長寧氣田水平段鉆井參數(shù)強(qiáng)化必要性淺析

伍 葳，曹 權(quán)，李 斌，沈欣宇，秦章晉，張玉婷.

(1.中國石油西南油氣田分公司工程技術(shù)研究院，四川成都 610017；2.中國石油西南油氣田分公司勘探事業(yè)部，四川成都 610000)

國內(nèi)頁巖氣區(qū)塊已就鉆井提速取得進(jìn)展，但從參數(shù)強(qiáng)化入手尚且不多[1-3]。北美頁巖氣水平井多采用強(qiáng)水力參數(shù)，此舉極大提高了鉆井速度。以美國Delaware區(qū)塊為例，其Φ215.9 mm井眼在使用1.55 g/cm3油基鉆井液且平均排量35 L/s、泵壓35 MPa的條件下，僅耗費14天完成全井5 754 m進(jìn)尺。對比可知，長寧區(qū)塊與北美相比，整體上泵壓(25～29 MPa)、排量(20～25 L/s)偏低，導(dǎo)致該區(qū)塊平均機(jī)械鉆速(6～7 m/h)大幅低于美國頁巖氣區(qū)塊(30～80 m/h)，表明長寧區(qū)塊在鉆井水力參數(shù)方面存在較大強(qiáng)化空間。本文結(jié)合鉆井施工工藝、配套鉆井硬件等方面，開展Φ215.9 mm井眼水平段參數(shù)強(qiáng)化必要性分析，以期指導(dǎo)長寧區(qū)塊頁巖氣井相關(guān)設(shè)計及現(xiàn)場施工，進(jìn)一步實現(xiàn)工區(qū)鉆井提速。

1 單井概況

A井為一口直改平井，鉆井周期為51.13天，平均機(jī)械鉆速為3.57 m/h。其采用工區(qū)四開四完成熟鉆井施工工藝，其中Φ215.9 mm鉆頭從主井筒井深1 800 m(韓家店組)開始側(cè)鉆，在油基鉆井液條件下鉆至井深4 650 m(龍馬溪組)完鉆，水平段長1 500 m，下Φ139.7 mm套管到位后注水泥固井。

2 設(shè)計強(qiáng)化參數(shù)執(zhí)行情況

《A井鉆井工程設(shè)計》中對頁巖氣鉆井提速明確提出要求并相應(yīng)強(qiáng)化設(shè)計鉆井參數(shù)，而水平段實鉆參數(shù)總體處于設(shè)計參數(shù)范圍下限甚至不及強(qiáng)化設(shè)計參數(shù)，未能較好執(zhí)行設(shè)計，見圖1。其中：

1)鉆壓：施工鉆壓60～150 kN，設(shè)計鉆壓120～250 kN；

2)轉(zhuǎn)速：施工轉(zhuǎn)速多為90 rpm，設(shè)計轉(zhuǎn)速80～100 rpm；

3)排量：施工排量方面，水平段前100 m為33～34 L/s，后續(xù)為26～30 L/s；設(shè)計排量為35～40 L/s；

4)泵壓：施工泵壓為15～25 MPa，設(shè)計泵壓為30～35 MPa；

5)鉆井液密度：實鉆密度1.70～1.88 g/cm3，設(shè)計密度1.70～2.20 g/cm3。

圖1 A井實鉆參數(shù)與設(shè)計參數(shù)對比圖Fig.1 Parameter comparisons between designing and practical ones of well A

3 參數(shù)強(qiáng)化必要性分析

3.1 機(jī)械破巖參數(shù)

由實鉆綜合錄井?dāng)?shù)據(jù)可知，機(jī)械破巖參數(shù)中轉(zhuǎn)速基本按設(shè)計執(zhí)行，故主要分析鉆壓參數(shù)。將整米深度對應(yīng)施工鉆壓與機(jī)械鉆速作圖，得圖2?？芍蟛糠志?3 150～3 500 m、3 600～4 400 m、4 500～4 650 m)整米機(jī)械鉆速與瞬時鉆壓同步變化，即機(jī)械鉆速隨著鉆壓變化趨勢同步增高或降低，尤其是若干井深處機(jī)械鉆速與鉆壓曲線同時處于波峰或波谷，表明機(jī)械鉆速在局部井段區(qū)域內(nèi)最大/最小鉆壓對應(yīng)井深處達(dá)到最高/最低值。由此可知，提高鉆壓一定程度上可增加井底機(jī)械能量從而實現(xiàn)提速[4-7]?？紤]到A井水平段實鉆鉆壓未達(dá)到設(shè)計強(qiáng)化水平，故可知實鉆中鉆壓偏低而應(yīng)按設(shè)計大鉆壓執(zhí)行以進(jìn)一步提高破巖效率實現(xiàn)提速。

