Optimization of Sulfur-Resistant Drilling Fluid Techniques and Its Application in Drilling High Sulfur Content Reservoirs in Northeast Sichuan
-
摘要: 川东北地区铁山坡、罗家寨、渡口河、七里峡、正坝和菩萨殿气田飞仙关组气藏属于高含硫气藏～特高含硫气藏。针对川东北高含硫气藏地质特点和钻井液技术难点分析，提出钻井液抗硫工艺优化对策，并通过室内实验优选出抗硫钻井液体系配方，进行了钻井液黏度、pH值、碱度、油水比对吸收H2S效果的评价。研究结果表明，水基钻井液和油基钻井液优化抗硫工艺后具有较强的抗硫除硫能力。该抗硫钻井液体系在坡002-H4井和罗家24井现场试用非常成功，钻井周期大幅缩短、机械钻速明显提高，平均井眼扩大率降低，抗硫除硫效果明显，能够满足高含硫井钻进的要求，在下川东高含硫地层钻井方面有着广阔的应用前景。Abstract: Reservoirs in the Tieshanpo formation, the Luojiazhai formation, the Dukouhe formation, the Qilixia formation, the Zhengba formation and the Feixianguan formation in the Pushadan gas field in northeastern Sichuan are those with high or extra-high sulfur content gas reservoirs. This paper discusses the optimization of sulfur-resistant drilling fluid techniques for the drilling of these high sulfur content reservoirs based on the analyses of the reservoir formation geology and of the difficulties in drilling fluid operation. A drilling fluid with sulfur resistance was formulated through laboratory experiment. Laboratory evaluation of the effects of mud viscosity, pH value, alkalinity and oil/water ratio on the absorption of H2S has shown that the optimized water-based drilling fluid and the oil-based drilling fluid have good sulfur resistance. The sulfur-resistant drilling fluid formulated has been very successfully used on the well Po-002-H4 and the well Luojia-24; the drilling time was greatly shortened, the rate of penetration obviously increased, the average hole enlargement reduced, and the drilling fluid showed good sulfur-resistance and sulfur-removal during drilling. This drilling fluid has satisfied the requirements of drilling wells with high sulfur content, and has broad development and application prospects in drilling the high sulfur content formations in the lower east Sichuan area.
-
据已完成井统计资料显示，川东北地区铁山坡、罗家寨、渡口河、七里峡、正坝和菩萨殿气田飞仙关组气藏H2S含量一般为102.1～523.63 g/m3，属于高含硫气藏～特高含硫气藏，给安全钻井生产带来了极大风险，加之地质条件复杂，纵向上多压力系统交错、地层破碎、易漏、产层具有典型的“三高”特征、富含H2S、CO2等酸性气体、容易导致“漏转喷”、H2S中毒、钻具氢脆和井喷失控等复杂事故，井控安全风险极大[1-5]。川东北雷口坡组和嘉陵江组地层含石膏、盐水，易污染钻井液性能，引起井下复杂；嘉五组地层异常高压，二、三叠系地层褶皱剧烈，断层十分发育，浅层气活跃，可能钻遇异常高压或井漏。嘉三段地层产盐水，飞仙关组气、漏并存，且易发生黏卡，高含硫化氢，存在采空区，地层压力系数低，易发生压差卡钻和井漏。针对这些技术难题和潜在的安全隐患，优选出抗硫水基钻井液和抗硫油基钻井液体系，满足了高含H2S地层安全快速钻井的需要，对加快川东北地区高含硫飞仙关气藏的勘探开发具有重要指导意义[6-10]。
