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苏丹FN-128井复杂事故处理钻井液技术

文档作者：陈博徐心彤朱伟文档来源： 1．中油长城钻探钻井液公司 2．北京化工大学 3．华北油田分公司采油工程研究院		点击数：	更新时间： 2022年12月09日
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第30卷第2期
2013年3月
钻井液与完井液
DRILLING FLUID &amp;amp; CoM PLETIoN FLUID
Vol_30 NO．2
M ar．2Ol3
【经验交流】
苏丹FN一128井复杂事故处理钻井液技术
陈博 ， 徐心彤 ， 朱伟
(1．中油长城钻探钻井液公司，北京；2．北京化工大学，北京；3．华北油田分公司采油工程研究院，河北任丘)
陈博等．苏丹FN一128井复杂事故处理钻井液技术【JJ．钻井液与完井液，2013，30(2)：83—85．
摘要FN一128井是位于苏丹六区Fula North地区的一口生产井，完井电测后因苏丹国内社会环境恶化被迫停
工长达48 d，井下情况复杂几近报废。复工后根据苏丹六区地层特点，通过分析井下情况，制定出了合理的钻井
液技术方案。使用KC1。Polymer钻井液，在划眼过程中解决了垮塌、缩径、井壁失稳、防漏等多个技术难题，没
有发生其他复杂情况，顺利完井，从FN一128井复工到完井仅用了10 d，进一步积累了钻井液技术经验。
关键词 钻井液；复杂事故；KC1一Polymer；苏丹六区
中图分类号：TE254．3 文献标识码：A 文章编号：1001．5620(2013)02—0083—03
苏丹六区Fula North地质构造复杂，地层稳定
性差[1-2]o以往的钻井施工过程中经常遇到井漏、
垮塌、缩径等问题。FN．128井在完井电测结束后，
由于苏丹国内社会局势问题被迫停工，时问长达48
d，井下情况变得非常复杂，在六区还是首次遇到，
对钻井液技术提出了更高的要求。
1 苏丹六区地质概况
该区地层分布从上往下依次为：① Tendi．Senma
组(205～476 m)，岩性以灰、绿灰及绿色泥岩为
主，岩性较软，水敏性强，易垮塌。下部夹薄层紫红
色泥岩和中粗粒砂岩。② Amal组(476～625 m)，
岩性为厚层砂岩，夹少量薄层绿色、紫红色泥岩，泥
质胶结，成岩性差，地层孔隙率高，易发生漏失。
③ Baraka—Ghazal—Zarqa组(625～1 059 m)，由灰色、
深灰色泥岩与粉、细砂岩组成，砂岩与泥岩不等厚互
层，易垮塌。④ Aradeiba组(1 059～1 256 m)，上部
为棕红色泥岩夹薄层砂岩，中部是深灰、灰绿和灰色
泥岩或棕红色泥岩夹薄层砂岩；下部为紫红色泥岩夹
薄层砂岩，底部多见5～10 m砂岩，可钴『生差，易发
生缩径。⑤ Bentiu组(1 256～1 450 m)，岩性为砂
岩，夹深灰、棕红色泥岩，成岩性差，泥岩具水敏l!生。
2 井下复杂状况分析
停工期间不向井内灌注钻井液，随着井内钻井
液向地层内部渗透，钻井液液面下降，井内静液柱
压力下降。由于钻井液液柱压力不能稳定井壁，井
壁应力失衡，同时井壁长时间被钻井液浸泡，水化
严重，造成井壁缩径或垮塌。由于井壁垮塌造成井
径扩大，局部大肚子井眼，环空返速降低，给划眼
过程中携砂清洗井眼带来困难，容易造成沉砂，形
成砂桥，造成起下钻困难、卡钻甚至井眼报废。苏
丹六区同时停工的另外一口井Moga 18．1井在划眼
过程中，上部井壁垮塌造成卡钻，最终把下部井眼
填埋后进行侧钻。说明由于六区地层的不稳定性加
上井壁长时间浸泡，给事故处理带来很大风险，对
工程措施和钻井液技术的要求很高。
3 不同地层钻井液技术方案
针对不同地层的特点及可能发生的问题分别制
订出了相应的钻井液技术方案，同时在处理井下复
杂状况的过程中，注意尽量避免发生新的事故，并
使用了具有良好抑制性的KC1一Polymer钻井液体系，
