大排量超高压喷射钻井技术研究

大排量超高压喷射钻井技术研究

0高压喷射钻井技术20世纪60年代，国内外对喷射井技术和场地试验进行了研究和试验。结果表明,高压喷射不仅利于清洗井底,还能辅助破岩,大幅度提高机械钻速。国外超高压喷射钻井技术研究经历了3个阶段:第1阶段是地面全排量增压,因地面机泵承受不了长时间超高压运转而终止;第2阶段是地面局部排量增压,即地面2套机泵组,井下是内外双管,但因承受高压的内管密封可靠性和安全性问题而终止;第3阶段是井下局部排量增压,即地面是常规机泵组,在钻头上方安装增压器,但受增压器寿命的限制,目前还没有得到工业化应用。国内从1978年开始应用高压喷射钻井技术,在相同地层和钻进参数条件下,喷射钻井比普通钻井速度提高1倍以上,而且随着泵压增加,效果更加显著。泵压从20世纪70年代的10~12MPa逐渐提升到21世纪初的20~22MPa,机械钻速提高了2倍1水力参数优化设计高压喷射钻井中,水力能量一方面破碎岩石,另一方面有助于清洗井底。常规高压喷射钻井理论研究表明,在机泵条件允许的情况下,应尽量提高喷嘴射流压力梯度或钻头水功率,以提高水力破岩效果。泵以额定功率工作时,只有当泵排量最小时,循环压耗最低,喷嘴水功率最大,水力破岩效果最好由于塔河油田中上部地层极易发生阻卡,需要采用大排量冲刷以减少阻卡,因此在进行水力参数优化设计时,文献[4]推荐的方案不适合塔河油田。综合考虑水力破岩和防阻卡的要求,采用“强化水力参数+适当钻头压降”的原则进行水力参数优化设计结合地层物性参数,依据井眼尺寸、深度和钻井液性能的不同,确定排量为40~80L/s。在一开和二开井段使用的牙轮钻头,结束钻进时钻头压耗不低于整个循环压耗的30%或10MPa;二开的PDC钻头由于钻进井段较长,且上部地层易发生阻卡,需要采用大排量钻进,建议钻头的压降在5~8MPa。2f-200lc钻机现场应用目前,制约高压喷射钻井的关键因素是钻井装备,尤其是钻井泵。现有钻井泵基本是1600型,压力级别和功率不能完全满足35MPa以上高压喷射钻井的需求,因此对现有装备进行了升级配套由于塔河油田重点开发区块(12区及托甫台等)的储层埋藏较深,井深通常在6200~7000m,为此优选70D钻机,配备额定压力52MPa(额定功率1617kW)的F-2200HL钻井泵2台、耐压52MPa的SL450H水龙头、耐压70MPa的水龙带、耐压70MPa的高压双立管及高压阀门组、全新的S135钻杆,并对可控硅进行扩容,对电传动系统进行设计改造。3地层钻进参数优化依据大排量高压喷射钻井方案和装备性能,对不同地层的钻井液排量和钻头压降2个关键参数进行了优化设计,并在此基础上,优化了不同地层的钻进参数。为了便于现场应用,开发了水力学计算软件。3.1钻井液位的线性设计和钻压的优化设计3.1.1岩屑压及防阻卡要求考虑到塔河油田三叠系以上地层易发生阻卡问题,在钻井液排量设计时,考虑了3方面因素:一是携岩问题,主要考察了钻井液返速、密度、黏度、切力及岩屑浓度、颗粒大小、沉降速度等因素对携岩的影响;二是防阻卡要求,主要考察了钻井液流型、环空岩屑浓度、岩屑在环空中的运动规律、岩屑的水化特性、砂岩地层渗漏等对起下钻阻卡的影响;三是机泵条件,主要考察了泵排量、泵压、泵功率等因素。在考虑上述因素的基础上,对现有水力学模型进行了优化完善3.1.2喷嘴直径的影响钻头压降的大小直接关系到钻头水功率、喷射速度的大小,该参数与喷嘴直径和钻井液排量、密度、黏度等参数密切相关。在排量一定的条件下,喷嘴直径过大,钻头压降较低,同时钻头水功率也较低;喷嘴直径太小就会导致钻头压降过大,开泵困难。因此,优选合适的钻头压降,对大排量高压喷射钻井技术的成败意义重大。钻头压降计算公式为式中:△p3.1.3热水计算软件的开发为了便于现场应用,开发了超高压喷射钻井优化软件。计算程序流程见图1,软件界面见图2。3.2pdc钻头钻进技术为了提高水力-机械联合破岩的效果,在水力参数优化设计的基础上,结合地层物性参数,对钻压、转速等钻进参数进行了优化设计。