版权信息
省级大型综合性科技类期刊
主管部门:自治区科技厅
主办单位:自治区科学技术信息研究院 
协办单位:自治区科学技术情报学会
编辑出版:科技期刊编译室
刊社地址:呼和浩特新城西街149号本刊杂志社
邮政编码:010000
电      话:0471-2536371

E-mail  :

nmgkjzz@vip.163.com 

网站地址:www.nmgkjzz.com


往期杂志
当前位置: 首页>往期杂志>详细介绍

塔中I号气田三叠系PDC钻头泥包影响因素分析及应对措施

时间:2016-10-27来源: 作者: 点击: 218次

段永贤,廖超2,陈军1,李军2,单峰1,连威2,李有伟1

(1.中石油塔里木油田公司塔中项目部,2.中国石油大学(北京))

摘要:PDC钻头具有较快的钻速和较长的使用寿命,广泛使用于塔中I号气田,提速效果显著。然而在实际应用中存在一些问题,如三叠系地层钻井过程中钻头泥包事故频发,影响了钻井效率,延长了钻井周期,增大了钻井成本。本文从地质特征、水力参数和钻井液性能等方面分析了塔中I号气田三叠系地层钻头泥包发生的原因,并给出了应对措施。结合塔中I号气田现场实际情况,重点介绍了钻井液优化措施,其关键是加强钻井液的抑制性,结合使用性能优良的降失水剂、润滑剂、清洁剂等添加剂来防止PDC钻头泥包。文章最后给出了优化钻井液配方,对塔中I号气田预防PDC钻头泥包、提高钻井效率、降低钻井成本具有一定的参考价值。

关键词:塔中I号气田;三叠系;钻头泥包;钻井效率;钻井成本;应对措施

The influences of PDC bit balling and solutions in Triassic formation of Tazhong I gas field

DUAN Yongxian1,LIAO Chao2,CHEN Jun1,LI Jun2,SHAN Feng1,LIAN Wei2

(1. Tazhong Exploration and Development Project Department of Tarim Oilfield Company, Korla 841000, China 2. China University of Petroleum, Beijing 102249, China)

Abstract: PDC bit have a larger ROP and longer life, which is widely used in Tazhong I gas field with an obvious ROP improvement. However, during the field application, there are some problems such as frequent bit balling in drilling Triassic formation leading to poor drilling efficiency, longer drilling period and larger drilling cost. This papper analyse the reason causing bit balling in Tazhong I gas field Triassic formation from geologic feature, hydraulic parameters and fluid properties, and the corresponding solutions are proposed. According to the field situation, we focus on the optimization of drilling fluid which the key point is enhancing the inhibition of fluid, combining the good-performance additives such as filtrate reducer, lubricant and cleaner etc to prevent bit balling. Finally, the formula of the optimized fluid is proposed by the papper, aiming to be useful to prevent PDC bit balling, enhance the drilling efficiency and reduce the drilling cost.

Keywords:Tazhong I gas field; Triassic formation; bit balling; drilling efficiency; drilling cost; solutions

钻头泥包是指在钻井作业中,钻屑和无用固相吸附聚集在钻头表面,包裹住钻头切削刃,或堵塞钻头水眼或流道,使钻头无法正常工作的现象。PDC钻头具有钻速高、进尺快、井下事故少等特点,综合性能优异,广泛应用于塔中I号气田。然而在实际使用过程中存在一些问题,部分钻遇井段出现了不同程度的PDC钻头泥包现象,其中以三叠系的泥包问题最为突出。泥包问题严重影响了PDC钻头的使用效率,延长了钻井周期,增加了钻井成本。本文从地质特征、水力参数和钻井液性能等方面分析了塔中I号气田三叠系地层PDC钻头泥包的影响因素[1-4],发现导致PDC钻头泥包的主要因素是钻井液抑制性不足。因此,结合该地区现场实际施工情况,选择抑制性能良好的抑制剂对钻井液性能进行优化。通过实例分析表明,优化钻井液配方能有效降低泥包发生,对提高机械钻速和钻井效益具有积极意义。

1 PDC钻头泥包原因分析

导致塔中I号气田三叠系地层PDC钻头泥包的因素较多,可分为地质方面的不可控因素,以及水力参数、钻井液性能等可控因素两大类。本文在调研大量关于PDC钻头泥包问题的基础上,结合塔中I号气田现场实际情况,分析了PDC钻头泥包发生的影响因素。

