PDC钻头在高渗砂岩层钻进时卡钻分析与预防

于鹏玺

（中国石化西南石油工程有限公司临盘钻井分公司工程技术大队，山东临邑251500）

PDC钻头在高渗砂岩层钻进时卡钻分析与预防

于鹏玺*

（中国石化西南石油工程有限公司临盘钻井分公司工程技术大队，山东临邑251500）

目前国内石油钻井现场，普遍采用PDC钻头+单弯螺杆钻具+MWD随钻测量施工，来提高钻井效率，但PDC钻头在螺杆钻具高转速工况下钻进时，钻头轴向保径齿磨损先于冠部切削齿的磨损，尤其是在高渗透性、高研磨性、粉砂岩钻进时，PDC钻头外径磨损速度大大增加，井径缩小，钻具环空间隙减小，且井壁易形成虚泥饼，从而会进一步恶化井下环境，导致卡钻，且极易发生在上提钻具过程中。通过对盘40-斜203井卡钻事故的原因分析，从而剖析出研磨性导致PDC钻头外径缩小和渗透性导致的虚泥饼，是导致上提钻具时卡钻的主要原因，并找到解决方法，具有一定的普遍性和指导性。

PDC钻头；螺杆钻具；高渗透高研磨性砂岩；虚泥饼；定向井卡钻

随着石油钻井工艺和技术装备水平的提高，为提高钻井的机械钻速，95%以上的石油钻井，目前均采用PDC钻头+单弯螺杆钻具+MWD随钻测量系统进行钻井施工。由于定向井井眼轨迹及工具特殊性，钻具在井内的受力情况与直井存在较大差异，再加上PDC钻头的结构特点以及质量等因素，在渗透性砂岩地层，尤其是中等以上渗透率的粉砂岩地层，PDC钻头在偏心力及螺杆高转速工况下，外径极易磨损，且井壁易形成虚泥饼，从而会进一步恶化井下环境，导致卡钻，给钻井施工造成复杂和经济损失。本文通过对盘40-斜203井卡钻事故的原因分析，从而找出卡钻的主要原因，并提出了解决措施，供大家参考。

1　盘40-斜203井卡钻基本情况

基本数据：盘40-斜203井是部署在惠民凹陷中央隆起带盘河地区，盘40区块沙四下段构造高部位，设计垂深：3300m，造斜点2046.24m，最大井斜40.22°，设计完钻井深3609.97m，目的层段为沙二—沙四段，该层段细砂及粉砂岩发育，孔隙度中等。该井设计为二开井，表层套管直径∅339.7mm，钢级J55，壁厚9.65mm下入深度350m，固井水泥返至地面，二开井眼尺寸为215.9mm，盘40-斜203井的设计轨迹数据表如表1所示。

本井二开钻进至井深2040m开始定向造斜，地层为东二段泥岩，至2650m进入沙四上砂岩地层，钻进过程中上提、下放、接单根等井下情况正常，钻具摩擦阻力100kN左右属正常范围，继续定向复合钻进至井深3256m，井斜42.5°，在上提钻具接单根时，出现憋泵和摩阻上升现象，通过上下活动钻具后，状况改善，但在继续倒滑上提钻具过程中，再次出现憋泵和挂卡现象，正常钻进排量无法开泵成功，将排量降至正常1/2排量后，成功建立循环，但泵压18MPa与正常排量时泵压相当，钻具无法自由活动，发生卡钻，此时井内钻具正常悬重900kN，钻头离开井底5m。当时的处理方法是：保持钻井液处于循环状态，反复上提钻具至悬重1300kN未解卡，后来采取上提悬重至1300kN保持稳定，循环钻井液的方法观察悬重变化，30min后悬重下降10kN，泵压下降2MPa，10min后悬重突然恢复至900kN，泵压恢复至1/2正常排量的正常泵压10MPa，下放钻具至井底正常，采取向上倒滑眼的方法提出1根单根后，无挂卡现象，对新钻井眼进行了2次技术划眼后，恢复正常排量，泵压正常。

钻具组合为：∅215.9 mmPDC钻头+∅172 mm× 1.5°单弯螺杆（外壳扶正器213mm）+回压阀+定向接头+∅165mm无磁钻铤（MWD）+∅127mm加重钻杆× 5柱+∅127mm斜坡钻杆×25柱+∅127mm加重钻杆×5 柱+∅127mm钻杆；

钻头：五刀单排PDC；

钻井参数：钻压60～80kN；转速：螺杆转速或螺杆转速+转盘转速（65r/min）；正常排量28L/s；泵压18MPa；

钻井液性能：密度1.18g/cm；粘度50s；失水4.5mL；所钻地层：沙四段砂岩为主。

解卡后短起下5柱，工况正常，接单根恢复正常钻进，钻进5m后，转盘扭矩增大，有憋跳现象，上提钻具至3m左右时，再次出现憋泵和挂卡现象，正常排量开泵成功，采取倒滑眼方式将钻具提出新钻井眼后，恢复正常，3261m起钻。起出钻头，周向保径齿磨损严重，如图1所示，钻头外径为∅208mm，螺杆外壳扶正器泥包严重，清理后扶正器外径∅207mm。