1. 钻井液抗硫工艺优化
1）高含硫井遵循“及时监测、先抗后除、抗除结合、致密封堵”的原则，开展硫化氢防治工作。
2）把握三高气田钻井液的“二合理、四足够”技术原则，确保其“一稳二高四强双保”特性。“二合理”技术原则如下：①合理的钻井液密度，其能平衡地层孔隙压力，同时不让流体进入井筒，维持设计高限；②合理的高膨润土含量，其对H2S有很好的吸附作用，有利于防硫。“四足够”技术原则如下：①足够的碱性调节剂（烧碱和生石灰），控制生石灰含量为0.8%～1.5%，配合0.5%～1.0%烧碱，确保井浆中残留一定的生石灰；②足够的pH稳定剂，水基钻井液的pH值不低于10.5，油基钻井液碱度不低于3.0；③足够的抗膏盐护胶剂，抗H2S污染，防高温降解；④足够的除硫剂，尽量执行设计上限。一稳：合理钻井液密度压稳地层流体的井筒压力平衡特性；二高：高pH值、高效抗硫抗酸性气体特性；四强：强碱性、强护胶性、强抑制性、强除硫的特性；双保：保护油气层和保护钻具防腐特性[11-14]。
3）钻遇硫化氢地层后，按配方高限及时补充烧碱、生石灰、RSTF、JD-6等强抗硫处理剂，维持钻井液具有较好的流变性和较高碱度，增强脱气性和抗硫除硫能力，及时清除硫化氢，防治污染钻井液和溢出危害设备和健康[15-16]。
2. 室内实验
2.1 抗硫水基钻井液配方优化实验
不同配方的抗硫水基钻井液性能评价结果见表1，钻井液配方如下。
表 1 抗硫水基钻井液体系配方优选实验配方 老化条件 ρ/
g·cm−3FLAPI/
mLGel/
Pa/PapH HTHP φ600/φ300 φ200/φ100 φ6/φ3 备注 FL/mL k/mm 1# 130 ℃、8 h 1.62 3.2 1.5/8.0 9.5 11.0 4.5 90/53 38/22 3/2 杯底无沉淀，玻棒直接到
底，有清脆撞击声2# 130 ℃、8 h 1.62 3.2 2.5/12.5 9.5 10.8 5.0 120/70 51/31 4/3 开罐比1#稠，杯底无沉淀，
玻棒到底，有清脆撞击声3# 130 ℃、8 h 1.60 3.6 0.5/4.0 9.5 11.2 5.5 58/31 21/12 2/1 玻棒不能到底，杯底有5 mm
沉淀，搅拌1 min后即散4# 130 ℃、8 h 1.59 3.4 0.5/4.0 10 9.8 3.5 48/26 19/12 2/1 玻棒直接到底，有清脆撞击声，
静置后无沉淀5# 130 ℃、8 h 1.60 3.0 0/0.25 10 10.8 7.0 34/19 13/9 1/1 玻棒不能到底，杯底有3 mm沉
淀，搅拌即散，静置后有沉淀0#（基础配方） 0.3%纯碱+0.5%烧碱+0.3%FA-367+3%PPL+3%超细钙+0.8%生石灰+7%KCl+10%有机盐+重晶石粉(密度为1.60 g/cm3)
1# 0#+4%原矿土+0.5%LS-2+5%JD-6+3%RSTF+1%沥青类防塌剂RF-9
2# 0#+4%原矿土+0.5%Redul+5%JD-6+3%RSTF+1%RF-9
3# 0#+4%原矿土+0.5%Redul+8%JD-6+5%RSTF+1%RF-9
4# 0#+3%原矿土+0.5%Redul+8%JD-6+5%RSTF+2%RF-9
5# 0#+3%原矿土+0.5%LS-2+5%JD-6+3%RSTF+1%WNSX
从表1看出，1#和4#配方效果较好，流变性好，中压滤失量和高温高压滤失量较小，泥饼质量薄而韧，高温老化后性能稳定，并且切力合理，具有一定的悬浮和携砂能力。
2.2 水基钻井液黏度对吸收H2S效果的影响
通过改变高分子量聚合物FA-367的含量，探讨黏度对吸收硫化氢效果的影响。实验条件：水基钻井液100 mL，H2S浓度为50 000 mg/L，流量为200 mL/min，温度为80 ℃。如图1所示，随着钻井液黏度增大，水基钻井液除硫效果减弱，由于黏度增大，硫化氢被钻井液不充分吸收，部分硫化氢溢出钻井液导致除硫效果减弱。随着污染进行，黏度增大导致除硫效果变差。
2.3 水基钻井液pH值对吸收H2S效果的影响
通过改变烧碱的含量，探讨pH值对吸收硫化氢效果的影响。实验条件：水基钻井液100 mL，硫化氢浓度为50 000 mg/L，流量为200 mL/min，温度为80 ℃，搅拌转速为50 r/min。从图2可以看出，随着水基钻井液pH值增大，除硫效果明显改善。因为随着烧碱含量增加，钻井液硫化氢突破能力和饱和能力升高，抗硫效果优良。NaOH与硫化氢发生酸碱中和反应，促进硫化氢溶解，除硫效果随着烧碱含量增大而增加。
2.4 抗硫油基钻井液体系优选实验
