高温高压钻井液普及分享课件

高温高压钻井液高温高压钻井液普及分享课件汇报内容高温高压钻井液概述高温水基钻井液应用简介高温油基钻井液应用简介汇报内容高温高压井的定义温度150℃压力10，000psi使用加重钻井液

井深>4000米（深井）>4500米（超深井）井温和压力（井深）--钻井工艺技术的重要标志高温高压井的定义温度150℃GlobalHTHPdistributionGlobalHTHPdistribution高温高压泥浆体系分布高温高压泥浆体系分布油基优点热稳定性井壁稳定性润滑性失水控制卡钻趋势低抗污染好CO2

&H2S,固相无腐蚀性水基泥浆-油基泥浆体系对比-1水基优点环保井涌探测低压缩性地质评估后勤油基水基泥浆-油基泥浆体系对比-1水基油基缺点环保井涌探测压缩性和膨胀性循环漏失趋势高水基泥浆-油基泥浆体系对比-2水基缺点热稳定性井壁稳定性易于高温凝胶化抗污染差CO2,H2S,固相油基水基泥浆-油基泥浆体系对比-2水基重晶石沉降重晶石沉降重晶石沉降典型的重晶石沉降曲线井口返出泥浆密度时间(分钟)泥浆比重重晶石沉降典型的重晶石沉降曲线时间(分钟)泥浆比重三个主要机理动态沉降dynamicsettling

固体颗粒下沉因环空截面上流体密度不同产生的对流而加快.这种现象常常被叫Boycott现象.是因为Boycott最初发现血细胞在斜管里比在垂直管里下降要快.静态沉降staticsettling

静止沉降是指当流体停止一定时间后,加重剂如重晶石开始在重力作用下下沉.滑落slumping

当钻屑床达到临界厚度时钻屑自动下滑引起滑落钻井液重晶石沉降机理

-1三个主要机理钻井液重晶石沉降机理-1BOYCOTT发现血细胞在斜管中沉降速度比在垂直管中快在斜井中，下降的粒子与上升的液体分开路径在直井中，下降的粒子要排开必须上升的液体BOYCOTT

沉降现象BOYCOTT发现血细胞在斜管中沉降速度比在垂直管中快BO解决重晶石沉降问题必须根据以上原因对症下药钻井液重晶石沉降机理

-2解决重晶石沉降问题必须根据以上原因对症下药钻井液重晶石沉降机排量最严重的沉降发生在低环空流速条件下.钻杆居中时环空流速100fpm(=0.5m/s)就可以避免沉降.钻杆偏离中心时要求更高环空流速来避免沉降;泥浆流变性能实验证明高低剪切速率粘度可减少沉降.在实验中剪切应力15lb/100sq.ft(基于3和6转读数)可以避免沉降;11-13ppg>10;16-18ppg>8,取决于加重材料泥浆密度沉降在很大泥浆密度范围(11.6-16.0ppg=1.32–1.92s.g.)都发生;在观察过的任何泥浆密度下,沉降程度不受其密度大小的影响;大多数沉降问题发生在13ppg(=1.56s.g.)以上的泥浆;什么条件下重晶石会沉降I?排量什么条件下重晶石会沉降I?井斜角沉降发生在井斜角30度和90度之间.30至50度之间的沉降趋势比60至90度之间小.最严重的发生在75度;75度以上形成的稳定重晶石床不会造成井眼问题;多数情况下重晶石床在有环空流速和钻杆旋转时很容易冲洗掉;钻杆旋转定向滑动钻进时钻杆不旋转会导致重晶石沉降.任何条件下钻杆旋转时会降低沉降趋势.这在沉降最严重的60-75斜角情况下最明显.钻杆旋转150rpm以上几乎排除任何情况下的沉降.什么条件下重晶石会沉降

II?井斜角什么条件下重晶石会沉降II?钻杆偏离中心当钻杆偏离靠在井眼底部而不旋转时,沉降会在更大排量范围内发生.这是因为流速在偏心环空中要小些.然而钻杆的旋转会有效的除去重晶石床.时间试验证明在多数斜角下,重晶石床的形成和被冲走会达到一个平衡.一般来说达到这个平衡的时间会随斜角的增大而延长.然而在60-75斜角下,重晶石床的形成速度要大一些,试验时没有做到这个平衡点.什么条件下重晶石会沉降

III?钻杆偏离中心什么条件下重晶石会沉降III?重晶石沉降不只是泥浆的问题:避免在低剪切速率下作业(环空流速>0.5m/s)滑动钻进时经常旋转钻杆(旋转速度>75rpm)泵压浮动可能意味着沉降（轻浆或重浆）循环时测量和作出泥浆比重随时间变化曲线来测定沉降“纹理”比较测量和计算的循环当量密度下套管和固井前避免降低泥浆粘度避免起下钻时时间过长，起钻时间长后下钻需分段循环长时间测井后应通井,用循环来调节泥浆性能新浆应充分剪切后再加入循环系统

