钻井过程循环温度敏感性因素分析与应用

2021-11-13增曹权沈欣宇郭建华阳

非常规油气 2021年5期

罗增曹权沈欣宇郭建华阳强

(1.中国石油西南油气田分公司工程技术研究院,成都 610000;2.四川页岩气勘探开发有限责任公司,成都 610000)

0 引言

油气井钻井过程中,影响钻井液循环温度的钻井参数[1-3]因素复杂多样。随着储气库、页岩气等技术的发展,井深不断增加,井底循环温度受钻井参数的综合影响越来越明显,井下导向工具故障频发,严重制约了钻井进度。学者通过研究井下温度分布规律[4-6],建立传热数值预测模型。Ramey等人建立了井筒温度的半动态传热模型,但在地面钻井液参数变化时,预测计算繁琐[7-9]。上诉研究方法均未对不同参数的影响进行综合模拟,且主要为理论分析,现场作业人员无法进行有效的应用。该文在前人研究基础上,考虑钻井参数的综合影响,通过Land mark软件对钻井液体系、钻井液密度、井口注入温度、施工排量等参数进行模拟,得出了影响钻井过程循环温度敏感因素。并对页岩气、常规天然气、储气库等不同作业工况的井进行了分析,推荐出改变不同敏感参数以降低页岩气水平段循环温度。

1 钻井循环温度的影响因素

四川盆地为多山地环境,为克服山地环境带来的经常限制,在页岩气常规天然气储气库建设过程中多部署为定向井、水平井;当前主流的定向钻进工具在垂深井深＞3 500 m、井底温度＞135℃时井眼钻进过程中故障频繁。从SPE文献[10]报道的北美Haynesville页岩气,到四川南部的深层页岩气田均发现在水平段钻进过程中,由于井底高温导致井下导向工具失效,水平段频繁起下钻,最高起下钻达21次,见表1。

表1 四川盆地某气田水平段钻进情况统计表Table 1 Statistics of drilling in horizontal section of a gas field in Sichuan Basin

天然气经济高效开发亟待克服由于井底循环高温带来的时间及成本的增加,该研究通过对钻井过程中对钻井液循环过程中接触的所有介质及参数进行一一分析,为四川盆地页岩气井/天然气井/储气库井钻井降低钻井液循环温度提供参考。

现有学者对单一因素影响下的钻井循环温度进行了相关研究,易灿等[11]进行了超深井循环压耗计算模型研究,建立了考虑温度、压力效应的超深井钻井循环压耗计算模型。王轲[12]考虑井筒流体与地层传热,根据热力学定律和能量守恒定律,建立了钻井液循环期间钻柱内及环空流体瞬态温度模型,分析了钻井液排量和循环时间对环空温度的影响。

杨雪山[13]等根据热力学第一定律及传热学基本原理,推导出环空和钻柱内温度场微分模型,并对井筒温度场的理论模型进行了求解,分别求解了钻井液循环期间垂直段钻柱内和环空内钻井液温度沿井深分布的预测模型,以及钻井液循环期间水平段钻柱内和环空内钻井液温度沿水平延伸方向分布的预测模型。

但钻井过程接触的介质及工况复杂,仅考虑单一影响因素无法有效指导现场钻井作业,在石油天然气钻井过程中,钻井循环温度主要受以下因素影响:1)井筒条件,包括井眼尺寸、各层次套管下入深度、井斜角、水平段长;2)钻具条件,包括钻具尺寸、钻具外径、钻具内径;3)钻井液条件,包括钻井液体系、钻井液密度、黏度、动切力;4)钻井参数,包括转盘钻速、排量、机械钻速;5)井筒介质的比热容及热传导系数。

考虑1)～5)中涉及介质进行全过程综合因素模拟,探索不同工况下钻井过程循环温度变化规律。

2 温度敏感性因素分析

采用Land mark热力学分析模块对不同钻井液体系、钻井液密度、井口注入温度、水平段长、施工排量,选取四川盆地某气井YH2-8井Φ215.9 mm井眼钻进过程为例进行分析,该井情况如下:

1)垂深4 073.99 m,水平段长1 941 m;

