N现代完井工程3.docx
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N现代完井工程3
第三章完井液和射孔液
钻开油气层的完井液实际上就是钻开油气层的钻井液,它必须具有保护油气层,保证下安全和钻井工作顺利进行的功能。
因此,它实际上是钻井液体技术与油气层保护技术的综合应用技术,即保护油气层的钻井完井液技术。
射孔液是完井过程中射孔时的工作液,它应具有保护油气层又能满足射孔施工工艺的要求。
第一节钻井完井的基本要求
不同的油藏及不同的钻井工程要求所使用的钻井完井液类型及性能各不相同,但其基本要求都相似,即它一方面必须具有钻井液的功能,另一方面又必须满足保护油气层的要求。
作为钻井液它必须具有以下功能:
1)控制地层流体压力,保证正常钻井。
为此,要求钻井液的密度可以根据井下实际情况和钻井工艺要求进行调整,以有效地控制地层流体。
2)具有满足钻井工程必须的流变性,为满足喷射钻井的要求,钻井完井液的流变参数应按最大限度发挥水功率的要求进行优选;为保证有效的清洗井底携带岩屑和悬浮加重材料,钻井完井液必须具有相应的流变特性;同时,钻井完井液流变特性的确定必须考虑固井提高顶替效率的需要。
3)稳定井壁。
要求钻井完井液的密度、抑制性、滤失造壁性和封堵能力等能满足所钻地层要求,保持井壁稳定。
4)改善造壁性能,提高泥饼质量,稳定井壁,防止压差卡钻。
改善造壁性能是钻井完井液的重要要求,它不仅是稳定井壁的需要,而且对于在钻开渗透率较高的储层时是防止压差卡钻的关键,同时又是保护油气层所必须,因而是钻井完井技术中的关键技术之一。
5)其它钻井液所必须具备的功能。
另一方面,它又必须能较好的防止对所钻油气层的损害。
不同类型的油气层遇到不同类型的完井液都有不同的损害。
其损害情况随油气层特性和完井液性质不同而异。
但总的来说,根据目前的认识,它们的损害机理都包括在参考文献[1]所讨论的范围之内。
因此,根据不同的油藏,认清其损害机理,找出其损害原因,筛选与之相适应的完井液体系和确定相应的应用工艺,是保护油气层完井液技术的核心内容。
钻开油气层,破坏了油气层原有的平衡状态,使油气层开始与外来工作液(钻井液、水泥浆等)接触,这必然会给油气层带来损害。
因此,钻开油气层时,防止油气层损害的问题是保护油层技术的系统工程中必须充分重视的第一环节。
由于钻开油气层破坏了油气层原有的平衡,同时钻井液、水泥浆等工作液与地层较长期的接触,因此一切由此而引起的油气层损害问题都可能发生。
它们包括:
工作液中固相粒子进入油气层造成损害、工作液中液相进入油层后引起的地层固相(主要是各类粘土及其它亲水性次生矿物)的水化、油层表面的润湿反转、水锁效应、外来水相与油乳化堵塞、与地层不产生化学沉淀、结垢、微粒运移以及井喷、井漏、井塌等因素造成的油气层损害等。
因此,在钻井过程中,必须根据油藏特性及潜在问题,在充分认识所钻油气层在钻井过程中损害机理的基础上,准确分析损害的原因,然后有针对性地采取钻井作业措施,方能收到保护油气层的效果,以保证油气层的及时发现和使油气层保持原有产能,从而使保护油气层系统工程的第一个环节达到预期效果。