怎样在作业中防止重晶石沉降-1重晶石沉降不只是泥浆的问题:怎样在作业中防止重晶石沉降-沉降测量

-Consistometer能在190degC/15,000psi条件下进行静态和动态老化能在加热周期中搅拌样品样品容量比热滚器有限沉降测量-Consistometer能在190deg实验室重晶石沉降测试－直井实验室重晶石沉降测试－直井实验室重晶石沉降测试－斜井180℃静态老化168hrs.模拟不同的井斜实验室重晶石沉降测试－斜井180℃静态老化168hrs.M-ISWACO的主要高温高压水基钻井液体系DURATHERM和其衍生体系很多地区所用的高温高压水基泥浆－聚磺体系满足现有EPA法规甲酸盐–FLOPROwithFormix(to360F)高浓度甲酸盐延长天然聚合物的热稳定性低固相体系增强水力学操作

甲酸钠SodiumFormate–11.1ppg(1.32SG)甲酸钾PotassiumFormate–13.2ppg(1.59SG)甲酸铯盐水CesiumFormate–19.2ppg(2.3SG)以甲酸色为基液的体系是英国BP在北海Kessog项目的最终工作液选择之一M-ISWACO的主要高温高压水基钻井液体系M-ISWACO的主要高温高压非水基钻井液体系传统型油基钻井液体系VERSACLEAN/MegadrilVERSAPORT强乳化、滤失量低宽松型油基钻井液体系VERSADRILVERSACLEAN/Megadril弱乳化、高失水可转化成传统型体系SBM钻井液体系合成基

比油基毒性低和环保RHELIANT钻井液体系深水油基体系平稳的流变性非高温高压体系M-ISWACO的主要高温高压非水基钻井液体系M-ISWACO高温高压经验–亚太地区1

(13ppg,BHST>300-F)M-ISWACO高温高压经验–亚太地区1(13pM-ISWACO高温高压经验–亚太地区2

(13ppg,BHST>300-F)M-ISWACO高温高压经验–亚太地区2(13pMCC在南海西部海域高温高压井统计

MCC在南海西部海域高温高压井统计MCC在南海西部海域高温高压井统计MCC在南海西部海域高温高压井统计MCC在南海西部高温高压井测试井统计MCC在南海西部高温高压井测试井统计汇报内容高温高压钻井液概述高温水基钻井液应用简介高温油基钻井液应用简介汇报内容DURATHERM体系简介DURATHERM体系是麦克巴公司在全球范围使用得最广泛，也用得最多的聚磺类钻井液体系，该体系抗温能力强，热稳定性好，抗污染能力强。曾用于最高温度的井达260℃，曾用过的最高比重达2.40。该体系有以下几个特点：

》优良的高温流变性和高温稳定性

》强抗污染能力（水泥、CO2、盐水、粘土等）》高的固相容量限（45％，2.40）》较好的泥饼质量和储层保护能力

》符合环保要求

》经济、成熟DURATHERM体系简介DURATHERM体系是麦克巴公司保持较低的低固相含量和搬土含量，搬土含量随井温和比重的升高而降低；保持较低的流变性以获得较低的ECD，流变性随井温和比重的升高而降低；抗高温材料浓度随井温和比重的升高而增加；控制HTHP失水以获得较好的泥饼质量；保持较高的泥浆碱度(pH>10.5,多余石灰量>2kg/m3)，提供适当的碱性环境和降低酸性气体的影响；保持泥浆中有适量的“自由水”。DURATHERM

体系技术要点保持较低的低固相含量和搬土含量，搬土含量随井温和比重的升高而根据井况调整泥浆比重以保持井壁的稳定；控制泥浆失水：中压失水《5ml/30min.,HTHP<8.0ml/30min.通过加入软性可变性粒子SOLTEX（磺化沥青）、Asphasolsupreme（沥青质封堵剂）、Resinex（有机树脂）等和G-Seal（石墨）、碳酸钙等桥堵粒子相结合形成坚韧致密的泥饼，对渗透层加以良好的封堵；保持适度的抑制性（1～2%ULTRAHIB）；工程上在目的层通过控制排量，不在砂岩井段长时间定点循环等，减小对井壁的冲刷。井径控制和井壁稳定措施根据井况调整泥浆比重以保持井壁的稳定；井径控制和井壁稳定措施选用优质土（M-IGel）配浆，通过胶液稀释与固控清除相结合降低钻井液中劣质土（即钻屑污染）含量，控制低固相含量<4%；提高降失水剂和抗高温材料的浓度，控制钻井液高温高压失水<8.0ml/30min.