圖2 A井實鉆鉆壓-機(jī)械鉆速整米關(guān)系圖Fig.2 The relationship of actual WOB-ROP of well A

3.2 水力參數(shù)

利用Landmark Wellplan軟件水力模塊分別對A井實鉆與設(shè)計參數(shù)條件展開水力模擬計算。根據(jù)《A井直改平鉆井井史》等資料相應(yīng)輸入井眼軌跡、井身結(jié)構(gòu)等工程地質(zhì)條件，其中:

(1)鉆具組合：簡化實鉆鉆具組合，Φ215.9 mmPDC鉆頭+旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具(LWD)+Φ127 mm加重鉆桿2柱+Φ127 mm鉆桿+Φ139.7 mm鉆桿。其中，旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具(LWD)在排量取30 L/s、32 L/s情況下所對應(yīng)壓降分別為4.5 MPa、5.0 Mpa[8]。

(2)鉆井液：白油基鉆井液，密度1.78 g/cm3，流變模型選赫歇爾-巴克利，并輸入范式黏度計現(xiàn)場實測600轉(zhuǎn)、300轉(zhuǎn)、3轉(zhuǎn)讀數(shù)求得塑性黏度、動切力等流變參數(shù)，見表1。

表1 A井油基鉆井液實測性能參數(shù)表Table 1 Laboratory parameters of oil-based mud in well A

(3)循環(huán)系統(tǒng)：地面管匯壓耗取定1 MPa；寶石機(jī)械廠F-1600HL三缸單作用鉆井泵，容積效率取90%，機(jī)械效率取90%。

(4)鉆頭水眼：噴嘴組合11 mm*2+12 mm*1+13 mm*1+15 mm*1，過流面積6.36 cm2；

(5)模擬井深：完鉆井深4 650 m；

(6)排量：根據(jù)實鉆與設(shè)計排量情況，分別取26、27、28、29、30與35、36、37、38、39、40 L/s兩組排量。

通過正常鉆進(jìn)水力模塊中壓力損耗與功率損耗計算，可得不同鉆進(jìn)排量條件下對應(yīng)的鉆頭壓降、鉆頭水功率、泵壓、泵輸出功率及鉆頭壓降/水功率占比，見表2、圖3。

由上述可知，隨著排量增加，泵輸出功率與泵壓、鉆頭水功率與鉆頭壓降、鉆頭壓降/水功率占比均相應(yīng)增大，表明較實鉆參數(shù)而言，設(shè)計強(qiáng)化參數(shù)條件下機(jī)泵動用不斷加強(qiáng)而鉆頭所分配水力能量同步增大，有助于提高井底破巖效率[9-11]。其中，實鉆上限排量30 L/s條件下鉆頭壓降、水功率比設(shè)計下限排量35 L/s分別低33.33% 、57.90%。另外，當(dāng)鉆進(jìn)排量按設(shè)計執(zhí)行35～40 L/s時，泵壓為35.04～44.1 MPa，現(xiàn)場設(shè)備滿足施工要求。其中：循環(huán)系統(tǒng)、鉆井泵額定壓力為52 MPa，考慮安全系數(shù)取1.1后折算為47.27 MPa，滿足壓力要求；需同時啟用2臺F-1600 HL高壓泵供液并更換相應(yīng)壓力等級的小尺寸Φ120 mm缸套[12]。

表2 A井實鉆/設(shè)計參數(shù)水力模擬結(jié)果表Table 2 Simulation results under practical and designing circumstances of well A

圖3 A井實鉆/設(shè)計水力參數(shù)模擬結(jié)果對比圖Fig.3 The hydraulic simulation comparison between practical and designing circumstances of well A

4 鉆井硬件適應(yīng)性分析

從實鉆參數(shù)實施情況來看，鉆井硬件適應(yīng)性不理想成為限制參數(shù)強(qiáng)化的關(guān)鍵因素之一，主要包括鉆井裝備、地面設(shè)備及鉆井工具本身規(guī)格型號不匹配、長期服役硬件老化以及相關(guān)易損配件質(zhì)量未滿足要求等，導(dǎo)致鉆井參數(shù)難以強(qiáng)化或強(qiáng)參數(shù)工況下硬件較難保證長時間正常運行。根據(jù)鉆井參數(shù)類別，相關(guān)硬件的局限性如下[12]：