钻开油气层的过程一般都要维持一段时间,它对油气层的损害包括从钻开油气层起一直到固井完成为止的全过程中多个环节,其中压差、钻井液浸泡时间以及环空返速均有影响。
因此,钻进过程对油气层损害的影响也应分段研究,但就其对油气层损害的一般规律,可对其影响因素归纳如下:
1)钻井液中的固相含量及固相粒子的级配。
在钻开油气层时,使用钻井液必然对油气
层造成一定程度的固相粒子堵塞,钻井液中固相含量愈高,对油气层损害愈大(图4-1)。
固相对油气层损害的大小决定于固相粒子的形状、大小及性质和级配。
在钻井过程中,大于油层孔喉直径的粒子不会侵入油层造成损害,而比油层孔喉直径小的粒子进入油层则会造成损害。
颗粒愈小,侵入深度愈大。
若钻井液中含有细颗粒或超细颗粒,则侵入深度和损害程度更大。
若钻井液中各种大小直径的粒子都有,则细粒子及超细微粒的侵入深度将降低,但在损害带的损害程度并不减小。
固相粒子的损害对裂缝油藏更为突出。
因此,搞好固控,减少钻井液中固相含量,特别是细及超细粒子含量,并使它们保持一个合理的级配,是减少钻井液固相对油层损害的重要内容。
同样若钻进中井壁不稳定、页岩坍塌、井径扩大、泥页岩造浆等因素造成钻井液的固相含量增加,都将会加剧固相对油层的损害。
2)钻井液对粘土水化作用的抑制能力。
油层中粘土的水化膨胀、分散、运移是油层水敏损害的根本原因,钻井液对粘土水化的抑制性愈强,则地层水敏损害愈小。
因此,针对油层中的粘土类型和性质,提高钻井液的抑制性是保护油层钻井技术的另一主要内容。
3)钻井液液相与地层流体的配伍性。
钻井液液相与地层流体若经化学作用产生沉淀或形成乳状液,都会堵塞油层,其中水基钻井液滤液与地层水的不配伍可能形成各类沉淀,是最常见的损害(结垢).
4)各种钻井液处理剂对油层的损害。
各类钻井液处理剂随钻井液滤液进入油层都将与油层发生作用,尽管其作用类型、机理会因处理剂种类和油层组成结构不同而异,但大都会对油层产生不同程度的损害。
由于处理剂是钻井液的必要成分,因此,针对油藏特性,选择适当的处理剂是钻井过程中保护油层技术的又一重要内容。
为了实现其对油层的保护功能,钻井完井液必须满足以下要求:
1)保持钻井完井液的液相与地层的相容性。
与油气层中液相的配伍性。
包括不与地层水发生沉淀,不与油发生乳,无气泡产生。
与油气层敏感性的配伍性。
尤其对于水敏、盐敏、碱敏较为严重的地层更更需特别注意
对油气层润湿的影响。
以上与储层各方面的配伍性需要适当选择完井液的组成,包括处理剂、无机盐、表面活性剂等,用有效的评价方法加以验证价而确定。
2)严格按照储层孔喉结构特点,控制钻井完井液中固相(特别是粘土、重晶石)的含量及其级配。
以减少钻井完井液中固相粒子对储层的损害。
3)注意防止完井液对钻具、套管的腐蚀作用。
由于完井液中大多含有各类无机盐(NaCl,KCL,CaCL2等),它们对钻具和套管的腐蚀更为突出,不仅降低钻具和油井的寿命,而且腐蚀产物会损害地层。
4)对环境无污染或污染可以消除。
5)体系性能稳定,保证井下安全,在深井井段还需考虑其热稳定性问题。
6)成本不高,应用工艺简单。
目前国内外的实践证明,效果良好的钻井完井液成本高且应用工艺复杂(包括配制、使用、净化维护护处理等)。
