arena son fases sólidas inútiles. Los métodos de análisis matemático de varios componentes sólidos son los siguientes:
1) Análisis del contenido de fase sólida del fluido de perforación no ponderado;
Teoría y práctica de la exploración de petróleo y gas en alta mar de China
En la fórmula: Sl es la fracción sólida total del fluido de perforación no ponderado; ρm es la densidad del fluido de perforación no ponderado, kg/l.
2) Análisis en fase sólida de fluido de perforación ponderado sin sales solubles:
Contenido sólido de baja densidad sin sales solubles:
Exploración de petróleo y gas en alta mar en China La teoría y práctica de La densidad de la fase sólida de baja densidad (fase sólida inferior, bentonita), g/cm3, es generalmente de 2,6 g/cm3.
Contenido sólido de alta densidad sin sales solubles:
Teoría y práctica de la exploración de petróleo y gas en alta mar de China
La teoría y práctica de la exploración de petróleo y gas en alta mar de China exploración
3) Análisis de fase sólida de fluido de perforación ponderado que contiene sales solubles;
Densidad de fase líquida (valor corregido) que contiene sales solubles:
Teoría del offshore de China exploración y práctica de petróleo y gas
En la fórmula: ρsw es la densidad de la fase líquida que contiene sales solubles, kg/L; ρw es la densidad del agua pura, generalmente 1.000 kg/L; CC1 es el contenido de Cl en la fase líquida, mg/l.
Contenido de la fase líquida que contiene sales solubles (valor corregido):
Teoría y práctica de la exploración de petróleo y gas en alta mar de China
Donde: Vsl es el contenido de la fase líquida que contiene sales solubles Fracción de fase líquida, Vsw es la fracción de fase líquida (agua) medida por destilación, Vo es la fracción en volumen de aceite en la fase líquida de la destilación.
Teoría y práctica de la exploración de petróleo y gas costa afuera de China
Parte sólida de baja densidad en sistemas que contienen sales solubles;
Teoría y práctica de la exploración de petróleo y gas costa afuera de China Exploración de gas
En la fórmula: ρm es la densidad del fluido de perforación, kg/l; ρo es la densidad del petróleo, generalmente 0,84 kg/L es la fracción sólida total del sistema.
Parte sólida de alta densidad en sistemas que contienen sales solubles;
Teoría y práctica de la exploración de petróleo y gas en alta mar de China
4) Los sistemas de fluidos de perforación contienen diversos minerales inorgánicos. Cuando se utiliza sal, el contenido de fase sólida se calcula con precisión.
Para un sistema no pesado, la fracción de sólidos totales es:
Teoría y práctica de la exploración de petróleo y gas costa afuera en China
Para un sistema pesado, la fracción baja -La fracción de sólidos de alta densidad es:
La teoría y la práctica de la exploración de petróleo y gas en alta mar de China
La fracción sólida de alta densidad en el sistema es:
La teoría y la práctica de la exploración de petróleo y gas en alta mar de China
p>
En la fórmula: Cf es el coeficiente de corrección, que se puede expresar como
Teoría y práctica de la exploración de gas y petróleo de China exploración de petróleo y gas en alta mar
Explicación de los símbolos: ρa es agua que contiene varias sales inorgánicas. La densidad de la fase se puede encontrar a través de experimentos o manuales relevantes, kg/L es la fracción de peso de agua pura en; el filtrado que contiene sal; Fw es la fracción en volumen de agua pura en el sistema; Fo es la fracción en volumen de aceite en el sistema; Fg es la fracción en volumen de la fase sólida de baja densidad en el sistema; densidad del material pesado, kg/l; ρo es la densidad del petróleo en el sistema (generalmente calculada como diesel), kg/l; ρm es la densidad del sistema de fluido de perforación, kg/l; del agente de ponderación en el sistema.
5) Corrección del contenido de bentonita.
Valor promedio de CIC de la fase sólida de baja densidad en el fluido de perforación (miliequivalente/100 g)
Teoría y práctica de la exploración de petróleo y gas costa afuera en China
En la fórmula: SB se corrige a la fracción de volumen de bentonita corregida; Ck es el coeficiente relacionado con la unidad utilizada por MBT. Cuando se utilizan unidades de medida legales, MBT es el contenido de bentonita de azul de metileno en el fluido de perforación, g/. l; los demás símbolos son los mismos que los anteriores.
En este momento, el contenido de recortes de perforación (fracción de volumen) en el sistema se puede calcular con precisión como corrección Sd=Ssg-SB.
En términos generales, la fracción de volumen de sólidos de baja densidad en fluidos de perforación de alta densidad a base de agua no debe exceder de 6, de los cuales la bentonita debe representar de 2 a 3 y los recortes de perforación deben representar de 3 a 4. , que básicamente puede hacer que el fluido de perforación tenga buena reología y estabilidad.
