连续油管新型钻塞胶液在JY25-1HF井的应用

何吉标，梁文利，陈明晓，陈智远，刘俊君

（中国石化江汉石油工程公司页岩气开采技术服务公司，武汉430000）



连续油管新型钻塞胶液在JY25-1HF井的应用

何吉标，梁文利，陈明晓，陈智远，刘俊君

（中国石化江汉石油工程公司页岩气开采技术服务公司，武汉430000）

何吉标等.连续油管新型钻塞胶液在JY25-1HF井的应用[J].钻井液与完井液，2016，33（3）：123-126.

摘要在连续油管钻磨桥塞施工中，由于连续油管设备及钻塞液的限制，钻屑难以返出井口，易出现憋泵、卡钻等复杂情况。为此，对现有连续油管钻塞液进行优化改性，引入多糖类高分子化合物为流型改性剂，通过材料优选及性能对比，研发出新型钻塞胶液。通过判别，该新型胶液属于幂律流体，计算得出，原钻塞胶液在管柱内和环空内均为紊流，循环压耗均为0，而新型钻塞胶液在管柱内为紊流，在环空内为层流，而循环压耗分别为1.7 MPa、0.116 MPa。新型钻塞胶液在涪陵JY25-1HF井连续油管钻磨桥塞施工中进行了试验应用，在注入10 m3时循环泵压最高，为1.80 MPa，与理论计算结果基本吻合，误差在1.80%。应用效果表明，新型钻塞胶液综合携带能力显著提高，携带量提高了2倍以上，值得进一步推广应用。

关键词页岩气；连续油管；钻塞胶液；流型判别；循环压耗

页岩气商业化开采得益于2大关键技术的突破：大位移水平井钻井和大规模储层改造技术[1]，而可钻式复合桥塞分段压裂技术是大规模储层改造的关键技术，是目前国内外进行页岩气藏开发使用的主体储层改造技术。压裂返排后需要钻除桥塞打通井眼通道，提高试气产量。受井口带压条件限制，需采用连续油管设备钻磨复合桥塞，快速有效钻除桥塞是保证页岩气顺利试气投产的关键[2-3]。由于连续油管自身设备及钻塞液携带能力的限制，钻磨碎屑难以返出井口，易出现憋泵、卡钻等复杂情况，给页岩气勘探开发的有序推进提出了巨大的挑战[4-5]。针对目前存在的技术难题，从改进钻塞流体性能的角度出发，研发了新型钻塞胶液，通过提高黏度和切力来增强钻塞胶液的携带性能，清洗井眼钻屑，提高连续油管钻磨桥塞施工效率。

1　目前存在的技术难题

随着连续油管水平井钻磨桥塞工艺不断改进和完善，该技术已经逐步走向成熟，在涪陵工区已经大面积推广应用页岩气水平井钻磨桥塞，但受自身工艺条件限制还存在以下技术难题。①井眼净化效率低，施工风险高。连续油管受到排量小、钻柱无法旋转等因素限制，造成井眼净化效率较低；井底岩屑在重力作用下容易沉积在井壁下侧，形成岩屑床，施工安全风险高。②流体携带性差，桥塞钻屑携带困难大。复合桥塞卡瓦由铸铁浇铸而成，铁块密度大，在井眼内运移困难；桥塞胶皮钻磨碎块大，携带返出困难，容易造成连续油管憋泵和卡钻现象。③钻磨工艺复杂，易发生复杂事故。水平井钻磨施工参数及流体性能要求高，钻磨加压控制难度大，管柱、尺寸及工具性能选择要求高，组合不当易发生磨穿套管、砂卡或无进尺等问题。

2　新型钻塞胶液的优选及性能评价

引入多糖类高分子聚合物为流型改性剂，通过材料优选及性能对比，研发出一种新型钻塞胶液，通过提高黏度和切力来增强钻塞胶液的携带性能，有效清洗井眼钻屑，降低钻塞故障复杂率，保证施工顺利进行。该胶液体系与原胶液相比具有水化性能优异，无残渣，安全环保，悬浮能力强等优点。新型钻塞胶液配方如下，其流变性能对比评价见表1。

（0.2%～0.5%）低分子稠化剂SRFR-CH3+ （0.1%～0.3%）复合增效剂SRSR-3+（0.2%～0.5%）流变助剂SRLB-2+（0.05%～0.15%）流变助剂SRVC-2+（0.2%～0.5%）流型改性剂CMX+（0.01% ～0.05%）消泡剂

