井眼清洁技术在东海超深大斜度井中的应用

谢中成,曹明辉,王 涛,李 进,宫吉泽,雷新超

1中石化海洋石油工程有限公司上海钻井分公司 2中海石油(中国)有限公司上海分公司3中海石油(中国)有限公司天津分公司

0 引言

近年来，国际油价呈现断崖式下跌，居高不下的钻完井成本制约着油气田的勘探开发。东海诸多油气田主力含油气层大多位于HG组、PH组及其下部地层，埋深超过4 000 m，单个油气田整体储量规模较小，单独建设导管架及生产平台进行钻完井开发无法达到经济开发门槛。而借助现有海上生产设施对这些边际油气田进行勘探开发成为必然选择，既能有效开发部分边际油气田，提高油气产量，又能提高现有生产设施的利用效率，提高油气田生产效益。

然而高稳斜角井眼中，岩屑主要靠翻滚作用运移，由于环空返速沿重力方向分量随井斜增加而减小，钻井液携岩能力大幅降低，致使岩屑在环空下井壁沉积，形成岩屑床[1-2];在层流状态下高黏切的钻井液致使井壁附近黏滞阻力增大，加剧了岩屑床的形成[3-4],导致超深大斜度井钻井过程中井眼清洁困难。为此，通过摩阻扭矩及钻井液当量循环密度(ECD)监控，配合水力参数和钻井参数的优化，优选钻具配置等技术措施，形成了适合东海超深大斜度井的井眼清洁技术。

1 大斜度井井眼清洁难点分析

1.1 岩屑沉降在井眼底边形成堆积

在大斜度井中，随着井斜的变化，岩屑的运移规律比垂直井段复杂，更容易产生井眼清洁难的问题[5-6]。如图1所示，岩屑在环空中，受重力的作用而下滑。在直井中，岩屑的下滑方向与井眼轴线平行，只要提高钻井液动塑比，达到平板层流，就能满足携岩要求。但在大斜度井中，岩屑的沉降方向仍沿重力方向，但环空返速沿重力方向分量却随井眼斜度增大而减小；在井斜达到水平时，环空流速的垂直分量为零。另外，在大位移井中，随着斜度增大，钻柱偏心并躺向下侧井壁，上侧环空变大，流动容易，下侧环空变小，流动困难，如图2所示。

图1 岩屑在直井、大斜度井及水平井中的沉降情况

图2 大斜度井钻柱偏心下的岩屑流动状态

1.2 易形成厚度较大的稳定岩屑床

为了尽可能释放产能、简化井身结构、提升边际油气田的经济性，目的层采用Ø215.9 mm井眼以增加泄油面积，致使Ø311.15 mm井眼段平均裸眼长度超过 4 000 m。长稳斜延伸井段使环空流速分层加剧，岩屑在重力作用下易偏离井眼高边的流体高速区，沉至井眼低边形成厚度较大的岩屑床，使井眼清洁更困难。

以A1井为例，Ø311.15 mm井眼裸眼井段长达4 462.61 m，其中，井深1 752.39～5 890 m以74.84°稳斜，5 890～6 215 m井段连续降斜至56.15°，非常容易产生岩屑床。A1井井身结构相关数据见表1。

表1 A1井井身结构相关数据

2 井眼清洁技术

2.1 ECD控制技术

2.1.1 ECD计算模型

钻井液当量循环密度(以下简称ECD)定义为钻井液当量静态密度与钻井液流动的环空压耗当量密度之和。现场情况下当量循环密度表达式为：

(1)

式中：ρ—钻井液密度，g/cm3；ρs—岩屑密度，g/cm3；Ca—环空岩屑浓度，%；Δp—环空压耗，MPa；H—垂深，m。

超深井环空压耗按以下原则计算：

(1)钻铤段按同心环空压耗计算。

(2)直井段和造斜段按正弦偏心环空压耗来计算。

(3)井斜角小于40°的稳斜段按正弦偏心环空压耗计算。

(4)井斜角大于或等于40°的稳斜段按完全偏心环空压耗计算。

根据建立的深井、超深井水力参数优化设计，岩屑浓度的计算方法如下：

(1)岩屑床层的岩屑浓度。岩屑床层认为是岩屑颗粒的紧密堆积。根据经验值，深井、超深井水平段、大斜度段颗粒的体积浓度约为0.52。

(2)扩散悬浮层的岩屑浓度。扩散悬浮层某一高度y处的岩屑浓度的计算公式为：

(2)

式中：CB—积分常数，无量纲；Vp—岩屑自由沉降速度，m/s；εp—岩屑扩散系数；h—岩屑床的厚度，m。

(3)

式中：h—岩屑床的厚度，m；do—井眼直径，m。

扩散系数εp的计算公式为[7]：

εp=0.014ε0dpVSReS

(4)