因此研究和开发效果好、成本低、应用工艺简单的钻井完井液,成为目前国内外完井液技术的主要研究内容及发展方向。
第二节钻井完井液体系及其应用
钻开油气层的钻井完井液实际使用时,应根据所钻油层的地层压力、岩石组成结构特性及地层流体情况等不同条件,选择不同类型和不同组成特性的钻井完井液。
因此,国内外使用的钻井完井液种类很多,按其成分及作用原理大体可分为三大类。
1)气体类:
空气、雾、泡沫、充气钻井液等。
2)水基类:
无固相清洁盐水钻井液、无粘土有固相完井液(暂堵型体系)和改型钻井液等。
3)油基类:
油基钻井液、油包水乳化钻井液等。
一、气体类钻井完井液
钻遇低压油气层(一般压力系数小于1)时,为了对油层不产生过大的正压差,避免油气层损害,不能采用常规的水基钻井液和油基钻井液。
在地层条件允许的情况下,应采用气基类钻井完井液。
严格地讲,由于它们并不都是以气体作为分散介质的体系,所以简单称为气基钻井液并不准确,只不过都是通过气体这个气体这个组分来达到使钻井完井液体系密度低于lg/cm3,以利于钻进低层的目的。
1、空气
空气流体是指由空气或天然气、防腐剂、干燥剂等组成的循环流体。
由于空气的密度低,常用以钻漏失层、地层敏感性强的油气层、溶洞性低压层和低压生产层等。
其机械钻速与常规钻井液相比可增加3~4倍。
具有钻速快、钻井时间短、钻井成本低等特点。
使用空气钻井时需要在井场专门配备空气钻井设备。
在一般情况下,地面注入压力为0.7~1.4MPa,环空流速为762~914m/min时能有效进行空气钻井。
它的使用常受井深、地层出水、井壁不稳等问题的限制。
2、雾
雾液是由空气、发泡剂、防腐剂和少量水混合组成的循环流体,是空气钻井过程中的一种过渡性工艺。
即当钻遇地层液体时,如果地层液体时,如果地层出液量低于24m3/h,可用雾液来钻进低压油气藏;如果地层出液量大于24m3/h,就只能采用泡沫液钻进。
在雾液中空气是连续相,液体是非连续相。
当用雾液钻井时,空气需要量通常比空气钻井高30%,有时要高50%.并视井内出液量情况,通常要向井内注入20~50L发泡液(其中99%是水,1%为发泡剂)。
为了能有效地将岩屑携带出井口,地面注入压力一般高于2.50MPa,使井内环空流速要达到914m/min以上。
由于空气和雾液环空压力很低,是在负压下钻井,对生产层的影响很小。
3、充气钻井液
充气钻井液是将空气注入钻井液内来降低流体液柱压力。
充气钻井液的密度最低可到0.5g/cm3,钻井液和空气的混配比值一般为10:
1.用充气钻井液钻井时,环空速度要达到50~500m/min,地面正常工作压力为3.5~8MPa.在钻进过程中要注意空气的分离和防腐、防冲蚀等问题。
4、泡沫液
目前,泡沫液是钻进低压产层常用而有效的工作液。
用它作修井液也可收到良好效果。
最常用的钻井泡沫液是稳定泡沫。
它在地面上形成后再泵入井内使用,故而也称作预制稳定泡沫。
(1)稳定泡沫完井液的应用特点
1)泡沫密度低,井内流体静压力低:
一般情况下,泡沫密度为0.032~0.065g/cm3,而液柱静压力只有水的2%~5%,对产层产生负压差,因而对产层损害很小。
但对由于力学因素而造成井壁不稳定的地层,不宜采用。
2)稳定泡沫的携屑能力强:
稳定泡沫是密集细小的气泡由强度较大的液膜包围而成的一种气-水型分散体系。
它的密度较小,但有较大的强度,具有一定的结构,因此在较低速度梯度下有较高的表现粘度,所以它在井内环空里流动时会形成柱塞上移。
由于此柱塞粘度高,强度大,因而对钻屑有很强的举升能力,加上泡沫的可压缩性很强,在泡沫上升的过程中存在的膨胀趋势,也对钻屑的举升有利,所以,好的稳定泡沫的携屑能力可达水的10倍,比常用钻井液高4~5倍,完全可以满足钻井过程中净化井底和携屑的要求。
显然,泡沫的携屑能力与泡沫稳定性及泡沫强度有直接的关系。
3)液量低:
泡沫中水相含量不得高于25%.水相含量低,而且束缚于液膜中,因此与油层接触和进入油层的可能性大大减少。
4)流体中无固相:
除钻屑外,泡沫中可以不含其它的固相(即可不选专用的固体泡沫稳定剂),因而减少了固相的损害。
5)一般不能回收,无法循环使用:
预制泡沫入井循环返回地面后难以回收,其回收装置要求较高,而通常让其排空。
所以一般泡沫液入井只使用一次,不循环使用。
显然研制实用、有效的泡沫回收装置是它的一个重要方向。
(2)泡沫组成与配制
钻井用泡沫的种类很多,但就其基本组分而言,有以下几种:
1)淡水或盐水。
其矿化度和离子种类依地层条件而定,水的含量为3%~25%(体积比)。
2)发泡剂。
它是一些具有成膜作用的表面活性剂,种类很多,常用的有烷基硫酸盐、烷基磺酸盐、烷基苯磺酸盐、烷基聚氧乙烯醚和烷基苯基聚氧乙烯醚等。
3)水相增粘剂。
用以提高水相粘度的水溶性高分子聚合物,如CMC等,加量以使水相粘度适宜为度。
4)气相。
空气、氮气,由压风机及专门供气设备提供。
5)其它。
用以提高泡沫稳定性的专用组分等。
泡沫组成(配方)是否合适,除了它与地层是否匹配外,主要是看这种组成形成的泡沫液的稳定性。
若稳定性愈强,则其组成(配方)好,反之则差。
而泡沫稳定性可用泡沫寿命或半衰期来衡量,其测量办法可参阅有关专著。
泡沫组成确定好之后,能否形成可在井下实际使用的泡沫液,关键在于专用配制设备。
目前,国内外都有定型设备供现场使用。
(3)泡沫气液比的确定
这是泡沫组成中的一个重要问题,但它不是一个简单的配方问题,而是一个复杂的应用工艺。
一般而言,泡沫中液相占3%~25%(体积比)即可形成具有优良携屑能力的稳定泡沫。
当液相体积低于3%(称为干泡沫)时,泡沫稳定性变差,常合并成为气泡,甚至成为“气袋”,丧失泡沫的携带能力。
当液相体积高于25%(称之为湿泡沫)时,泡沫结构也趋于破坏,成为混气液体,形成流动性质类似水溶液的水泡沫,携屑能力类似水,失去泡沫的作用。
形成泡沫中水相与气相的比,由注气量和水量来调整和控制,一般而言,注入气量为12~30m3/min,注入水量为40~200L/min,在地面工作压力为1.5~3.5MPa条件下,保持2.5~1.0m/s的环空返速,可保持井眼的净化。
但是,由于气体体积受温度、压力变化的影响比水大得多,因此,在泡沫使用过程中所形成的稳定的气水比随着泡沫所受的温度压力的变化而大幅度变化。
所以要使全井段保持稳定泡沫,需要正确地设计出各井段温度和压力条件下都合适的气水比,然后确定出总的注入量和比例。
这是一个涉及很多因素(井眼基本参数、空气注入量、泡沫注入速度及机械钻速等)的复杂问题。
