页岩气钻井技术(下)课件.ppt

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1、基础油CaCl2盐水油水亲油胶体润湿剂主乳化剂辅乳化剂降滤失剂石灰等油基钻井液配制方法五、页岩气钻井技术措施配制和使用油基泥浆过程中注意事项开钻前用清水清洗循环罐，疏通泥浆泵上水管线、灌注泵管线、加重上水管和排出管、泥浆泵泄压管线、各固控设备的进出管线、循环罐间连接管、各仓间连通管线在内的全部钻井液管线。油基泥浆所接触到的所有橡胶元件均换成耐油件。用清水对循环系统试运转，检查各钻井液管线、各闸阀、各循环罐仓间的密封情况五、页岩气钻井技术措施拆检所有固控设备，固控管线法兰盘密封垫子和法兰软接挠性短节等全部更换为耐油配件。泥浆泵组件中的全部橡胶件全部更换为耐油件。各个罐之间连接良好，

2、且密封完好。每罐泥浆之间可相互倒换，泥浆泵、加重泵可随意抽取每罐。准备1个2-3方带盖的罐，并接好长杆泵，40米管线，用于罐车卸白油用注：油基泥浆要做好防水工作，切忌不要用水冲洗振动筛。五、页岩气钻井技术措施配制和使用油基泥浆过程中注意事项建页HF-1井油基钻井液维护要点钻井液密度密度≦1.20g/cm3以下用碳酸钙加重；密度＞1.20g/cm3以上用重晶石加重油水比在70/30～85/15之间，以70/30起步HTHP滤失维持严格的乳化状态和使用DURATONEHT，HTHP滤失≦4ml配方柏油+3.5-4.5%主乳化剂+0.5-1.5%辅助乳化剂+3-4%降滤失剂+0.1%润

3、湿剂+1.0-2.0%增粘剂+0.5%提切剂Ⅰ+2.0-3.0%提切剂Ⅱ+4.5-5.5%防塌剂+1.5-2.5%石灰+1.0-2.0%氧化沥青油包水乳化钻井液油基基浆+CaCl2盐水30%=70∶30处理剂增粘剂、降粘剂、重晶石、石灰石五、页岩气钻井技术措施乳状液稳定性HTHP的滤液中不含有自由水。若HTHP滤失有增大趋势或滤液中有自由水，直接加入乳化剂。体系的电稳定性在49oC时，应保持在400-800伏之间高粘度补充柏油、提高固控设备效率和采用更细的筛布破乳体系的电稳定性降低，滤液中有自由水出现。在泥浆罐的液面上有时可以看到油带，钻井液暗淡粗糙。添加乳化剂和石灰，并伴随长时

4、间搅拌建页HF-1井油基钻井液维护要点五、页岩气钻井技术措施水湿性固相固相的大量沉降和振动筛上糊状泥团表明反转为水湿性，添加强效油润湿性的表面活性剂酸性物质污染原因：CO2和H2S气体的侵入特征：碱度下降是最好的证明。加入石灰可保持体系的碱度盐水侵水相增加即是有盐水浸入建页HF-1井油基钻井液维护要点五、页岩气钻井技术措施参考依据监测扭矩和摩阻的变化监测钻井液循环系统体积的变化监测振动筛上返回岩屑的变化7井眼清洗、降摩减扭五、页岩气钻井技术措施钻井参数对井眼清洁程度的影响性能影响情况排量表现特别突出。低，形成一个稳定的岩屑床。排量大，井眼清洁程度会高，但是太高的排量会引起过高的循

5、环当量密度，导致部分薄弱的地层会被压裂开井斜角井斜角在50-60度之间时，井眼是最难被清洁的机械钻速高，则井眼充分清洁的最低输送速度就会越高，大斜度时严格控制钻进速度，要尽可能地避免瞬间地高钻速钻屑尺寸小钻屑比大钻屑更加难以让人除掉环空尺寸根据研究结果，大环形空间的井眼清洁程度要难于小环形空间钻具旋转将有助于明显改变井内的流动状况，并确保钻井的安全性五、页岩气钻井技术措施提高井眼清洁程度措施多采取短起下钻更换柔性钻具组合进行通井和划眼，特别是对50度井斜以后的井段起下钻过程中分段循环高粘度的钻井液洗井，也可采用大排量进行洗井倒划眼增加旋转钻进的方式和接立柱时倒划眼时间清洁井眼五、

6、页岩气钻井技术措施其它降摩减阻措施使用高性能的钻井液体系。目前，为了实现页岩气层防塌，同时获得良好润滑性的目标，浅层大位移页岩气钻井基本都使用了油基钻井液。在钻具上选用和合理的位置、间距安放相适应的防磨减扭接头。变旋转接触为非旋转接触，不仅有效地保护了套管，同时也适当降低了复合钻进时钻具的扭矩五、页岩气钻井技术措施其他工具准备防磨减扭接头套管内安装间距为约20m裸眼内安装间距为约30m岩屑床清除工具CBI水力加压器五、页岩气钻井技术措施8下套管与固井下套管前用模拟套管串的钻具进行认真通井钻具下至井底后以正常钻进排量充分清洗井筒，有效清除岩屑床，并专人观察井口振动筛返出情况及液面监

7、测，保证井壁稳定、井下不漏；起钻前必须进行短起下钻作业。为降低下套管摩阻，通井起钻前调整完井液性能(1)套管顺利下入措施五、页岩气钻井技术措施套管加压装置套管井口加压装置能提供100kN的井口外加力，但不能循环回接套管采取加重钻杆或钻铤送入套管，然后悬挂于上层套管，然后回接至井口完成滚轮套管扶正器水平段加入滚轮套管扶正器，变滑动摩擦为滚动摩擦，达到降低下套管阻力，保证套管居中，提高固井质量的目的五、页岩气钻井技术措施增大下部套管的浮力，减少阻力套管漂浮组件包括漂浮接箍、止塞箍、盲