(1)鉆壓。

a.螺桿：工具最大工作鉆壓相對較低。如A井所用立林LZ*172*7.0-XISF螺桿的最大工作鉆壓為170 kN，則低于設(shè)計強(qiáng)化鉆壓上限250 kN；

b.鉆頭：Φ215.9 mmPDC鉆頭的工作鉆壓上限多小于150 kN，如A井所用史密斯MDi519PDC鉆頭的最大工作鉆壓為140 kN，遠(yuǎn)低于設(shè)計強(qiáng)化鉆壓上限250 kN。

(2)轉(zhuǎn)速/扭矩。

a.頂驅(qū)：轉(zhuǎn)速范圍、連續(xù)工作扭矩等工作參數(shù)滿足要求，但因設(shè)備老化、施工理念保守等因素存在人為限制轉(zhuǎn)速和輸出扭矩等情況導(dǎo)致設(shè)備未能充分動用。比如，A井實鉆轉(zhuǎn)速控制在100 rpm以內(nèi)，低于其額定工作狀態(tài)，見表3；

b. MWD/LWD：實鉆中高轉(zhuǎn)速易造成井底“噪音”，導(dǎo)致MWD/LWD儀器信號傳輸故障，相當(dāng)比例工時用于循環(huán)、起下鉆等輔助作業(yè)。

表3 A井頂驅(qū)工作參數(shù)對比表Table 3 Top-drive parameter comparisons between rating and practical ones of well A

(3)排量/泵壓。

a.鉆具：A井所用常規(guī)Φ127 mAPI鉆桿較之Φ139.7 mm、Φ127 mm非API大水眼鉆桿而言，相同條件下沿程壓耗更大，鉆頭壓降更低，施工泵壓更高，不利于水力參數(shù)強(qiáng)化；

b.鉆頭：受限于施工泵壓上限，同時為保證水平段攜巖所需排量，A井采用大尺寸噴嘴組合，見表5。其弊端為相同參數(shù)條件下鉆頭所分配的水力能量較低而不利于水力破巖，如前述A井實鉆水力模擬結(jié)果，鉆頭水功率/鉆頭壓降占比僅為11～11.5%；

表4 Φ127 mm/Φ139.7 mm非標(biāo)大水眼鉆桿規(guī)格參數(shù)表Table 4 Parameters of Φ127 mm/Φ139.7 mm drill pipes

c. 鉆井泵：機(jī)泵本身規(guī)格等級雖匹配高壓力等級要求，但現(xiàn)場實踐表明高泵壓工況下活塞、凡爾、缸套等易損件維修頻繁，實鉆中井隊多人為降低排量以維持泵壓處于較低水平。如A井的施工排量低于35 L/s，泵壓低于25 MPa，遠(yuǎn)不及設(shè)計與額定工況水平；

表5 鉆頭噴嘴組合及過流面積統(tǒng)計表Table 5 Utilization statistics of bit nozzle and flow area in well A

5 結(jié)論與建議

(1)A井實鉆機(jī)械破巖參數(shù)與水力參數(shù)均處于設(shè)計強(qiáng)化鉆井參數(shù)范圍下限甚至弱于強(qiáng)化設(shè)計參數(shù)，未能較好執(zhí)行設(shè)計；

(2)通過對A井的鉆壓-機(jī)械鉆速進(jìn)行數(shù)據(jù)統(tǒng)計分析可知，機(jī)械鉆速隨著鉆壓變化趨勢同步增高或降低；同時對實鉆與設(shè)計參數(shù)展開鉆頭水力能量計算，可知設(shè)計強(qiáng)化參數(shù)條件下機(jī)泵動用不斷加強(qiáng)而鉆頭所分配水力能量同步增大。其中，設(shè)計下限排量35 L/條件下的鉆頭壓降、水功率比實鉆上限排量30 L/s分別高33.33% 、57.90%；

(3)實鉆參數(shù)低于設(shè)計參數(shù)將導(dǎo)致井底破巖能量不足，進(jìn)而影響機(jī)械鉆速不及預(yù)期，表明工區(qū)對鉆井機(jī)械破巖及水力參數(shù)展開強(qiáng)化是必要的；

(4)鉆井硬件適應(yīng)性不理想成為限制參數(shù)強(qiáng)化的關(guān)鍵因素之一，主要包括鉆井裝備、地面設(shè)備及鉆井工具本身規(guī)格型號不匹配、長期服役硬件老化以及相關(guān)易損配件質(zhì)量不合格等，應(yīng)相應(yīng)完成優(yōu)選強(qiáng)力鉆頭及螺桿、鉆井泵改造升級及缸套等易損件質(zhì)量加強(qiáng)、配置非標(biāo)大水眼鉆具、加強(qiáng)隨鉆測量儀器對井下工作環(huán)境的適應(yīng)性等硬件匹配改良工作。