CN110230479A - 一种大斜度井油基钻井液井眼清洁的控制方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种大斜度井油基钻井液井眼清洁的控制方法，包括如下步骤：S1、基于已钻井的井史数据及新井的相关资料，利用钻井分析软件对新井进行分析；S2、模拟分析某个钻井参数时，不同钻井液性能下的岩屑床厚度、钻井液当量循环密度的变化情况；S3、钻进过程中实时监测数据，记录的数据包括但不限于大钩载荷、岩屑回收比、扭矩、泵压、上提下放数据、ECD实测值；S4、基于S3的实际监测值判断井眼清洁状态，以维持钻井液强封堵性为前提，在钻井设备能力满足的条件下，调整钻井液的流变性，直至S3监测到的实际值符合清洁标准的状态；扩大了环空钻井液处于紊流状态的区域范围，降低了钻井液激动压力和循环当量密度，释放了机械钻速，提高作业效率。
Description
技术领域
本发明涉及石油钻井工程技术领域，特别是涉及一种大斜度井油基钻井液井眼清洁的控制方法。
背景技术
目前海上老油气田挖潜主要依靠已有生产设施实施大位移井开发距离平台较远的边际小油田，以实现对边际油气田的经济有效性开发。随着大位移井不断延伸，井眼穿越易坍塌井段的稳斜角越大、稳斜段长度就越长，维持井壁稳定和井眼清洁的难度也呈指数级增加。
前期钻井作业过程中，普遍认为，在排量一定的情况下，为提高钻井液的黏度、切力及悬浮力，则需提高钻井液的稠度系数(K值)，为保证钻井液具有良好的剪切稀释性，则需降低的流性系数(n值)。然而根据雷诺数的计算方法知，雷诺数与速度呈正比、与流体的黏度呈反比，因此前期作业过程中，环空钻井液流态倾向于层流，相比于紊流状态，钻井液层流流动不利于携岩，尤其是当井斜较大时，环空钻井液层流流动的劣势就更加明显。
针对于易坍塌地层，前期钻井作业过程中通过在油基钻井液中添加足量的适宜于地层的封堵剂及加重材料，形成高密度的强封堵型油基钻井液，基本上解决了井壁失稳的难题，但该油基钻井液体系中封堵剂浓度高、黏度高，相比于低黏切的油基钻井液，该类型钻井液在循环过程中，泥浆泵泵压偏高。随着井深的增加，循环压耗增加，泵压逐渐升高，采用高黏切的钻井液所产生的泵压更易达到泥浆泵压力限制的上限，为增加技术井段的中完深度，需降低钻井排量(从而降低泵压)，如此钻井液环空返速将降低，环空钻井液流态更倾向于层流流动，岩屑更易堆积，从而形成岩屑床，井眼清洁难度增加。
随着井斜的增加，环空返速沿重力方向的分量逐渐减小，钻具偏心度增加，钻井液更易向井眼高边流动，从而井眼低边钻井液流速降低，岩屑加速沉降在环空下部，在井眼低边形成的岩屑床不动区范围加宽，随着钻井液黏度增加，钻井液不易达到紊流流动状态，携岩能力降低，井眼低边的岩屑床将进一步加宽，井眼清洁效果已不能满足作业需求；在前期的大斜度井钻井过程中，受岩屑床的影响，频繁出现起下钻阻卡、憋泵、憋扭矩，甚至井漏、卡钻等事故，严重影响大斜度井的钻井效率与井下安全。
发明内容
本发明的目的是提供一种大斜度井油基钻井液井眼清洁的控制方法，降低油基钻井液的流变性，优化水力设计，优选大尺寸钻具及钻井参数改变环空流态，在排量一定的情况下，增加环空钻井液达到紊流状态的区域范围，从而改善井眼清洁状况，增加中完深度。
为了解决上述问题，本发明提供一种大斜度井油基钻井液井眼清洁的控制方法，所述方法包括如下步骤：
S1、基于已钻井的井史数据及新井的相关资料，利用钻井分析软件对新井进行分析；
S2、基于设备能力，拟分析某个钻井参数时，不同钻井液性能下的岩屑床厚度、钻井液当量循环密度的变化情况；
S3、钻进过程中实时监测钻参，记录的数据包括但不限于大钩载荷、岩屑回收比、扭矩、泵压、上提下放数据、ECD实测值；
S4、基于S3的实际监测值判断井眼清洁状态，以维持钻井液强封堵性为前提，调整钻井液的流变性，直至S3监测到的实际值符合清洁标准的状态。