根据地质提供的储层物性（孔隙度、渗透率等）资料，优选复配封堵材料，使钻井液的封堵性更有针对性和匹配性；完钻后，准备电测的起钻前，在裸眼段垫入以磺化沥青(Soltex),磺化处理剂（Resinex,XP-20K，Thinsmart）和高温聚合物（EMI-1045）等“软性”封堵材料为主的封闭液。DF1-1-13井,MW2.08sg,6.5ml/3.5mm

DF1-1-8井,MW1.98sg,6.8ml/2.5mm泥饼质量控制措施选用优质土（M-IGel）配浆，通过胶液稀释与固控清除相结加强钻井液封堵性措施:根据产层的孔隙度和渗透率，用软件分析复配封堵材料，使之更具匹配性和针对性；钻入产层前，加入1%CaCO3以保证泥浆具有良好的封堵性；在目的层钻进时如井下有渗透性漏失，则再加入2-3%封堵材料（碳酸钙、石墨等）进行屏蔽暂堵；控制API滤失<5ml、HTHP滤失<8.0ml，结合软性可变性粒子(SOLTEX,Resinex、Asphasolsupreme等)和封堵粒子（G-Seal、CaCO3等）对渗透层加以良好的封堵，形成坚韧致密的泥饼，减少滤液对储层的污染和侵入深度；加入1～2%ULTRAHIB提高钻井液的抑制性并降低滤液的表面张力和界面张力以减小对储层的水锁损害；储层保护措施加强钻井液封堵性措施:储层保护措施防漏措施－降低压差（注：分析所用泥浆比重为1.98sg.）防漏措施－降低压差（注：分析所用泥浆比重为1.98sg.）防漏措施－随钻封堵开钻前，向井浆加入1～2％CaCO3（不同粒径碳酸钙比例根据软件分析结果复配），保证泥浆具有随钻封堵的能力；钻进过程中，保持向循环系统边钻边加入含粗颗粒封堵材料（Carb250、G-Seal）的胶液，加强泥浆的随钻封堵性；钻进中密切观察井眼状况，如有漏失（<3m3/hr），则提高井浆中的封堵材料浓度至3%以上以提高泥浆的封堵性，边钻边观察封堵效果，然后再决定下步措施；预先配好30m3的高浓度堵漏浆：预先加入14.3kg/m3Carb20+28.5kg/m3Carb40+28.5kg/m3Carb250+14.3kg/m3G-seal，（其它堵漏材料在使用前根据井漏情况再决定加入的类型和浓度），作好随时堵漏的准备。防漏措施－随钻封堵开钻前，向井浆加入1～2％CaCO3（不同Duratherm钻井液应用性能摘要钻井液高温高比重下的流变性和稳定性优良Duratherm钻井液应用性能摘要钻井液高温高比重下的流变汇报内容高温高压钻井液概述高温水基钻井液应用简介高温油基钻井液应用简介汇报内容Versaclean体系简介Versaclean体系简介MEGADRILvsVeasaclean FormulationMEGADRILFormulation

Onemul 15ppbVersagel 3ppbEcortrol1ppbVersaTrolHT 5ppbLime 10ppbCaCl2Brine 25%wtO/Wratio 85/15Barite508.51ppbVersacleanFormilationVersaMul 8ppbVersaCoat 8ppbVersaWet 2ppbVersagel 3ppbEcortrol1ppbVersaTrolHT 5ppb Lime 10ppbCaCl2Brine 25%wtO/Wratio 85/15Barite509.02ppbMEGADRILvsVeasaclean Formula油基钻井液基液在陆地泥浆厂配制；泥浆流变性在满足井眼净化的前提下尽量维持在中下限，获得较低的ECD值。油/水比随比重的增加和流变性调控的需要而调整；严格失水控制（滤液必须全是油）结合防塌剂、封堵剂的使用提高泥饼质量；性能维护上：用VERSAWET补充润湿剂的消耗；用VERSAMUL和VERSACOAT控制乳化性；维持钻井液中有适量的多余石灰对保持乳化液的高温稳定性和防止电解质发生电离有着决定性的作用，提供适当的碱性环境和降低酸性气体的影响。油基钻井液技术要点油基钻井液基液在陆地泥浆厂配制；油基钻井液技术要点由于油基钻井液是强抑制性体系,基本消除了井壁失稳化学方面的因素，如出现井壁失稳，主要应是物理力学平衡的原因。因此根据井况需要适当上提泥浆比重；通过调整油基钻井液水相中CaCl2的浓度，使钻井液水相的活度等于或略高于地层水的活度（Aw），使钻井液的渗透压大于或等于地层（页岩）吸附压，从而防止钻井液中的水向岩层运移，防止页岩地层的渗透水化。严格失水控制（滤液必须全是油）结合防塌剂、封堵剂的使用提高泥饼质量；适当地加入防塌剂（DYFT-II/SOLTEX/VersatrolHT）和封堵剂(CaCO3/G-seal)以加强泥浆的充填封堵性，提高井壁的稳定性；工程优化钻具组合、避免人为因素（如开泵过猛、起下钻过快）对井壁的机械损害，井下静止时间较长需分段循环等措施减少或避免压力激动。井壁稳定措施由于油基钻井液是强抑制性体系,基本消除了井壁失稳化学方面的加强钻井液封堵性措施:根据产层的孔隙度和渗透率，用软件分析复配封堵性材料的比例，使之更具匹配性和针对性；钻入产层前，加入1%G-Seal和2-3％CaCO3以保证泥浆具有良好的封堵性；进入产层后，加入Carb250和G-Seal、Vinseal等以加强泥浆的封堵性，并保持以每小时几包的速度边钻边加以补充被振动筛筛出的量；严格控制泥浆的HTHP失水<3.0ml/30min.获得高质量的泥饼；YC13-1项目储层保护措施-1加强钻井液封堵性措施:YC13-1项目储层保护措施-1YC13-1项目储层保护措施-2YC13-1项目储层保护措施-2

