特殊井筒结构的水平井洗井工艺研究

陈飞，李小刚，杨兆中，王怡亭，宋瑞

（1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都610500；2.中国石油西南油气田公司重庆气矿，重庆400021；3.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津300457）

特殊井筒结构的水平井洗井工艺研究

陈飞1，李小刚1，杨兆中1，王怡亭2，宋瑞3

（1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都610500；2.中国石油西南油气田公司重庆气矿，重庆400021；3.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津300457）

针对海上C气藏B水平井完井结构复杂，PRD钻井液破胶不完全、堵塞非均匀等特点，拟通过化学降解和物理冲刷作用，研制复合洗井液，采用连续油管拖动洗井作业，达到连通地层和井筒的目的。通过单剂优选及复配确定了10% KHD850有机高分子降解剂+6%KHD800酸性分散剂+1.5%XN-HS1缓蚀剂高性能复合洗井液体系。同时，为了明确影响连续油管作业流体速度场的因素，运用Fluent软件，针对两种不同的打孔管柱，分别对连续油管的施工排量及置放位置影响下的管内流场进行模拟，得出了管内不同位置流体对影响因素的不同响应，对连续油管水平井解堵具有重要指导意义。

PRD钻井液；复合解堵液；连续油管；速度场

目前水平井多采用筛管完井或打孔管柱完井，钻井液（固相或破胶不彻底）和岩屑极易造成筛管孔眼和打孔管孔眼堵塞[1]，极大地限制了井筒与地层的沟通，现场多采用洗井作业来解除井筒堵塞，为后期的深度解堵创造条件。洗井作业常用于解决砂堵或砂卡、清除钻井液堵塞和岩屑沉积、注水井除垢等方面的问题。水平井洗井多采用管柱相对静止和拖动管柱两种形式。前者优点在于操作简单，但因循环位置相对固定，对岩屑床破坏力度有限，清洗效果较差[2]；后者由于管柱可拖动，增加冲洗的机动性，可静可动，极大地增加洗井效率，连续油管洗井作业以其快捷、高效的优势已经得到广泛应用，特别是在国外已经作为了洗井的首选工艺[3]。

C气藏B水平井开发存在诸多难点：①水平井与油气层的接触面积大，受到的伤害较直井更为严重，主要的伤害类型有：钻完井液固相造成的伤害、黏土膨胀、颗粒运移造成的地层伤害等[4-6]，由于钻完井液在水平井根部浸泡时间最长，趾部最短，且储层非均质性较强，导致水平井眼纵向和径向上出现非均匀堵塞；②C气藏钻井普遍采用PRD钻井液，钻井液破胶不完全的情况普遍存在；③该水平井完井方式特殊，水平井段为裸眼，下入打孔管和盲管（后射孔）支撑井壁。受本身井型、破胶不彻底及堵塞非均匀的影响，导致储层完钻后见气不明显。本文拟采用化学和物理手段相结合的方式，通过化学药剂降解分散泥饼，借鉴连续油管冲砂作业[7-8]，进行动静结合物理冲洗，解除泥饼伤害，恢复地层和井筒的连通性，为后期的深度解堵创造条件。

1 洗井液优选

PRD钻井液为无固相钻井液[9-11]，聚合物大分子在井壁形成致密的泥饼，达到降滤目的，完井阶段通过注入破胶剂解除泥饼，破胶作业方法包括氧化剂破胶、酶化学破胶和酸液破胶[12-13]等手段，但据现场实际情况来看，破胶效果未达预期，导致井筒和地层的连通性无法恢复，因此，研制一种新型高效的洗井液是非常必要的。

1.1 单一破胶剂初选

将配制好的PRD聚合物体系用旋转黏度计测得表观黏度μ0，测得在130℃条件下黏度为45 mPa·s，往溶液中加入浓度为10%的破胶剂，与PRD钻井液等体积混合，在地层温度130℃条件下恒温放置一定时间后，测定混合液的表观黏度μ，按式（1）计算破胶率η[14]，实验结果见表1。

式中：η为破胶率，%；μ0为空白样品的黏度，mPa·s；μ为加有破胶剂样品的黏度，mPa·s。

1、2、7、8、9、11号样品对应的破胶率较高。其中1、2号样品破胶后黏度最低，破胶效果最好，但它们均为强酸，长时间高温条件下作业，管柱腐蚀风险较高，不推荐采用。选取破胶效果较好的7、8、9、11号样品进一步优选。

1.2 复合洗井液优选

采用滤失仪获取目标区块钻井液的泥饼，泥饼非常黏稠，聚合物胶状感明显，分散性较差。对筛选出的破胶剂进行复配，进一步优化配方。剪取等体积的泥饼，将其置于各复合洗井液中，观察分散、降解及溶解状况，实验结果见表2。

通过对比发现，8号配方（KHD850有机高分子降解剂+KHD800酸性分散剂破胶）破胶效果最好，且破胶时间最短，1 h后泥饼完全降解。针对最优配方进行泥饼溶蚀实验，进一步优化，实验结果见图1。