Después de aclarar los contenidos relativos de varias fases sólidas en el sistema de fluido de perforación de alta densidad, se puede formular un plan de tratamiento y mantenimiento razonable y se pueden seguir los siguientes principios:
A. Según el sistema El contenido de los esquejes determina si se debe utilizar una centrífuga. Cuando la fracción de volumen de los recortes de perforación es superior a 5, se debe iniciar la centrífuga. A menos que sea más económico mantener el fluido de perforación reemplazándolo que retirándolo mecánicamente, se debe utilizar una centrífuga inmediatamente. Se recomienda configurar una centrífuga doble (la llamada aplicación de doble centrífuga significa que la primera es una centrífuga de recuperación de barita y la segunda es una centrífuga de alta velocidad con una velocidad de 2500 ~ 3300 r/min; la fase sólida descargado de la primera unidad (barita) regresa al sistema de circulación, la fase líquida ingresa a la centrífuga de alta velocidad para separar la fase sólida de baja densidad y la fase líquida se recicla nuevamente al sistema para su reutilización).
B. Si la reología del sistema de alta densidad empeora, verifique si el contenido de bentonita es razonable. Cuando el contenido de bentonita sea superior al 30% del contenido de sólidos de baja densidad, considere usar una centrífuga o un reemplazo parcial para mantener el fluido de perforación.
C. El uso de pegamento polimérico agente de pérdida de fluido se determina en función de la fracción de volumen de bentonita. Si la fracción de volumen de bentonita en la fracción de volumen sólido total del fluido de perforación es superior a 0,5, se recomienda dejar de usar pegamento polimérico agente de pérdida de fluido para evitar aumentar la viscosidad del líquido y la resistencia al flujo.
d. Determinar si se utiliza lubricante basado en la fracción sólida de baja densidad. Cuando la fracción de fase sólida de baja densidad es superior a 8, primero se debe reducir el contenido y luego se deben agregar materiales lubricantes para lograr el mejor efecto del lubricante y minimizar la resistencia de la interfaz.
e. Con base en los resultados del análisis de fase sólida de baja densidad, determine la cantidad de curado y el plan de compatibilidad de la solución de pegamento, y ajuste racionalmente la cantidad de curado y la compatibilidad de varios aditivos de acuerdo con los cambios en el fracción de fase sólida de baja densidad, para obtener los mejores resultados de procesamiento posibles.
(3)Aplicaciones
1) Pozo Guan 3: Este pozo está ubicado en la estructura Guandu, Depresión de Chishui, Cuenca de Sichuan. Se utilizó fluido de perforación con una densidad de 2,30 kg/L para perforar a una profundidad de 3800 m. Después del cierre, se midió que el coeficiente de presión de la formación era 2,85, por lo que se requirió fluido de perforación con una densidad de 2,92 ~ 3,00 kg/L. para la construcción.
El proceso de construcción en el sitio es el siguiente: preparar fluido de perforación con una densidad de 2,92 kg/L y reemplazar el fluido de perforación con una densidad de 2,60 kg/L en el pozo para perforar. Durante el proceso de circulación, se encontraron fugas en el fondo del pozo, con una tasa de fuga de 10 a 12 m3/h. El análisis sugirió que la fuga en el fondo del pozo fue causada por la alta densidad del fluido de perforación, la alta presión de circulación y la fractura de las formaciones de esquisto. Sin embargo, después de que se detuvo la bomba, la presión de circulación desapareció y el fluido de perforación volvió a subir. La densidad se ajustó a 2,80 kg/L para detener las fugas. Para reducir las fugas en el fondo del pozo, se determinó en el sitio el fluido de perforación con una densidad de 2,70 ~ 2,80 kg/L. Sin embargo, se encontró que cuando la densidad era inferior a 2,75 kg/L, la capa salina de alta presión en el pozo. La Segunda Sección Este no pudo equilibrarse y la situación en el fondo del pozo era complicada. Por lo tanto, después de perforar a una profundidad de 3871,5 m, la densidad se ajustó a 2,80 ~ 2,85 kg/L para la perforación. Después de perforar a una profundidad de 3973 m, la profundidad se perforó con éxito a 164 m.
2) Pozo Heba 1: Al perforar hasta la segunda sección de la Formación Jialingjiang (4481,88 ~ 4523,86 m), el pozo encontró una capa de gas anormalmente alta presión y solo podía usar fluido de perforación con una densidad de 2,14 kg/L/L. Puede ser estable, la prueba de presión de formación es de 93,64 MPa y la densidad máxima durante la operación es de 2,40 kg/L. En vista de las dificultades técnicas de los sistemas de alta densidad, se adoptó en el sitio un sistema de fluido de perforación anticalcio y anticolapso de polisiloxano que cumple con los requisitos de diseño. Este sistema tiene una cierta capacidad de bloqueo y puede reducir en cierta medida la dificultad técnica de la inyección de fugas y la coexistencia. Después de aumentar la densidad, para mantener la estabilidad del sistema, se tomaron principalmente las siguientes medidas técnicas: ① Controlar estrictamente el contenido de MBT y el contenido de sólidos de baja densidad en el sistema, y mantener el contenido de bentonita en 10 ~ 20 g/L. durante el proceso de perforación; ② Mejorar la resistencia del fluido de perforación a la temperatura y a las manchas. En la etapa de pozo profundo, se utilizan reductores de pérdida de fluido SD-102, FT-1, SPNH, SPC-II y SD-202 para mejorar la resistencia del sistema a altas temperaturas y contaminación; ③ Mejorar la calidad de las altas temperaturas y altas temperaturas; - Torta de lodo a presión, aumenta la viscosidad del filtrado y reduce la cantidad de pérdida de fluido. Capacidad de suspensión estable (4) Agregue suficiente lubricante para evitar la perforación con presión diferencial en condiciones de alta densidad.