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页岩气钻井技术75384757

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页岩 钻井 技术 75384757
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页岩气钻井技术勘查关键技术页岩气基本情况一、页岩气开发情况二、页岩气钻井关键技术三、页岩气钻井技术难点四、页岩气钻井技术措施五、内容页岩主要类型黑色页岩碳质页岩油页岩硅质页岩铁质页岩主要产气页岩一、页岩气基本情况页岩成份粘土泥质砂岩主要成份1、页岩气1、页岩气赋存状态生成、运移、聚集吸附气20% ~85%自生、自储、自保无明显的盖层和圈闭低孔、低渗气藏特征渗透率一、页岩气基本情况分布范围广厚度大普遍含气一、页岩气基本情况¾早期以游离气为主,产量较高,递减快(第一年产量降到65%)¾后期以吸附气产出为主,产量相对较低,年递减率2%~3%,产量稳定¾预测页岩气田开采寿命可达50~80年2、页岩气、煤层气、天然气对比页岩气 煤层气 天然气成因类型 有机质热演化成因,生物成因 有机质热演化成因,生物成因有机质热演化成因,生物成因,原油裂解成因主要成分 甲烷为主,少量的乙烷丙烷等 甲烷为主 甲烷为主,乙烷、丙烷等含量变化较大成藏特点 自生、自储、自保 自生、自储、自保 生、储、盖合理组合分布特点 受页岩分布控制,有广布性 受煤层分布控制,有广布性 受生、储、盖组合控制储集方式吸附气和游离气并存,吸附气占20%~85%吸附气为主,占85%以上 受生、储、盖组合控制储层特征低孔、低渗特征,φ为4%k>300浅,般大于300米 一般大于500米资源潜力 456×1012012012气降压解析开采 排水降压解析开采 自然压力开采一、页岩气基本情况3、页岩气运移特征流动机理‹微小的基质孔隙中的气体向大孔隙和裂缝作扩散运动,达西定律; ‹基质孔隙表面的吸附气一定压力下发生解吸。从基质表面解吸通过基岩和微孔隙扩散在天然裂缝中的达西渗流一、页岩气基本情况4、世界页岩气分布情况总量:456 单位:1012(千亿 )一、页岩气基本情况我国探明储量约 30千亿 立方米,超过常规天然气 方米5、中国页岩气分布情况一、页岩气基本情况6、页岩气开采方式页岩气层低孔、低渗,多数含气页岩都需要实施水力压裂一、页岩气基本情况页岩气基本情况一、页岩气开发情况二、页岩气钻井关键技术三、页岩气钻井技术难点四、页岩气钻井技术措施五、内容1、国外二、页岩气开发情况二、页岩气开发情况页岩气挽救了美国乙烯产业新世纪初,石油20$/桶,后来当时电力不足的美国新电厂大半使用天然气,致使天然气的价格一度涨到10美元/百万英热单位。由于后来的经济衰退以及原料上涨的问题,导致美国的乙烯产品失去了竞争优势,石化工业随之陷入困境。随着页岩气的开发,2006年左右天然气产量大幅度增加,并且价格稳定,与原油价格联动淡化。尽管2008年经济危机程度超过前次,相反价格大幅度低于原油的页岩气成为美国石化工业复苏的“援军”。2010年石油平均价格在80$/桶,但由于页岩气供应的大幅度增加,天然气的价格仅约4美元/百万英热单位,于是美国乙烯产业的竞争力复活2、加拿大页岩气勘探开发情况加拿大是第二个开发页岩气勘探、研究和开发的国家。012012012该地区未发现天然气资源(包括常规和非常规)的34%。