1.1 地质因素

塔中I号气田三叠系含有大量软泥岩,极易黏附在钻头表面,堆积压实后造成钻头泥包;地层粘土矿物含量高,达到20%~40%,且水敏性矿物伊蒙混合物含量较高,相对含量在46%以上,易引起地层岩石发生水化分散,使钻井液固相和泥质含量增加,吸附于钻头表面造成钻头泥包;地层渗透率高,在压差作用下,吸附井筒内有害固相和未及时排出的岩屑,形成厚泥饼,起下钻时在PDC钻头下方堆积造成钻头泥包。针对塔中塔中I号气田三叠系泥包井段,选取了中古14-3H井3348m和3576m处的岩心,进行X射线衍射试验,试验结果见表1。

表1 中古14-3H井矿物X射线衍射分析结果

样品

粘土

粘土矿物含量(%

间层比(%S 

深度

总量

/蒙间层(I/S)

伊利石(I)

高岭石(K)

绿泥石(C)

m

%

相对

绝对

相对

绝对

相对

绝对

相对

绝对

I/S

3348

40.4

56

22.62

30

12.12

10

4.04

4

1.62

60

3576

38.2

46

17.57

25

9.55

18

6.88

11

4.2

70

1.2 水力参数和工程技术分析

(1)钻井过程中排量较小,不能有效清洗井底和钻头。且钻井液上返速度不足,岩屑在井内滞留时间长,易黏附于井壁形成厚泥饼。

(2)软泥岩地层钻井过程中,钻压过大,地层与钻头表面直接接触,造成钻头泥包。

(3)长裸眼井段下钻过程中长时间未进行中途循环,从井壁上刮下的泥饼或钻屑会黏附钻头,造成泥包。

(4)下钻遇阻时,没有接方钻杆进行循环、划眼,而是强行下压,从井壁上刮下的泥饼或钻屑会黏附钻头,造成泥包。

1.3 钻井液性能分析

钻井液抑制性差,泥质钻屑水化分散,黏附、堆积于钻头表面,形成泥包;钻井液失水大,易在井壁形成过厚的粗糙泥饼,起下钻过程中易黏附于钻头表面;钻井液润滑性差、钻头表面没有一层有效的保护膜,不能很好地防止钻屑黏附钻头。固相含量和粘切过高,也会造成钻头泥包。本文统计了塔中I号气田三叠系钻井液密度、固相含量对钻头泥包发生影响情况,结果见表2和表3。由统计结果可知,当固相含量超过10%或钻井液密度大于1.25g/cm3时泥包发生率分别高达44.4%和62.5%。因此,钻井液过高的固相含量和密度也是三叠系地层钻头泥包的重要原因之一。

 

 

表2 钻井液密度对三叠系钻头泥包的影响

位置

密度(g/cm3

井数(口)

泥包井数(口)

泥包率

塔中1号气田

1.16-1.25

9

1

11.1%

1.26-1.3

8

5

62.5%

表3钻井液固相含量对三叠系钻头泥包的影响

位置

固相含量

井数(口)

泥包井数(口)

泥包率

塔中1号气田

≤10%

8

2

25.0%

10%

9

4

44.4%

2 应对措施

2.1 水力参数优化

塔中I号气田三叠系地层坍塌压力较高(1.10~1.45g/cm3),基于防塌要求,泵排量不宜过大,以防止过度冲刷井壁引发井壁坍塌。

首先计算循环压耗系数,循环压耗可分为地面管汇循环压耗,钻杆内外循环压耗和钻铤内外循环压耗三部分。

                   (2-1)

式中,—循环压耗系数;—地面管汇、钻杆内外、钻铤内外压耗系数。

然后将计算得到的压耗系数带入泥包最小化临界排量的计算公式[5]

                    (2-2)

式中,—基于泥包最小化的临界排量,L/s;—最大工作泵压,Mpa。

在塔中I号气田8 1/2’’井眼中,计算出循环压耗系数为0.03,按最大泵压23MPa得出泥包最小化排量为33L/s;9 1/2’’井眼中,计算出循环压耗系数为0.019,按最大泵压23Pma得出泥包最小化排量42L/s。

由以上分析可知,8 1/2”井眼泵排量选择33 L/s、9 1/2”井眼泵排量选择42L/s既能达到清洗钻头防泥包和良好的携岩作用,也满足地层防塌要求及地面机泵条件。

