水平井固井附件钻除方法研究与影响因素分析

李风雷 余德望

摘      要：通过对直井和斜井球座及胶塞等固井附件钻除情况的统计对比，确定井斜是钻除球座及胶塞的主要影响因素，并对几口水平井在钻除固井附件时采用的钻具组合、排量、扭矩、转速、钻压、钻时等钻除数据进行了逐一详细对比分析，结合具体钻除参数的变化及钻除效果，总结出在水平井合金套管内钻除球座及胶塞时推荐的最佳钻除方法，即采用合理的钻除钻头、钻具组合，适当加大钻压、活动钻具以及调整钻除参数，并且提出适合在水平井合金套管内球座及胶塞的最佳有效钻除参数（钻压14～16 t，转数40～60 r·min-1，排量1.0～1.3 m3·min-1，扭矩3～7 kft·lbs）。该方法主要体现在钻头、钻具组合、钻除参数、固井工艺等方面。并通过对后期2口具体井的具体钻除情况进行分析讨论，再次验证了该方法的可行性和适用性;同时既缩短了水平井的钻井周期，节省了钻井成本，又减小了钻穿套管的作业风险，且钻除的效果良好，值得进一步推广。

关  键  词：球座;胶塞;钻除方法;钻压;尾管固井

中图分类号：TE 256       文献标识码： A       文章编号： 1671-0460（2020）08-1758-05

Abstract： The situation of drilling out landing collar and liner wiper plug in vertical and inclined wells was introduced， and the drilling-out data of several horizontal wells were compared and analyzed. Combined with the change of specific drilling-out parameters and the drilling-out effect， the best drilling-out method for landing collar and liner wiper plug in the alloy casing of horizontal wells was put forward， including using a reasonable combination of drilling bits and tools， and appropriately increasing the weight on bit， movable drilling tools and adjusting drilling parameters. The best drilling-out parameters were determined （bit weight 14～16 t， rotating speed 40～60 r·min-1， discharge capacity 1.0～1.3 m3·min-1， torque 3～7 kft·lbs）. Through analyzing drilling-out situation of the two horizontal wells， the results approved that the method was available and feasible. Using the method can decrease the drilling cost and avoid the work risk of the horizontal well， and it has good drilling-out effect.

Key words： Landing collar; Liner wiper plug; Drilling-out; Drilling load; Liner cementing

水平井中附件钻除问题一直是钻井比较关注的环节，且目前固井附件钻除的相关技术探讨比较少[1]。水平井井眼轨迹一般由直井段、造斜井段和水平井段构成，8 1/2"钻头钻至设计井深，7"套管下至造斜点附近，留有900多米口袋，待7"尾管固井结束后再扫塞并进行钻除附件（主要为球座、水泥塞、浮箍和浮鞋），然后直接下入4 1/2"筛管进行完井作业。水平井的井深一般在3 900～4 100 m之间，球座位置在3 000～3 200 m，球座处井斜角在80°～90°之间，由于该位置处于水平井的造斜点附近，加大了钻除球座及胶塞的难度，钻除时间也会较长，对此我们进行技术讨论及分析。

1  球座及胶塞钻除情况

在油田施工的水平井7"尾管固井中绝大多数井存在7"球座及胶塞钻除困难的问题，钻除时间较长。不仅影响了钻井周期及钻井成本，而且增加了长时间钻除时钻穿合金套管的风险，影响下步4 1/2"套（筛）管完井作业。

现主要分析存在球座及胶塞钻除异常的水平井的情况。其碰压、放回水正常，施工顺利，可以判定球座及大小胶塞均复合在球座处[2]。固井施工后球座及胶塞的钻除时间比较长，一般在20多个小时，钻除情况见表1。

相比之下， 直井中的球座及胶塞钻除时间相对较短，一般都在3～6 h，見表2。

由表1、表2可以看出，水平井和直井中的钻时有很大差别，可见井斜是钻除球座及胶塞的主要影响因素。故下面主要从水平井方面讨论影响钻除球座及胶塞的主要因素。

2  球座及胶塞具体钻除参数对比分析

2.1  各水平井参数对比分析

下面对各水平井的钻除参数进行对比分析、评价，寻找其不同点。几口井钻除时在钻头、井眼轨迹、球座位置井斜基本上都比较接近，钻除时采取的参数也基本类似[3]。其他钻具组合及具体参数对比情况见表3。