不同配方抗硫油基钻井液优选实验结果见表2。从表2可以看出，10#配方效果较好，切力合理，破乳电压较高，高温高压滤失量较低，携砂性能好，流变性较好，各项指标满足设计。
表 2 抗硫油基钻井液体系配方优选实验序号 配方 实验
条件PV/
mPa·sYP/
PaGel/
Pa/Pa碱
度FLHTHP/
mLφ600/
φ300φ200/
φ100φ6/
φ36# 白油+3%有机土+5%三合一乳化剂HFMO+5%降滤失剂HFLO+5%CaO+3%RF-9+5%超细钙+5%超微重晶石+35%CaCl2盐水（90∶10）+重晶石粉 65 ℃ 19 1.0 1/3 3.5 12 40/21 15/8 2/1 老化后 20 1.5 1.5/3 3.5 12 43/23 17/10 2/1 7# 白油+3%有机土+6%HFMO+5%HFLO+3%CaO+
3%RF-9+5%超细钙+5%超微重晶石+
35%CaCl2盐水（85∶15）+重晶石粉65 ℃ 19 1.0 1.5/3 3.5 14 40/21 15/9 2/1 老化后 21 3.0 1.5/3 3.5 14 48/27 19/11 2/1 8# 白油+7%有机土+6%HFMO+7%HFLO+3%CaO+5%
RF-9+6%超细钙+5%超微重晶石+3%除硫剂
JD-2+40%CaCl2盐水（85∶15）+重晶石粉65 ℃ 43 14.5 6/9 3.5 1.2 115/72 56/38 14/12 9# 白油+7%有机土+6%HFMO+7%HFLO+3%CaO+5%
RF-9+6%超细钙+5%超微重晶石+3%JD-2+30%CaCl2
盐水（85∶15）+重晶石粉65 ℃ 47 8.0 6/8 3.0 1.0 110/63 53/36 13/12 10# 白油+6%有机土+6%HFMO+7%HFLO+5%CaO+5%
RF-9+6%超细钙+5%超微重晶石+3%JD-2+30%CaCl2
盐水（85∶15）+重晶石粉65 ℃ 30 9.0 3/6 3.5 1.6 78/48 38/25 8/7 老化后 25 7.5 3/5 3.5 1.6 65/40 30/20 7/6 注：钻井液密度为1.22～1.25 g/cm3；老化条件为120 ℃、24 h；10#配方老化前和老化后的破乳电压分别为891、980 V。 2.5 油基钻井液黏度对吸收H2S效果的影响
通过改变10#配方钻井液中有机土含量，探讨油基钻井液黏度（见表3）对吸收H2S效果的影响。实验条件：钻井液350 mL，温度为80 ℃，H2S浓度为50 000 mg/L，流量为20 mL/min。不同钻井液的黏度值见图3。从图3可以看出，随着钻井液黏度增大，油基钻井液除硫效果减弱，由于黏度增大，H2S被钻井液不充分吸收，部分H2S溢出钻井液导致除硫效果减弱。随着污染进行，黏度增大导致除硫效果变差。
表 3 改变10#配方钻井液中有机土 加量后不同体系的流变性能体系 AV/
mPa·sPV/
mPa·sYP/
Pa10＇# 3.0 2.5 0.5 10＂# 8.5 7.0 1.5 10# 17.5 10.0 7.5 2.6 碱度对吸收H2S效果的影响
通过改变石灰含量，探讨油基钻井液碱度对吸收H2S效果的影响。实验条件：钻井液350 mL，温度为25 ℃，H2S浓度为50 000 mg/L，流量为20 mL/min。从图4可知，随着石灰含量增大，油基钻井液碱度增大，除硫效果明显改善。石灰含量增加，钻井液硫化氢突破能力和饱和能力升高，抗硫效果优良。氧化钙溶于油基钻井液水相中，与水反应生成Ca(OH)2，钻井液碱度增大，与硫化氢发生酸碱中和反应，促进硫化氢溶解，除硫效果随着石灰含量增大而增加。
2.7 油水比对吸收H2S效果的影响
通过改变油基钻井液的油水比，探讨其对吸收硫化氢效果的影响。实验条件：钻井液为350 mL，温度为80 ℃，H2S浓度为50 000 mg/L，流量为20 mL/min。
从图5可以看出，随着钻井液油水比的增大，H2S 溶解性增大，除硫效果变好。油水比增大，钻井液的油相体积分数增大，因此H2S 溶解效果增强，除硫效果优良，因此维持较高的油水比有利于抵抗H2S的污染。
3. 抗硫钻井液现场试验与效果评价
3.1 抗硫钻井液在坡002-H4井的应用
3.1.1 坡002-H4井概况
坡002-H4井是部署在铁山坡构造坡2井区断高的一口开发井，井型为水平井，井身结构设计为：Φ660.4 mm钻头×50 m；Φ455 mm钻头×750 m；Φ333.4 mm钻头×3230 m；Φ241.3 mm钻头×4012 m；Φ149.2 mm钻头（导眼井）×4434 m；Φ149.2 mm钻头（水平井）×5231 m。坡002-H4井的二开和三开选用抗硫水基钻井液体系，四开导眼和水平段选用抗硫油基钻井液体系。坡002-H4井应用井段抗硫水基钻井液的性能如表4所示。坡002-H4井应用井段抗硫油基钻井液的性能如表5所示。
