大位移井井眼清洁技术在PH-ZG1井的应用

刘胜

(中海油服油田化学事业部上海作业公司，上海 200000)

井眼清洁是水平井、大位移井定向井钻井的关键技术之一。井眼清洁不干净易导致钻头早期磨损、钻速降低、高扭矩和高摩阻、黏附卡钻、下套管和固井困难、钻具磨损大、压裂地层以及卡钻等各种井下事故发生。另外在大位移井中井眼净化不好还会造成以下问题：一是不能将钻压传至钻头；二是不能解释井的方位变化；三是钻井液漏入产层，降低了最终采收率[1～7]。井眼清洁程度是决定一口大位移井作业是否成功的关键，保持良好的井眼清洁状况对安全快速钻进具有十分重要的意义。

1 PH-ZG1井基本情况

PH-ZG1井位于上海市东南方向约440km的东海大陆架，距已开发的TWT-C约70km，位于北纬29°02′～28°10′，东经124°50′～125°00′。区域构造位置在东海陆架盆地西湖凹陷平湖构造带中南部。PH-ZG1井油气层主要集中在平湖组，储层岩性为砂泥岩，平均孔隙度19.7%，属中孔、高渗储层，地温梯度分布范围为3.07～3.42℃/100m，井底温度预计120.38℃，属于正常的温度系统。中一断块花港组及平湖组上部(P11以上)地层为正常压力体系，平湖组下部存在因生烃作用形成的异常高压，中一断块P12层最高压力系数可达1.41。

PH-ZG1井完钻井深为6866m，其垂深3155.98m，水平位移5350.49m，水垂比高达1.70，属于典型大位移井。由于大位移井本身的特点，井眼清洁问题一直是大位移井作业的难点，集中体现在直径12in井段和8in井段，特别是对于超长稳斜段且稳斜角度大于45°的直径12in井段，井眼清洁问题尤为突出。

2 井眼清洁技术关键参数的计算

对于大位移井水平段的井眼清洁，关键在于预测并减小岩屑床厚度。根据文献[8]，岩屑床厚度半经验模式计算公式如下：

(1)

一般将井眼直径的10%作为岩屑床厚度的安全极限值，即Rb≤10%：

(2)

式中：Hc为岩屑床厚度(若Hc为负，则认为无岩屑床形成)，mm；dh为环空外径，mm；μe为钻井液的有效黏度，mPa.s；ε为钻杆偏心度，1；va为钻井液环空返速，m/s；vc为不形成岩屑床的临界环空返速，m/s；Rb为岩屑床厚度所占井眼直径的比例，%。

从式(1)(2)可以看出，影响井眼清洁的主要因素有钻井液性能、钻井液排量、钻井液环空返速、机械转速等。通过公式计算安全钻进时各因素的临界值是很有必要的，这对实际钻井过程中清除岩屑床有重要的指导意义[8～14]。

2.1 钻井液有效黏度

根据岩屑床厚度计算公式，为保证安全钻进，必须根据实时情况调整钻井液有效黏度μe以满足Rb≤10%：

(3)

(4)

式中：dp为环空内径，mm；n为钻井液的流型指数，1；K为钻井液的稠度系数，Pa·sn；τ0/μp为动塑比，Pa/(mPa·s)；d0为流核直径，mm。

当τ0/μp越大时，d0越大，则钻井液流动剖面平板化程度越大，钻井液携岩能力较强，井眼清洁效果较好，岩屑床厚度较小。但是，d0不是越大越好，当其满足式(5)范围时为最佳：

0.60(dh-dp)≤d0<0.65(dh-dp)

(5)

2.2 钻井液临界环空返速

定义安全钻进时的最小钻井液环空返速为临界环空返速vc：

(6)

式中：ρs为岩屑密度，kg/L；ρm为钻井液密度，kg/L；ds为岩屑颗粒的当量直径，mm；α为井斜角，rad。

2.3 钻井液临界排量

定义安全钻进时的最小钻井液排量为临界排量Qs：

(7)

式中：Qs为安全钻进时的环空排量，L/s。

2.4 临界机械转速

定义安全钻进时的最小机械转速为临界机械转速RL：

(8)

式中：HL为临界岩屑床厚度(不超过井眼直径的10%)，mm；rh为井眼半径，mm；vs为岩屑下沉速度，m/s；κ为系数，一般取0.04～0.06；β为井斜角，(°)；φc为岩屑堆积在井底的孔隙度，1。

3 井眼清洁技术的现场应用

图1 PH-ZG1井井身结构示意图

PH-ZG1井完钻井深为6866m，垂深3155.98m，水平位移5350.49m，水垂比高达1.70，属于典型大位移井，其井身结构如图1所示。

由于PH-ZG1井有很长的稳斜段和裸眼段，3000m以后由于排量逐渐变小，环空返速降低，岩屑床问题逐渐加重，容易导致钻头磨损、钻速降低、高扭矩和高摩阻等井下复杂情况，可根据井眼清洁关键参数的计算有针对性地采取相关技术措施[15]。