由表3可以看出，对比参数中不同点是：球座以上留水泥塞高度不同， S15井球座处有水泥塞，钻除时间短。其中，S04井在钻除前期钻压基本控制在4～9 t，后期2 h采用了加大钻压（15 t）的方法。

2.2  S04井具体钻除参数举例

S04井前期钻除进尺缓慢，更换钻头后发现钻头磨损程度较小，见图1，其他水平井钻除时钻头磨损情况也相同。说明钻压没有有效加在附件上，不能起到良好的钻除效果。

S04井钻除时间共计62.5 h，前60.5 h共进尺0.27 m，后2 h进尺0.08 m。前期考虑到PDC钻头在长时间钻除或牙轮钻头在大钻压下钻除都很可能会钻坏甚至钻穿合金套管，故采用牙轮钻头小吨位钻除[4]。在钻除后期尝试性采用加大钻压钻除，效果明显。具体钻除情况见表4。

3  原因分析

针对以上各水平井的钻除球座及扫塞的具体情况，从钻头、钻具组合、固井工艺、钻除参数等各方面进行详细分析，总结其主要原因及解决办法[5]。

3.1  钻头的选型

球座及胶塞的材质主要为合金铝和橡胶，油田现场一般采用PDC及牙轮钻头钻除。在油田的直井中多采用ST316、M1375等PDC钻头，在水平井中除考虑井斜的影响，还考虑到PDC钻头可能钻坏或钻穿合金套管，建议采用MD517牙轮钻头钻除。

3.2  钻具组合对钻除的影响

对F13、S15、S04、S18井采用的钻除钻具组合进行对比，计算钻具组合中加重钻杆部分的井斜变化率，见表5。从结构上分析，加重钻杆越多，钻具的整体刚性越强，井斜变化率越小，在钻塞时附加在附件上的力就越稳定，钻除越有效。

由表5可以看出，钻具组合差别不大，没有明显的规律性，并不是钻除异常主要的影响因素。

3.3  球座处压塞水泥浆的影响

前5口水平井在施工时都没有设计水泥浆压塞，只保留管线内约200L水泥浆进行压塞。除S15井球座以上有水泥塞外，钻除时间相对较短，其他井球座以上无水泥塞，钻除时间相对长[6]。见表6。

从表6中可以看出，S15井球座以上有水泥塞，其钻除时间相对较短。故球座处的水泥封固是影响钻除的一个重要因素。

3.4  球座本身材质和结构因素

球座及胶塞为合金铝和橡胶制品。在使用牙轮钻头钻除时，合金铝和胶皮易粘连，塑性强，不易破碎，钻除时间相对较长。若用PDC钻头相对牙轮钻头而言更容易钻除合金铝和胶皮。球座设计有防转机构但长时间钻除很容易导致防转机构被破坏，钻除的附件及散件易跟钻头一起转动，影响钻除效果（图2）。

3.5  钻除钻压的控制和影响

现场考虑到使用牙轮钻头加大钻压或者使用PDC钻头都存在着钻坏下部合金套管的风险，所以首先采用牙轮钻头小钻压（现场控制在9 t以内）钻除，故处理起来难免时间较长。不能有效地将钻压加在附件上（扭矩反映不明显）是钻除时间长的主要原因。所以现场合理的控制钻除的钻压是非常关键的问题，需综合考虑所钻除附件的具体情况及对周边套管的影响，否则将直接影响其钻除结果。

S04井后期加大钻压（10～15 t）后有明显效果，钻速较之前明显提高。S15井除有6 m水泥塞外，其钻压相对也大，故钻除时间相对较短。故水平井钻除球座胶塞困难的主要原因是钻除的有效钻压不够，达不到良好的钻除效果[7]。

综上所述，水平井钻除球座及胶塞困难的主要原因是钻除的有效钻压不够，其次是球座处无水泥封固，没有起到良好的钻除效果。

4  推荐钻除方法

通过以上各种情况及原因分析，我们总结了水平井合金套管内钻除球座及胶塞的最佳的钻除方法，为今后的水平井的附件钻除具有一定的指导意义。

1）采用合理的钻除钻具组合，钻铤长度建议在20 m以上，加重钻杆长度在200 m以上，且连接在钻铤后面。

2）固井时在钻杆胶塞后注1 m3水泥浆压塞，并及时替浆确保球座处的封固质量。

3）建议使用牙轮钻头，钻进时适当加大钻压至12～15 t，并适当活动钻具以及调整钻除参数。

同时，提出适合在水平井合金套管内球座及胶塞的最佳有效钻除参数为：钻压14～16 t，转数40～60 r·min-1，排量1.0～1.3 m3·min-1，扭矩3～7 kft·lbs（即反映到井口的合理扭矩范围在4.1～9.5 kN·m）。