表 4 坡002-H4井应用井段抗硫水基钻井液的性能井深/m ρ/（g·cm−3） FV/s FLAPI/mL PV/mPa·s YP/Pa YP/PV/（Pa/mPa·s） pH 2367～2656 1.43 45～49 3.4～4.0 24～27 4.0～5.0 0.015～0.208 10.0～10.5 2656～3884 1.43～1.73 45～53 2.8～3.6 19～40 3.5～9.0 0.023～0.194 10.5 3951 1.76 50 2.8 35 7.0 0.200 10.5 表 5 坡002-H4井应用井段抗硫油基钻井液的性能开次 井深/m ρ/（g·cm−3） FV/s FLHTHP/mL PV/mPa·s YP/Pa YP/PV/（Pa/mPa·s） 碱度 ES/V 导眼井 3958～4435 1.00～1.05 57～59 2.0～2.8 15～19 3.8～4.8 0.220～0.250 2.7～3.8 416～578 水平井 3966～4090 1.20 55～58 2.2～2.4 20～22 4.3～5.2 0.196～0.264 3.6～3.9 540～640 4123～4238 1.03～1.05 57 2.2～2.4 20～22 3.8～4.3 0.170～0.210 3.0～4.0 410～505 4238～5056 1.08～1.09 56～57 1.6～2.0 19～21 3.8～5.2 0.200～0.270 6.2～7.0 590～1020 3.1.2 应用效果评价
坡002-H4井的二开和三开通过强化钻井液抑制封堵能力和抗膏盐污染能力，保持钻井液具有良好的流变性和脱气性，突出的强碱性，钻井液中除硫剂加量控制在1.5%～3%之间，优化抗硫工艺，增强了钻井液的除硫效果。四开导眼和水平段维持井浆中除硫剂加量为3%，控制碱度在3.0以上、油水比为75∶25，进一步增强了除硫效果，安全钻至完钻井深5056 m。
在坡002-H4井嘉三地层的钻进过程中，在处理高压盐水层时，出现了2次高浓度H2S侵入的现象，第1次H2S浓度为56 mg/L，第2次H2S浓度为461 mg/L，钻井液的性能变化较小，体现了抗硫水基钻井液良好的除硫抗硫效果。四开Φ149.2 mm井眼水平段出现1次高浓度H2S侵入，地面监测H2S浓度为12 mg/L，钻井液的各项性能无变化，体现了抗硫油基钻井液良好的除硫抗硫效果。
3.2 抗硫钻井液在罗家24井的应用
3.2.1 罗家24井概况
罗家24井是部署在下川东罗家寨气田A井场的一口大斜度+水平段定向开发井，井身结构设计：Φ660.4 mm钻头×100 m；Φ444.5 mm钻头×1490 m；Φ311.2 mm钻头×2732 m；215.9 mm钻头×3974 m；Φ152.4 mm钻头×5172 m。三开选用抗硫水基钻井液体系，四开和五开采用抗硫油基钻井液体系。罗家 24 井应用井段抗硫水基钻井液性能如表6所示，罗家 24 井应用井段抗硫油基钻井液性能如表7所示。
表 6 罗家24井应用井段抗硫水基钻井液性能井深
mρ/
g·cm−3FV/
sFLAPI/
mLPV/
mPa·sYP/
PaYP/PV/
Pa/mPa·spH 2357 1.19 47 4.0 21 4.0 0.190 10.0 2500 1.18 45 2.8 17 3.0 0.176 10.0 2620～
28291.18 45～
502.6～
3.015～
203.0～
6.50.19～
0.3210.0 2944 1.20 45 3.2 16 4.5 0.281 10.5 3.2.2 罗家24井应用效果评价
三开强化钻井液具有良好的抑制性和抗膏盐污染能力，维持钻井液中1.5%除硫剂和pH值为10.0～10.5，保持钻井液具有良好的流变性，优化防硫除硫工艺，保证了除硫效果。
罗家24井的四开和五开均采用抗硫油基钻井液，加足护胶剂、沥青和生石灰，强化封堵胶结能力，维持具有良好的脱气性能，保持2%～3%除硫剂、碱度为3%～5%和油水比为80∶20，优化抗硫工艺。100%开启离心机控制密度自然增长，采用GGT硫化物测定仪每4 h定时检测硫离子浓度，并通过缓冲罐硫化氢探头检测H2S气体的浓度，可依靠此2种手段及时判断抗硫除硫效果，便于早发现问题早处理。在钻进过程中，钻井液的性能稳定，各指标变化小，碱度未降，未发生H2S污染现象，也未监测到H2S气体的溢出，钻井液中也未检测出硫离子，体现出抗硫油基钻井液有较强的抗硫除硫能力。
表 7 罗家24井应用井段抗硫油基钻井液性能开次 井深m ρ/(g·cm−3) FV/s FLHTHP/mL PV/mPa·s YP/Pa Gel/(Pa/Pa) 碱度 ES/V 油水比 四开 2984 1.20 66 2.2 33 8.0 3/4 3.0 510 80∶20 3255 1.23 65 2.0 29 7.0 4/6 4.5 520 80∶20 3406 1.25 63 2.0 29 8.0 3/5 4.5 610 80∶20 3615～4016 1.24 59 2.0 26 6.0～8.5 2.5～3/3.5～4 5.0 585～685 80∶20 五开 4019～4808 1.10 56～58 1.4～2.0 21～27 6.0～8.0 2.5～3/3～5 4.0～5.0 580～638 80∶20 4944～5250 1.11～1.12 56～57 1.6 24～29 6.5～8.0 3/4 5.0 627～753 80∶20 4. 认识及结论