进一步地，所述步骤S1中，所述新井的数据包括但不限于新井的井眼轨迹、井身结构；所述井史数据包括不限于实施井的井眼轨迹、井身结构、地层承压能力；其分析因素为：a.井壁稳定，地层四压力其所允许的钻井液密度范围，地层四压力包括孔隙压力、坍塌压力、漏失压力、破裂压力，所述钻井液密度范围钻井液体的密度要求下限为孔隙压力和坍塌压力的较大值，泥浆密度的上限为破裂压力和漏失压力的较小值，此上下限为安全钻井液密度窗口；b.钻进过程中的ECD大小，也需要控制在地层四压力所允许的当量密度范围内；c.井身结构；d.井眼轨迹；e.钻具组合；f.地层信息，如断层、砂泥岩分布。
进一步地，所述步骤S1中，钻井分析软件为Landmark综合解释软件、Drillbench动态井控软件。
进一步地，所述步骤S2中，所述钻井参数包括但不限于机械钻速、转速、排量、泵压、钻杆尺寸、钻具组合；所述钻井液性能包含但不限于油基钻井液的密度、流性系数(n值)，稠度系数(K值)，塑性黏度、屈服值。
进一步地，所述调整钻井液流变性，以维持钻井液强封堵性为前提，在钻井平台设备能力满足的条件下，提高流性系数，降低稠度系数；其流性系数(n值)范围为0.65-0.85；稠度系数(K值)范围为0.15-0.45Pa.s^n；塑性黏度范围为15-60mPa.s；屈服值范围为5-13Pa。
进一步地，所述步骤S3中，所述监测时间的间隔为1-4小时。
进一步地，所述步骤S4中，判断是否符合清洁标准状态具体为：岩屑回收比在1.6-2.5之间；扭矩无增大；ECD遵循破岩钻进时逐渐增加，岩屑返出时逐渐降低的规律；摩阻系数小于0.2或更低。
与现有技术相比，本发明的大斜度井油基钻井液井眼清洁的控制方法，通过低流变性油基钻井液增加了环空紊流区域，增加了钻井液携岩能力，释放机械钻速，提了高工作效率和井眼清洁度。
本发明附加技术特征所具有的有益效果将在本说明书具体实施方式部分进行说明。
附图说明
图1是本发明实施例中井眼清洁的控制方法的流程图；
图2是本发明实施例中步骤S3关于大钩载荷与井深的摩阻系数图；
图3是本发明实施例中步骤S3的摩阻扭矩图；
图4是本发明实施例中步骤S3的ECD监测图；
图5是本发明实施例中不同n、K值下呈紊流状态流动的角度分布图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动的前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
需要说明的是，在不冲突的情况下，本发明中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。
下面结合附图和具体实施例对本发明作进一步说明，但不作为本发明的限定。
本发明的较佳的实施例中，基于现有技术中存在的上述问题，提供一种大斜度井油基钻井液井眼清洁的控制方法，该方法包括如下步骤：
结合图1，步骤S1、收集并整理已钻井的井史数据，包括但不限于已钻井的钻井液性能、井身结构、地层承压数据、地层四压力数据、钻具组合的数据，然后根据即将实施井的井眼轨迹、井身结构数据，结合钻井设备的作业能力，输入钻井分析软件Landmark综合解释软件、Drillbench动态井控软件中，开始模拟分析。
具体地，所述井史数据包括不限于实施井的井眼轨迹、井身结构、地层承压试验数据及地层四压力分析数据；其分析因素为：a.井壁稳定，地层四压力所构建的安全钻井液密度窗口，地层四压力包括孔隙压力、坍塌压力、漏失压力、破裂压力，所述钻井液密度范围钻井液体的密度要求下限为孔隙压力和坍塌压力的较大值，泥浆密度的上限为破裂压力和漏失压力的较小值，此上下限为安全钻井液密度窗口；b.钻进过程中的ECD大小，控制在安全钻井液密度窗口内；c.井身结构；d.井眼轨迹；e.钻具组合；f.地层信息，如断层、砂泥岩分布情况。
步骤S2、模拟分析新井钻进至某一个井段的设计深度时，分析得出岩屑床厚度为零的各种钻井液性能参数组合及排量，排量对应的ECD值需要控制在安全钻井液密度窗口之内，以及泵压值在设备的承受范围之内。
