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深水高温高压井钻井液技术

胡文军 程玉生 李怀科 向雄 杨洪烈 熊勇

胡文军, 程玉生, 李怀科, 向雄, 杨洪烈, 熊勇. 深水高温高压井钻井液技术[J]. 钻井液与完井液, 2017, 34(1): 70-76. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.013
引用本文: 胡文军, 程玉生, 李怀科, 向雄, 杨洪烈, 熊勇. 深水高温高压井钻井液技术[J]. 钻井液与完井液, 2017, 34(1): 70-76. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.013
HU Wenjun, CHENG Yusheng, LI Huaike, XIANG Xiong, YANG Honglie, XIONG Yong. Drilling Fluid Technology for Deepwater HTHP Well[J]. DRILLING FLUID & COMPLETION FLUID, 2017, 34(1): 70-76. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.013
Citation: HU Wenjun, CHENG Yusheng, LI Huaike, XIANG Xiong, YANG Honglie, XIONG Yong. Drilling Fluid Technology for Deepwater HTHP Well[J]. DRILLING FLUID & COMPLETION FLUID, 2017, 34(1): 70-76. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.013

深水高温高压井钻井液技术

doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.013
详细信息
    作者简介:

    胡文军,1979年生,毕业于江汉石油学院化学工程与工艺专业,现从事钻井液与完井液的技术管理与应用工作。电话(0759)3909815;E-mail:huwj10@cosl.com.cn。

  • 中图分类号: TE254.3

Drilling Fluid Technology for Deepwater HTHP Well

  • 摘要: LS25-1S-1深水高温高压井实钻井深为4 448 m,完钻层位为梅山组,采用六开井身结构,φ212.7 mm井段为目的层段,压力系数预测为1.70~1.84,安全密度窗口窄,需重点关注井控、防漏和水合物生成的预防;同时由于井底温度约为147℃,而出口温度只有17℃,保持钻井液在高密度下的高、低温稳定性、防重晶石沉降、良好流变性和储层保护是该井段技术重点。以LS区块气源为研究对象,通过利用水合物抑制软件HydraFLASH绘制不同抑制剂浓度下水合物P-T相图,优选出钻进及静止期间水合物抑制配方:(9%~15%)NaCl+5% KCl+10% KCOOH+(0~45%)乙二醇。选用了抗高温降滤失剂HTFL,其加量为0.8%时体系高温高压滤失量小于10 mL,泥饼质量好。研发了一种新型的封堵剂PFFPA,PF-FPA较FLC2000具有更好的封堵降滤失效果。性能评价结果表明,该体系抗温达170℃,高低温流变性平稳,能抗10%的钙土污染,而且沉降稳定性好,封堵能力强,渗透率恢复值在80%以上,储层保护效果好。在现场应用中,通过Drill Bench软件模拟,将排量降至1 400 L/min,此时ECD为1.94 g/cm3,小于漏失压力当量密度(1.96 g/cm3),ROP为10 m/h,岩屑传输效率仍在85%以上,满足携岩要求。该井顺利完钻,表明该套钻井液技术解决了现场作业难题。

     

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  • 收稿日期:  2016-11-05
  • 刊出日期:  2017-01-31

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