该钻井液在苏丹地区已应用多年，地层适应性好，
第一作者简介：陈博，硕士，工程师，毕业于清华大学化学工程专业，现在主要从事钻井液技术服务工作。地址：北
京市朝阳区北辰西路8号北辰世纪中心A座11层；邮政编码100101；E—mail：chenbo000 1@yeah．net。
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84 钻 井 液 与 完 井 液 2013年3月
技术成熟[3-4]。
3．1 Tendi．Senna地层
该地层水敏性强，易水化膨胀垮塌 J，下至井
深230 m处遇阻，开始划眼，有大量掉块返出，掉块
直径最大为5 cm~4 cm~3．5 cm，说明该地层长时间
浸泡后垮塌严重。划眼时既要保证钻井液的携砂性，
又要保持对井壁有一定的冲刷，使严重水化并处于
亚稳定状态的岩石在钻井液的冲刷下逐步剥离，形
成新的井壁，同时，通过降低钻井液的滤失量和提
高抑制性维持新井壁的稳定，防止进一步垮塌。
此段钻井液处理措施如下。①使用NH HPAN、
PAC—Lv等降滤失剂将钻井液中压滤失量降低至小
于3 mL，降低地层泥岩的水化程度，同时保持钻
井液中KC1含量在7％～8％，抑制井壁水化膨胀，
维持井壁稳定。② 由于此处井深较浅且裸眼段较短，
因此掉块返出难度不大。调整钻井液流动形态为紊
流状态，以保持对井壁亚稳定状态的泥岩进行适度
冲刷，使其逐步剥离井壁，通过降低滤失量和增加
抑制性来减缓井壁水化，形成新的稳定的井壁。
根据井径曲线可知，Tendi—Senna段井眼扩大率
为20％ 左右，井眼直径为25．08 cm，钻杆的外径为
12．7 cm，钻井液密度为1．12 g／cm ，排量为40 L／s，
由钻井液环空临界上返速度公式计算可知，钻井液
环空上返速度为0．68 m／s。钻井液的黏度和切力对
其环空上返速度的影响见表1。由表1可知，动切
力的变化对临界返速的影响比较大，而塑性黏度对
临界返速的影响很小。要维持钻井液紊流状态，钻
井液的流变参数应调整为塑性黏度在8-15 mPa·S，
动切力不大于2 Pa，动塑比在0．14～0．25 Pa／mPa·S
之间。降低动切力，要尽量减少大分子处理剂的用
量，同时用降滤失剂兼降黏剂NH HPAN以及降黏
剂XY-27和SPNH调节钻井液的流变性能。
表1 钻井液流变参数和临界返速的关系
在划眼到井深300 m左右时，钻井液一度没有
返出，同时泵压升高，说明由于环空掉块含量过高，
钻井液循环通道不畅造成憋泵。马上停泵并上提钻
具，缓慢尝试开泵，钻井液返 并且泵压恢复正常。
3．2 Amal地层
该地层主要由厚层砂岩组成，胶结性差，不会
存在大的掉块。以往施工过程中曾有过发生漏失的
记录，因此要重点预防漏失，同时注意稳定井壁。
处理措施为：维持钻井液密度不超过1．13 g／cm ；
加入3％FT-1和2％QS一2，增强钻井液的造壁性能，
并进一步降低滤失量。 于稳定井壁的考虑，调节
漏斗黏度为45～50 S，动塑比为0．5 Pa／mPa·S，使
钻井液环空流动为层流平板流状态，减小钻井液对
井壁的冲刷，并提高钻井液携带钻屑的能力。使用
XCD和CaC1，调节钻井液流变性，增加动塑比。通
过室内实验对配方进行优选，来确定处理剂的加量。
不同配方钻井液的流变参数见表2。由表2可知，
XCD和CaC1，的合理搭配可以调节钻井液流变参
数，5 配方调节钻井液动塑比在0．5 PaJmPa·S左右，
能满足设计要求。
表2 不同配方钻井液流变参数
3．3 Baraka—Ghazal—Zarqa地层
该地层为泥岩和细砂岩互层，泥岩为脆性泥岩，
易垮塌。与Tendi—Senna地层不同，此段掉块多为薄
片状泥岩，体积较小。由于这段井眼的轨迹不规则，
钻屑容易在此沉积形成砂桥，给起下钻和后续的下套
管工作造成障碍。FN．128井井径曲线见图1。
委
米
井深，m
注：1 in=25．4 mm。
图1 FN一128井井径曲线