目前加拿大商业开采还处于起步阶段,1998 年底开始页岩气商业开采,×106欧洲才刚刚起步。二、页岩气开发情况建111,建页页1等大量页岩气井陆续生产、开钻和通过井位论证2010年4月16日至17日,国土资源部油气战略研究中心在重庆市组织召开全国页岩气资源战略调查和勘探开发学术研讨会,2009年8月,国土资源部在重庆市綦江县启动了中国首个页岩气资源勘查项目2004年开始前期基础性研究工作,2007年10月中国石油与美国新田石油公司签署了《威远地区页岩气联合研究》3、中国2007200920102011年二、页岩气开发情况‹2009年12月18日中石油第一口页岩气井威201井开钻, 2010年4月18日完钻。此井是四川盆地威远构造上的一口评价直井,设计井深2851米钻探此井的目的是为了获取黑色页岩的地化、岩矿、物性、岩石力学等资料,了解志留系龙马溪组和寒武系九老洞组含油气性资源二、页岩气开发情况页岩气钻井近况‹ 由国土资源部油气资源战略研究中心组织施工的第一口井深超千米战略调查井-岑页1井,于2011年4月13日在贵州省黔东南州开钻,设计垂深1500m。钻探目的是为开展页岩气资源潜力评价和有利区优选提供依据。二、页岩气开发情况‹中石化第一口页岩气水平井通过论证,并于2011年6月3日开钻。在建111井侏罗系自流井组东岳庙页岩段钻探获工业气流之后,为了加快鄂西渝东建南地区页岩气勘探步伐,获取页岩气评价参数,整体评价该区勘探潜力提供地质依据,通过科研人员精心准备,部署建页的是进一步落实单井产气能力,探索页岩气钻井工程及储层改造工艺技术。二、页岩气开发情况‹2011年4月18日,勘探南方分公司第一口页岩气水平井——涪页井构造位于川东弧形高陡褶皱带拔山寺向斜,以页岩气勘探有利层系下侏罗统自流井组大安寨段页岩层为目的层,设计完钻井深3692米,水平段长度1200米左右,钻井的目的是评价该地区页岩气产能,准确获取页岩气评价指标参数,力争涪陵地区页岩气勘探突破,为页岩气开发奠定基础。勘探南方从2010年开始着手页岩气的勘探研究,通过与陵地区页岩气分布广,厚度大,着良好的勘探开发前景。二、页岩气开发情况‹中国石化第一口开钻的页岩 油 水平井开钻。2011年4月23日,由河南油田施工的部署在河南油田泌阳凹陷深凹区的泌页井是我国第一口页岩油水平井设计斜深3661米,主要钻探目的是评价泌阳凹陷深凹区页岩油产能,进一步落实储量规模,为建立中国石化陆相页岩油勘探开发先导试验区奠定基础。页岩气基本情况一、页岩气开发情况二、页岩气钻井关键技术三、页岩气钻井技术难点四、页岩气钻井技术措施五、内容‡在钻井、完井降压的作用下,裂缝系统中的页岩气流(游离气)向井眼并且基质系统中的页岩气(吸附气)在基质表面进行解析;‡在浓度差的作用下,页岩气由基质系统向裂缝系统进行扩散;‡在流动势的作用下,页岩气通过裂缝系统流向井眼。三、页岩气钻井关键技术1、页岩气进入井眼途径页岩气的吸附气含量达到25%同时没有远距离的运移和聚合,因此,其开采必须借助于现代化的压裂工艺,通过进一步扩充裂缝,连通相关的孔隙,从而获得一定产能的页岩气。以前由于压裂工艺和设备的限制,导致无法获得页岩气具有工业价值的页岩气。现代设备和技术的快速发展,是目前页岩气工业能够有快速发展的重要因素之一三、页岩气钻井关键技术2、钻井井位部署1821年第一口工业页岩气井直井单支水平井多分支水平井丛式井丛式水平井三、页岩气钻井关键技术‹丛式水平井布井三、页岩气钻井关键技术原则 利用 最小的丛式井井场使钻井开发井网覆盖区域最大化。