预防PDC钻头泥包的钻井液工艺技术

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1、弟30巷弟1期钻开液与无开液VOI．jUO．1学兔兔www.xuetutu.com2013年1月DRILLINGFLUID&COMPLET10NFLUIDJan．2013【理论研究与应用技术】预防PDC钻头泥包的钻井液工艺技术陈胜，余可芝，邱文发，狄明利，杨波(中海油田服务股份有限公司油田化学事业部深圳基地，广东深圳)陈胜等．预防PDC钻头泥包的钻井液工艺技术[J]．钻井液与完井液，2013，30(1)：38—40．摘要钻井液的性能恶化是造成PDC钻头泥包的主要因素之一，通过综合分析PY36—2—1井2次泥包时的钻井液性能，探讨了如何通过对钻井液性能的优化和玄观调控预防PDC钻头泥包，分析

2、结果指出，在正常钻进时控制好钻井液的黏度和切力，使其达到实现平板型层流的要求；在软泥岩段易发生泥包的地层采用注稀胶液或是向循环池大量补充稀胶液的方法来制造紊流；钻进期问尽量保证离心机、除砂器和除泥器的全程开启，必要时使用稀释的方法；振动筛的用法应以钻井液覆盖筛网总长度的75％～80％为宜；推荐直井润滑剂加量为1％～2％，斜井水平井加量为2％～3％；对于聚合物水基钻井液，应控制包被和抑制剂的浓度分别为5～8和30～50kg／m关键词PDC钻头；泥包；聚合物钻井液；流变性；固桕含量；润滑性；抑制性中图分类号：TE254．3文献标识码：A文章编号：1001—5620(2013)01-0038—0

3、3造成PDC钻头泥包的原因很多，钻井液的性为108．5mm，钻杆外径为12．70rnffl，井径为215．9能恶化经常是主要因素之一。PY36—2—1井四开钻mm，套管内径为220．5nam，6300、3的读数进西215．9mm井眼，在钻穿西244．5mm套管浮分别为40、26、2，塑性黏度为14mPa·S，动切力鞋及水泥口袋后，进入新地层仅0．610m(井深为5．8Pa，静切力为1．4／1．9Pa／Pa。计算得综合雷诺2500．67m)发生第1次泥包，处理无效后，起钻数为3563．63，判断此时钻井液在环空中的流态为手动清除。下钻到底继续钻进至井深3014m发生紊流，具有高流速的特点，对

4、钻头的冲洗作用较好，第2次泥包。2次泥包降低了钻井时效，拖长了钻且此时的环空返速(1．58m／s)也满足携砂的要求，井周期。通过综合分析该井2次泥包时的钻井液性从流变性能看没有泥包的可能。况且在该井段开钻能，探讨了如何通过对钻井液性能的优化设计和宏前排掉了地面沉砂池及泥浆池内的所有老浆，此时观调控达到预防PDC钻头泥包的目的[1-21。大部分井浆为新浆，固相含量很低。因此，第1次泥包排除钻井液性能方面的因素。结合录井图和现1钻井液流变性场分析判断，第1次泥包的主要原因是由于该井段首先分析了PY36．2．1井发生泥包现象时的钻的岩性主要为不成岩的软泥岩，所选用的钻头攻击井液流变性能。流变性能

5、中的关键参数塑性黏度和性过强，与地层的配伍性不好，加之操作时司钻送动切力都是反映钻井液在层流流动时的流变参数，钻过猛和半潜式平台的升沉而导致送钻不均所致。因此应先判断钻井液在环空中的流态。对于非牛顿2)判断第2次发生泥包时钻井液的流态。第流体，一般采用综合雷诺数尺e来判别流态，将钻2次泥包时的水力学参数和钻井液性能参数为：排井液作为塑性流体来考虑。量为2．27m／min，密度为1．108g／cm，钻杆内径1)判断第1次发生泥包时钻井液的流态。第为108．5mm，钻杆外径为l2．70mm，井径为215．91次泥包时时的水力学参数和钻井液性能参数为：mm，套管内径为220．5mm，60()、3

6、oo、3读数分排量为2．27m／min，密度为1．108g／cm，钻杆内径别为66、44、3，塑性黏度为22mPa·S，动切力为第一作者简介：陈胜，助理工程师，1985年生，毕业于原大庆石油学院，现在从事钻井液技术工作。地址：广东省深圳市南山区后海大道蓬莱花园3栋1单元801室；邮政编码518067；电话13682451564；E—mail：chenshengl02@163．com。学兔兔www.xuetutu.com第30卷第1期陈胜等：预防PDc钻头泥包的钻井液工艺技术3910．6Pa，静切力为1．9／2．9Pa／Pa。计算得综合雷诺经过钻井液泵的多次循环和钻头的重复破碎后，就数为21

7、68．32，判断此时钻井液在环空中的流态为有可能变成l2．5万个直径约为2I．tm的小颗粒，严层流。此时的钻井液动塑比达0．5Pa／(mPa·S)，具重影响机械钻速。固相的增加和密度的升高为高渗备实现平板型层流(0．36～0．48Pa／(mPa·s))的要透性砂岩地层形成厚泥饼创造了条件，劣质固相易求，具有良好的剪切稀释性。因此此时钻井液的流吸附在钻头上，从而增加了泥包的可能[4]。变性也不是此次泥包的原因。下面分析PY