2.2 钻井液性能优化

(1)抑制剂的确定

根据多元协调理论[6-7],将聚合物抑制剂和无机抑制剂复合后,其抑制效果比单独使用聚合物抑制剂或无机抑制剂的效果更好,若再此基础上复合正电胶(MMH)其抑制性又有所提高。实验采用岩屑滚动回收率法和岩心线性膨胀率法评价了复合抑制剂的抑制效果,实验结果见表6和表7。根据实验结果,确定选用0.4%KPAM+3%KCL+2% MMH的抑制剂组合其抑制性能最好。

表6复合抑制剂对钻屑滚动回收率的影响

复合抑制剂

钻屑回收率/%

0.4%KPAM+3%KCL

93.37

0.4%KPAM+3%KCL+2% MMH

94.97

0.4%IND-30+3%KCL

71.21

0.4%IND-30+3%KCL+2% MMH

74.67

0.4%NMI-4+3%KCL

90.69

0.4%NMI-4+3%KCL+2% MMH

92.97

0.4%80A51+3%KCL

89.21

0.4%80A51+3%KCL+2% MMH

92.12

0.4%CPA+3%KCL

81.25

0.4%CPA+3%KCL+2% MMH

84.24

 

表7 复合抑制剂对岩心线性膨胀率的影响

复合抑制剂

膨胀率/%

防膨率/%

0.4%KPAM+3%KCL+2%MMH

2.14

81.2

0.4%IND-30+3%KCL+2%MMH

3.87

66.1

0.4%NMI-4+3%KCL+2%MMH

2.51

77.9

0.4%80A51+3%KCL+2%MMH

2.34

79.4

0.4%CPA+3%KCL+2%MMH

2.55

77.6

 

(2)抑制性钻井液体系及其性能评价

通过以上对抑制剂的评价分析,结合现场钻井液处理剂使用情况,提出四种抑制性钻井液配方,对其性能进行评价,从中优选出性能最优的钻井液体系。

1)待优选抑制性钻井液配方

配方A:3%膨润土+0.2%NaOH+0.3%KPAM+0.5%LV-CMC +1.2%Redul+ 3%SMP-1 +1.5%JNJS-220+3%KCL+2%PGSS-1+2%TVRF-1+2%SY-A01+加重剂

配方B:3%膨润土+0.2%NaOH+0.3%IND30+0.5%LV-CMC+ 1.2%Redul+ 3%SMP-1 +1.5%JNJS-220+3%KCL+2%PGSS-1+2%TVRF-1+2%SY-A01+加重剂

配方C:3%膨润土+0.2%NaOH+0.3%80A51+0.5%LV-CMC+1.2%Redul +3%SMP-1 +1.5%JNJS-220+3%KCL+2%PGSS-1+2%TVRF-1+2%SY-A01+加重剂

配方D:3%膨润土+0.2%NaOH+0.3%NMI-4+0.5%LV-CMC+1.2%Redul +3%SMP-1+1.5%JNJS-220+3%KCL+3%PGSS-1+1.5%NFA25+1%SY-A01+加重剂

2)基本性能评价

将上述四种钻井液在130℃下滚动8h后,测定其基本性能,实验结果见表9。

表9 钻井液体系基本性能(130℃12h)

钻井液

体系

PV/

(mpa.s)

YP/

pa

YP/PV

(10-3s-1)

Gels/

(Pa/pa)

FL

/ml

H/

mm

HTHP/

Ml

ρ/

(g/cm3)

Kf

Mf

A

23

9

0.39

3/5

2.2

0.5

7.6

1.27

0.070

0.095

B

21

7

0.33

3/5

2.4

0.5

8.5

1.27

0.070

0.095

C

23

8

0.35

3/5

2.4

0.5

8.4

1.27

0.070

0.100

D

24

8

0.33

3/5

2.5

0.5

8.7

1.27

0.070

0.100

 

从表5.12中可知:四种钻井液体系基本性能相差不大,其中A体系的携砂性、悬砂性最好,滤失量最小,润滑性最好。

3)防塌抑制性评价

对三叠系钻屑的滚动回收率、岩心线性膨胀率以及钻井液对膨润土片的分散性进行室内试验,实验结果见表10和图1。

 

 

 

 

表10 钻井液体系抑制性评价结果

钻井液体系

钻屑滚动回收率/%

滤液线性膨胀率/%

滤液线性防膨率/%

A

80.2

4.16

63.4

B

74.8

4.33

61.9

C

74.3

4.29

61.4

D

75.9

4.39

61.6

注:钻屑为ZG-29井2672.5m处和ZG14-3H井2550.5m处三叠系混合钻屑样

   