为 后期的批量化的钻井作业、压裂施工奠定基础。使 地面工程及生产管理也得到简化。 (路少、基础设施简单,天然气自发电,管理集中)可采用底部滑动井架钻丛式井组。每井组3~8口单支水平井,水平井段间距300、大位移井常采用三开的井身结构,9 5/8″技套下至造斜点前大位移井 是在定向井、水平井技术之后又出现的一种特殊工艺井。大位移井的定义一般是指井的水平位移与井的垂深之比等于或大于2的定向井且井斜角大于60°,具有很大的水平位移和很长的大井斜稳斜井段三、页岩气钻井关键技术地质导向工具、旋转导向钻井系统、闭环钻井、先进的随钻测量系统、新型钻井液、先进完井工具得到开发和应用,促进了长水平段水平井钻井技术的迅速发展,目前已经钻成了水平位移超过10,000m,最大水平段长度已达6000前国内现状:浅层大位移水平井钻井研究情况非常缺乏三、页岩气钻井关键技术页岩气钻井套管与固井技术井眼清洗技术 降摩阻技术三、页岩气钻井关键技术页岩气基本情况一、页岩气开发情况二、页岩气钻井关键技术三、页岩气钻井技术难点四、页岩气钻井技术措施五、提纲内容难点井壁稳定轨迹控制 摩阻、扭矩 钻具组合四、页岩气钻井技术难点套管居中轨迹控制摩阻、扭矩套管磨损岩屑床清除套管下入钻具组合套管受损1、井壁稳定性差井壁失稳井眼周围的应力场发生改变,引起应力集中,井眼未能建立新的平衡滤液进入层理间隙,页岩内粘土矿物遇水膨胀,形成新的孔隙、膨胀压力,削弱结构力成岩过程后,强结合水变成自由水,排不出则形成高压,孔隙压力高于钻井液密度四、页岩气钻井技术难点 浸泡前 浸泡5分钟浸泡10分钟扫描电镜照片 (裂缝,45倍)扫描电镜照片★ 层理和微裂缝较发育;★ 水或钻井液滤液极易进入微裂缝破坏其原有的平衡,导致岩石的碎裂。滤液进入后破坏泥页岩胶结性四、页岩气钻井技术难点页岩气井埋深浅泥页岩胶结差井斜大、稳斜段长各种相应的井下事故或复杂情况(井漏、井垮、钻具阻卡严重、埋钻具)的发生,从而限制了钻头、钻具组合、钻井液以及钻井参数的选择和确定;井壁稳定性差四、页岩气钻井技术难点裂缝发育,易发生井漏地层胶结差四、页岩气钻井技术难点‹起钻的负荷明显增加,下钻的阻力大‹定向滑动钻进时,无法明确判定钻头实际工作的钻压‹钻具在过高的轴向压力下会发生屈曲四、页岩气钻井技术难点井壁稳定钻具与井壁摩擦钻头扭矩机械扭矩和动态扭矩摩阻和扭矩高2、摩阻和扭矩高钻具屈曲情况屈曲 当轴向力低于临界屈曲载荷时,钻柱随这压力并 不屈曲,当超过这个临界值时将会发生屈曲变形成正弦波或者是“蛇形状”。钻具中和点以 下钻具是受压的,中和点以上钻具是受拉的。当钻杆承受过大的轴向压缩载荷时,钻杆会因较小的抵 抗轴向阻力而失效变弯,导致屈曲。一旦轴向压力超过了正弦临界屈曲力,钻柱会发生正弦屈曲(蛇形)。继续增加钻压,将导致钻柱的轴向压力继续增加 ,如果超过了螺旋临界屈曲力,钻柱将由正弦弯曲过渡到螺旋弯曲,即沿着井壁盘成螺旋状。四、页岩气钻井技术难点‹进一步增加磨阻、扭矩‹和井下事故复杂发生的机率四、页岩气钻井技术难点井壁稳定泥页岩的崩塌钻井液性能及返速钻井岩屑重力效应岩屑床难清除3、岩屑床难清除‹井漏、井垮以及其它井下事故和复杂情况‹频繁变化的扭矩严重干扰定向的实际效果,定向工具、钻头作用力方向控制和调节井壁稳定造斜点浅,井壁稳定性差定向工具面摆放困难井眼轨迹控制难4、井眼轨迹控制难目的层疏松,机械钻速高,井径变化大、扭矩规律性不强四、页岩气钻井技术难点5、套管磨损6、套管下入困难浅层大位移水平井,由于其定向造斜段造斜率高,斜井段滑动钻进,定向时容易在井壁形成小台阶;造斜点至下钻过程中容易形成键槽;井斜变化大,井眼难清洁,下套管过程中易发生粘卡。