其它储层保护措施:开钻前预先配好15方堵漏泥浆，作好随时堵漏的准备；堵漏泥浆配方为：Carbo250－50kg/m3；G-SEAL－10kg/m3；VINSEALF－10kg/m3。选用中细筛布（150～180目），避免将中细颗粒的封堵材料（Carb20,Carb40等）大量筛除；采用运转1台离心机结合新浆稀释的方法，控制泥浆的低固相含量<5%以减少劣质固相对储层的损害。工程上在产层段采取控制起下钻（或套管）速度，开泵不宜过猛等以避免压力激动/抽吸、在产层段开泵起下、井下如静止较长时间，下钻时小排量打通、分段循环等措施减小对地层的机械损害。YC13-1项目储层保护措施-3其它储层保护措施:YC13-1项目储层保护措施-3A9/A10/A15/A16-8.5”(A12Sah6”)钻井液性能A9/A10/A15/A16-8.5”(A12Sah6”)井名预测压力系数实钻压力系数钻井液比重最高静压差（Mpa）最高动压差（Mpa）计算垂深（m）A91.071.141.13-1.254.57.13727A100.850.651.07-1.0917.119.73894A12Sah0.680.470.96~1.0019.221.83700A150.7-1.010.441.09-1.1126.028.63964A160.350.270.93-0.9625.428.03760YC13-1项目储层段实钻压力系数Vs.泥浆比重最高钻井压差高达28.6Mpa>>《海洋钻井手册》设计允许范围11.7～16.5Mpa及行业认识行业最高钻井压差记录！井名预测压实钻压钻井液最高静压差最高动压差计算垂深（m）A9井身质量——储层井段井径质量标准：≤钻头直径130%；结论：满足质量标准。YC13-1项目井身质量情况井身质量——储层井段井径质量标准：≤钻头直径130%；YC1其它区域OBM钻井液性能摘录其它区域OBM钻井液性能摘录井漏情况判断井漏情况判断井漏处理措施－1渗透性井漏处理措施：小型漏失（<2m3/hr)-LCM1(20ppb)：井浆15－30m3加入总浓度为57kg/m3的CaCO3:Carb10:Carb40:Carb250=1:2:1；中型漏失（2～5m3/hr)-LCM2（40ppb)：井浆15－30m3加入14.5kg/m3Carb10+28.5kg/m3Carb40＋42.5kg/m3Carb250+14.5kg/m3G-Seal（进口石墨）+14.5kg/m3MC-Fiber（单封）中到大型漏失（>5m3/hr)-LCM3(40ppb)：井浆15－30m3加入28.5kg/m3Carb40+57kg/m3Carb250+28.5kg/m3G-Seal+28.5kg/m3MC-Fiber（单封）井漏处理措施－1渗透性井漏处理措施：井漏处理措施LCM1－小型漏失（<3m3/hr)：井浆15－30m3加入总浓度为43kg/m3的堵漏材料:LiquidcasingF(细单封）14.3kg/m3+NutplugF(细果壳)14.3kg/m3+Quickseal(综合堵漏材料)14.3kg/m3；LCM2－中型漏失（3～15m3/hr)：井浆15－30m3加入总浓度为143kg/m3的堵漏材料:MicaF(细云母)14.3kg/m3+MicaM(中云母)14.3kg/m3＋NutplugF(细果壳)28.5kg/m3+Quickseal(综合堵漏材料)28.5kg/m3＋LiquidcasingF(细单封）28.5kg/m3＋LiquidcasingM(中单封）28.5kg/m3LCM3－中到大型漏失（>15m3/hr)：井浆15－30m3加入总浓度为200kg/m3的堵漏材料:

MicaF（细云母）28.5kg/m3+MicaM（中云母）28.5kg/3+MicaC粗云母）14.3kg/m3+NutplugF（细果壳）28.5kg/m3+NutplugM（中粒果壳）14.3kg/m3+Quickseal（综合堵漏材料）28.5kg/m3＋LiquidcasingF(细单封）28.5kg/m3＋LiquidcasingM(中单封）28.5kg/m3；在LCM2和LCM3堵漏时，需起出井内钻具，下入光钻杆至漏失层进行堵漏；如常规堵漏仍无效，则需考虑使用Form-A-Blok、水泥堵漏、下套管封隔漏层等措施。井漏处理措施LCM1－小型漏失（<3m3/hr)：井浆15中/大型井漏处理措施如在钻井过程中出现中型或大型井漏，处理措施如下：在满足井控的前题下适当降低泥浆比重以降低压差；打入由能过钻头水眼、井下工具等的细颗粒堵漏材料复配的堵漏浆以降低漏失；起出井内钻具，下入光钻杆；（建议在初始的钻具组合中加入堵漏循环短节WellCommander，在需要时投球打开循环短节而不需起钻）。打入高浓度的由粗/中/细常归堵漏材料复配的堵漏浆并适量挤入地层，然后观察堵漏效果；如常规堵漏仍无效，则使用Form-A-Blok堵漏；如Form-A-Blok堵漏仍达不到预期效果，则采取水泥堵漏、下套管封隔漏层等措施。中/大型井漏处理措施如在钻井过程中出现中型或大型井漏，处理措材料外观：快速失水后形成封堵泥饼：