钻井液A            钻井液B 钻井液C           钻井液D

图1 膨润土片在三叠系钻井液处理剂溶液中浸泡20h后分散膨胀状态

由表10可知:四种钻井液体系对三叠系钻屑的滚动回收率均在70%以上,且回收的钻屑较硬,棱角较为明显。混合钻屑线性防膨率提高4%以上,钻井液体系抑制性明显提高。从图1可知,膨润土片在钻井液处理剂溶液中浸泡20h后出现一定的分散,四种情况分散膨胀状态基本相同。

(4)优化钻井液配方

结合塔中西部三叠系地层特点和以上分析结果,A体系综合性能最好,因此确定优化钻井液配方为:3-4%膨润土+ 0.2%NaOH + 0.2-0.5%KPAM + 0.3-0.4%LV-CMC + 1.2-1.5%Redul + 2-3%SMP-1 + 1-2%JNJS-220 + 3-4%KCL + 1-2%PGSS-1 + 2-3%TVRF-1 + 1-2%SY-A01 + 3-4%DEF-6 +加重剂。

3 现场应用效果分析

优化钻井液配方提出后,在塔中I号气田多口井中得以应用。现场效果证明,在相同的钻具结构条件下,较邻井的相同层位,机械钻速平均提高30%,PDC钻头泥包率平均降低70%,大大改善了塔中I号气田三叠系地层的钻井工况。

以塔中862H井为例,塔中862H井在二开井段使用优化钻井液体系,在三叠系地层钻井过程中,未出现钻头泥包现象,平均井径扩大率仅为6.32%,平均机械钻速为6.54m/h。而没有使用优化钻井液体系的邻井塔中861井在三叠系钻井过程中,出现了水眼被堵死、憋泵的情况,井径扩大率达14.84%,机械钻速仅为3.90m/h。由此可知,优化钻井液有利于三叠系地层井壁稳定,减小了钻头泥包发生概率,提高了钻井效率。

4 结论

(1)三叠系地层泥岩的吸水性、膨胀性和分散性较强,导致钻井过程中水化造浆严重,加之劣质固相和岩屑影响了钻井液的流变性,造成钻头泥包事故频发。

(2)对于塔中I号气田8 1/2”井眼选择33 L/s的泵排量,9 1/2”井眼选择42L/s的泵排量既能起到良好的携岩效果又能减少钻头泥包的发生。

(3)钻井液采用0.4%KPAM+3%KCL+2% MMH抑制剂组合,添加性能良好的降滤失剂、润滑剂和清洁剂,控制固相含量低于10%,密度小于1.25g/cm3,可有效降低钻头泥包发生。

参考文献

[1] 陈修平,邹德永.PDC钻头泥页岩地层钻进泥包机理及对策研究进展[J].天然气工业,2014,34(2):87-91.

[2] 邓传光,朱明玉等.PDC钻头泥包原因分析及对策[J].钻采工艺,2006,29(6):127-128.

[3] 韩斅,彭芳芳,徐同台等.PDC钻头泥包提高机械钻速的技术途径[J].天然气工业,2012,32(8):88-91.

[4] 杨宇声,孙金声.改变润湿消除钻头泥包钻井液技术研究[J].石油机械,2012,40(3):3-8.

[5] 陈修平,邹德永.基于泥包最小化的PDC钻头水力参数优选[J].特种油气藏,2014,21(4):142-144.

[6] 张金龙,余占国,吴怀志等.钻头泥包原因及对策分析[J].石油地质与工程,2008,22(3):97-98.

[7] 陈在君,刘顶运,韦孝忠等.长庆油田水平井PDC钻头防泥包技术[J].天然气工业,2009,29(11):62-67.

[6] 陈胜,余可芝,邱文发等.预防PDC钻头泥包的钻井液工艺技术[J].钻井液与完井液,2013,30(1):38-40.

[7] 白龙.塔河油田PDC钻头泥包原因及对策分析[J].西部探矿工程,2001,(5):75-76.

本刊创刊于1982年,是由自治区科技厅主管、自治区科技信息研究院主办,由自治区科技情报学会协办、国内外公开发行的省级综合性科技刊物,是反映内蒙古自治区科技与经济发展的窗口。杂志入选《中国期刊全文数据(CJFD)》全文收录期刊和《中国学术期刊综合评价数据(CAJCED)统计刊源期刊,《中国核心期刊(遴选)数据库》收录。本刊是公开发行的综合性科技期刊,为月刊,大16开本。本刊坚持以科技创新为目标,融科技、经济、信息、产业、市场为一体,是促进科技成果转化、推动科技进步、加强技术创新,促进经济发展的专业性期刊。