其次,由于井眼曲率大、水平段长,套管自由下滑小,摩阻大。套管的自重摩阻和弹性变形的摩阻非常大,直井段套管自重能够提供的驱动力非常有限,套管能否安全下至地质设计井深有很大的风险四、页岩气钻井技术难点四、页岩气钻井技术难点7、套管受损套管柱通过水平井弯曲段时随井眼弯曲承受弯曲应力作用。 同时,套管属于薄壁管或中厚壁管,套管柱随井眼弯曲变形时,即使弯曲应力未超过其材料的屈服极限,但套管截面已成为椭圆形状而丧失稳定性。由于椭圆的短轴小于套管公称尺寸,故一些工具无法下入。套管柱弯曲严重时也有可能产生屈曲变形破坏8、钻具组合选择局限性大浅层大位移水平井,由于造斜点浅,上部地层疏松,胶结质量差,同时页岩易垮塌的特性,上部钻具自身重量轻,加压困难,导致整个钻具组合的选择更加受限制。如果钻具组合选择不恰当,极易偏磨套管。扭矩、摩阻过大,也将极易导致发生钻具事故9、套管居中程度差由于造斜点浅,从造斜点至至斜将达最大井斜,下套管时,斜井段套管易与井壁发生大段面积接触。当井斜超过70°时套管重量的90%将作用于井眼下侧,套管严重偏心,上10、固井前洗井、驱替效果差,水泥浆胶结质量差‡岩屑床中的岩屑也难以清洁干净。‡油气层顶界埋深浅,顶替时接触时间短,不容易顶替干净。‡井斜角大、水平位移长,套管在井眼内存在较大偏心,低边泥浆难以驱动,产生“拐点绕流”现象‡油基钻井液必须进行润湿反转后,水泥浆才能有够胶结四、页岩气钻井技术难点11、固井过程中井漏固井作业过程中,井底浆柱产生的正压差 要比钻井过程中压差大得多。且要求水泥浆返至地面,封固段长,由于水泥浆摩阻 及携砂能力大于常规钻井液,顶替钻井液后期易造成水泥浆漏失。河页1井替浆过程 中漏失严重,井口失返,建111井、黄页1井也均出现不同程度漏失四、页岩气钻井技术难点页岩气基本情况一、页岩气开发情况二、页岩气钻井关键技术三、页岩气钻井技术难点四、页岩气钻井技术措施五、提纲内容1、井身剖面设计‡井位选择时,应尽量保证 井口的水平投影与A、以减少方位上的拐点。如果是丛式水平井,本着综合设计的原则进行水平井组的整体 设计,避免今后的防碰等意外情况的发生。五、页岩气钻井技术措施水平段井眼位置及方向的设计主要依据地应力资料水平井眼取向最大应力方向水平井眼 方向 沿最小水平应力方向钻进,后期压裂裂缝与井眼方向 垂直 ,压裂改造效果好。水平井眼 位置 选择在低应力区、高孔隙度区、脆性矿物富集区和富干酪根区,为后期压裂提供有利条件。‡设计合理的螺杆外径(在满足功率和造斜率的情况下,可考虑小尺寸的螺杆,同时,严格控制螺杆本体扶正器的尺寸,以减小井下摩阻,保证定向施工顺利。如建页平1井设计井下动力钻具时,所有螺杆外径应选为φ165体扶正器φ211~212‡井下钻具所有扣型均应设计为同一扣型,减少或杜绝转换接头数量,尽量简化钻具,保证井下施工安全注意事项五、页岩气钻井技术措施稳斜井段摩阻在总摩阻中占主要部分,当弯曲井段钻柱受压时,将导致总滑动摩阻增加。因此,建页平1井采用单圆弧增斜剖面,这种剖面轨迹简单,减少了大井斜井段复合钻进尺,增加了连续定向增斜进尺,能保证井眼轨迹平滑,减少了局部增斜和降斜井段,减小了钻柱与井壁接触面积,能有效降低全井摩阻。五、页岩气钻井技术措施2、优化钻具组合采用倒装柔性钻具结构,钻具下部使用斜坡钻杆,将加重钻杆放在井斜角30°以上井段,由上部加重钻杆提供钻压,下部钻杆代替钻铤传递轴向载荷,从而减少钻柱与井壁之间的作用力,降低摩阻和扭矩。