抗温高达177℃（350F)，最高比重2.10sg；可以通过10/32”的钻头水眼,但不建议从一些井下工具（如内部涡轮、马达、PD等）直接通过；堵漏结束后，可以不需钻头钻，用钻杆就能直接冲开井筒内的余浆或残块；对断层、裂缝、地下井喷等引发井漏的较经济有效的解决方法，当堵漏浆在漏层段或漏层里，憋压时堵漏浆的水相被挤出，快速形成高固相塞，达到快速堵漏，不受时间和温度的影响Form-A-Block-胶联水基聚合物桥堵塞材料外观：FORM-A-Blok配方水基FORM-A-BLOK堵漏浆配方油基FORM-A-BLOK堵漏浆配方FORM-A-Blok配方水基FORM-A-BLOK堵漏浆配FORM-A-BLOKexhibitshighshearstrengthwhenmixedinwaterandoilFABShearStrengthFORM-A-BLOKexhibitshighsheaForm-A-Blok应用案例FAS在DF1-1-13井的应用把地层承压提高至1.83sg，略低于1.85sg的期望值，但排量开至1850L/min.循环无漏失，堵漏基本成功，为后续的挤水泥作业创造了条件。FAB在LS17-2-2井成功地堵住了大型井漏，使井眼达到能够满足继续作业的条件（2800L/min.不漏，按1.21sg的井浆比重反算，井底ECD相当于1.28sg）；Form-A-Blok应用案例FAS在DF1-1-13井的应功能：用在精密井底工具LWD/岩心筒，马达等之上，井下出现漏失情况，可通过该工具建立循环通道而不通过下部工具进行堵漏作业。另外对于排量受限带来井眼清洁问题的作业情况下，可以通过该工具建立旁通循环，增大排量，清洁井眼。应用：WELLCOMMANDER已经在全球35个国家使用，运行成功率100%。在壳牌四川页岩气项目大量使用。WellCommander－堵漏循环短节功能：WellCommander－堵漏循环短节MCC在南海西部高温高压井测试井统计MCC在南海西部高温高压井测试井统计Duratherm高比重测试液现场实测性能Duratherm高比重测试液现场实测性能Duratherm低比重（1.45sg）测试液现场实测性能Duratherm低比重（1.45sg）测试液现场实测性能高温高压井完井液/测试液高温高压井完井液/测试液谢谢！欢迎交流

谢谢！欢迎交流

高温高压钻井液高温高压钻井液普及分享课件汇报内容高温高压钻井液概述高温水基钻井液应用简介高温油基钻井液应用简介汇报内容高温高压井的定义温度150℃压力10，000psi使用加重钻井液

井深>4000米（深井）>4500米（超深井）井温和压力（井深）--钻井工艺技术的重要标志高温高压井的定义温度150℃GlobalHTHPdistributionGlobalHTHPdistribution高温高压泥浆体系分布高温高压泥浆体系分布油基优点热稳定性井壁稳定性润滑性失水控制卡钻趋势低抗污染好CO2

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固体颗粒下沉因环空截面上流体密度不同产生的对流而加快.这种现象常常被叫Boycott现象.是因为Boycott最初发现血细胞在斜管里比在垂直管里下降要快.静态沉降staticsettling

静止沉降是指当流体停止一定时间后,加重剂如重晶石开始在重力作用下下沉.滑落slumping

当钻屑床达到临界厚度时钻屑自动下滑引起滑落钻井液重晶石沉降机理

-1三个主要机理钻井液重晶石沉降机理-1BOYCOTT发现血细胞在斜管中沉降速度比在垂直管中快在斜井中，下降的粒子与上升的液体分开路径在直井中，下降的粒子要排开必须上升的液体BOYCOTT

沉降现象BOYCOTT发现血细胞在斜管中沉降速度比在垂直管中快BO解决重晶石沉降问题必须根据以上原因对症下药钻井液重晶石沉降机理

-2解决重晶石沉降问题必须根据以上原因对症下药钻井液重晶石沉降机排量最严重的沉降发生在低环空流速条件下.钻杆居中时环空流速100fpm(=0.5m/s)就可以避免沉降.钻杆偏离中心时要求更高环空流速来避免沉降;泥浆流变性能实验证明高低剪切速率粘度可减少沉降.在实验中剪切应力15lb/100sq.ft(基于3和6转读数)可以避免沉降;11-13ppg>10;16-18ppg>8,取决于加重材料泥浆密度沉降在很大泥浆密度范围(11.6-16.0ppg=1.32–1.92s.g.)都发生;在观察过的任何泥浆密度下,沉降程度不受其密度大小的影响;大多数沉降问题发生在13ppg(=1.56s.g.)以上的泥浆;什么条件下重晶石会沉降I?排量什么条件下重晶石会沉降I?井斜角沉降发生在井斜角30度和90度之间.30至50度之间的沉降趋势比60至90度之间小.最严重的发生在75度;75度以上形成的稳定重晶石床不会造成井眼问题;多数情况下重晶石床在有环空流速和钻杆旋转时很容易冲洗掉;钻杆旋转定向滑动钻进时钻杆不旋转会导致重晶石沉降.任何条件下钻杆旋转时会降低沉降趋势.这在沉降最严重的60-75斜角情况下最明显.钻杆旋转150rpm以上几乎排除任何情况下的沉降.什么条件下重晶石会沉降