表1　新型钻塞胶液与原钻塞胶液流变性能对比

由表1可知，新型钻塞胶液比原钻塞胶液表观黏度提高了288%，流体内聚力明显增强，流动性减弱，塑性黏度提高了167%，固相与液相摩擦力增强，携带岩屑能力明显提升；动切力提高了650%，流动时内部胶凝网状结构大大增强，有利于循环条件下携带岩屑；胶液的动塑比由0.33提高到了0.94 Pa/mPa·s，说明新型钻塞胶液剪切稀释性增强，在低剪切速率下能有效地携带岩屑。由此可见，新型钻塞胶液虽然流动性相对减弱，但摩擦力、胶凝强度和剪切稀释性均得到很大提升，携岩综合性能提高。

3　流型判别及循环压耗计算

3.1流型判别

3.1.1流变模式判别

钻塞胶液的流变学特征反应了胶液的流动和变形特性，主要讨论流速与发生运动的压力之间的关系。准确地判断出钻塞胶液的流体特性，并获取流变参数，是钻塞施工设计的重点。

钻塞胶液主要是在宾汉模式与幂律模式之中做出判别，剪切速率与剪切应力关系见图1，剪切速率与剪切应力对数关系见图2。

图1　钻塞胶液剪切速率与剪切应力关系

图2　钻塞胶液剪切速率与剪切应力对数关系

由图1和图2可知，新型钻塞胶液对数曲线的拟合度高，因此新型钻塞胶液属于幂律模式流体。根据拟合直线的特征，求取了新型钻塞胶液的流性指数为0.430 6，稠度系数为0.784 Pa·sn。

3.1.2 管内和环空液体流速

用于井眼返屑的循环流体一般采用紊流效果最好，对钻塞胶液进行顶替流态判别，以此来优化钻塞胶液携屑能力。管内液体流速计算公式如下：

环空中液体流速计算公式如下：

计算流体环空返速，取Q为400 L/min，井眼直径Dw为11.5 cm，连续油管外径De为5.08 cm，连续油管平均内径D0为4.18 cm。流体流速计算结果：V管内为5.13 m/s，V环空为0.798 m/s。

3.1.3管内和环空流体的雷诺数

不同钻塞胶液在管柱内和环空中循环的雷诺数及流态见表2。由表2可知，新型钻塞胶液在环空内为层流。计算公式如下。

管内雷诺数：

环空雷诺数：

式中：Re为雷诺数，无因次；ρ为胶液密度，g/cm；V为流速，m/s；D=Dw-De；Dw为外管内径，De为内管外径，cm。

表2　钻塞胶液在管柱内和环空中循环的雷诺数及流态

3.2循环压耗

为保证连续油管钻塞安全施工和提速提效，循环压耗必须控制在合理范围内。新型钻塞胶液由于增大携带能力的需要，黏度有一定程度增大，导致循环压耗增大，施工风险增加。故必须精确计算钻塞施工过程中注入新型钻塞胶液前后的循环压耗变化，以达到对整个施工过程精细控压，保证施工顺利实施。

3.2.1范宁摩阻系数

层流范宁摩阻系数f：

紊流范宁摩阻系数f：

过渡流范宁摩阻系数f：

其中，管柱内G为16，环空中G为24；a=（lgn+ 3.93）/50；b=（1.75-lgn）/7；C1=3470-1370n；C2=4270-1370n。

3.2.2计算循环压耗

新型钻塞胶液在管柱内和环空中循环的范宁摩阻系数及循环压耗见表3。由表3可知，循环压力损失主要是在油管内，环空压耗所占比例较小；相比于原钻塞胶液，新型钻塞胶液在管柱内的循环压耗增加1.7 MPa（按胶液充满5 000 m管柱计算）；如果进入环空，循环压耗增加0.116 MPa（按注入5 m3胶液计算，所占环空井段600 m左右），循环压耗增量在压力许可范围内，可以满足施工要求。计算公式如下。

