气体钻井钻柱失效统计及影响因素研究范文

全球非常规天然气储量是常规天然气储量的8.5倍，页岩气在非常规天然气中异军突起，引发了能源行业的革命，美国正常页岩气钻井规模每年16000口左右，大规模“工厂化”作业模式成为页岩气开发的新趋势，高效快速的完成页岩气钻井成为新的目标，长宁区块作为国家页岩气开发示范区，在汲取国外页岩气钻井先进经验的基础上，通过新技术实现钻井提速，长宁区块韩家店～石牛栏组地层岩性变化大、可钻性差，气体钻井技术提速效果好，但实施过程中钻柱失效问题尤为突出，严重制约气体钻井技术的应用[1-2]。针对气体钻井钻柱失效这一技术难题，前人对钻柱失效影响因素的分析主要集中在地质特征、钻具组合、钻头选择、井径扩大等方面[3-4]，较少考虑井眼轨迹设计方面的影响，因此重点分析井眼轨迹设计对气体钻井钻柱失效的影响，为韩家店～石牛栏组地层气体钻井提供一定技术指导。

一、长宁区块气体钻井钻柱失效统计

长宁区块自2011年钻成第一口水平井N201-1井，统计已完钻57口水平井，其中在韩家店～石牛栏组层位实施气体钻井的有30口，气体钻井的实施比例达到了52.6%，平均机械钻速6.83m/h，而采用钻井液钻井平均机械钻速仅为3.71m/h，提速效果明显，在实施气体钻井的30口井中，有7口井发生断钻具事故，断钻具的井数占实施井数的23.3%。断钻具次数达10次，特别是N24-1井断钻具多达4次。对钻柱失效位置统计，上部钻杆公扣根部位置断裂占40%，另外底部钻柱发生断裂占60%，从钻达层位统计结果分析，石牛栏组钻进过程钻柱失效比例较高，占比70%，韩家店组钻进钻柱失效占比30%，其统计见表1，上述情况表明，气体钻井是该段地层重要的钻井提速技术手段，但钻柱失效问题日益突显。

表1 长宁页岩气韩家店～石牛栏组气体钻井钻柱失效案例统计

二、钻柱失效影响因素分析及对策

1.地质特征

长宁区块韩家店～石牛栏组气体钻井钻柱失效的7口井中，有5口井是钻达石牛栏组下部地层断钻具，有2口井在韩家店组地层上部钻具断裂，主要原因是韩家店上部岩性为页岩夹灰岩，软硬交错，在气体钻进过程中扭矩波动大，钻柱振动剧烈，石牛栏下部岩性为灰色泥质灰岩，质地坚硬，可钻性差，钻井液钻进平均机械钻速仅有4m/h，实施气体钻井破岩效果差，冲击力大，对钻具造成严重的疲劳破坏。有必要对该层位岩性开展可钻性及研磨性室内实验，加强地质情况的认识，便于安全高效的实施气体钻井。

2.钻头选择

长宁区块韩家店～石牛栏组气体钻井均采用牙轮钻头，牙轮钻头在钻进过程中会产生轴向振动，轴向振动分为两类：一类是牙轮由于单双齿交替接触井底破岩过程中的高频振动；另一类是由于井底凹凸不平对牙轮的作用力造成的低频振动[5]。高频振动有助于破岩的振动是有利的，井底凹凸不平引起的低频振动会对钻柱造成疲劳损害。若采用空气锤以冲击破岩为主，依靠气缸压缩气体作用，产生的振动对上部钻具影响小，但空气锤没有倒划眼功能，处理井下复杂的能力有限，加之费用较高，未在该段地层运用[6]。若适当降低转速，虽然减小了低频振动频率，但同时也降低了破岩效率。可考虑在钻头选择上偏向于滑动剪切类型的牙轮钻头，或者复合型钻头，能够减小牙轮钻头振动对上部钻柱的影响。

3.钻具组合

长宁区块韩家店～石牛栏组气体钻井以双扶正器钟摆防斜降斜组合为主，仅有3口井是采用的单扶正器钟摆钻具组合，双扶正器钟摆组合两扶正器间距为9米，第一扶正器离钻头17米左右，单扶正器组合扶正器离钻头一般是20米左右，单扶正器钟摆钻具组合的3口井均发生钻柱失效，主要原因是单扶正器组合底部钻具组合的稳定性弱于双扶正器钻具组合，钻柱所受到的侧向力大，加之气体钻井钻具组合均未带减振器，侧向力和钻具振动的综合作用下钻具更易断裂[7-8]，可继续采用双扶正器钻具组合，并在钻具组合中加入减震器，优化减震器安放位置，缓冲钻柱振动，减小钻柱失效几率。

