大位移井井眼清洁技术研究与实践——以胜利油田庄129－1HF井为例

冯光通，胥 豪，唐洪林，杨春旭

（中国石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院，山东东营257017）

井眼清洁是大位移钻井的关键技术和难题之一［1］。在大位移井的施工过程中，由于井眼得不到及时清洁，钻井事故时有发生。岩屑床的形成，往往导致转动钻具时扭矩增加，钻具上提遇卡下放遇阻，甚至造成压差卡钻等复杂情况，所以及时清洁井眼就显得尤为重要［21］。

大位移井井眼清洁是一个系统的工程，国外早在20世纪40年代就开始了钻井环空岩屑运移和井眼清洁的实验和理论研究，国内的研究则从80年代开始［1］，分别建立了幂律模式、宾汉弹性模式。随着电子计算机的大规模使用，计算更为复杂的赫巴模式逐渐进入现场应用［2］，使得井眼清洁研究变得更加简便。本文借助先进的计算机辅助软件，以井眼条件、岩屑物性、钻井参数等为研究对象，并以胜利油田桩129－1HF井井眼清洁为例，研究了φ311.1mm井眼和φ215.9mm井眼的井眼清洁技术。

1 井眼清洁的主要影响因素

井眼清洁的影响因素很多，主要涉及到井筒尺寸、钻井液性能、钻井参数等多个方面，笔者对其进行归类，主要分为以下四个方面：

（1）井眼几何条件：井眼几何条件包括井眼长度、井斜、井眼尺寸、套管内径等方面。相比而言，井眼长度越长、井斜度越大、井眼尺寸越大、套管内径越大则井筒清洁越困难。但是对于井眼几何条件而言，现场能够改变的参数较少，比如井深、井斜、套管尺寸和内径等等多由油藏地质需要和钻井设计来确定，仅裸眼段井眼扩大率可以通过现场工艺和钻井液性能调整起到一定的效果，但不能从根本上改变井筒清洁状况。

（2）岩屑性能：岩屑性能主要涉及到岩屑的形状、大小、密度、孔隙度这几个方面，密度和孔隙度属于地层性能，现场施工难以改变；另一方面岩屑的形状和大小与钻头选型有一定的相关性，通常采用PDC钻头时岩屑颗粒稍小，采用牙轮钻头时岩屑颗粒偏大，对井眼清洁有一定的影响，但钻头选型更多考虑的是地层适应性及优快钻井方面，从井眼清洁来讲，考虑得要少。

（3）钻井参数及工程措施：钻井参数及工程措施是影响井眼清洁的重点，主要涉及到钻井液排量、钻杆转速、机械钻速、短起下钻措施、稠塞携岩等方面，也是大位移井井眼清洁研究重点。

（4）钻井液性能：钻井液性能对井眼清洁的作用至关重要，主要包括钻井液粘度、切力等多个方面［3－4］。

大位移井井眼清洁是一个系统的工程，从设计阶段到现场施工阶段都至关重要，良好的设计为井眼清洁提供了有利的条件，而现场积极的措施则可以确保井眼有效清洁。

2 桩129－1HF 井井眼清洁分析

桩129－1HF井位于桩西潜山和埕岛潜山披覆构造的结合部，目的层沙河街组二段，设计井深5 539.66 m，垂深3 314.00m，位移3 396.67 m，水平段长度883.12 m。桩129二开采用φ311.2 mm钻头钻至井深3 802 m，下入φ244.5 mm技术套管，三开采用φ215.9 mm钻头钻至完钻井深，悬挂φ139.7筛管完井。

根据以往的钻井经验和本井钻井情况分析，桩129－1HF井井眼清洁问题比较突出的井段主要在于二开大尺寸井段和三开大位移井段，因此下面重点以二开井段和三开井段为主进行分析。

2.1 φ311.1mm井眼清洁分析

根据完钻电测数据分析，桩129－1HF井φ311.1 mm井眼平均井眼扩大率4.5%，因此该井段井眼尺寸按照φ325 mm进行分析，机械钻速最高约60 m／h。钻具组合为：φ311.1 mmPDC钻头＋φ210 mm单弯＋φ308 mm欠尺寸扶正器＋MWD短节＋φ203 mm无磁钻铤＋φ127 mm钻杆1 865 m＋127 mm加重钻杆240 m＋φ127 mm钻杆。φ127 mm钻杆为G级钻杆，内径φ108 mm；钻井液密度1.25 g／cm3；性能为：600／300／200／100／6／3转速对应粘度分别为80／54／44／33／15／14，岩屑密度2.6 g／cm3，岩屑直径φ3 mm。为了便于对比，当分析某一参数时，其他参数均以现场实钻参数为准。