2)第三次开钻以Φ311.2 mm 钻头,采用钾聚合物钻井液钻至约3 460m,下入Φ244.5 mm 技术套管,固井水泥浆返至地面;

3)第四次开钻以Φ215.9 mm PDC钻头进行造斜段+水平段钻进;

4)地面温度15℃,在井深6 222 m 处测得井底温度148.25℃,后续井段仪器故障,温度未知。

采用实钻过程参数模拟第四次开钻Φ215.9 mm井眼影响钻井液循环过程温度,实钻过程钻井机械钻速8 m/h,转盘转速60～80 r/min,钻头喷嘴组合14.3 mm×3+11.1 mm×2,参数见表2。井眼轨迹为“直-增-稳-降-稳-增-平”双二维轨迹,最高造斜率6.65°/30 m,参数见表3。

表2 钻井参数Table 2 Drilling parameters

表3 井眼轨迹参数Table 3 Well trajectory parameters

2.1 钻井液体系影响分析

钻井循环过程中的温度变化关键在于钻井液,当前四川盆地常规天然气井、储气库井主要采用水基钻井液体系;页岩气井在储层段采用油基钻井液进行钻进。根据传热学的基本原理[14],考虑了钻井液传热受流动影响,且由于相同密度条件下水基钻井液与油基钻井液比热容和热传导系数显著不同,必将影响钻井液循环温度,因此从不同钻井液体系角度对钻井液影响因素进行分析。钻井液体系:1)水基钻井液,密度2.16 g/cm3,比热容1 563.819 J/kg·℃,热传导系数1.76 W/m·℃,动切力10 Pa,塑性黏度0.05 Pa·s,注入温度70℃;2)油基钻井液,密度2.16 g/c m3,比热容1 056.072 J/kg·℃,热传导系数1.18 W/m·℃,动切力12 Pa,塑性黏度0.07 Pa·s,注入温度70℃。参数见表4。

表4 水基/油基钻井液体系参数Table 4 Parameters of water-based/oil-based drilling fluid system

采用表4中钻井液参数,模拟从井口到井底钻井循环温度,如图1所示。

图1 油基/水基钻井液条件下井筒循环温度曲线Fig.1 Temperature curve of wellbore circulation under the condition of oil-based/water-based drilling fluid

由图1可知,原始地层温度在井底水平段4 331～6 272 m保持稳定不变;同样施工模拟条件下,钻井液循环温度不断增加,但采用水基钻井液较油基钻井液循环温度较低,降低约5.866℃,在水平段末端温度相差越来越大。因此使用水基钻井液比油基钻井液具有更好的降低井底循环温度效果。

2.2 钻井液密度影响分析

在现场钻井过程中,由于井底溢流或地层压力系数增加,需要加重增加钻井液密度,则需考虑钻井液密度变化对井底循环温度影响。张辉[15]通过实验测量钻井液在不同温度下的润滑系数和泥饼黏滞系数,拟合出其随温度变化关系,由于不同密度条件下钻井液比热容和热传导系数显著不同,必将影响钻井液循环温度,因此从不同钻井液密度角度对钻井液影响因素进行分析,实际使用3种钻井液体系:1)密度2.16 g/cm3,比热容1 056.072 J/kg·℃,热传导系数1.18 W/m·℃;2)密度2.26 g/cm3,比热容1 001.77 J/kg·℃,热传导系数1.27 W/m·℃;3)密度2.36 g/cm3,比热容952.071J/kg·℃,热传导系数1.35 W/m·℃。动切力均为10 Pa,塑性黏度均为0.07 Pa·s,注入温度均为70℃。参数见表5。

表5 钻井液密度参数Table 5 Density parameters of drilling fluid

采用表5中钻井液参数,模拟从井口到井底钻井循环温度,如图2所示。

图2 不同钻井液密度条件下井筒循环温度曲线Fig.2 Temperature curve of wellbore circulation under different drilling fluid density

通过图2可知,钻井液循密度在现有2.16 g/cm3基础上,增加0.1 g/c m3,则循环温度增加1.944℃,增加0.2 g/c m3,则循环温度增加4.154℃。故在保证井控安全的前提下可通过降低钻井液密度降低循环温度。

