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1、 页岩气井连续油管钻塞提速对策 摘要：针对钻塞故障率升高、效率下降的问题，找出导致问题的主要工程因素为钻塞返屑率低，确认成返屑率低的原因为磨鞋尺寸偏小、钻塞循环排量偏小和钻塞液体性能不满足施工需求。通过理论计算、软件模拟和矿场实验，形成了针对性的提速对策，提速对策在现场实际应用后起到了良好效果，大幅降低了钻塞故障率、提高了钻塞效率，为气田的高效开发提供了有利支撑关键词：页岩气 连续油管钻塞 返屑率 提速提效2018年起，随着压裂工艺的升级和不同厂家桥塞的现场应用，压后井筒情况变得更加复杂，给连续油管施工带来了新的挑战；年度钻塞故障率曾一度升高9%、单井平均钻塞时长增长至10天，由钻塞故障率升高
2、影响的产量高达301.4104m。鉴于此，找到连油钻塞故障升高的原因并提出连油钻塞提速对策十分必要。1 钻塞故障率升高原因分析1.1 主要工程因素确认能够影响钻塞施工的工程因素有多种，大致有钻塞反屑率、钻塞时地层漏失、射孔炮眼数量、加砂总量等因素。从气田不同开发区块选择钻塞时长超过7天或钻塞过程中发生遇阻、遇卡及其他复杂情况的井共60口，使用分层法对各井工程因素进行统计，使用排列图对不同工程因素下的钻塞时长进行分析。返屑率低的井钻塞总时长在样本井钻塞总时长中占比最高，达到77.9%、且相比其他井况，返屑率低的井在钻塞过程中故障率也最高，达到23%。可见，导致钻塞故障增多、效率降低的主要工程因素
3、是钻塞返屑率低。1.2 返屑率低影响因素确认使用因果图对返屑率低进行影响因素分析，影响钻塞效率的影响因素有7项，分别为操作手存在疲劳操作、操作施工流程掌握不熟、短起频次低、钻塞磨鞋尺寸过小、钻塞循环排量不足、钻塞液体性能不满足要求、井眼轨迹复杂不利于碎屑返排。1.3 要因确认（1）人员素质方面，通过对各井的施工录像进行回放、随机前往施工现场进行巡检、检查钻塞施工记录台帐、组织各施工单位主操及副操手进行业务能力考试等首段进行验证，发现不存在操作手疲劳操作现象、主操及副操手对施工流程掌握均满足规定要求。（2）短起频次方面，选取某平台4口井钻塞数据进行对比。发现短起平次与井下故障率并无明显关系、提高
4、短起频次并未使返屑率增加，同时因短起频次变高，增加了连续油管在井内起下趟数，钻塞施工时长也有所增长。短起频次并非要因。（3）井眼轨迹方面，对各井井眼轨迹穿行图进行查阅，结合实际钻塞情况进行分析，发现井眼轨迹与钻塞反屑情况、钻塞故障率及钻塞时长无明显相关性。且为实现页岩气井高效开发，页岩气井水平段须在甜点层段穿行，井眼轨迹须根据地层变化而变化，属于不可抗拒的因素。井眼轨迹并非要因（4）磨鞋尺寸方面，使用95mm磨鞋进行钻塞施工的2口井，均不同程度发生井下故障，其中某平台X-1井发生桥塞金属卡簧套住磨鞋导致的井下卡钻，延误工期24h；且选用95mm直径磨鞋进行钻塞施工的井，施工时长均长于选用100
5、-105mm磨鞋进行钻塞的井。磨鞋尺寸偏小为要因。（5）循环排量方面，循环排量380L/min的井，钻塞时长均7天，且其中60%的井发生不同程度的井下故障。循环排量偏小为要因。（6）液体性能方面，钻塞过程中，井筒内循环液体流态多处于紊流区（1000Re200000），气田常用钻塞液体为“减阻水+胶液”组合，粘度范围8-35 mPas，减阻水用于钻塞过程中循环润滑、胶液用于携带桥塞碎屑,现场实际施工过程中，液体循环使用，水质变差、性能下降，易造成携屑能力不足。液体性能不满足要求为要因。2 钻塞提速对策根据磨鞋尺寸偏小、钻塞排量偏小、钻塞液体性能不满足要求3条要因，针对性提出提速对策2.1 优选1
6、05mm直径磨鞋考虑连续油管在水平段钻塞时为偏心状态，不同直径桥塞与套管、桥塞偏心距不同，钻除桥塞后碎屑大小也不同。选择4口井况类似的井，分别使用4种常用的不同直径磨鞋进行钻塞施工，记录各井钻塞时长，同时将反出碎屑烘干后称重，过8目振动筛，计算通过筛网碎屑重量与原重量比值，记为过筛率，见表1。由表1可知，随着磨鞋直径增大，碎屑过筛率提高，即桥塞碎屑变小，同时钻塞时长缩短；使用105mm磨鞋施工的的井，碎屑最小，同时施工时间最短。因此建议选择105mm磨鞋作为首选钻磨工具。表1不同直径桥塞钻塞效果对比2.2 优选循环排量、改进井下旁通阀2.2.1 优选循环排量将碎屑理想化为固体球形颗粒，根据流体