5  后期尾管井实例验证

后期水平井按照新的推荐方法进行钻除，主要从钻压和压塞水泥浆方面入手。主要措施为固井时注压塞水泥浆（1 m3），钻除时提高钻压（15 t左右），排量1.0 m3·min-1以上。具体钻除参数见表7。

从表7中钻塞情况来看，后期水平井钻除时间相对很短，尤其是S18井，其钻除球座及胶塞时间为1.8 h。主要的区别在于：除了球座以上有水泥塞外，主要是采用了较大的钻压（15～16 t）。S20井钻除时钻压由4 t逐渐加到16 t，间歇活动钻具，钻压基本控制在15～16 t进行钻除;后期水平井在钻除时参数基本维持在：排量1.0～1.3 m3·min-1，钻压12～15 t，并在施工时注有1 m3压塞水泥浆。其中S24井钻除钻压较小，致使钻除时间为18.5 h，其余井钻除时间基本在3 h左右，说明钻压在水平井钻除中是主要的影响因素，其次球座以上有水泥塞也是重要因素。

利用磨阻扭矩计算软件对使用井进行模拟计算，来检验钻除参数的合理性。由磨阻扭矩计算软件来推算出实际钻除时钻头处的钻除参数，其地面与井下钻除扭矩参数的对比看，钻头处扭矩较小的井，其钻除时间相对较长。说明前期钻压和扭矩偏小，钻除时实际的有效钻除不够。在提高钻压后，扭矩提高，增加了有效钻除。尤其是后期水平井相对其他井而言明显提高了钻压，而且对下部合金套管没有造成损伤，这也是牙轮钻头在水平井合金套管内長时间、大钻压钻除附件的一个探索。

从后期水平井的实际钻除情况来看，钻除效率明显提高，解决了现场钻除球座及胶塞困难的难题。同时缩短了钻井周期，减小了钻井成本，为水平井附件钻除提供了很好的参考依据。也验证了钻压和水泥塞对钻除的重要影响，再次证明钻除困难的原因分析及推荐方法的合理性。

6  结论与建议

1）从钻除参数、固井留塞设计、钻头、钻具组合、球座结构及材质等各方面进行了对比优化和综合分析，总结出较好的钻除球座及扫塞的钻除方法。

2）通过采用合理的钻除钻头、钻具组合，适当加大钻压、活动钻具以及调整钻除参数的方法，对水平井合金套管内的附件钻除起到良好效果，不仅缩短了钻除时间，节省了钻井成本，避免了钻坏或钻穿套管的风险，更为后期筛管完井作业做了充分的准备工作。

3）在其他水平井的附件钻除方面，该钻除方法具有一定的参考意义，值得进一步推广。

4）建议在球座的防转机构、材质等可钻性方面有更新的改进与提高。

参考文献：

[1]印树明，赵洋，崔明磊，等.低渗油田保护油气层钻井液体系研究[J].当代化工，2019，48（06）：1162-1165.

[2]潘永功，许明标，李路.地沟油用作钻井堵漏浆的体系研究[J].当代化工，2018，47（12）：2491-2493.

[3]刘桐，李士斌，刘照义，等.基于CFD的井底PDC钻头动态欠平衡钻井数值研究[J].当代化工，2018，47（12）：2608-2611.

[4]刘元宪.涪陵深层页岩气水平井高效油基钻井液体系研究[J].当代化工，2019，48（01）：179-182.

[5]张桂林，胜利水平井钻井技术现状与发展趋势[J].石油钻探技术，2005，33（2）：66-70.

[6]刘晖. 梁9平1水平井井眼轨迹控制技术[M].北京：石油工业出版社，2003.

[7]冯光彬，唐世忠，蔺玉水，等. ZH8Es-H5大位移水平井钻井技术[J].石油钻采工艺，2009，31（3）：14-15.