1.优化钻井液抗硫工艺，提升钻井液自身防硫抗硫能力是解决高含硫井的关键。
2.抗硫水基和抗硫油基钻井液体系具有流变性好、滤失造壁性强、抑制性强、润滑性好、封堵能力强和热稳定性好、抗膏盐污染抗岩屑污染抗二价硫离子污染能力强、抗硫除硫效果好等优点。有利于提高钻井速度，降低复杂故障时率，能够满足高含硫井钻进的要求，在下川东高含硫地层钻井方面有着广阔的发展应用前景。
3.使用GGT硫化物含量测定仪定期监测钻井液中硫离子含量的方法，可提前发现钻井液中硫化氢入浸情况，做到早发现早处理，从而避免高含硫地层硫化氢溢出带来的安全风险。
-
表 1 抗硫水基钻井液体系配方优选实验
配方 老化条件 ρ/
g·cm−3FLAPI/
mLGel/
Pa/PapH HTHP φ600/φ300 φ200/φ100 φ6/φ3 备注 FL/mL k/mm 1# 130 ℃、8 h 1.62 3.2 1.5/8.0 9.5 11.0 4.5 90/53 38/22 3/2 杯底无沉淀，玻棒直接到
底，有清脆撞击声2# 130 ℃、8 h 1.62 3.2 2.5/12.5 9.5 10.8 5.0 120/70 51/31 4/3 开罐比1#稠，杯底无沉淀，
玻棒到底，有清脆撞击声3# 130 ℃、8 h 1.60 3.6 0.5/4.0 9.5 11.2 5.5 58/31 21/12 2/1 玻棒不能到底，杯底有5 mm
沉淀，搅拌1 min后即散4# 130 ℃、8 h 1.59 3.4 0.5/4.0 10 9.8 3.5 48/26 19/12 2/1 玻棒直接到底，有清脆撞击声，
静置后无沉淀5# 130 ℃、8 h 1.60 3.0 0/0.25 10 10.8 7.0 34/19 13/9 1/1 玻棒不能到底，杯底有3 mm沉
淀，搅拌即散，静置后有沉淀
下载: 导出CSV
表 2 抗硫油基钻井液体系配方优选实验
序号 配方 实验
条件PV/
mPa·sYP/
PaGel/
Pa/Pa碱
度FLHTHP/
mLφ600/
φ300φ200/
φ100φ6/
φ36# 白油+3%有机土+5%三合一乳化剂HFMO+5%降滤失剂HFLO+5%CaO+3%RF-9+5%超细钙+5%超微重晶石+35%CaCl2盐水（90∶10）+重晶石粉 65 ℃ 19 1.0 1/3 3.5 12 40/21 15/8 2/1 老化后 20 1.5 1.5/3 3.5 12 43/23 17/10 2/1 7# 白油+3%有机土+6%HFMO+5%HFLO+3%CaO+
3%RF-9+5%超细钙+5%超微重晶石+
35%CaCl2盐水（85∶15）+重晶石粉65 ℃ 19 1.0 1.5/3 3.5 14 40/21 15/9 2/1 老化后 21 3.0 1.5/3 3.5 14 48/27 19/11 2/1 8# 白油+7%有机土+6%HFMO+7%HFLO+3%CaO+5%
RF-9+6%超细钙+5%超微重晶石+3%除硫剂
JD-2+40%CaCl2盐水（85∶15）+重晶石粉65 ℃ 43 14.5 6/9 3.5 1.2 115/72 56/38 14/12 9# 白油+7%有机土+6%HFMO+7%HFLO+3%CaO+5%
RF-9+6%超细钙+5%超微重晶石+3%JD-2+30%CaCl2
盐水（85∶15）+重晶石粉65 ℃ 47 8.0 6/8 3.0 1.0 110/63 53/36 13/12 10# 白油+6%有机土+6%HFMO+7%HFLO+5%CaO+5%
RF-9+6%超细钙+5%超微重晶石+3%JD-2+30%CaCl2
盐水（85∶15）+重晶石粉65 ℃ 30 9.0 3/6 3.5 1.6 78/48 38/25 8/7 老化后 25 7.5 3/5 3.5 1.6 65/40 30/20 7/6 注：钻井液密度为1.22～1.25 g/cm3；老化条件为120 ℃、24 h；10#配方老化前和老化后的破乳电压分别为891、980 V。
下载: 导出CSV
表 3 改变10#配方钻井液中有机土 加量后不同体系的流变性能
体系 AV/
mPa·sPV/
mPa·sYP/
Pa10＇# 3.0 2.5 0.5 10＂# 8.5 7.0 1.5 10# 17.5 10.0 7.5
下载: 导出CSV
表 4 坡002-H4井应用井段抗硫水基钻井液的性能