2.3 注入温度影响分析

由于受季节温度变化影响,井场钻井液罐中钻井液温度存在季节差异,钻井液与水泥浆在不同井深位置所受到的作用温度是不同的[16-18]。在深井情况下,地层高温对钻井液流体流变性能的影响更加明显。考虑采用地面降温方法调节钻井液温度,特模拟经设备降温后不同温度钻井液从井口注入后,整个循环过程温度变化规律。钻井液注入温度参数为密度2.16 g/cm3,比热容1 056.072 J/kg·℃,热传导系数1.18 W/m·℃,见表6。

表6 钻井液温度参数Table 6 Temperature parameters of drilling fluid

采用油基钻井液,通过不同注入温度进行模拟,如图3所示。

图3 不同井口温度条件下井筒循环温度曲线Fig.3 Temperature curve of wellbore circulation under different wellhead temperature conditions

由图3 可知,通过降温设备由70℃降低至40℃,回注钻井液降低幅度30℃,循环到井3 750～6 272 m循环降低约7.432℃。相比调节钻井液体系、钻井液密度,井口注入温度对井底循环温度更加敏感。故可采用地面降温方法降低钻井液注入温度,达到降低水平段循环温度的目的。

2.4 排量影响分析

水平段Φ215.9 mm 井眼主要采用的钻井液排量约在30 L/s,考虑到钻进过程强化水力参数,需不断提高钻井液排量至35 L/s。高温、高压环境下的超深井钻井,温度和压力对钻井液密度和流变特性的影响已不能忽略[19-21]。循环温度模拟需考虑压力效应,压力效应主要受排量影响。特模拟不同钻井液排量条件下,整个循环过程温度变化规律,钻井液排量依次采用25 L/s,30 L/s,35 L/s,40 L/s,参数见表7。

表7 排量参数Table 7 Displacement parameters

以YH2-8井为例,通过不同钻井液排量进行模拟,如图4所示。

图4 不同排量条件下井筒循环温度曲线Fig.4 Temperature curve of wellbore circulation under different displacement conditions

通过不同排量模拟表明,排量对循环温度的影响较为明显。从井深约750 m 开始,钻井液循环温度随排量增加而增加,在水平段末端6 200 m处采用30 L/s排量比35 L/s排量降低循环温度5.866℃。故在满足井底携岩安全及水力破岩基础上,可以通过适当降低钻井液排量来达到降低水平段循环温度。

该研究通过钻井液体系、钻井液密度、井口注入温度、钻井泵排量等参数变化规律,模拟钻井过程对循环温度的影响情况。

1)钻井液体系、钻井液密度、井口注入温度、钻井泵排量均为循环温度的敏感因素,调整不同幅度可以降低钻井过程中循环温度;

2)调整钻井液参数可能会增加井底循环温度,如“采用40 L/s排量”、增加钻井液密度都会增加井底循环温度;

3)敏感因素的影响程度依次为:井口注入温度＞钻井排量＞钻井液体系＞钻井液密度;影响因素最明显的是注入温度,可比原始地层温度降低7.432℃。

钻井过程循环温度敏感性因素如表8所示。

表8 钻井过程循环温度敏感性因素总结Table 8 Summary of circulating temperature sensitive factors during drilling

要降低钻井过程循环温度,可通过改变钻井液体系、密度、注入温度、水平段长及排量实现,还可以根据气藏或储层特征选择匹配方式。不同的改变条件可能并考虑作业成本、实施难易程度进行优选。

3 应用实例

四川盆地某页岩气平台部署4口井,水平段入靶A点垂深范围3 827～3 874 m,水平段长1 550～2 300 m,平台4口井采用相同钻井液体系、密度、钻井液排量。其中A-1井未采用地面降温方法,井底最低循环温度130℃,最高循环温度151℃;A-2,A-3,A-4井采用地面降温方法,井底最低循环温度为125℃,最高循环温度为138℃;入口温度由64.8℃降低至45.6℃,井底最低降温效果幅度5℃,满足2.3节模拟的最高降温7.432℃,与模拟结论相匹配。现场应用情况对比见表9。