7、力学实验、结合沉降公式进行计算，其沉降速度Vt 为： （1） -碎屑颗粒密度，g/cm3； -钻塞循环液密度，g/cm3；d-理想化碎屑颗粒直径，m；g-重力加速度，m/s2。实际井眼轨迹存在上翘、下倾、起伏等不同形态，为方便计算，将实际止动反速选择为最大值。即当井斜角为90时，止动反速最大，为3倍沉降速度。综合考虑现场实际参数，实际合理施工排量范围为390-450L/min。2.2.2 改进井下旁通阀根据现场实际需求，通过液体仿真计算，提出了两种井下分流阀改进方式，分别为可调式斜孔分流阀及可调式旋流分流阀，具体参数见表2。通过改进井下旁通阀，可以增大施工排量，有利于钻屑返排出井筒；并且将旁通
8、阀喷嘴升级为可更换式，可根据钻塞情况及时更换，有效缩短工序衔接时长。表2 两种改进型旁通阀技术参数同时，针对不同排量下不同直径的喷嘴分流能力进行模拟，见图1，以对不同循环排量下的喷嘴大小选择提供指导。图1 不同排量下不同直径的喷嘴分流能力选择4口井，分别使用改进后的排量及旁通阀进行施工，与改进前的I井进行对比，见表3。可知，在进行了循环排量优选、井下旁通阀改进以及针对不同循环排量进行喷嘴适配之后，钻塞返屑率均有不同程度提升，且钻塞时长均大幅缩短。因此建议钻塞全程循环排量保持在400L-450L/min范围内，且配备井下旁通阀、喷嘴直径8-10mm。表3 排量旁通阀改进前后钻塞效果对比2.3 改
9、进钻塞液体泡沫属于一种多相非牛顿流体，已经在井钻井施工中广泛应用。泡沫密度比减阻水小的同时，还能起到一定的降滤、润滑作用，且其独特的结构能够提高携带碎屑的能力。优选出与现场清水、减阻水、返排液配伍性良好的A起泡剂（具体性能参数见表），按一定比列配置成泡沫钻塞液后进行现场钻塞实验，分别与“减阻水+胶液”、“纯胶液”钻塞液进行对比，见表3。表4 A起泡剂参数表表5 使用不同钻塞液钻塞效果对比可见，相比于原有钻塞循环液体和单纯增加液体粘度、使用胶液替代减阻水进行钻塞施工，使用A起泡剂配置的泡沫液体进行钻塞能够有效提高钻塞返屑率、提高钻塞效率。3 现场应用截至目前，上述3条钻塞提速对策已在涪陵页岩气田
10、应用90余口井，钻除桥塞2800余支。故障率由最高时10%降低至4%、平均钻塞时长由10天缩短至5.2天，在大幅降低钻塞故障率的同时，有效提高了钻塞效率，为气田的高效开发提供了有力支撑。4 结束语（1）钻塞故障增多、效率降低的主要工程因素是钻塞返屑率低。（2）导致钻塞返屑率低的主要原因是磨鞋尺寸偏小、钻塞排量偏小、钻塞液体性能不满足要求。（3）使用105mm磨鞋、将钻塞循环排量控制在400-450L/min并配备改进后的井下旁通阀、使用按比例配置的泡沫液作为钻塞循环液体，能够有效降低钻塞故障率、提高钻塞效率。参考文献：1徐庆祥,祝道平,葛利军,呼桂艳,王玉忠,平恩顺,王志民.连续油管钻塞技术在
11、GD14H井的实践及认识J.钻采工艺,2019,42(03):114-116.2张乾,王方祥,徐飞,吴英新,赵增权,杨志.连续油管作业遇卡原因分析及解卡方法J.中外能源,2020,25(06):63-68.3张正道.涪陵页岩气田暂闭井连续油管钻塞工艺J.石化技术,2019,26(06):112-114.4张乾,杨志,王方祥,李道松,张昌允.提高连续油管钻塞作业效率的方法J.石化技术,2020,27(04):18+123.5郭彪,卢秀德,雍和毅,宋丹,邱勇潮,李剑秋.连续油管在某页岩气A井钻磨解卡与认识J.钻采工艺,2015,38(04):107+117.6夏绪波.水平井连续油管钻塞碎屑返排技术探讨J.江汉石油职工大学学报,2019,32(06):47-50.7徐东升,杨进,殷启帅,李舒展,张祯祥,张天玮.连续油管钻水平井井眼清洗规律研究J.石油矿场机械,2019,48(03):7-11.-全文完-