2000m以上地层一般采用牙轮钻头,以高转速(120~180r/min)、适当钻压(120~200kN)钻进,一方面可以提高机械破岩效果,另一方面有助于提高井身质量。在中下部地层,对于强度较高的泥岩地层,PDC钻头采用高钻压(80~140kN)钻进,以提高牙齿的吃入能力,从而实现泥岩地层快速钻进;对于砂岩(或含砾)地层,采用低转速(40~60r/min)、适当钻压(40~80kN)钻进,以保护PDC钻头为主,为后续泥岩地层的高速钻进提供保障4调整钻井液体系由于钻井液性能参数(包括密度、黏度和切力等)是制约排量和钻头压降的关键参数,对循环压耗影响较大,因此在大排量高压喷射钻井中,对钻井液性能参数进行了优化设计。国内外多年喷射钻井研究和实践表明,钻井液密度、流变性、亚微米离子含量和瞬时失水,对喷射钻井的提速效果影响较大;因此,喷射钻井要求尽量使用低密度低固相钻井液体系,同时有较好的剪切稀释性、相对较高的瞬时失水和较低的累积失水。现有的聚合物低固相不分散钻井液体系基本满足喷射钻井的要求。在满足设计要求的条件下,大排量喷射钻井技术应尽量降低钻井液的密度、固相含量(尤其是亚微米离子含量),调节好钻井液的流变性能(尤其是剪切稀释特性),控制黏切在设计下限,控制相对较高的瞬时失水和较低的累积失水,同时要充分发挥包被剂对岩屑等劣质固相的包被作用。充分发挥地面固控设备的作用,最大程度地清除无用固相,确保入井钻井液的清洁。振动筛筛布不低于180目,除砂除泥一体机、离心机的开启效率不低于70%,为高压喷射钻井提速提效创造有利条件。5试验安全保障措施大排量35MPa及以上的泵压给地面管线的安全性带来很大挑战,为了保证试验安全,制定了一系列安全保障措施,主要包括装备安全和施工操作安全2个方面。5.1钻井泵之间安装防护墙设备配套按标准加工、验收和试验,由专门的安全工程师把关;钻井泵之间安装防护墙,固定牢靠;立管、水龙带、水龙头等40MPa动压试验30min及70MPa静压不刺不漏;地面高压管汇分段分点固定,消除振动,防止松脱。5.2泵压及泵压异常整个钻台、泵房循环罐、四周设立警戒线,严禁无关人员逗留;机房人员要及时与司钻沟通泵压、电流、功率等参数的变化情况;严禁在泵高压运转过程中检查设备;泵压如有异常,司钻要迅速发出信号,同时停泵、上提钻具;及时给泵空气包充气,减少泵压波动和设备及管线疲劳损坏。6现场试验6.1地层钻头地层压缩利用上述研究成果,在托甫台地区开展了超高压喷射钻井技术现场试验497.00~4000.00m采用聚合物钻井液体系,密度1.08~1.18g/cm4000.00m以下井段采用聚磺钻井液体系,密度1.18~1.30g/cm一开使用ST117G钻头,泵压24~25MPa,排量76L/s,进尺447.00m(50.00~497.00m),用时9.5h,纯钻4h,平均机械钻速111.75m/h,与邻井相比提高200%。二开497.00~2226.55m井段选用HAT127牙轮钻头,泵压35MPa,排量70~80L/s,进尺1729.55m,机械钻速200.88m/h,创塔河油田日进尺1350m的最高纪录。2226.55m至中完井深4673m,选用PDC钻头,进尺约2446m,平均机械钻速36.7m/h,与邻井相比提高262%。整个试验段进尺4176m,用时15.33d,比设计节约30.79d。较常规工艺钻至相同井深缩短18.8d,缩短率42.2%。在试验过程中,对开发的水力学软件进行了测试,计算值与实测值吻合较好,精度可达96%。二开短起下钻用时15h,同比该地区短起时间(220h)缩短93%,防阻卡效果显著。二开井斜在1°以内,平均井径扩大率2.25%,井身质量较好。6.2高压喷射钻井钻井技术目前共试验5口井(见表2),与常规钻井技术相比,35MPa高压喷射钻井的机械钻速可提高50%~260%,钻井周期可缩短38%~58%。7现场试验方案综合考虑高效破岩与井下安全,制定了适合塔河油田的大排量高压喷射