2.1.1 机械钻速对井眼清洁的影响

机械钻速对岩屑床有着较大的影响，在大位移井段为了避免形成过厚的岩屑床，通常会对机械钻速进行适当控制，因此需要分析机械钻速对最低排量的要求。桩129－1HF井当转盘转速为45 r／min时，机械钻速与推荐最小排量关系如图1。由于套管段和裸眼段对最低排量具有不一样的要求，为了确保井眼清洁，需要以要求的最大排量为基准，当机械钻速为60 m／h时，最低排量要求为78.83 L／s。

图1 机械钻速和推荐排量关系示意图

2.1.2 钻柱转速对井眼清洁的影响

钻柱转速对井眼清洁具有较大的影响，高转速的钻柱有利于形成紊流，并搅动井眼低边的岩屑床，迫使岩屑上返，最终被带出井眼，从而减少岩屑床，提升井眼清洁［5］。桩129－1HF井由于二开井段方位一直右漂较快，因此钻柱转速较低，多数井段钻柱转速仅45 r／min。根据计算，要使井眼清洁得到保障，钻井液排量需要达到78.84 L／s，钻柱转速与推荐排量关系如图2所示。

图2 钻柱转速和推荐排量关系示意图

2.1.3 井眼尺寸对井眼清洁的影响

井眼尺寸对井眼清洁也存在较大的影响，井眼扩大率越大，则所需的钻井液排量液越大。桩129－1HF井二开井眼平均扩大率4.5%，平均井径约325 mm。以机械钻速60 m／h，钻杆转速45 r／min计算，需要最低排量78.83 L／s，井眼尺寸与推荐排量关系如图3。

图3 井眼尺寸和推荐排量示意图

2.1.4 岩屑颗粒大小对井眼清洁的影响

通常情况下岩屑颗粒越大，则需要的钻井液排量液越高。以井眼尺寸325 mm，钻柱转速45 r／min，机械钻速60 m／h进行计算，当岩屑直径在φ4 mm以下时，推荐排量75.8 L／s，当岩屑直径超过φ4.5 mm后，推荐排量液相应增加。钻井现场在不出现掉块的前提下，大部分岩屑尺寸均小于φ4 mm，多在φ3 mm左右，岩屑直径与推荐排量关系如图4。

通过以上分析可知，以桩129－1HF井实钻情况为例，当机械钻速60 m／h，钻杆转速45 r／min，井眼直径φ325 mm，岩屑直径φ3 mm时，推荐的钻井液排量为75.8～78.8 L／s。若以此排量钻进至井深3 800 m时，地面立管压力将达到39～41 MPa，按照现场设备配置，明显不能达到要求，因此井眼清洁可能将存在严重问题。

图4 岩屑直径和推荐排量示意图

2.1.5 实际井眼清洁效果评价

桩129－1HF井φ311.1 mm井眼实钻钻井液排量42～55 L／s，基本呈现随井深逐渐降低的趋势，钻柱转速平均45 r／min，二开井实际钻井参数如图5。

图5 二开实际钻井参数

岩屑床是摩阻扭矩增加的重要因素，因此桩129－1HF井对摩阻扭矩进行了实时跟踪，如图6，可以看出，井深2 100 m、2 700 m、3 210 m、3 800 m井深左右均出现摩阻扭矩大幅度增加的现象，且实钻过程中经常出现振动筛不返砂或者钻时很快但返砂较少的情况，这证明φ311 mm井眼井眼清洁存在严重问题。

图6 桩129－1HF井二开摩阻扭矩监测

2.2 φ215.9mm井眼清洁技术

按照上面的分析方法，对φ215.9 mm井眼井眼清洁情况进行相应的分析。根据电测数据，φ215.9 mm井眼井径扩大率7.0%，因此以φ230 mm井眼进行计算。钻具组合为：φ215.9 mmPDC钻头＋φ172 mm单弯＋φ205 mm欠尺寸扶正器＋LWD＋φ127 mm无磁承压钻杆＋MWD短节＋φ127 mm钻杆2 325 m＋φ127 mm 加重钻杆＋φ127 mm 钻杆；机械钻速40 m／h，转盘转速80 r／min，钻井液密度1.39 g／cm3；岩屑密度2.6 g／cm3，岩屑直径 φ3 mm。根据计算，φ215.9 mm井眼推荐钻井液最低排量32.76 L／s。

桩129－1HF井三开实际钻井参数见图7。由图7可知，三开实际钻井液排量28～33 L／s，呈现稍微降低的趋势；三开摩阻扭矩监测图如图8，摩阻扭矩基本比较平稳，部分井段出现比较大的变化，但现场分析为钻井液性能调整、钻具组合调整等原因导致；从振动筛返砂情况来看，三开井段总体返砂情况较好，返出量与钻时具有较好的应对关系，证明井眼清洁情况能够满足要求。

