張欽岳(中國海洋石油國際有限公司，北京 100027)

0 引言

合理的水力參數(shù)可以提高水力破巖及凈化能力，合理有效地利用水力功率，達(dá)到提高機(jī)械鉆速、節(jié)約能源的目的[1]。泵壓是水力參數(shù)的重要因素，深水鉆井泵壓與泵排量、鉆井液流變參數(shù)、鉆柱及環(huán)空循環(huán)壓耗直接相關(guān)。中海油海外項目某深水井鉆井過程中遇到了泵壓異常的問題，不僅導(dǎo)致現(xiàn)場難以判斷井下情況，而且對鉆井液泵的性能也提出了挑戰(zhàn)。通過進(jìn)行泵壓測試進(jìn)行原因排查和分析，并結(jié)合鉆井液低溫流變特性試驗(yàn)得出的流變參數(shù)和循環(huán)溫度模型校正，進(jìn)行水力參數(shù)計算，驗(yàn)證了本次泵壓異常的原因，積累了深水鉆井水力參數(shù)優(yōu)化的相關(guān)經(jīng)驗(yàn)，也為類似情況提供了技術(shù)參考。

1 事件經(jīng)過

中海油海外項目某深水井為評價井，井型為直井，使用船型動力定位鉆井平臺作業(yè)。該井下入?339.7 mm技術(shù)套管至1 445m后，采用油基鉆井液鉆進(jìn)?311.1 mm井段(1 449～2 497 m)。該井段鉆過上層套管鞋后，泵壓一直相比設(shè)計和理論值偏高1.03～2.07 MPa，接近鉆井液泵的極限作業(yè)能力。該井段所用的鉆具組合為：?311.1 mm 金剛石鉆頭+?244.5 mm 螺桿鉆具+浮閥+?209.6 mm 隨鉆測井工具+?203.2 mm無磁鉆鋌+?209.6 mm無磁鉆鋌×3根+?203.2 mm震擊器+?209.6 mm無磁鉆鋌×3根+變扣接頭+?127.0 mm加重鉆桿×15根+?139.7 mm鉆桿。

2 原因排查

基于參照當(dāng)前作業(yè)參數(shù)完成的泵壓預(yù)測分析，現(xiàn)場進(jìn)行了循環(huán)通道的四次壓力測試，以排除各部分可能造成高壓的故障和原因，包括地面管匯的摩阻測試、鉆頭在轉(zhuǎn)盤面下、鉆頭在上一層套管鞋處及鉆頭在1 900 m深度處的泵壓測試。并通過驗(yàn)算環(huán)空返速，分析環(huán)空當(dāng)量循環(huán)密度和環(huán)空循環(huán)壓耗情況。

2.1 地面管匯摩阻測試

現(xiàn)場對鉆井液泵至頂驅(qū)的地面管線進(jìn)行了摩阻測試。結(jié)果如表1所示。

表1 案例井地面管匯摩阻測試結(jié)果

通過測試結(jié)果來看，地面管匯摩阻正常，可以排除地面管匯堵塞的原因，并根據(jù)地面管匯測試的情況修正了地面管匯部分的壓降計算結(jié)果。

2.2 鉆頭在轉(zhuǎn)盤面下位置的泵壓測試

按不同水眼堵塞進(jìn)行的泵壓分析，其中堵塞三個水眼才可能達(dá)到目前的泵壓升高幅度。將鉆具組合起鉆至起鉆至最后一柱加重鉆桿(深度144 m)，進(jìn)行泵壓測試。實(shí)際泵壓為8.5 MPa，去除鉆頭壓降為2.2 MPa和隨鉆工具壓降4.1 MPa，加重鉆桿內(nèi)壓降約為2.2 MPa，與計算值相符?？梢耘懦@具組合堵塞、鉆頭水眼堵塞等原因。

2.3 鉆頭位于上層套管鞋位置的泵壓測試

現(xiàn)場對鉆頭在上層套管鞋位置(深度1 500 m)的情況進(jìn)行了泵壓測試，以標(biāo)定計算泵壓與實(shí)際泵壓的差異。測試結(jié)果顯示鉆頭在上層套管鞋位置時實(shí)際泵壓為21 MPa。而該位置的計算泵壓為20 MPa，與實(shí)際泵壓的偏差在控制范圍內(nèi)。

2.4 鉆頭位于1 900 m深度位置的泵壓測試

現(xiàn)場對鉆頭在1 900 m深度位置的情況進(jìn)行了泵壓測試，繼續(xù)標(biāo)定計算泵壓與實(shí)際泵壓的差異。測試結(jié)果顯示鉆頭在上層套管鞋位置時實(shí)際泵壓為23.5 MPa。而該位置的計算泵壓為21.5 MPa。可以看出隨著鉆進(jìn)井深的增加，實(shí)際泵壓與理論計算偏差進(jìn)一步增大。