式中：ε0—岩屑颗粒扩散系数；dp—钻杆外径，m；Vs—悬浮流体流速，m/s；ReS—扩散悬浮层流体雷诺数，无因次。

当CS>0.05时:

(5)

当CS<0.05时:

(6)

2.1.2 ECD监测与控制

ECD 监测采用了井下工具监测及利用模型实时模拟计算相结合的方式[8]，井下监测通过井下随钻测量工具携带的 ECD 监测模块进行监测，通过井下监测和实时模拟井下 ECD 计算携岩效率，为超深大斜度井钻井工程井眼清洁作业提供了合理的钻井液流变性能和钻井参数[9]。如图3所示，在井深1 800～3 900 m范围，钻井液密度未发生变化的情况下，部分井段实测ECD呈现快速上升趋势,超过模拟ECD，同时观察钻进扭矩成突增趋势，说明井眼清洁不佳，现场通过调整钻井液性能、增加循环时间、短起下钻等措施后，ECD、扭矩呈现降低趋势，说明现场依据ECD对井眼清洁状况作出的判断是正确的，相应采取的清洁井眼措施也起到了良好的作用，为顺利钻进创造了条件。

图3 实测ECD与模拟ECD对比曲线图

2.2 基于摩阻扭矩监测与控制的井眼净化技术

在超深大斜度井摩阻扭矩模型建立的基础上，利用编制的摩阻扭矩分析软件进行摩阻扭矩的计算分析，通过收集实钻井的数据，反算摩阻系数，根据确定的安全摩阻系数范围，计算待钻井达到某井段时的摩阻扭矩控制目标。在此基础上建立了超深大斜度井基于井下摩阻扭矩监测与控制的井眼清洁方法。

首先利用前期研究成果，根据邻井资料，选取摩阻系数，编制监测图版。现场钻进过程中，实时跟踪实测数据，和理论计算数据进行对比分析，为待钻井段摩阻扭矩控制提供依据。具体流程如下：大位移井摩阻扭矩计算分析软件→摩阻扭矩模拟计算分析→不同摩阻系数条件下模拟下放钻具大钩载荷，上提钻具大钩载荷，旋转钻进扭矩，编制监测版图→钻井过程中，实时记录下放、上提大钩载荷，旋转钻进扭矩→对比分析、校正钻进扭矩→预测待钻井段的摩阻扭矩，制定相应井眼清洁技术措施。

以某超深大斜度井B井为例，扭矩监测图4中的 A、B、C 三点处，扭矩比模拟值异常大，判断井眼清洁程度较差，井下工况恶劣，现场通过循环洗井，达到清洁井眼效果。D 点处钻进扭矩明显减小，则是在井深 3 062 m 时通过长时间循环洗井，并短起下钻分段循环等措施，达到了很好的携砂效果，改善了井眼环境。摩阻监测图5中，①、②两点处，上提钩载和下放钩载呈明显“分叉”趋势，井眼清洁程度较差，现场通过增加每个立柱的划眼次数，提高钻井液携砂性能等措施，点③显示上提钩载和下放钩载呈明显“合并”趋势，达到了改善井眼环境的效果。

图4 扭矩监测图

图5 摩阻监测图

2.3 岩屑床清除钻杆

井下工具清除岩屑床，主要通过钻具上连接带有螺旋或“V”型导流槽的扶正器或短节，但由于扶正器或短节清除岩屑的部位较短，效率低。通过研究发现，在普通钻杆外表面增加特殊螺旋结构，适应于大斜度井、水平井或复杂非常规井的钻井环境，可大幅度提高岩屑床清洁效率，改善井眼清洁净化效果，减少或消除倒划眼以及反复起下钻清除岩屑床次数，节约大量钻井时间，同时可以减少或消除由于岩屑床堆积而造成的过大附加扭矩和提升载荷，大幅度减少钻井过程中的压力损失[10-11]。

2.3.1 岩屑床清除钻杆技术原理

岩屑床清除钻杆表面设计增加了特殊的螺旋槽道结构,如图6所示，螺旋槽道能有效改变环空钻井液流场，使其产生有利于扰动岩屑床的紊流；在旋转钻进过程中，该表面结构可以起到搅动或破坏岩屑床的作用。通过改变螺旋槽附近钻井液流场的特性，将井眼低边的岩屑“抛向”高边环空，最后被高流速区的钻井液带走，从而减少或消除井眼底部的岩屑床[12]。

图6 螺旋槽道结构示意图

特殊的勾形螺旋槽道对沉积的岩屑有机械搅动作用。同时由仿真模拟可以看出，由于螺旋槽道的影响，流体在槽道内形成了涡流结构，增加了钻井液对井壁底边岩屑的冲刷，如图7、图8所示。环空流体明显地呈现出从小环空流向大环空的流动趋势，岩屑更容易被带到井眼高边并被井眼高边处高速流动的钻井液带走。