井深/m ρ/（g·cm−3） FV/s FLAPI/mL PV/mPa·s YP/Pa YP/PV/（Pa/mPa·s） pH 2367～2656 1.43 45～49 3.4～4.0 24～27 4.0～5.0 0.015～0.208 10.0～10.5 2656～3884 1.43～1.73 45～53 2.8～3.6 19～40 3.5～9.0 0.023～0.194 10.5 3951 1.76 50 2.8 35 7.0 0.200 10.5
下载: 导出CSV
表 5 坡002-H4井应用井段抗硫油基钻井液的性能
开次 井深/m ρ/（g·cm−3） FV/s FLHTHP/mL PV/mPa·s YP/Pa YP/PV/（Pa/mPa·s） 碱度 ES/V 导眼井 3958～4435 1.00～1.05 57～59 2.0～2.8 15～19 3.8～4.8 0.220～0.250 2.7～3.8 416～578 水平井 3966～4090 1.20 55～58 2.2～2.4 20～22 4.3～5.2 0.196～0.264 3.6～3.9 540～640 4123～4238 1.03～1.05 57 2.2～2.4 20～22 3.8～4.3 0.170～0.210 3.0～4.0 410～505 4238～5056 1.08～1.09 56～57 1.6～2.0 19～21 3.8～5.2 0.200～0.270 6.2～7.0 590～1020
下载: 导出CSV
表 6 罗家24井应用井段抗硫水基钻井液性能
井深
mρ/
g·cm−3FV/
sFLAPI/
mLPV/
mPa·sYP/
PaYP/PV/
Pa/mPa·spH 2357 1.19 47 4.0 21 4.0 0.190 10.0 2500 1.18 45 2.8 17 3.0 0.176 10.0 2620～
28291.18 45～
502.6～
3.015～
203.0～
6.50.19～
0.3210.0 2944 1.20 45 3.2 16 4.5 0.281 10.5
下载: 导出CSV
表 7 罗家24井应用井段抗硫油基钻井液性能
开次 井深m ρ/(g·cm−3) FV/s FLHTHP/mL PV/mPa·s YP/Pa Gel/(Pa/Pa) 碱度 ES/V 油水比 四开 2984 1.20 66 2.2 33 8.0 3/4 3.0 510 80∶20 3255 1.23 65 2.0 29 7.0 4/6 4.5 520 80∶20 3406 1.25 63 2.0 29 8.0 3/5 4.5 610 80∶20 3615～4016 1.24 59 2.0 26 6.0～8.5 2.5～3/3.5～4 5.0 585～685 80∶20 五开 4019～4808 1.10 56～58 1.4～2.0 21～27 6.0～8.0 2.5～3/3～5 4.0～5.0 580～638 80∶20 4944～5250 1.11～1.12 56～57 1.6 24～29 6.5～8.0 3/4 5.0 627～753 80∶20
下载: 导出CSV
-
[1] 郑力会,张明伟. 封堵技术基础理论回顾与展望[J]. 石油钻采工艺,2012,34(5):1-9.ZHENG Lihui, ZHANG Mingwei. Review of basic theory for lost circulation control[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2012, 34(5):1-9. [2] 徐加放,邱正松,黄晓东. 谈钻井液封堵特性在防止井壁坍塌中的作用[J]. 钻井液与完井液,2008,25(1):3-5. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2008.01.002XU Jiafang, QIU Zhengsong, HUANG Xiaodong. Application of the sealing property of drilling fluids in bore hole stabilization[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid, 2008, 25(1):3-5. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2008.01.002 [3] 刘之的,牛林林,汤小燕. 复杂碳酸盐岩地层井壁失稳机理分析[J]. 西部探矿工程,2002,17(12):185-187.LIU Zhide, NIU Linlin, TANG Xiaoyan. Mechanism analysis on borehole wall in complex carbonate formation[J]. West-China Exploration Engineering, 2002, 17(12):185-187. [4] 杜青才,石晓兵,聂荣国,等. 高陡构造井壁失稳及井下复杂的机理研究[J]. 