国外一般利用计算机专用程序进行控制。
(4)环空回压控制
为适应地层条件,钻进中需控制和调整流体对地层的压力,以保证钻井的顺利进行和井下的安全,一般可用控制环空回压的办法来解决。
为了及时了解井下压力变化,控制井下泡沫的气液比也需采用控制环空回压的办法。
因此控制环空回压是泡沫钻井技术的必要组成部分,一般采用在井口出口和排屑管线之间安装回压阀来控制,可收到预期的效果。
(5)泡沫液的流变性
由于泡沫中气体的可压缩性很强,从而使泡沫的流变性及其研究方法都大大地不同于一般流体。
这是一个新的领域,目前国内外正在进行研究,还没有重大的突破。
综上所述,只要地层条件和井下情况允许,在低压油气层采用了泡沫钻井是目前最好的方法之一。
在我国的新疆、长庆等油田的低压油层,都成功地使用了泡沫液作为钻井完井液和修井液,收到了明显的效果。
二、水基类钻井完井液
这是目前国内外使用最广泛的一大类钻井完井液体系,它是一种以水为分散介质的分散体系,最常用的有三大类。
1、无固相清洁盐水
(1)基本思路
消除固相对油层的污染,工作液中完全不含固相而又能满足保护油层及钻井工艺的两大要求。
1)体系为不含任何固相的清洁盐水,用精细过滤的办法保证盐水的清洁程度。
2)用无机盐的种类、浓度、配比调整完井液密度以满足井下需要。
3)用体系的高矿化度和各种离子的组合实现体系对水敏矿物的强抑制性,以控制油层的水敏性损害。
4)用对油层无损害(损害低)聚合物提高粘度。
5)用对油层无损害)(损害低)的聚合物降低失水。
6)必要时采用表面活性剂和防腐蚀剂。
(2)清洁盐水的密度控制
清洁盐水实质上上由清水和一种或几种无机盐配成的盐水溶液,它的密度由盐的浓度和各种盐的比例确定,密度范围为1.00~2.3.g/cm3.
1)各种盐水溶液达到饱和时其密度彼此不同,如表3-1所示。
表3-1各类盐水液所能达到的最大密度
盐水液
盐的浓度
(重量百分比)
在21℃时的密度
(g/cm3)
NH4Cl
24
1.0
KCl
26
1.07
NaCl
26
1.17
KBr
39
1.20
CaCL2
38
1.37
NaBr
45
1.39
NaCl2/NaBr
1.49
CaCl2/CaBr2
60
1.50
CaBr2
62
1.81
ZnBr2/CaBr2
1.82
CaCl2/CaBr2/ZnBr2
77
2.30
同种盐的水溶液,其浓度不同则密度不同,改变浓度则可调整密度;同种盐的水溶液、浓度相同,温度不同则其密度不同,使用时应注意考虑温度的影响。
2)几种常用无固相盐水液配制:
氯化钾盐水液。
氯化钾盐水是对付水敏性地卖劲最好的钻井完井液之一,在地面可以配成1.003~1.17g/cm3的溶液。
其密度由KCL的浓度确定。
氯化钠盐水液。
氯化钠盐水液最为常用,其密度范围为1.003~1.20g/cm3,为防止地层粘土的水化,在配制过程中一般加1%~3%的氯化钾,氯化钾不起加重作用,只作为地层损害抑制剂。
其密度由NACL的浓度确定
氯化钙盐水液。
随着深井钻井和油层异常高压,要求钻井完井液的密度高于1.20g/cm3,而氯化钙盐水液密度的配制范围为1.008~1.39g/cm3.