管内压耗△P1和环空压耗△P2：

表3　新型钻塞胶液在管柱内和环空中循环的范宁摩阻系数及循环压耗

4　现场应用

4.1JY25-1HF井施工参数

新型钻塞胶液在JY25-1HF井连续油管钻磨桥塞施工中进行了应用，该井井身情况为：人工井底为4 503 m，水平段长1500 m，造斜点为1970 m；30°、 45°和60°井深分别为2 400、2 679和3 007 m；套管内径为115.02 mm；套管容积为0.01m3/m；油管容积为6.8 m3，抗拉屈服载荷为80%，闭排为0.002 m3/m，在排量为400 L/min时，环空上返速度为50 m/min。钻完第8个桥塞之后使用新型钻塞胶液，直到探到第15个桥塞（4 257.1m）为止，共使用了40 m3新型钻塞胶液，施工参数见表4。

表4　JY25-1HF井钻塞现场施工参数

4.2效果评价

4.2.1循环压耗评价

当10 m3胶液完全注入后，新型钻塞胶液充满整个管内（5 000 m）和部分环空（354 m）时的循环压耗最大，理论最大循环压耗增量为1.768 MPa。现场施工过程中，注入10 m3新型钻塞胶液时循环泵压最高增加1.80 MPa，与理论计算循环压耗增量吻合，误差在1.80%，此误差在合理范围内。现场施工验证了理论计算循环压耗的准确性。

4.2.2应用效果评价

在钻塞过程中出现憋泵、钻完桥塞或需短程起下钻循环时，注入5～10 m3改性胶液清洗井底，待循环1周后拆除捕捞器，收集返出钻屑。在钻完第8个桥塞（3 633.9 m）之后，注入10 m3改性胶液，以400 L/min的排量循环一周后，取出捕捞筒，收集返出碎屑。发现经过新型钻塞胶液循环后，从捕捞器中取出大量胶皮碎屑和少许小金属块，胶皮碎屑大量增加，中小型碎屑比例明显增大，新型钻塞胶液返屑能力比原钻塞胶液大大提高。

5　结论

1.新型钻塞胶液属于幂律模式流体，在连续油管钻塞施工参数条件下，管内胶液处于紊流状态；而环空胶液处于层流，还有进一步改进空间。

2.循环压耗理论计算与现场施工循环泵压增量吻合，验证了理论计算的准确性，新型钻塞胶液能满足安全施工要求。

3.现场应用表明，新型钻塞胶液与原钻塞胶液相比，提高黏度和切力效果明显，返出碎屑增多，且对不易返出的中小型碎屑返出效果显著。

参考文献

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Drill Bridge Plug with a New Fluid in Coiled Tubing Operations in Well JY25-1HF

HE Jibiao, LIANG Wenli, CHEN Mingxiao, CHEN Zhiyuan, LIU Junjun
(Shale Gas Production Service, Sinopec Jianghan Oilfield Service Corporation, Wuhan, Hubei 430000)

AbstractWhen drilling the bridge plugs in coiled tubing operations, the limitations from the coiled tubing equipment and the drilling fuids always hinder the return of drilled cuttings which in turn causes problems such as overpressure pumping and pipe sticking etc. To avoid these problems，a polysaccharide polymer has been introduced into the drilling fuid，and，by carefully select materials used in the drilling fuid and performance evaluation，a new drilling fuid has been developed for use in the drilling of bridge plugs. As a power law fuid，the pipe fow of it is of turbulent fow，and fow in annular space is of laminar fow，showing stark contrast with the old drilling fuid which is of turbulent fow both in annular space and in pipe. The new drilling fuid has circulation pressure losses of 1.7 MPa and 0.116 MPa in pipe and in annular space，respectively，while the circulation pressure loss of the old drilling fuid is 0 MPa both in pipe and in annular space. The new drilling fuid has been tried in Well JY25-1HF. The highest pump pressure，1.80 MPa，was achieved when pumping 10 m3drilling fuid into the hole，very close to the calculation，with an error of 1.80%. The application of the new bridge plug drilling fuid has demonstrated that it has better carry capacity，more than 3 times of the old drilling fuid，and can be introduced to other area where bridge plugs are to be drilled.

Key wordsShale gas well； Coiled tubing； Drilling fuid for bridge plug； Flow pattern determination； Circulation pressure loss

中图分类号：TE257.6

文献标识码：A

文章编号：1001-5620（2016）03-0123-04

doi:10.3696/j.issn.1001-5620.2016.03.025

第一作者简介：何吉标，工程师，毕业于中国地质大学（武汉）油气井工程专业，现在从事钻完井液体研究工作。E-mail：799653432@qq.com。

收稿日期（2015-12-09；HGF=1601C6；编辑王超）