10%KHD850有机高分子降解剂对泥饼有较好的溶蚀性，随着酸性分散剂浓度的增加，溶蚀率进一步增大。尽管较高的酸性分散剂浓度对泥饼的溶蚀作用较好，但是考虑到解堵施工时工程要求，洗井液中酸性物质浓度不宜过高，最终确定复合洗井液配方为10%KHD850有机高分子降解剂+6%KHD800酸性分散剂，同时，考虑到酸性分散剂对管柱的腐蚀，加入1.5%XN-HS1缓蚀剂。

表1 单一破胶剂初选配方及实验结果（130℃）Table 1 Primary election formula and laboratory results of single gel breaker under 130℃

表2 洗井液性能评价实验Table 2 Flushing fluid performance evaluation experiment

图1 复合洗井液配方及溶蚀率Fig.1 Compound flushing fluid formula and corrosion ratio

2 洗井参数模拟

2.1 参数的确定

影响洗井效果的因素主要分为洗井液流变性能、井眼轨迹、管柱偏心、管柱位置、排量等[2]，基于特殊的井筒结构及连续油管的参数需要，选取排量和置放位置两个影响因素进行模拟，认识不同施工参数对洗井液流场的影响，从而优化施工参数。由于施工排量和工作压力的限制，洗井液流动范围较小，同时井下油套管结构复杂，连续油管与井壁之间有打孔套管相隔，洗井液与井壁的接触范围进一步缩小，且水平井段长度远远大于连续油管管径，为了便于建立模型及划分网格，截取水平井2米井段作为研究对象。

2.2 模型与方法

目标水平井水平段井筒结构特殊，水平段井眼为81/2″裸眼，内部下入7"打孔管柱支撑井壁，打孔管柱内部下入生产管柱，生产管柱内部下入连续油管进行解堵作业。将洗井液的流动空间作为三维计算区域，通过Ansys Workbench中的DesignModeler模块进行全尺寸的三维流场建模，该水平井下入两种打孔管柱，一种为射孔套管，孔密为16孔/m，相位角60°；另一种为打孔管，孔密为400孔/m。由于生产管柱没有下入水平井段，故模型中不包含生产管柱。模型总共分为三层结构，外层为井眼，直径为215.90 mm；中间层为打孔管柱，内径为156.97 mm，外径177.80 mm，孔眼直径14.70 mm；内层为连续油管。

采用Ansys Workbench中的Mesh模块进行网格划分，网格划分的好坏直接影响运算速度和结果的精确度。单元是构成网格的基本元素，在二维（2D）空间中，包括三角形、四边形和三角形四边形的混合单元，在三维（3D）空间中，包括四面体、六面体、棱锥和楔形单元。洗井液流场三维模型的网格划分（图2）。本文模型的网格划分采用非均匀网格，在打孔管柱孔眼附近进行局部网格加密，生成的网格整齐无扭曲现象。

图2 模型网格划分Fig.2 Model grid division

洗井液在模型中流动状态为单相湍流流动。湍流流动虽然复杂，但一般认为，无论湍流运动多么复杂，非稳态的连续性方程和N-S方程对于湍流的瞬时运动都仍然适用。在连续性方程和N-S方程基础上，人们不断引入新算法，逐步发展成多个湍流模型，目前主要算法有以下三种：①Spalart-Allmaras模型；②k-ε模型；③k-ω模型[15]。

Spalart-Allmaras模型[16]在解决动力漩涡黏性上性能较好，其在壁面束缚流动情况中，取得了较好的应用，但其不能用于较为复杂的工程流体；标准k-ω模型中的大涡模拟（LES）用于流场模拟还处于起步阶段，需要大量的计算机资源，且LES解决平板模型问题还需进一步证实；而k-ε模型[17]自从被Launder和Jones提出之后，就变成工程流场计算的主要工具，适用范围广、经济、合理，适用于高雷诺数情况。重组化（RNG）k-ε模型[18]对传统k-ε模型加以改进，有效增强了计算精度，适用于较低雷诺数流域中的计算。可实现的k-ε模型在k-ε模型的基础上增加了一个带旋流修正的k-ε模型，改善了计算精度，同时为耗散方程增添了新的流动方程。综合分析，本文模型适合采用k-ε模型。

2.3 结果及分析

2.3.1 连续油管排量对洗井液流场的影响

根据C气藏现场实际情况，本文模拟选用11/2"连续油管进行模拟计算。它的外径为38.10 mm，内径为31.75 mm。设置连续油管置放位置与套管底部距离L=1 000 mm。由于注解堵液的排量受连续油管内径的限制，该尺寸的连续油管注酸排量Q不宜超过0.35 m3/min，故分别设置排量为0.05 m3/min、0.15 m3/min、0.25 m3/min、0.35 m3/min进行模拟。

1）400孔打孔管

由模拟结果可知，速度最大处是在连续油管出口处，流体从连续油管出液口流出，运动到套管孔眼处再流至井壁处，速度逐渐衰减。可以清楚地看到，洗井液的纵向冲刷范围约为0.7 m。随着排量的降低，冲刷范围越来越小，近井壁处洗井液流速也越来越小，冲刷效果越来越弱，图3为排量为0.35 m3/min时的中轴面速度云图。