氯化钙有两种:
粒状氯化钙的纯度为94%~97%,含水5%,能很快溶解于水中;片状氯化钙的纯度为77%~82%左右,含水20%.若用后一种氯化钙,则需增大加量,联合作用可适当降低成本。
其密度由CaCl2的浓度确定。
氯化钙/溴化钙盐水液。
当井眼要求工作密度为1.40~1.80g/cm3时,就需要使用氯化钙/溴化钙盐水液。
氯化钙/溴化钙在配制时以密度为1.82g/cm3的溴化钙液作为基液。
降低密度时,用密度为1.38g/cm3的氯化钙溶液加入基液内调整体系密度。
其密度由CaCl2与CaBr2的浓度确定。
氯化钙/溴化钙/溴化锌盐水液:
氯化钙/溴化钙/溴化锌盐水液可配制密度为1.81~2.31g/cm3的完井液,专用于某些高温高压井。
氯化钙/溴化钙/溴化锌盐水液配制时,要视每口井的具体情况及其环来考虑溶液的相互影响(密度、结晶点、腐蚀等)。
增加溴化钙和溴化锌的浓度可提高密度、降低结晶点、最高密度的最高结晶点为-9℃;而增加溴化钙和溴化锌的浓度可提高密度、降低结晶点,可使结晶点升至18℃,且组分最经济。
其密度由CaCl2,CaBr2,ZnBr2浓度确定。
(3)失水控制与增粘
清洁盐水中不含固相,在井壁不形成泥饼,没有控制失水的造壁能力,从而失水很大,因此在高渗透层易形成漏失。
为了减少价格昂贵的完井液漏失和减少对油层损害,有必要控制它的失水。
控制办法是用一些专用的水溶性聚合物来提高水相的粘度,以降低其滤失速率,这种专用聚合物必须具有以下特点:
1)能在高矿化度盐水中溶解,且不能被高价金属离子所沉淀
2)在盐水中有较强的增粘能力;
3)对油层没有明显的损害;
4)稳定性好,不易降解。
在较高温度(100℃以上)仍然有效。
常用的有羟乙基纤维素(HEC)、生物聚合物(XC)和羟乙基淀粉等。
清洁盐水控制失水的目的和途径如上所述,测定失水一般用岩心作过滤介质而不用滤纸。
由于钻井完井液必须具有一定的粘度,以满足净化井眼等钻井工程的要求,而清洁盐水中无固相只好采用水溶性聚合物来提高体系粘度。
因此,对于清洁盐水完井液,提粘与降失水在原则上是一回事。
所以,使用HEC和XC(单独使用或复配使用),既可有效地将清洁盐水粘度提高到40~50mPa.s(表观粘度),又可将体系的失水降到10mL以下,完全可以满足钻井工艺及保护油层的需要。
(4)温度的影响
温度会影响清洁盐水完井液体系和各种性能,其中尤其对密度的影响最为显著,这种影响包括两个方面。
1)饱和盐水的结晶温度:
在较高温度下接近饱和的高矿化度盐化,若温度降低到一定数值,它就可能达到饱和或过饱和,引起盐的结晶。
这不仅堵塞管线,而且使溶液中盐的浓度下降,从而使液相的密度大幅度下降,使钻井完井液密度不符合设计要求而无法使用。
因此,一个地区所使用的这类完井液的结晶温度一定要高于该地区的最低气温。
而它的结晶温度与盐的种类和不同盐的比例有关。
因此在选用混合盐调整控制完井液密度时,应考虑使体系具有较高的结晶温度,这是该项技术必须考虑的内容。
例如,欲配制密度为1.40g/cm3的清洁盐水可以有好几种配方,如用饱和CaCl2溶液和CaCl2/CaBr2混合溶液,都可以达到要求,但是前者18℃就开始结晶,而后者随CaBr2比例增加,结晶温度下降可达-35℃.CaBr2成本很高。
所以既满足密度需要,又使体系结晶温度高于使用中的最低温度,又要成本低廉,则合理地选用混合盐及其比例是一项重要的技术。
2)温度对体系密度的影响:
温度变化,溶液体积变化,则体系密度变化。
因此井底温度对完井液的设计和维护是个重要的影响因素,从地面到井底的温度变化会影响完井液平均密度。
当温度增加时,密度要下降。
所以,在配制时必须要知道完井液在井筒时的平均工作温度后,才能确定在地面条件下配制的密度。
图4-2是在21~43℃(70~110℉)下对一些盐水测得温度与密度关系的一些实验数据,根据图中的修正系数可计算出在井底温度下能平衡地层压力的盐水在地面的密度。
即:
ρ21℃=ρ1+(1.8t-38)·KX(4-1)
式中ρ21℃-21℃下的密度,g/cm3;
ρ1–平衡地层所需的盐水密度,g/cm3;
t-井眼平均温度,t=(井底温度+地面
温度)/2,℃;
KX-温度修正系数,(g/cm3)/55.6℃.