步骤S2，根据老井的情况和新井的地层四压力情况，选取3组钻井液性能参数，主要是密度、流性系数(n值)，稠度系数(K值)，塑性黏度、屈服值。具体的取值方法为①密度，取安全钻井液密度窗口的下限值，之后，根据行业标准，附加一定的安全余量，如密度的下限为1.40g/cm3，根据行业标准，需要附加0.05g/cm3，则密度取值为1.45g/cm3；②流性系数(n值)、稠度系数(K值)、塑性黏度、屈服值，这四个值，通常情况下只需流性系数(n值)、稠度系数(K值)、屈服值，则系统自动计算出塑性粘度，因此在分析时，统计前期钻井液使用情况，并结合钻井液研究成果，取这三个值的最大、最小和平均值作为分析参数，由于屈服值变化相对较小，因此分析时可取前期钻井液统计结果的均值，如12Pa，通常情况下，n、k值呈负相关，及n大，则k小，如n＝0.59、k＝0.95；n＝0.9、k＝0.16；n＝72，k＝0.51。
进一步地，根据前期的统计结果，取某一井段的平均机械钻速和机械转速，平台设备能力，泥浆泵最大承压能力和排量，如12-1/4"井段的平均机械钻速50m/h，机械转速120转/分钟，泥浆泵最大承压3500psi，最大排量可以达到4500L/min，分析在50m/h、120转/分钟.采用5-7/8"钻杆的情况下钻进至本井段完钻时的最低井眼清洁排量，ECD及泵压。
①n＝0.9、k＝0.16时，最小清洁排量2560L/min，4110L/min时泵压达到泥浆泵承压上限(3500psi)，ECD＝1.47g/cm3(排量为4000L/min)，在安全钻井液密度窗口内。
②n＝72，k＝0.51时，最小清洁排量2650L/min，4300L/min时泵压达到泥浆泵承压上限(3500psi)，ECD＝1.48g/cm3(排量为4000L/min)，在安全钻井液密度窗口内。
③n＝0.59、k＝0.95时，最小清洁排量2820L/min，4500L/min时泵压未达到泥浆泵承压上限(3500psi)，ECD＝1.49g/cm3(排量为4000L/min)，在安全钻井液密度窗口内。
基于以上分析，同时结合图5所示及井眼轨迹情况(如稳斜角度、稳斜段长度数据)，当稠度系数K值越低，环空井眼呈紊流流动的角度范围越大时，井眼清洁的效果会更好，因此综合考虑，采用稠度系数较低的钻井液性能，尤其是当井斜超过60度时，低稠度系数的钻井液在井眼清洁效果方面表现更好。
进一步地，在同一排量和钻井参数的情况下，采用大尺寸的钻杆比小尺寸的钻杆，环空返速更高，更容易达到紊流状态，因此在条件许可的情况下，优先采用大尺寸的钻杆。
进一步地，通常情况下，流性系数(n值)范围为0.65-0.85；稠度系数(K值)范围为0.15-0.45Pa.s^n；塑性黏度范围为15-60mPa.s；屈服值范围为5-13Pa，12-1/4"井段采用5-7/8"钻杆，8-1/2"井段采用5"或者4"钻杆。
结合图2、图3、图4，步骤S3、每间隔为1-4小时监测一次钻具实际钻进、循环、划眼过程，记录大钩载荷、岩屑回收比、钻具的扭矩、振动筛的返出情况、摩阻系数、ECD的实际值。
结合图4，步骤S4、对步骤S3的实际值进行井眼清洁状态的判断，如井眼中形成岩屑床或钻井液中岩屑浓度增加时，钻井液循环压耗将增加，ECD会增加，随着岩屑逐渐被携带出井眼，钻井液中的岩屑浓度下降，ECD逐渐降低；并维持钻井液强封堵性的同时，调整钻井液的流变性，使钻井液的流变性参数值在设计值范围内。
具体地，其判断过程为：
岩屑回收比，在采用油基泥浆钻井作业过程中，收集回收岩屑，再用回收的岩屑体积除以理论的井眼体积大小，岩屑回收比在1.6-2.5之间，当岩屑回收比低于1.6时，说明部分岩屑没有返出来，可能存在岩屑床。
扭矩的变化，当岩屑没有及时返出时，扭矩可能会出现偏大的情况，在启动时(开始旋转时的扭矩，即启动扭矩)，启动扭矩逐渐增大的情况，排除因井深增加而引起的扭矩增加以外，如果启动扭矩增加越多，说明井眼清洁状况较差；
ECD的变化，钻进的过程中，破岩钻进时ECD会逐渐增加，当岩屑返出时，ECD会逐渐降低，通过观察ECD的变化趋势可以判断岩屑的返出情况，即井眼的清洁情况。
