深水鉆井泵壓異常案例分析

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，達到提高機械鉆速、節約能源的目的[1]。泵壓是水力參數的重要因素，深水鉆井泵壓與泵排量、鉆井液流變參數、鉆柱及環空循環壓耗直接相關。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，不僅導致現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。通過進行泵壓測試進行原因排查和分析，并結合鉆井液低溫流變特性試驗得出的流變參數和循環溫度模型校正，進行水力參數計算，驗證了本次泵壓異常的原因，積累了深水鉆井水力參數優化的相關經驗，也為類似情況提供了技術參考。

1 事件經過

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。該井下入?339.7 mm技術套管至1 445m后，采用油基鉆井液鉆進?311.1 mm井段(1 449～2 497 m)。該井段鉆過上層套管鞋后，泵壓一直相比設計和理論值偏高1.03～2.07 MPa，接近鉆井液泵的極限作業能力。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

基于參照當前作業參數完成的泵壓預測分析，現場進行了循環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。并通過驗算環空返速，分析環空當量循環密度和環空循環壓耗情況。

2.1 地面管匯摩阻測試

現場對鉆井液泵至頂驅的地面管線進行了摩阻測試。結果如表1所示。

表1 案例井地面管匯摩阻測試結果

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

2.2 鉆頭在轉盤面下位置的泵壓測試

按不同水眼堵塞進行的泵壓分析，其中堵塞三個水眼才可能達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)，進行泵壓測試。實際泵壓為8.5 MPa，去除鉆頭壓降為2.2 MPa和隨鉆工具壓降4.1 MPa，加重鉆桿內壓降約為2.2 MPa，與計算值相符。可以排除鉆具組合堵塞、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

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

2.4 鉆頭位于1 900 m深度位置的泵壓測試

現場對鉆頭在1 900 m深度位置的情況進行了泵壓測試，繼續標定計算泵壓與實際泵壓的差異。測試結果顯示鉆頭在上層套管鞋位置時實際泵壓為23.5 MPa。而該位置的計算泵壓為21.5 MPa。可以看出隨著鉆進井深的增加，實際泵壓與理論計算偏差進一步增大。

2.5 環空返速計算

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

圖1 ?311.1 mm井段環空返速計算

2.6 初步排查結論

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

3 原因分析

3.1 鉆井液低溫流變特性試驗

深水井鉆井時應充分考慮溫度對水力參數的影響[3]。前期水力參數設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中，分別在26.7 ℃(80 F)、37.8 ℃(100 F)、48.9 ℃(120 F)等溫度下進行流變參數測量，結果如表2所示。結果表明，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 鉆井液實測流變特性表

3.2 循環溫度模型校正計算

根據現場實測入口和出口溫度校正了循環溫度模型，結果如圖2所示。

圖2 ?311.1 mm井段循環溫度場計算

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

3.3 結論驗證

采用實際低溫鉆井液流變參數的條件下，完鉆井深2 497 m計算泵壓26.28 MPa，現場實測泵壓26.41 MPa，與修正后計算結果穩合。如采用常溫鉆井液流變參數，則計算泵壓為20.68 MPa，明顯偏低，不符合現場實際。經計算，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 結語

(1)本案例中造成深水井泵壓異常的主要原因是低溫環境下鉆井液流變性能發生變化后鉆井液黏度過大，引起鉆柱和環空循環壓耗升高。(2)現場實測結果表明，選擇實際鉆井液流變性能計算得出的結果基本與實際吻合。(3)為了預防出現深水鉆井泵壓異常，建議進行鉆井液低溫流變特性試驗。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)應結合實際流變參數和循環溫度場模型優化水力參數設計，優選排量和泵壓。對于案例井區域的后續作業井，在保證井壁穩定和井眼清潔的條件下，鉆井液的性能應滿足在溫度為20 ℃時的PV小于24 mPa·s，YP小于10 Pa。