优先“小度数单弯螺杆+无磁承压钻杆”的柔性倒装钻具组合事例井:165杆+φ210阀+无磁承压钻杆+无磁钻铤+ φ127500m+φ1270根+ φ127岩气钻井技术措施3、井眼轨迹控制坚持“ 少滑动,多旋转,微调和勤调 ”的原则。根据井眼轨迹的控制要求、钻具造斜率变化要求频繁以及尽可能减少起下钻次数,以有效降低键槽的发生,可采用可变径弯壳单弯螺杆进行定向,或者使用变径扶正器来有效调整造斜率的变化。对于水平段后期的施工过程中的扭矩、摩阻明显增加,钻压无法传递到钻头时,可采用旋转导向钻进的方法,从而实现旋转,并实现及时清理岩屑床,降低磨阻的目标五、页岩气钻井技术措施定向造斜设计:斜率较为紧张,复合钻井段很少,调整段基本没有,对于实际施工控制十分不利,一旦造斜率突变或地层提前,工作会十分被动。相应的复合调整段,有利于实际施工中的轨迹调整和着陆控制。但如果造斜率过高,大井斜稳斜段过长,又会造成井下摩阻增加,增加井下安全隐患,岩气钻井技术措施4、使用旋转导向等先进钻井技术和工具‡旋转导向钻井技术是一项尖端的自动化钻井新技术,国外钻井实践证明,在水平井、大位移井、大斜度井、三维多目标井中推广应用旋转导向钻井技术,既提高了钻井速度,也减少了钻井事故,从而降低了钻井成本‡使用变径弯壳单弯螺杆和变径扶正器五、页岩气钻井技术措施旋转导向钻井和常规螺杆复合定向井眼形状对比五、页岩气钻井技术措施5、合理的模拟计算井眼参数:,水平段长1003m。方案以7吨钻压滑动钻进时,向力、三轴应力、抗拉、抗压强度都可满足安全系数要求。但滑动钻进时钻压如果超过8吨,钻具会在井深3183500 2500 1500 500 0轴向拉力 (2004006008001000120014001600钻柱深度 (m)屈曲分析建页 滑动钻进泥浆密度 g/ 钻压 钻 头扭矩 0 0 40 60 80 100 120 140摩擦阻力 (2004006008001000120014001600钻柱深度 (m)摩擦阻力建页 滑动钻进泥浆密度 g/ 钻压 钻头扭矩 岩气钻井技术措施抗扭强度校核事例井选择水平段1003m、钻压100浆密度1.8 g/转钻进工况做计算0 100 200 300 400扭 矩 (2004006008001000120014001600钻柱深度 (m)抗扭强度建 页 旋 转 钻 进泥浆密度 g/ 钻压 钻头扭矩 岩气钻井技术措施6、井壁稳定泥页岩对钻井液的性能要求 强抑制、高封堵、高润滑 油基钻井液类型 组分 开始使用时间 特点原油作为钻井液 原油 1920年前后有利于防塌、防卡和保护油气层,但流变性不易控制,易着火,使用范围仅限于100℃以内浅井油基钻井液柴油、沥青、乳化剂及少量水(7%以内)1939年具有油基钻井液的各种优点,可抗200~25 0℃高温,但配制成本高,较易着火,钻速较低油包水乳化钻井液柴油、乳化剂、润湿剂、亲油胶体、乳化水(10%~60%)1950年前后通过水相活度控制有利于井壁稳定,与全油基钻井液相比不易着火,配制成本有所降低,抗温可达200~230℃低毒油包水乳化钻井液矿物油、乳化剂、润湿剂、亲油胶体、乳化水(101980年具有油基钻井液的各种优点,同时可有效防止对环境的污染,特别适用于海洋钻井第一代合成基钻井液合成基液、乳化剂、润湿剂、亲油胶体、乳化水(10%~60%)1990年酯基、醚基、聚α缩醛等人工合成的有机物作为基液。可生物降解,直接向海洋排放,抗温性差。