2.5 環(huán)空返速計算

受平臺作業(yè)能力限制，隔水管增壓泵排量僅有1 300 L/min，巖屑上返受到限制。經(jīng)環(huán)空返速計算，隔水管內(nèi)部上返速度只有0.41 m/s，井眼清潔效果不佳，會造成環(huán)空循環(huán)壓耗增大。?311.1 mm井段環(huán)空返速計算如圖1所示。

圖1 ?311.1 mm井段環(huán)空返速計算

2.6 初步排查結(jié)論

隨著井深增加，井筒內(nèi)會存在巖屑，此時應(yīng)考慮鉆井液黏度對流變性能的影響?？紤]本井為深水井，泥線處存在低溫環(huán)境，且當(dāng)前鉆深不高對應(yīng)地層溫度較低，在低溫環(huán)境下，該井段采用的油基鉆井液黏度會明顯增加，導(dǎo)致鉆柱和環(huán)空壓耗增加[2]，同時井眼清潔不佳，井筒內(nèi)巖屑濃度高，從而造成泵壓升高。因此專門進(jìn)行了鉆井液低溫流變特性試驗(yàn)，評價并調(diào)整鉆井液性能，在此基礎(chǔ)上重新進(jìn)行水力參數(shù)分析。

3 原因分析

3.1 鉆井液低溫流變特性試驗(yàn)

深水井鉆井時應(yīng)充分考慮溫度對水力參數(shù)的影響[3]。前期水力參數(shù)設(shè)計采用的鉆井液流變測試溫度為65.6 ℃(150 F)。在鉆井液低溫流變特性試驗(yàn)中，分別在26.7 ℃(80 F)、37.8 ℃(100 F)、48.9 ℃(120 F)等溫度下進(jìn)行流變參數(shù)測量，結(jié)果如表2所示。結(jié)果表明，低溫下鉆井液的塑性黏度PV和屈服值YP均有明顯提升。

表2 鉆井液實(shí)測流變特性表

3.2 循環(huán)溫度模型校正計算

根據(jù)現(xiàn)場實(shí)測入口和出口溫度校正了循環(huán)溫度模型，結(jié)果如圖2所示。

圖2 ?311.1 mm井段循環(huán)溫度場計算

由圖2 看出，從隔水管內(nèi)鉆桿和環(huán)空溫度在28 ℃以下，因此根據(jù)實(shí)測鉆井液性能，鉆井液的實(shí)際PV不低于40 mPa·s，實(shí)際YP不低于12 Pa。前期水力參數(shù)設(shè)計采用的鉆井液流變性能并不能反映實(shí)際情況，鉆井液黏度過大是是造成泵壓異常的主要原因。

3.3 結(jié)論驗(yàn)證

采用實(shí)際低溫鉆井液流變參數(shù)的條件下，完鉆井深2 497 m計算泵壓26.28 MPa，現(xiàn)場實(shí)測泵壓26.41 MPa，與修正后計算結(jié)果穩(wěn)合。如采用常溫鉆井液流變參數(shù)，則計算泵壓為20.68 MPa，明顯偏低，不符合現(xiàn)場實(shí)際。經(jīng)計算，鉆井液的性能滿足溫度為20 ℃的PV小于24 mPa·s，YP小于10 Pa時，泵壓能夠有效降低6～10 MPa。

4 結(jié)語

(1)本案例中造成深水井泵壓異常的主要原因是低溫環(huán)境下鉆井液流變性能發(fā)生變化后鉆井液黏度過大，引起鉆柱和環(huán)空循環(huán)壓耗升高。(2)現(xiàn)場實(shí)測結(jié)果表明，選擇實(shí)際鉆井液流變性能計算得出的結(jié)果基本與實(shí)際吻合。(3)為了預(yù)防出現(xiàn)深水鉆井泵壓異常，建議進(jìn)行鉆井液低溫流變特性試驗(yàn)。深水鉆井推薦采用性能受低溫影響較小的恒流變性能鉆井液體系[4]。(4)應(yīng)結(jié)合實(shí)際流變參數(shù)和循環(huán)溫度場模型優(yōu)化水力參數(shù)設(shè)計，優(yōu)選排量和泵壓。對于案例井區(qū)域的后續(xù)作業(yè)井，在保證井壁穩(wěn)定和井眼清潔的條件下，鉆井液的性能應(yīng)滿足在溫度為20 ℃時的PV小于24 mPa·s，YP小于10 Pa。