振动筛的返出情况，每钻进一柱，返出的岩屑的总量也差异不大，由于钻进过程有新岩屑产生，而循环过程无岩屑产生；因此在振动筛上可以看到岩屑量的变化，如果这个突变明显而且量也与机械钻速相匹配(即机械钻速越快，单位时间内返出的岩屑越多，振动筛上的岩屑量在单位时间内也越多)，说明井眼中滞留的岩屑少，井眼干净。
摩阻系数的对比，将步骤S4实际的钻井参数，如悬重、扭矩，录入Landmark综合解释软件、Drillbench动态井控软件，基于现场实际的数据反算摩阻系数，对比步骤S3的摩阻系数图，摩阻系数越大，则井眼清洁状况越差。
本发明通过提高环空钻井液返速，使得环空钻井液呈紊流流动的区域范围更大，钻井液携岩能力增加；高速旋转钻具(120转/分钟以上)减小了钻具在井眼中的偏心度，扰动井眼底边低流速区的岩屑，从而使岩屑由低流速区被携带至高流速区，提高了大斜度井油基钻井液的携岩能力，改善了井眼清洁状态；采用低流变性油基钻井液不仅改善了井眼清洁状况，也释放了机械钻速，与以往类似井相比，采用该技术使得技术井段平均机械钻速提高13.8％，平均起钻效率提高153％，减少起钻清洁井眼时间，实现综合提效20.13％。
综上可知，本发明一种大斜度井油基钻井液井眼清洁的控制方法，可以改善大斜度井段的井眼清洁状况，同时降低钻井液激动压力和循环当量密度，降低漏失风险，增加技术井段中完深度，进一步释放机械钻速，提高作业时效。
Claims (7)
1.一种大斜度井油基钻井液井眼清洁的控制方法，其特征在于，所述的方法包括如下步骤：
S1、基于已钻井的井史数据及新井的相关资料，利用钻井分析软件对新井进行分析；
S2、基于设备能力，拟分析某个钻井参数时，不同钻井液性能下的岩屑床厚度、钻井液当量循环密度的变化情况；
S3、钻进过程中实时监测钻参，记录的数据包括但不限于大钩载荷、岩屑回收比、扭矩、泵压、上提下放数据、ECD实测值；
S4、基于S3的实际监测值判断井眼清洁状态，以维持钻井液强封堵性为前提，调整钻井液的流变性，直至S3监测到的实际值符合清洁标准的状态。
2.如权利要求1所述的大斜度井油基钻井液井眼清洁的控制方法，其特征在于，所述步骤S1中，所述新井的数据包括但不限于新井的井眼轨迹、井身结构；井史数据包括但不限于：a.井壁稳定数据，地层四压力所允许的钻井液密度范围；b.钻进过程中的ECD大小，也需要控制在地层四压力所允许的当量密度范围内；c.井身结构；d.井眼轨迹；e.钻具组合；f.地层信息。
3.如权利要求2所述的大斜度井油基钻井液井眼清洁的控制方法，其特征在于，所述步骤S1中，钻井分析软件为Landmark综合解释软件、Drillbench动态井控软件。
4.如权利要求1所述的大斜度井油基钻井液井眼清洁的控制方法，其特征在于，所述步骤S2中，所述钻井参数包括但不限于机械钻速、转速、排量、泵压、钻杆尺寸、钻具组合；所述钻井液性能包含但不限于油基钻井液的密度、流变系数(n值)，稠度系数(K值)，塑性黏度、屈服值。
5.如权利要求1所述的大斜度井油基钻井液井眼清洁的控制方法，其特征在于，所述步骤S3中，所述监测时间的间隔为1-4小时。
6.如权利要求4所述的大斜度井油基钻井液井眼清洁的控制方法，其特征在于，所述步骤S4中，所述调整钻井液流变性，以维持钻井液强封堵性为前提，在钻井平台设备能力满足的条件下，提高流性系数，降低稠度系数；其流性系数(n值)范围为0.65-0.85；稠度系数(K值)范围为0.15-0.45Pa.s^n；塑性黏度范围为15-60mPa.s；屈服值范围为5-13Pa。
7.如权利要求1所述的大斜度井油基钻井液井眼清洁的控制方法，其特征在于，所述步骤S4中，判断符合清洁标准状态具体为：岩屑回收比在1.6-2.5之间；扭矩无突然增大；ECD符合破岩钻进时逐渐增加，岩屑返出时逐渐降低；摩阻系数小于0.2或更低。
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