第二代合成基合成基液、乳化剂、润湿剂、亲油胶体、乳化水(10%~60%)1995年 线性烷基苯(线性石蜡线性α异构烯烃(油基钻井液 基液、增粘剂、降滤失剂 2000年 机械钻速高、井壁稳定、减轻乳化堵塞可逆乳化钻井液基液、亲油胶体、乳化剂、润湿剂、乳化水(10%~60%)降滤失剂2000年以后 油包水和水包油之间相互转化五、页岩气钻井技术措施原油钻井液 柴油基钻井液 白油基钻井液气制油基钻井液全油基钻井液国外 国内开始研究时间 始于20年代 60类多且配套 种类数量极少油基钻井液体系 体系多 单一商业化程度 程度高 商业化程度较低现场应用 技术成熟,应用广泛 应用不普及总的来说,国内与国外还存在一定的差距国内油基钻井液现状五、页岩气钻井技术措施‹油基钻井液与水基钻井液性能对比油基钻井液 水基钻井液优点 缺点 优点 缺点热稳定性 环保 环保 热稳定性井壁稳定性,抑制性强井涌探测 井涌探测 井壁稳定性润滑性 压缩性和膨胀性 低压缩性 易于高温凝胶化失水控制 循环漏失趋势高 地质评估抗污染性差(2S,固相)卡钻趋势低 后勤保障抗污染好(2S,固相)无腐蚀性保护储层五、页岩气钻井技术措施水基和油基对井壁的影响五、页岩气钻井技术措施油基钻井液关键性能‡ 电稳定性(0/30乳状液的放大图70/30乳化不良¾分散液滴越小,体系分布均匀,稳定性好¾分散相增多,可变形粒子增多¾贾敏效应的阻力越大五、页岩气钻井技术措施性能 描述‡、滤失液是油‡润湿性 井壁以及钻具为亲水性,加入润湿剂将其反转为亲油性‡碱度控制(基钻井液的碱度其实是指体系中石灰 的剩余量,它对油基钻井液起着决定性的作用‡固相控制大多数固相最初具有亲水性,进入油基 钻井液中与油相接触变成油润湿,这既影响钻井液的稳定性,又增加钻井液的粘度、切力和密度五、页岩气钻井技术措施基础油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,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的罐 ,并接好长杆泵,40米管线,用于罐车卸 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‡页岩气油基钻井液维护要点钻井液密度密度≦g/度> g/0 ~ 85/15之间,以70/30起步T,4 油+乳化剂+助乳化剂 +3滤失剂+ 湿剂+粘剂+切剂Ⅰ+切剂Ⅱ+防塌剂+灰+化沥青油包水乳化钻井液 油基基浆+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接加入乳化剂。体系的电稳定性在49保持在400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,并伴随长时间搅拌页岩气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: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页岩气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、页岩气钻井技术措施其它降摩减阻措施¾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。