图7 三开实际钻井参数

图8 桩129－1HF井三开摩阻扭矩监测

2.3 现场应对措施

（1）调整钻井液性能。提高钻井液的动切力和动塑比，有利于岩屑携带。二开钻进时，在井深2 100 m附近将钻井液漏斗粘度、表观粘度、塑性粘度、动切力、初切、终切之分别由34 s、8 mPa·s、6 mPa·s、2 Pa、1.5 Pa、3.5 Pa调整为45 s、23.5 mPa·s、19 mPa·s、4.5 Pa、1.5 Pa、16.5 Pa；在其余摩阻扭矩较大井段，也积极对钻井液性能进行适当调整。

（2）增加短起下钻频率。桩129－1HF井实钻过程中，根据钻进井段长度和振动筛返沙情况，制定了良好的短起下钻措施，每次长起之前先进行短程起下钻作业。短起钻之前提高钻井液排量和钻柱转速，大幅度上体下放钻具，充分循环，以破坏岩屑床并将岩屑携带出井筒［6］，确保井眼清洁。

（3）起钻前稠塞封井。注入一定量的高粘高切稠塞，对井底部分井段进行封隔，有利于降低岩屑沉降，避免岩屑床堆积。通过现场实际情况分析，注入稠塞之后下钻过程井眼明显比不注入稠塞更加通畅。

以上技术措施一定程度上解决了大位移井井眼清洁的问题，为桩129－1HF井顺利完成提供了有利的技术保障。但对钻井液性能的更高要求和调整频率增加了钻井液作业成本，增加了短起下钻次数，也延长了作业周期，因此有必要提出更好的井眼清洁方式。

2.4 井眼清洁改进方法：

（1）更换 φ127 mm 钻杆为 φ139.7 mm 钻杆。针对 φ311.1 mm 井眼清洁问题，分析了 φ139.7 mm钻杆对提高水力参数的能力，如图9，计算结果表明，φ139.7 mm 钻杆具有更大的水眼直径，因此钻具压耗较低，以72 L／s排量计算，泵压将降低8.64 MPa。

图9 钻杆尺寸与泵压关系示意图

（2）提高钻柱转速。根据前速分析，提高钻柱转速对于提高井眼清洁具有重要的作用，也是现场解决井眼清洁问题较为便捷的方式。通过分析，钻柱转速若能达到100 r／min及以上时，推荐排量呈现较快下降趋势，另一方面，由于φ139.7 mm钻杆比φ127 mm钻杆外径更大，因此环空返速有所提高，推荐排量也就更小。

（3）提高地面设备承压能力。地面设备承压能力主要受地面管线和钻井泵能力的限制，地面管线承压能力通常在35 MPa及以上，而钻井泵的承压能力主要受制于活塞和缸套的搭配。桩129－1HF井采用F－1600钻井泵，现场采用φ170 mm缸套，承压能力仅为25.9 MPa，考虑到PDC钻头钻进时可能随时出现憋泵的情况，因此现场控制泵压大多低于21 MPa。但根据设备性能分析，钻井设备能力还有较大提升空间。若能够更换为φ160 mm甚至更小直径的缸套，则承压能力可以达到29.2 MPa以上。但另一方面，若采用 φ160 mm 缸套，以φ311.1 mm 井眼65 L／s排量需求（φ139.7 mm 钻杆泵压25 MPa），现场则需要同时开2～3台泵钻进，那么钻井队需要配备至少3～4台钻井泵。

至于 φ215.9 mm 井眼，根据计算，若采用φ139.7 mm 钻杆，则34 L／s排量时对应泵压20 MPa，问题已经迎刃而解，同时配合提高钻柱转速以及其它技术措施，则可以解决更大位移井的井眼清洁问题。

3 结论和建议

（1）大位移井井眼清洁问题是施工的重要环节之一，涉及到井身结构、井眼轨道、钻井参数、钻井液性能等多个方面，需要多方面综合考虑。

（2）钻井参数，特别是钻柱转速和钻井液排量对井眼清洁效果起到决定性作用，大位移井施工时需配合高转速和大排量，充分进行井眼清洁。

（3）钻具尺寸和设备性能是大位移井井眼清洁优化和施工的重要保障，在施工前需要优选配套各设备及参数，避免因钻具水眼过小导致钻具内压耗过大，以及设备承压能力不足导致钻井液排量不能达到要求。

［1］ 郭晓乐，连吉弘，胡家品，等.惠州油田大位移井水力参数设计难点及对策研究［J］.重庆科技学院学报（自然科学版），2011，13（4）：36－40.

［2］ 王爱宽，高虎，邵晓伟，等.一种保持大斜度定向井井眼清洁的有效技术［J］.断块油气田，2003，10（5）：77－79.

［3］ 郑述培，荆华，陈晓飞.胜利油田裸眼井钻井井眼清洁技术应用［J］.石油天然气学报，2006，28（1）：79－80.

［4］ 王小利，王树永.对胜利油田长裸眼定向井井眼清洁问题的几点认识［J］.西部探矿工程，2007，25（2）：76－82.

［5］ 孙晓峰，闫铁，王克林.复杂结构井井眼清洁技术研究进展［J］.断块油气田，2013，20（1）：1－5.