钻采工艺,2004,27(4):6-7.DU Qingcai, SHI Xiaobing, NIE Rongguo, et al. Mechanism research on sidewall unstability and downhole complexity in high and steep structure of Xinjiang oilfield[J]. Drilling & Production Technology, 2004, 27(4):6-7. [5] 朱宽亮,王富华,徐同台,等. 抗高温水基钻井液技术研究与应用现状及发展趋势(Ⅱ)[J]. 钻井液与完井液,2009,26(6):56-64.ZHU Kuanliang, WANG Fuhua, XU Tongtai, et al. Status in quo and progress(Ⅱ): study and application of high temperature drilling fluids[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid, 2009, 26(6):56-64. [6] 赵忠举,徐同台. 国外钻井液新技术[J]. 钻井液与完井液,2000,17(2):32-36.ZHAO Zhongju, XU Tongtai. New drilling fluid technology abroad[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid, 2000, 17(2):32-36. [7] 蓝强,李公让,张敬辉,等. 无黏土低密度全油基钻井完井液的研究[J]. 钻井液与完井液,2010,27(2):6-9.LAN Qiang, LI Gongrang, ZHANG Jinghui, et al. Study on clay-free low density whole oil base drill-in fluid[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid, 2010, 27(2):6-9. [8] 张立凡. 高密度油基钻井液在四川角 57 井的应用[J]. 钻井液与完 井液,1998,15(4):42-43.ZHANG Lifan. Application of high density oil-based drilling fluid in the Jiao 57 well of Sichuan[J]. Drilling Fluid and Completion Fluid, 1998, 15(4):42-43. [9] 安文忠,张滨海,陈建兵. VersaClean 低毒油基钻井液技术[J]. 石油钻探技术,2003,31(6):33-35. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2003.06.012AN Wenzhong, ZHANG Binhai, CHEN Jianbing. VersaClean-a low-poison oil mud[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2003, 31(6):33-35. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2003.06.012 [10] 张炜,刘振东,刘宝锋,等. 油基钻井液的推广及循环利用[J]. 石油钻探技术,2008,36(6):34-38.ZHANG Wei, LIU Zhendong, LIU Baofeng, et al. Popularization and recycling of oil-based drilling fluid[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2008, 36(6):34-38. [11] 张高波,高秦陇,马倩芸. 提高油基钻井液在页岩气地层抑制防塌性能的措施[J]. 钻井液与完井液,2019,36(2):141-147. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.02.002ZHANG Gaobo, GAO Qinlong, MA Qianyun. Discussion on the enhancement of the inhibitive capacity of oil base drilling fluids in shale gas drilling[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid, 2019, 36(2):141-147. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.02.002 [12] 杨振周,刘付臣,周春,等. 