¾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¾套管内安装间距为约20m¾裸眼内安装间距为约30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 100 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、盲板浮鞋以及与之配套使用的固井胶塞等。盲板浮鞋和止塞箍连接在套管串的最下端,中间隔有2~3 根套管;漂浮接箍安装在套管串中部。漂浮长度是指盲板浮鞋与漂浮接箍之间的套管长度,套管漂浮就是通过在这段套管内封闭空气或低密度钻井液实现的五、页岩气钻井技术措施1 —下滑套密封;2 —上 滑套密封;3 —外筒;4 —上锁销;5 —上滑套;6 —下锁销;7 —下滑套;8 —4 个循环孔;9 —顶替胶塞(2)漂浮接箍工作原理五、页岩气钻井技术措施‡旋转管柱。 通过旋转降低摩擦阻力提高下入能力是大位移井完井的另一项关键技术。旋 转管柱可以清除下入过程中由摩擦阻力引起的正弦屈曲、螺旋 屈曲和更为严重的自锁现象。旋转管柱要求套管必须具有高抗扭能力的 优质接头,且送入工具与尾管柱必须容易脱开 。‡特定的套管循环头工具。 利用下套管同时循环钻井液减小摩擦力的方法来提高套管柱下入能力 ,并降低卡钻的可能性五、页岩气钻井技术措施(3) 提高套管居中度‡优选具有较小的起动力和良好的复位性能,适合于浅层水平井井眼使用的双弓弹性扶正器。‡固井施工时,根据井眼的弯曲程度、井径变化率情况合理设计扶正器使用数量、类型和卡放位置。‡应用根据设计软件对扶正器卡放位置进行模拟,提供理论及参考依据。‡表层内、造斜段、平段合理安放和使用弹性扶正器、旋流刚性扶正器及滚子扶正器。‡水平井段采用轻浆或清水顶替,使套管在浮力作用下向井壁高边漂浮,减小套管的偏心程度,从而提高居中度五、页岩气钻井技术措施(4)优选冲洗液原因 :油基钻井液在套管壁和井壁上形成的油 基钻井液沉积物和泥饼,严重影响了水泥环和井壁的胶结强度,是影 响固井质量的关键因素。水泥浆、地层和套管壁均是亲水性质,必须进行润湿 反转。固井时前置液与井壁的接触时间一般只有几分钟,目前国内几分钟就能 有效清除井壁及套管上油基成分的前置液相对较少性能满足¾能改变油基钻井液中的乳化剂的极性,产生破乳 作用,使井壁和套管壁油润湿变为水润湿;¾具有亲油增溶作用,使两个界面充 分润湿,降低其界面张力;¾复合表面活性剂有较强渗透作用,易于分散在整 个油相中,渗入到乳化剂的保护膜中。¾油基钻井液液相为W/油膜分子表面 亲油憎水,与水泥浆液相不相容。选择性能优良破乳剂、润湿反转剂、增溶剂等表面活性剂作 为冲洗液,将井壁与套管壁上油膜进行破乳、润湿反转,将其液相变为O/选择的冲洗液 对界面上的油膜能产生较强烈渗透冲洗力,提高壁面的润湿性,降低表面张力 ,增强界面胶结亲和程度。¾冲洗液设计时可以选择“驱油冲洗液+ 隔离液+低密度水泥浆”组成的冲洗模式五、页岩气钻井技术措施(5)提高驱替效率大斜度及水平井段套管易偏心,容易导致窄边流窜;井斜角大,井眼清洁净化难。顶替时接触时间短,残留的钻井液不易驱替干净。‡下套管前,配制水平井眼清洗完井液清扫井底,保持井壁稳定。‡提高套管居中度,在水平井段和大肚子井段尽量使用旋流刚性扶正器,改变流体流速剖面,产生螺旋流,增加周向剪切驱动力,有利于将环空窄边钻井液和井壁黏稠钻井液驱替干净。‡选择具有“驱油降黏”冲洗液、“强力牵引”的隔离液,加大前置液使用数量及接触时间‡窄边井壁水泥浆不流动,井壁黏稠钻井液就无法驱替。在不能采用紊流固井时,宜用“稠浆慢替方法”提高驱替效率。