一般来说,1.02~1.40g/cm3密度范围的氯化钾、氯化钠、氯化钙盐水液受温度影响小,而重盐水如溴化钙、溴化锌盐水液受温度的影响较大,而对某种盐水液而言,越提高密度,温度对密度变化的影响就越小。
(5)保持完井液体系的净化
无固相清洁盐水的基本优点是避免固相对地层的损害,因此清除各类固相,保证体系的清洁,是这类体系应用技术的关键。
要求体系在配制、运送、储存、应用过程中都要保持清洁。
所以精细过滤设备是使用这项技术的必要条件,而保持配制、运送、储存设备的清洁,也是必要的内容。
(6)防腐蚀
盐水溶液对地面设备、管线及井下管材的腐蚀十分严重,必须考虑对它们的缓蚀问题。
常用缓蚀剂不少,但体系所用缓蚀剂必须对油层没有损害,因而增加了问题的难度。
(7)回收
清洁盐水完井液成本很高,使用后必须回收,以便重复使用。
国外曾经大量使用无固相清洁盐水钻井完井液体系,也的确见到很好的效果。
例如美国墨西哥湾的573区块上未使用清洁盐水钻井完井液前,单井平均产油31.8m3/d,产气56634m3/d,而使用清洁盐水完井液后单井平均产油270.3m3/d,产气566343m3/d.但是它们也存在着不少问题,从而妨碍了其推广应用。
这些问题是:
1)成本高。
高密度的盐水清洁液,因为溴化物昂贵面成本很高,而且体系所用增粘、降失水剂一般价格也十分高。
因此,使用这类体系每方的单价比常用钻井液高几倍至几十倍。
2)工艺复杂,要求很高。
使用中为保持体系的清洁,必须使用专门设备和工艺。
为保持体系密度稳定,也需进行专门设计,这样使其使用工艺要求高,技术复杂。
3)HEC,XC等增粘剂,对油层的损害也不能完全忽略,特别是在浓度较高时,对某些油层损害还比较大。
4)大量失水进入油层容易引起“水锁”,从而油层造成损害。
5)高矿化度的水相进入盐敏性油层将造成严重损害,即盐敏性油层不宜采用这种体系。
综上所述,清洁盐水钻井、完井液体系的优点和缺点,在很大程度上都是由于体系中无固相所致,因此后来发展出一种有固相,而此固相的损害在后期又可消除的钻井、完井液体系,即暂堵型完井液体系。
2、有固相无粘土相钻井完井液
钻井液中高分散的粘土粒子,侵入油层后会造成无法消除的永久性损害,所以钻井完井液中都应尽量清除它。
而无固相的清洁盐水不含任何固相,虽然能消除固相的损害,但控制密度和失水比较困难,因而带来了一系列复杂问题,并使成本很高。
倘若在盐水中加入一些可以加重钻井完井液又有利于形成泥饼而控制失水的固体粒子,则使体系加重和失水控制变得比较容易。
虽然这些固体粒子在钻井过程中必然堵塞油层,但是这种堵塞因这些固体粒子可以在后期用特殊办法消除,从而达到不损害油层的目的,所以这种特殊的固体粒子叫暂堵剂,这项技术叫暂堵技术。
而由此形成的钻井液体系就是无粘土有固相钻井完井液体系,又称暂堵型完井液体系。
这类体系由水相和作为暂堵剂的固体粒子所构成。
水相一般是与地层配伍的水溶液,显然不会是淡水,而是与地层相适应的加有各种无机盐和抑制剂的溶液。
由于不需要从液相考虑体系的密度问题,因此它就简单得多,而且对地层的针对性也强得多。
固相部分(即暂堵剂)
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- 现代 工程