抗超高温高密度油基钻井液用新型降黏剂的性能[J]. 钻井液与完井液,2018,35(2):35-39. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.02.005YANG Zhenzhou, LIU Fuchen, ZHOU Chun, et al. Study on the performance of new ultra-high temperature high density oil base mud thinners[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid, 2018, 35(2):35-39. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.02.005 [13] 王建华,张家旗,谢盛,等. 页岩气油基钻井液体系性能评估及对策[J]. 钻井液与完井液,2019,36(5):555-559.WANG Jianhua, ZHANG Jiaqi, XIE Sheng, et al. Evaluation and improvement of the performance of oil base drilling fluids for shale gas drilling[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid, 2019, 36(5):555-559. [14] 潘谊党,于培志. 密度对油基钻井液性能的影响[J]. 钻井液与完井液,2019,36(3):273-279.PAN Yidang, YU Peizhi. Effect of density on the performance of oil base drilling fluids[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid, 2019, 36(3):273-279. [15] 王星媛,欧翔,明显森. 威202H3平台废弃油基钻井液处理技术[J]. 钻井液与完井液,2017,34(2):64-69. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.011WANG Xingyuan, OU Xiang, MING Xiansen. Disposing waste oil base drilling fluid from the Wei 202H3 platform[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid, 2017, 34(2):64-69. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.011 [16] 李茂森,刘政,胡嘉. 高密度油基钻井液在长宁—威远区块页岩气水平井中的应用[J]. 天然气勘探与开发,2017,40(1):88-92. doi: 10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2017.01.015LI Maosen, LIU Zheng, HU Jia. Application of high density oil-based drilling fluid in shale gas horizontal wells of Changning-Weiyuan block[J]. Natural Gas Exploration and Development, 2017, 40(1):88-92. doi: 10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2017.01.015 期刊类型引用(4)
1. 肖金裕，周华安，暴丹，汪伟，杨兰平，江显俊. 川东北飞仙关高含硫地层油基钻井液复合除硫技术. 钻井液与完井液. 2024(03): 350-356 . 
本站查看2. 王纯全，严海兵，邓天安，刘波，杨代林，田发斌. 一种添加自交联环氧树脂乳液的防腐韧性水泥浆. 钻井液与完井液. 2024(04): 522-530 . 本站查看3. 文绍牧，肖杰，计维安，青春，黄雪松，邱蜀峰，杨建，张连进. 四川盆地特高含硫气田安全高效开发关键技术创新与成功实践. 天然气工业. 2024(11): 37-49 . 
百度学术4. 江显俊，何涛，张谦，贾定，傅相友，刘智敏，邱夏. 低密度强封堵抗硫油基钻井液在高含硫井的应用. 化工技术与开发. 2024(12): 24-31+64 . 百度学术其他类型引用(2)
-
下载:
百度学术
点击查看大图
计量
- 文章访问数: 460
- HTML全文浏览量: 149
- PDF下载量: 107
- 被引次数: 6