五、页岩气钻井技术措施(6)水泥浆设计‡浆柱结构井漏风险;同时封固段较长,水泥浆在固井初期因失重而引起油气层压不稳,油气窜槽,影响固井质量。采用常规水泥浆、低密度水泥浆和超低密度多凝水泥浆固井,可以有效降低井底浆柱压力,减少漏失发生的几率,同时在稠化时间上形成梯度,利用水泥在凝结过程中的时间差来解决水泥因失重而压不稳产层造成的油气上窜问题。五、页岩气钻井技术措施‡优选水泥浆体系¾微膨胀增韧防漏水泥浆体系例:河页1井采用漂珠微硅低密度水泥 浆、微膨胀增韧防漏水泥浆体系固井施工,固井质量满足了后期工程酸压措施。水泥浆配方:16%漂珠+ 5%微硅+ 1%降失水剂+散剂+ 泡剂密 度(g/%)0滤失量(09倾斜45。 自由水(%)0稠化时间(压强度(378324h×%晶格膨 胀剂+1%增韧剂+1%降失水剂+散剂+凝剂+泡剂密 度(g/由水( %) 0滤失量(09 倾斜45。 自由水(%)0稠化时间(抗压强度(3780 24h×)(55℃/37岩气钻井技术措施¾胶乳水泥浆胶乳在低应力作用下增加了弹性形变恢 复能力,在高应力下胶乳水泥石表现出较强塑性形变能力,产生永久性塑性形变,吸 收能量,有助于提高水泥石抗冲击破坏的能力¾橡胶粒子弹性增韧防漏水泥浆通过在水泥中添加特殊弹性和增韧性材料,以改 善油井水泥石力学性能,赋予油井水泥石一种可控塑性形变能力,增加水泥石抗冲击破碎 性能,减轻水泥环在受冲击力作用时的应力集中所造成的破裂伤害程度。国内提高水泥环 抗冲击性能最常用的材料是能够增加韧性的纤维。它能够提高弹性的橡胶粉,将橡胶粉加 入到油井水泥浆中, 当水泥石受冲击力作用时, 力将传递到充填于其间的弹性体 橡胶粉颗粒。弹性体橡胶粉产生力的缓冲,并吸收部分能量,提高水泥石的抗冲 击性能,从而达到降脆增韧的目的缺陷:橡胶粒无法均匀的混入水泥中五、页岩气钻井技术措施¾快凝微膨胀增韧防漏水泥浆针对封固井段地层浅、易漏、井温低等特点,优 化水泥浆综合性能,在水泥浆中加入早强剂、晶格膨胀剂、增韧剂。选用新型晶格膨胀材 料,并辅以早强剂、增韧剂等其它水泥外加剂,在温度 45℃~150℃,压力0~60 均能产生一定的膨胀, 补偿水泥浆水化早期和后期体积收缩,并产生一定的体积膨胀, 尽而提高水泥环胶结质量。同时, 快凝微膨胀增韧防漏水泥浆系具有失水低、稠化时间可调、零 析水,且具有改善水泥浆力学性能、降低渗透率的特性,可有效提高水 泥浆防窜防漏能力 ,对环境不利影响¾泡沫水泥浆由于泡沫水泥除具有较低的水泥浆密度 外,还具有弹性、可压缩、可膨胀性和相对低的抗压强度、减少了由于受到外力水泥 环里裂缝产生和扩大的风险。适用于经常面临交变应力的场合和频繁大规模压裂的页岩气井五、页岩气钻井技术措施(7)模拟计算以事例井为例。计算参数如下:● 扶正器类型:弹性扶正器; ● 扶正器间隔:1个/根● 扶正器井段:400—井底(1784m); ● 摩阻系数:泥浆密度:1.2 g/.8 g/计算结果:种泥浆密度下套管均可顺利下入五、页岩气钻井技术措施由于摩阻系数的大小在下套管过程中的影响是非常大的,为保险起见,算结果显示,最大摩阻15吨,下至井深1710法下入。五、页岩气钻井技术措施在这种情况下,采用套管漂浮技术进行下套管作业。¾ 漂浮段200m,仍可能发生屈曲¾ 漂浮段为300m,即1480至1780m,可顺利下入¾ 漂浮段500m、1000m,都可顺利下入五、页岩气钻井技术措施五、页岩气钻井技术措施
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