II?井斜角什么条件下重晶石会沉降II?钻杆偏离中心当钻杆偏离靠在井眼底部而不旋转时,沉降会在更大排量范围内发生.这是因为流速在偏心环空中要小些.然而钻杆的旋转会有效的除去重晶石床.时间试验证明在多数斜角下,重晶石床的形成和被冲走会达到一个平衡.一般来说达到这个平衡的时间会随斜角的增大而延长.然而在60-75斜角下,重晶石床的形成速度要大一些,试验时没有做到这个平衡点.什么条件下重晶石会沉降

III?钻杆偏离中心什么条件下重晶石会沉降III?重晶石沉降不只是泥浆的问题:避免在低剪切速率下作业(环空流速>0.5m/s)滑动钻进时经常旋转钻杆(旋转速度>75rpm)泵压浮动可能意味着沉降（轻浆或重浆）循环时测量和作出泥浆比重随时间变化曲线来测定沉降“纹理”比较测量和计算的循环当量密度下套管和固井前避免降低泥浆粘度避免起下钻时时间过长，起钻时间长后下钻需分段循环长时间测井后应通井,用循环来调节泥浆性能新浆应充分剪切后再加入循环系统

怎样在作业中防止重晶石沉降-1重晶石沉降不只是泥浆的问题:怎样在作业中防止重晶石沉降-沉降测量

-Consistometer能在190degC/15,000psi条件下进行静态和动态老化能在加热周期中搅拌样品样品容量比热滚器有限沉降测量-Consistometer能在190deg实验室重晶石沉降测试－直井实验室重晶石沉降测试－直井实验室重晶石沉降测试－斜井180℃静态老化168hrs.模拟不同的井斜实验室重晶石沉降测试－斜井180℃静态老化168hrs.M-ISWACO的主要高温高压水基钻井液体系DURATHERM和其衍生体系很多地区所用的高温高压水基泥浆－聚磺体系满足现有EPA法规甲酸盐–FLOPROwithFormix(to360F)高浓度甲酸盐延长天然聚合物的热稳定性低固相体系增强水力学操作

甲酸钠SodiumFormate–11.1ppg(1.32SG)甲酸钾PotassiumFormate–13.2ppg(1.59SG)甲酸铯盐水CesiumFormate–19.2ppg(2.3SG)以甲酸色为基液的体系是英国BP在北海Kessog项目的最终工作液选择之一M-ISWACO的主要高温高压水基钻井液体系M-ISWACO的主要高温高压非水基钻井液体系传统型油基钻井液体系VERSACLEAN/MegadrilVERSAPORT强乳化、滤失量低宽松型油基钻井液体系VERSADRILVERSACLEAN/Megadril弱乳化、高失水可转化成传统型体系SBM钻井液体系合成基

比油基毒性低和环保RHELIANT钻井液体系深水油基体系平稳的流变性非高温高压体系M-ISWACO的主要高温高压非水基钻井液体系M-ISWACO高温高压经验–亚太地区1

(13ppg,BHST>300-F)M-ISWACO高温高压经验–亚太地区1(13pM-ISWACO高温高压经验–亚太地区2

(13ppg,BHST>300-F)M-ISWACO高温高压经验–亚太地区2(13pMCC在南海西部海域高温高压井统计

MCC在南海西部海域高温高压井统计MCC在南海西部海域高温高压井统计MCC在南海西部海域高温高压井统计MCC在南海西部高温高压井测试井统计MCC在南海西部高温高压井测试井统计汇报内容高温高压钻井液概述高温水基钻井液应用简介高温油基钻井液应用简介汇报内容DURATHERM体系简介DURATHERM体系是麦克巴公司在全球范围使用得最广泛，也用得最多的聚磺类钻井液体系，该体系抗温能力强，热稳定性好，抗污染能力强。曾用于最高温度的井达260℃，曾用过的最高比重达2.40。该体系有以下几个特点：

》优良的高温流变性和高温稳定性

》强抗污染能力（水泥、CO2、盐水、粘土等）》高的固相容量限（45％，2.40）》较好的泥饼质量和储层保护能力

》符合环保要求

》经济、成熟DURATHERM体系简介DURATHERM体系是麦克巴公司保持较低的低固相含量和搬土含量，搬土含量随井温和比重的升高而降低；保持较低的流变性以获得较低的ECD，流变性随井温和比重的升高而降低；抗高温材料浓度随井温和比重的升高而增加；控制HTHP失水以获得较好的泥饼质量；保持较高的泥浆碱度(pH>10.5,多余石灰量>2kg/m3)，提供适当的碱性环境和降低酸性气体的影响；保持泥浆中有适量的“自由水”。DURATHERM