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第30卷第2期 陈博等：苏丹FN．128井复杂事故处理钻井液技术 85
由图1可以看出，700～850 1TI井段井径扩大比
较严重，最大井眼尺寸超过508 mm。长时问浸泡又
造成新的垮塌，使得井下情况更加复杂。钻井液技
术重点在于维持井壁稳定，防止进一步垮塌，以及
减缓砂桥的形成。
当划眼井深超过700 113后，要经常短程起下钻，
破坏砂桥的形成。具体措施为每i00～150 II1短程
起下钻一次，起钻要到700 m以上的位置。如起钻
遇阻，则倒划眼将沉砂赶至上部井眼，然后循环带
出井眼。此后多次短程起下钻在此段都有遇阻显示，
说明有砂桥形成。划眼到底全井通畅以后，配制20
m 漏斗黏度为100 S的高黏钻井液进行洗井，将井
眼扩大段的沉砂带出，保证下套管工作的安全。
3．4 Aradeiba和Bentiu地层
Aradeiba地层缩径严重，划眼速度很慢。在划
眼过程中要注意不要钻出新的井眼，钻井液要保持
强抑制性和稳定井壁的能力。Bentiu地层是储层，
岩性以中粗砂粒胶结的砂岩为主，孑L隙率较高，而
且由于长时间浸泡，井内流体向储层扩散，对储层
产生危害，为尽可能减小油层损害，提高油气产量，
在划眼到油层前，钻井液中加入2％ 无渗透处理剂
BST-Ⅱ，阻止井内流体向油层扩散，以保护油气层。
4 钻井液维护工艺
清空所有循环罐，配制新的钻井液，配方如下。
0．5％Caustic Soda+2％Bentonite+3％NH HPAN
+1％PAC．LV+0．2％ PAC．RL+0．1％ KPAM +0．5％XY．27
+7％KCl
钻井液在套管内循环均匀后，测钻井液性能，
钻井液性能稳定后继续下钻，遇阻后开泵划眼，划
眼过程中，井内失效钻井液会不断混入。井内钻井
液由于长时间静置，性能产生变化，聚合物处理剂
分解失效，造成pH值下降，黏度和切力降低，滤
失量增大；重晶石及其他固相沉降；局部固相含量
高。为了维持钻井液性能稳定，在划眼过程中，至
少每1 h测量钻井液密度和漏斗黏度一次，每天至少
做2次全套性能实验，随时对钻井液『生能进行调整。
在划眼过程中， 由于井内原钻井液pH值低，
因此需要间歇补充Caustic Soda，维持pH值为8～9，
同时加入Biocide—HI，抑制钻井液中细菌繁殖，防
止细菌分解聚合物处理剂，特别是黄原胶类处理剂
XCD。处理剂功能失效会影响钻井液性能稳定。
由于原钻井液中处理剂大部分已经失效，因此
不断混入新的钻井液还会造成钻井液黏度和切力下
降，滤失量增大，使用XCD和CaC1，维持流变性，
使用NH4HPAN、PAC—LV把滤失量维持在3 mL以—Fc
要保证KC1含量在7％～8％，FT_1的含量不低于3％，
以维持钻井液良好的抑制性。
原钻井液中重晶石沉降，以及其他固相含量较
高，这部分固相属于有害固相，固相含量的增加会提
高塑性粘度，影响流变参数，同时会影响泥饼质量，
需要及时除去，因此固控工作是非常重要的。振动筛
使用孔径小于0．125 mm的筛布，除砂器和除泥器
要保证随钻运转，中速离心机和高速离心机要保证
使用时问，尽量除去原钻井液中的有害固相，同时
控制钻井液密度，防止压漏地层。
长时间静置使钻井液中的固相尤其是高密度的
重晶石沉降，钻井液密度不均匀，上部密度较低，
随着井深的增加钻井液密度会逐渐增大，在钻井液
处理时要注意控制密度，防止压漏地层。
5 结论
由于对地层特点和井下情况的准确预测以及制
定合理的钻井液技术方案，在划眼过程中没有发生
其他复杂情况，顺利完井，从FN一128井复丁开始
到完井仅用了10 d，进一步积累了钻井液技术经验。
参考文献
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(收稿日期2012—10—12；HGF=I302M8；编辑马倩芸)

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