4.井径扩大

长宁区块韩家店～石牛栏组钻井液钻井平均井径扩大率仅为1~2%，实施气体钻井平均井径扩大率增大到9.28%，最大井径扩大率达38.68%，井径扩大现象较为明显，其中气体钻井钻柱失效井该井段平均井径扩大率8.82%，最大井径扩大率31.67%，气体携带岩屑在大井径处上返速度变慢，容易形成回流，岩屑对钻柱反复冲击磨损[9-10]。可通过优化注气参数，减小局部回流作用。

5.井眼轨迹剖面设计

长宁页岩气采用三维丛式井组，大部分采用6口井双向平行井眼分布，单边3口井，靶前距300m，井底井间距400m。由于井口与靶点存在偏移距，为求水平井矢量入靶，需从三维扭方位段变为目标垂面内二维轨迹，从已钻井情况看井眼轨迹设计采用上部预增斜“双二维”剖面类型设计较多，通常设计预增井斜角在15°~20°，可针对不同预增井斜角分析钻柱受力情况。

假设储层埋深2400m，靶前距300m，偏移距400m，按照0~20°每5°的预增斜井斜角设计井眼轨迹，如下图所示，韩家店～石牛栏组实施气体钻井井段1400m~2000m。钻井参数：钻压50KN，钻速60r/min，注气量120m3/min；钻具组合：φ215.9mm牙轮钻头×0.24m+430*410双母回凡×0.58m+411*410回凡×0.47m+Φ165.1mm无磁钻铤1根×9.08m+φ165.1mm短钻铤2根×6.00m+φ214扶正器×0.97m+φ165.1mm钻铤1根×9.39m+φ213扶正器×0.92m+φ165.1mm钻铤2柱×55.66m+φ127mm加重钻杆2柱×56.20m+φ127mm钻杆，裸眼段井径扩大率：9.28%，摩擦系数：套管内0.6，裸眼段0.4，通过现场实际钩载数据反算。通过Landmark软件的wellplan模块对气体钻井旋转钻进工况进行模拟，分别模拟了井眼轨迹设计预增斜20°、15°、10°、5°情况下，气体钻进过程中钻柱侧向力和疲劳损害情况，模拟数据见表2，分析结果可知，随着井眼轨迹预增段井斜角减小钻柱受到的侧向力不断减小，其疲劳失效比率也不断降低，钻柱在侧向力作用下出现偏离，在观察点588m处（见图2），侧向力和失效比率都达到了最高值，井眼轨迹设计预增井斜角20°、15°时其疲劳失效比率都超过了限制值1，分别达到了1.865和1.347，即会出现钻柱失效，降低到10°、5°后其失效比率都在限制范围内，分别为0.922和0.478，因此在考虑实施气体钻井的情况下，尽量将预增井斜角控制在10°范围内，以减小钻柱失效的几率。

表2不同预增井斜的气体钻井模拟数据

图1不同预增井斜的井眼轨迹示意图

三、应用实例

该段地层已实施气体钻井的30口井实钻井眼轨迹大致可以分为两类（见图3），一类为高造斜点，造斜点位于二开井段，井深500m左右，井眼轨迹剖面为“直-预增-降-增-稳-水平”，即双二维轨迹剖面；二类为低造斜点，造斜点位于三开龙马溪组顶部，井深2200m左右，井眼轨迹剖面为“直-增-稳-增（扭）-水平”，底部全力造斜扭方位。一类井眼轨迹剖面气体钻井钻柱失效比例为40%。二类井眼轨迹剖面气体钻井钻柱失效比例为15%。具体情况如下表3所示，实钻结果表明，一类剖面类型气体钻井出现断钻具的概率远高于二类剖面类型，上部预增斜模式对气体钻井钻柱失效有较大的影响。

图3井眼轨迹剖面分类示意图

表3不同类型井眼轨迹剖面气体钻井钻柱失效情况

四、结论与建议

（1）对长宁区块韩家店～石牛栏组实施气体钻井的情况进行了统计，钻柱失效井数占比高，失效次数多，气体钻井过程钻柱失效问题较为突出；

（2）根据已钻井情况分析，长宁区块韩家店～石牛栏组气体钻井过程中钻柱失效影响因素主要是地质特征、钻头选择、钻具组合、井径扩大、井眼轨迹剖面，可针对不同的影响因素采取相应的措施；

（3）通过工程软件对气体钻井过程的模拟，以及现场实际应用，上部预增斜井眼轨迹对气体钻井钻柱失效很大影响，建议若韩家店～石牛栏组采用气体钻井，井眼轨迹设计上部预增井斜不超过10°。

参考文献

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