体系技术要点保持较低的低固相含量和搬土含量，搬土含量随井温和比重的升高而根据井况调整泥浆比重以保持井壁的稳定；控制泥浆失水：中压失水《5ml/30min.,HTHP<8.0ml/30min.通过加入软性可变性粒子SOLTEX（磺化沥青）、Asphasolsupreme（沥青质封堵剂）、Resinex（有机树脂）等和G-Seal（石墨）、碳酸钙等桥堵粒子相结合形成坚韧致密的泥饼，对渗透层加以良好的封堵；保持适度的抑制性（1～2%ULTRAHIB）；工程上在目的层通过控制排量，不在砂岩井段长时间定点循环等，减小对井壁的冲刷。井径控制和井壁稳定措施根据井况调整泥浆比重以保持井壁的稳定；井径控制和井壁稳定措施选用优质土（M-IGel）配浆，通过胶液稀释与固控清除相结合降低钻井液中劣质土（即钻屑污染）含量，控制低固相含量<4%；提高降失水剂和抗高温材料的浓度，控制钻井液高温高压失水<8.0ml/30min.

根据地质提供的储层物性（孔隙度、渗透率等）资料，优选复配封堵材料，使钻井液的封堵性更有针对性和匹配性；完钻后，准备电测的起钻前，在裸眼段垫入以磺化沥青(Soltex),磺化处理剂（Resinex,XP-20K，Thinsmart）和高温聚合物（EMI-1045）等“软性”封堵材料为主的封闭液。DF1-1-13井,MW2.08sg,6.5ml/3.5mm

DF1-1-8井,MW1.98sg,6.8ml/2.5mm泥饼质量控制措施选用优质土（M-IGel）配浆，通过胶液稀释与固控清除相结加强钻井液封堵性措施:根据产层的孔隙度和渗透率，用软件分析复配封堵材料，使之更具匹配性和针对性；钻入产层前，加入1%CaCO3以保证泥浆具有良好的封堵性；在目的层钻进时如井下有渗透性漏失，则再加入2-3%封堵材料（碳酸钙、石墨等）进行屏蔽暂堵；控制API滤失<5ml、HTHP滤失<8.0ml，结合软性可变性粒子(SOLTEX,Resinex、Asphasolsupreme等)和封堵粒子（G-Seal、CaCO3等）对渗透层加以良好的封堵，形成坚韧致密的泥饼，减少滤液对储层的污染和侵入深度；加入1～2%ULTRAHIB提高钻井液的抑制性并降低滤液的表面张力和界面张力以减小对储层的水锁损害；储层保护措施加强钻井液封堵性措施:储层保护措施防漏措施－降低压差（注：分析所用泥浆比重为1.98sg.）防漏措施－降低压差（注：分析所用泥浆比重为1.98sg.）防漏措施－随钻封堵开钻前，向井浆加入1～2％CaCO3（不同粒径碳酸钙比例根据软件分析结果复配），保证泥浆具有随钻封堵的能力；钻进过程中，保持向循环系统边钻边加入含粗颗粒封堵材料（Carb250、G-Seal）的胶液，加强泥浆的随钻封堵性；钻进中密切观察井眼状况，如有漏失（<3m3/hr），则提高井浆中的封堵材料浓度至3%以上以提高泥浆的封堵性，边钻边观察封堵效果，然后再决定下步措施；预先配好30m3的高浓度堵漏浆：预先加入14.3kg/m3Carb20+28.5kg/m3Carb40+28.5kg/m3Carb250+14.3kg/m3G-seal，（其它堵漏材料在使用前根据井漏情况再决定加入的类型和浓度），作好随时堵漏的准备。防漏措施－随钻封堵开钻前，向井浆加入1～2％CaCO3（不同Duratherm钻井液应用性能摘要钻井液高温高比重下的流变性和稳定性优良Duratherm钻井液应用性能摘要钻井液高温高比重下的流变汇报内容高温高压钻井液概述高温水基钻井液应用简介高温油基钻井液应用简介汇报内容Versaclean体系简介Versaclean体系简介MEGADRILvsVeasaclean FormulationMEGADRILFormulation