2　特征性因素数据分析

在分析该井发生卡钻之前的3～4根单根，在上提钻具接单根时的泵压记录和悬重记录变化情况后可以得到相应的变化曲线，如图2、图3所示。

通过分析上面折线图可以发现，在发生卡钻之前接单根时，泵压及悬重已经出现了规律性的变化，即在上提钻具过程中泵压上升，悬重上升，并且在上提至3～5m时上升至峰值，泵压较正常循环泵压上涨3MPa左右，悬重上涨300kN左右，提出新井眼后恢复正常。

图1　出井钻头冠状部位

图2　接单根上提钻具过程中泵压变化折线图

图3　接单根上提钻具过程中悬重变化折线图

3　卡钻原因分析

（1）钻头外径磨损因素，本井起钻之前，在沙四段地层钻进了约600m进尺，由于地层研磨性强，且在螺杆高转速工况下，钻头外径严重磨损严重，导致钻具与井眼的环形空间不断减小，由于螺杆外壳体扶正器的外径磨损滞后于钻头外径的磨损，导致扶正器与井眼之间的环形间隙较正常值减少了2/3，直接导致了上提钻具挂卡现象的发生。

（2）泥浆的因素，沙四段以砂岩为主，渗透性好，渗透性失水严重，易在井壁上形成虚泥饼，如果泥浆的失水高，抑制性差，很容易形成质量低劣、虚厚的虚泥饼，该井卡钻时泥浆中压失水4.5mL，高温高压失水20mL，在井壁上形成了虚厚的虚泥饼，上提钻具过程中，扶正器上刮虚泥饼，在堆积效应的影响下，导致环空环境进一步恶化，这直接导致了上提钻具时憋泵现象的产生，同时进一步增加了摩阻力。

（3）轨迹因素，卡钻井段轨迹及上部200m井段，均采取复合钻井方式钻进，复合钻井增斜率2°～3°/100m，满足轨迹控制的要求，轨迹平滑，不是导致卡钻的原因，但由于斜井段较长，井斜40°左右，增加了岩屑的清洁难度，易于形成岩屑床，卡钻井段测斜数据如表2所示。

表2　盘40-斜203井卡钻井段测斜数据

综上所述，由于钻头外径变小导致环空缩小，及受上提钻具时虚泥饼的堆积影响，使上提钻具时“柱塞现象”严重，是导致卡钻的根本原因。

4　改进技术措施及施工效果

根据上述卡钻原因分析，本井下部施工时技术措施做如下完善：首先，现用经过特别保径处理的五刀双排PDC钻头，提高钻头在沙四段地层钻进时的保径性，复合钻进时降低转盘的转速至50r/min，降低钻头磨损；其次，调整钻井液配方：6%～8%钠土+0.5% PAM+0.5%有机胺+3%超细碳酸钙+3%SDJ-2+2% GL-1+2.5%～3%SMP+1.5%～2%KJ-3+1%DSFJ-3+ 0.5%～1%MSO+其他，利用3%超细碳酸钙（2500和4000目以1∶2复配）、2%～2.5%SDJ-2和2%GL-1形成致密隔离膜有效暂堵高渗地层，降低渗透性失水，控制中压失水≤4mL，高温高压失水≤15mL，在井壁上形成薄、韧和滑的优质泥饼，避免虚厚泥饼恶化环空环境；再次，钻进中监测泵压、悬重及扭矩变化，尤其是在上提钻具过程中的变化趋势，一旦出现图2、图3的状况，则立即调整技术措施。通过上述技术调整，顺利钻井至井深3609m，进尺348m，各种监测数据正常，出井钻头外径214mm，施工效果证明对卡钻原因分析正确及相关技术措施十分有效。

5　结论及建议

（1）在强研磨性地层使用PDC钻头配螺杆钻具钻进时，应优选特别保径处理的钻头，建议选用多刀翼PDC钻头或三牙轮钻头，以避免钻头严重缩径导致的“柱塞效应”。

（2）建议使用强封堵防塌润滑钻井液体系，降低中高渗砂岩层的渗透性失水，使井壁上形成薄、韧及滑的优质泥饼，防止出现厚、虚及糙的虚泥饼，优化环空环境。

（3）在高渗透研磨性砂岩地层钻进时，应建立泵压、悬重及扭矩的参数监测曲线，通过参数变化针对性判断井下工况，完善配套技术措施，可避免“柱塞式卡钻”的发生。

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TE921

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1004-5716（2016）04-0030-03

表1盘40-斜203井轨道设计报表*2015-04-10 作者简介：于鹏玺（1983-），男（汉族），山东乳山人，工程师，现从事定向井技术管理与现场技术服务工作。

描述123A567BC1 0测深（m）0.00 2046.24 2316.51 2320.33 2321.33 2396.52 2704.01 2706.39 3570.68 3609.97井斜（°）0.00 0.00 27.03 27.03 27.03 40.22 40.22 40.22 40.22 40.22网格方位（°）275.42 275.42 275.42 275.42 275.42 269.83 269.83 269.28 269.28 269.28垂深（°）0.00 2046.24 2306.60 2310.00 2310.89 2373.38 2608.19 2610.00 3270.00 3300.00狗腿度［（°）/100m］0.00 0.00 10.00 0.00 0.00 18.00 0.00 15.00 0.00 0.00闭合距（m）0.00 0.00 62.57 64.31 64.76 106.22 304.57 306.10 864.01 889.38闭合方位（°）0.00 0.00 275.42 275.42 275.42 274.14 271.33 271.32 270.00 269.98