图3 排量为0.35m3/min下的水平井段流场速度云Fig.3 Flow field velocity contour of horizontal section when the displacement is 0.35 m3/min

2）16孔/m射孔套管

由于孔眼不对称，呈螺旋状。因此，轴面云图不能充分反应整个流场特点，运用Ansys后处理工具绘制三维流线（图4），从图中可以发现洗井液流场的冲刷范围只在套管孔眼位置极小范围内。液体流至套管处速度已几乎衰减到0，井壁处几乎没有速度，说明洗井液能清洗的范围很小，清洗效果很弱。

图4 三维流线（Q=0.35m3/min）Fig.4 Three-dimensional flow diagram

沿井筒方向导出沿管柱轴向正上、正下、正前、正后各点处流速绘制近井壁处流速图（图5），在排量较高的情况下，近井壁处的流速均较低，平均约为0.4 m/s，只在套管射孔孔眼附近流速较大，距离出液口最近孔眼位置处流速最大，约为1 m/s。图5a和5b分别为不同排量下的近井壁处流速分布图，从图中看出，随着排量的增加，近井壁处洗井液流速稍有增加，但总体来说均较小。只在离出液口位置较近的套管孔眼处存在较大流速，但解堵范围只在套管孔眼附近极小范围内，对井壁处的物理冲刷作用几乎没有。

图5 不同排量下近井壁处流速分布Fig.5 Fluid velocity distribution of near borehole zone in different displacement

2.3.2 连续油管置放位置对洗井液流场的影响

排量设置为Q=0.25 m3/min，分别设置连续油管置放位置与套管底部距离L为1 800 mm、1 000 mm、200 mm。

1）400孔打孔管

由于孔眼在打孔管柱上呈均匀分布，故洗井液冲刷范围基本不会因连续油管置放位置的改变而改变，排量保持0.25 m3/min不变的情况下，洗井液的冲刷范围约为连续油管出液口前后0.5 m范围内，近井壁处洗井液的流速约为1 m/s。

2）16孔/m射孔套管

由于射孔孔眼在套管上呈螺旋形分布，因此，连续油管的置放位置对酸液流场的分布就至关重要。随着置放位置的改变，流线呈现了不一样的形态，近井壁处流速几乎没有，仅在套管孔眼处的流速较大。距离出液口较近的孔眼处速度最大，其他地方流速较小，而距离出液口较远的孔眼处流速也很小。此时洗井液只是在冲洗套管壁和孔眼，对井壁堵塞物的清洗效果甚微。

3 结论与建议

1）通过优选复配，最终确定复合洗井液配方为10%KHD850有机高分子降解剂+6%KHD800酸性分散剂+1.5XN-HS1缓蚀剂，泥饼可以在洗井液中完全分散，且溶蚀率达到10.97%。

2）通过Fluent软件模拟得出，连续油管的纵向定点冲刷范围可达0.7 m。

3）对于400孔/m的打孔管而言，排量越大，井壁物理冲刷效果明显，建议在打孔管段考虑摩阻和拖动速度的前提下尽量增大连续油管排量；而由于孔眼均匀分布，置放位置对物理冲刷效果没有影响。

4）对于16孔/m的射孔管而言，随着排量或位置变化，物理冲刷作用只在套管孔眼附近极小范围内，对井壁处堵塞物的冲刷效果甚微，建议在射孔管段减慢连续油管拖动速度，尽可能达到洗井目的。

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（编辑：尹淑容）

Research on well flushing technology of horizontal wells with specific wellbore structure

Chen Fei1,Li Xiaogang1,Yang Zhaozhong1,Wang Yiting2and Song Rui3
（1.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation,Southwest Petroleum University,Chengdu,Sichuan 610500,China;2.Chongqing Gas Field,PetroChina Southwest Oil and Gas Field Company,Chongqing 400021,China;3.CNOOC Ener Tech-Drilling and Production Co.,Tianjin 300457,China）

According to the characteristics of horizontal well B in offshore C gas reservoir,such as complex completion structure,in⁃complete gelout of PRD drilling fluid,and inhomogeneous plugging,the purpose of connecting formation and wellbore is planed to be achieved by chemical degradation and physical erosion,compound flushing fluid,coiled tubing well flushing operation.Through formula optimization and combination,the high performance compound flushing fluid system consisted of 10%KHD850 organic macromolecular degradation agent,6%KHD800 acidic dispersant and 1.5%XN-HS1corrosion inhibitor is determined.Mean⁃while,in order to definite the influential factors of fluid velocity field in coiled tubing operation,by using Fluent software,internal flow field is simulated for two different apertured casing,which considers two factors of construction displacement and placement, thereby,the different responses of different fluids to influential factors are obtained,in addition,the research provides important guiding significance for broken down of coiled tubing horizontal wells.

PRD drilling fluid,compound water block remover,coiled tubing,velocity field

TE53

A

2015-08-24。

陈飞（1990—），男，在读硕士研究生，油气田增产改造研究。