Onemul 15ppbVersagel 3ppbEcortrol1ppbVersaTrolHT 5ppbLime 10ppbCaCl2Brine 25%wtO/Wratio 85/15Barite508.51ppbVersacleanFormilationVersaMul 8ppbVersaCoat 8ppbVersaWet 2ppbVersagel 3ppbEcortrol1ppbVersaTrolHT 5ppb Lime 10ppbCaCl2Brine 25%wtO/Wratio 85/15Barite509.02ppbMEGADRILvsVeasaclean Formula油基钻井液基液在陆地泥浆厂配制；泥浆流变性在满足井眼净化的前提下尽量维持在中下限，获得较低的ECD值。油/水比随比重的增加和流变性调控的需要而调整；严格失水控制（滤液必须全是油）结合防塌剂、封堵剂的使用提高泥饼质量；性能维护上：用VERSAWET补充润湿剂的消耗；用VERSAMUL和VERSACOAT控制乳化性；维持钻井液中有适量的多余石灰对保持乳化液的高温稳定性和防止电解质发生电离有着决定性的作用，提供适当的碱性环境和降低酸性气体的影响。油基钻井液技术要点油基钻井液基液在陆地泥浆厂配制；油基钻井液技术要点由于油基钻井液是强抑制性体系,基本消除了井壁失稳化学方面的因素，如出现井壁失稳，主要应是物理力学平衡的原因。因此根据井况需要适当上提泥浆比重；通过调整油基钻井液水相中CaCl2的浓度，使钻井液水相的活度等于或略高于地层水的活度（Aw），使钻井液的渗透压大于或等于地层（页岩）吸附压，从而防止钻井液中的水向岩层运移，防止页岩地层的渗透水化。严格失水控制（滤液必须全是油）结合防塌剂、封堵剂的使用提高泥饼质量；适当地加入防塌剂（DYFT-II/SOLTEX/VersatrolHT）和封堵剂(CaCO3/G-seal)以加强泥浆的充填封堵性，提高井壁的稳定性；工程优化钻具组合、避免人为因素（如开泵过猛、起下钻过快）对井壁的机械损害，井下静止时间较长需分段循环等措施减少或避免压力激动。井壁稳定措施由于油基钻井液是强抑制性体系,基本消除了井壁失稳化学方面的加强钻井液封堵性措施:根据产层的孔隙度和渗透率，用软件分析复配封堵性材料的比例，使之更具匹配性和针对性；钻入产层前，加入1%G-Seal和2-3％CaCO3以保证泥浆具有良好的封堵性；进入产层后，加入Carb250和G-Seal、Vinseal等以加强泥浆的封堵性，并保持以每小时几包的速度边钻边加以补充被振动筛筛出的量；严格控制泥浆的HTHP失水<3.0ml/30min.获得高质量的泥饼；YC13-1项目储层保护措施-1加强钻井液封堵性措施:YC13-1项目储层保护措施-1YC13-1项目储层保护措施-2YC13-1项目储层保护措施-2

其它储层保护措施:开钻前预先配好15方堵漏泥浆，作好随时堵漏的准备；堵漏泥浆配方为：Carbo250－50kg/m3；G-SEAL－10kg/m3；VINSEALF－10kg/m3。选用中细筛布（150～180目），避免将中细颗粒的封堵材料（Carb20,Carb40等）大量筛除；采用运转1台离心机结合新浆稀释的方法，控制泥浆的低固相含量<5%以减少劣质固相对储层的损害。工程上在产层段采取控制起下钻（或套管）速度，开泵不宜过猛等以避免压力激动/抽吸、在产层段开泵起下、井下如静止较长时间，下钻时小排量打通、分段循环等措施减小对地层的机械损害。YC13-1项目储层保护措施-3其它储层保护措施:YC13-1项目储层保护措施-3A9/A10/A15/A16-8.5”(A12Sah6”)钻井液性能A9/A10/A15/A16-8.5”(A12Sah6”)井名预测压力系数实钻压力系数钻井液比重最高静压差（Mpa）最高动压差（Mpa）计算垂深（m）A91.071.141.13-1.254.57.13727A100.850.651.07-1.0917.119.73894A12Sah0.680.470.96~1.0019.221.83700A150.7-1.010.441.09-1.1126.028.63964A160.350.270.93-0.9625.428.03760YC13-1项目储层段实钻压力系数Vs.泥浆比重最高钻井压差高达28.6Mpa>>《海洋钻井手册》设计允许范围11.7～16.5Mpa及行业认识行业最高钻井压差记录！井名预测压实钻压钻井液最高静压差最高动压差计算垂深（m）A9井身质量——储层井段井径质量标准：≤钻头直径130%；结论：满足质量标准。YC13-1项目井身质量情况井身质量——储层井段井径质量标准：≤钻头直径130%；YC1其它区域OBM钻井液性能摘录其它区域OBM钻井液性能摘录井漏情况判断井漏情况判断井漏处理措施－1渗透性井漏处理措施：小型漏失（<2m3/hr)-LCM1(20ppb)：井浆15－30m3加入总浓度为57kg/m3的CaCO3:Carb10:Carb40:Carb250=1:2:1；中型漏失（2～5m3/hr)-LCM2（40ppb)：井浆15－30m3加入14.5kg/m3Carb10+28.5kg/m3Carb40＋42.5kg/m3Carb250+14.5kg/m3G-Seal（进口石墨）+14.5kg/m3MC-Fiber（单封）中到大型漏失（>5m3/hr)-LCM3(40ppb)：井浆15－30m3加入28.5kg/m3Carb40+57kg/m3Carb250+28.5kg/m3G-Seal+28.5kg/m3MC-Fiber（单封）井漏处理措施－1渗透性井漏处理措施：井漏处理措施LCM1－小型漏失（<3m3/hr)：井浆15－30m3加入总浓度为43kg/m3的堵漏材料:LiquidcasingF(细单封）14.3kg/m3+NutplugF(细果壳)14.3kg/m3+Quickseal(综合堵漏材料)14.3kg/m3；LCM2－中型漏失（3～15m3/hr)：井浆15－30m3加入总浓度为