图7 螺旋槽道剖面内流体流线图

图8 环空流体三维流线图

2.3.2 高效岩屑床清除钻杆与普通钻杆对比

如图9所示，应用高效岩屑床清除钻杆时，流体在环空处拥有更大的切向速度，可对沉积于井底的岩屑形成有效的冲刷，从而达到清除钻屑的目的。而普通钻杆从钻杆外壁到井壁，流体切向速度逐渐减小，几乎为零。

图9 环空流体速度径向分布规律

如图10所示，在高效岩屑床清除钻杆作用下，流体在靠近井壁处拥有更高的动压，为岩屑的清除提供更多的能量，环空中间区域的静压明显小于壁面附近的静压，即在环空中间区域形成低压区，有利于岩屑“卷”往中间区域，从而为岩屑的清除提供有利条件。

图10 环空流体压力径向分布规律

3 现场应用

近年来，井眼清洁技术在东海超深大斜度井中得到广泛应用，现场采取的具体措施如下：

(1)Ø311.15 mm及以上井段选用Ø149.22 mm 钻具，以下井段进行大尺寸钻具复配，降低钻具压耗，从而使Ø311.15 mm井段排量能够达到65 L/s，增大了环空返速，提高携岩效率。

(2)在钻机设备负荷允许的条件下，尽力提高顶驱转速，钻进期间达到130 r/min 以上，循环期间达到130～150 r/min，增加环空钻井液的紊流度，使处于井筒低边的钻屑被搅动进入悬浮层，从而破坏岩屑床。

(3)利用软件模拟计算，在易于形成岩屑床的稳斜井段的钻具中，根据模拟计算结果加装岩屑清除钻杆，实现钻进过程中对井筒岩屑床的及时清理。

(4)控制机械钻速，观察岩屑返出情况，有异常立即采取循环洗井措施。

(5)定期进行短起下和划眼，起钻前尽力提高排量，充分循环。Ø311.1 mm及以下井段正常情况下每钻进200 m短起下一次；如有异常情况及时循环、短起下清洁、顺畅井眼，每次均短起至套管内或井斜30°以内井段，确保井眼通畅。

(6)对不规则井眼进行稀稠浆携砂，全力开启固控设备，清除有害固相，保证了钻井液清洁与携岩能力。

随着井眼清洁技术的应用，东海超深大斜度井井眼净化效果较以往显著好转，避免了大段稳定岩屑床的形成。如图11所示，A9井在设计阶段模拟采用常规作业措施情况下，在4 100 m左右岩屑床厚度将达到50.8 mm，作业过程中采取以上井眼清洁技术后，通过实际钻井参数反演，岩屑床厚度降到20.32 mm。得益于岩屑床的减少，各超深大斜度井短起下钻基本实现直起直下，避免了大量划眼时间，作业效率大幅提高，平均钻井周期大大缩减。折算至5 000 m当量井深钻井周期，相比2012年，平均钻井周期由71.63 d缩短至47.80 d，提效达到33.27%,显著降低了边际油气田的开发成本，提高了经济效益。

图11 A9井采用井眼清洁技术与否岩屑床厚度对比

采用以上井眼清洁技术，2016年以来东海所有超深大斜度井平均井深达到6 780.8 m，全部实现安全高效钻井，突破了2016年以前无超深大斜度井这类高难度作业，与以往5 000 m左右的深井相比，事故率由2012年的40%减低至0，如表2所示。

表2 超深大斜度井与前期深井事故率对比

得益于井眼清洁程度的提高，大幅减少了重复切削的情况发生，钻头的钻进效率显著提升，加之钻头技术的增强，2016～2019年东海超深大斜度井平均机械钻速显著提高，即使与2015年相近区域类似地层所钻深井相比，在平均井深增加2 046 m的情况下，机械钻速也基本持平,如表3所示。

表3 超深大斜度井与前期深井机械钻速对比

4 结论

(1)通过对ECD和摩阻扭矩进行动态监测与分析，计算携岩效率，能够实时判断大位移井井眼净化状况，及时采取工程措施，避免稳定岩屑床的形成，保障超深大斜度井长稳斜段安全钻进。

(2)采用高效岩屑床清除钻杆等工具及配套工艺，有效解决常规钻具及洗井措施难以解决的不规则井段的岩屑床清除问题。

(3)通过水力参数优化，优选大尺寸钻具，能够降低超深大斜度井循环压耗，增加环空返速；配合钻具的高转速，增加环空钻井液的紊流扰动区域，提高携岩效率；定期进行短起下钻，拉顺井眼并充分循环，配合稀稠浆携砂，能够有效清除岩屑床。

(4)应用表明，该配套井眼清洁技术能有效解决东海超深大斜度井井眼清洁技术难题，保障了作业安全，提高作业效率，为边际油气田的超深大斜度井开发提供技术保障。