3.1 设计技术措施

1)合理控制机械钻速，并优化钻井参数 环空返速是净化井眼的关键，控制泵压不超过25MPa情况下，尽量开大排量，根据公式预判岩屑床厚度，控制钻井液环空返速在0.79～1.30m/s之间，维持动塑比在0.3～0.6 Pa/(mPa·s)之间，同时控制转速保持在120r/min以上，目标150r/min。

2)改善钻井液性能 改善钻井液携岩性和流变性，满足直径12in井段的井眼清洁要求：①油基钻井液通过调整HIRHEO-A提切剂的质量浓度(5～10kg/m3) 提高钻井液的动切力、动塑比及钻井液的3转读数，钻井中始终保持低黏高切的流变特性，以提高岩屑携带和悬浮能力；②在停泵或起下钻的静态时，为了避免岩屑下沉，需要尽可能地提高3转读数在10以上，低剪切速率黏度高(LSRV在30000mPa·s以上)；③循环洗井时，可通过泵入一段白油后跟一段稠塞(井浆+5～10kg/m3HIRHEO-A提切剂)的方法，大排量循环并不停地上下活动和转动钻具协助清砂；④钻进新地层后及时开启固控设备，清除有害固相。要求固相控制设备(振动筛、除泥器、除砂器及离心机等)运行正常，配备相应的易损配件，能有效清除钻井液中的有害固相。

3)实时监控摩阻扭矩的变化 合理安排短起下、倒划眼及循环：①现场安排专职人员利用专业软件进行实时监测，指导现场作业；②建议每300～500m进行一次短起下，短起前要充分进行井眼循环，根据大位移井的特点考虑不同井斜段对循环时间的影响，应至少进行3～5个循环周；③若需起至上层套管鞋，根据实际情况应进行分段循环洗井，建议每300～500m，循环1～2周；④严格控制裸眼段起钻速度不超过3min/柱；⑤如果起钻遇到阻点，下回2～3柱使BHA离开遇阻点，旋转循环30min。停泵停转，试着上提通过阻点。如阻点消失，阻点为岩屑床造成，或岩屑床移动到上面位置，则需充分循环3～5周，以清除岩屑床，然后再起钻；如果阻点依然在那里，则可能是其他原因(键槽、台阶等)，尝试在该阻点区域划眼/倒划眼以清除阻点，直到停泵停转时该井段光滑继续起钻；⑥如果通过短起下、分段循环等措施，岩屑仍不能有效清除出井眼，倒划眼可作为最后一道解决办法，并且一旦开始就要一直倒划眼到套管鞋以下2～3柱循环2～3周，倒划眼最大速度为4～5柱/h。如中途通过倒划眼参数及振动筛判断，井眼已较为干净，准备直接起钻，仍建议先循环3周以上。

图2 PH-ZG1井直径12in井段黏度、动切力随井深变化

图3 PH-ZG1井直径12in井段动塑比随井深变化

3.2 现场施工情况

2)钻井工程采用大排量(3800～4000L/min)和高转速(>120r/min )，满足清除岩屑床的需求。

3)每次起钻前充分循环，时间不少于4～5个循环周。

4)每次短起，起钻至套管鞋，钻进至井斜较大、水平位移较长时，起钻至35°井斜以内井段。

通过采取上述井眼清洁措施后，PH-ZG1井作业顺利，直径12in井段未出现复杂的井下事故。

4 结论和认识

1)通过对大位移井岩屑床厚度的模型分析，定性地讨论衡量了4种关键参数对井眼清洁的影响。分析表明，在保证安全钻进的情况下应尽可能提高钻井液排量，合理控制机械转速，改善钻井液性能，特别是携岩性和流变性，以提高钻井液悬浮和携带岩屑的能力。

2)现场根据计算的井眼清洁关键参数，及时预判岩屑床厚度，合理控制机械钻速，保证钻井液大排量和钻杆高转速，并维持钻井液动塑比在0.3～0.6Pa/(mPa·s)之间，以满足直径12in井段井眼清洁要求。通过实时监控摩阻、扭矩的变化，合理安排短起下、倒划眼及循环等技术和手段辅助清洁井眼，取得了良好的效果，PH-ZG1井中完直接起钻，起下钻顺利，下套管无阻挂，返砂效果好，无岩屑床。

3)大位移井井眼清洁技术在PH-ZG1井的成功应用极具代表性，这是理论与实际相结合的又一突破，对东海其他区块大位移井的作业具有重要的指导意义。

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