特殊井筒結(jié)構(gòu)的水平井洗井工藝研究

陳飛，李小剛，楊兆中，王怡亭，宋瑞

（1.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川成都610500；2.中國石油西南油氣田公司重慶氣礦，重慶400021；3.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津300457）

特殊井筒結(jié)構(gòu)的水平井洗井工藝研究

陳飛1，李小剛1，楊兆中1，王怡亭2，宋瑞3

（1.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川成都610500；2.中國石油西南油氣田公司重慶氣礦，重慶400021；3.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津300457）

針對海上C氣藏B水平井完井結(jié)構(gòu)復(fù)雜，PRD鉆井液破膠不完全、堵塞非均勻等特點，擬通過化學(xué)降解和物理沖刷作用，研制復(fù)合洗井液，采用連續(xù)油管拖動洗井作業(yè)，達到連通地層和井筒的目的。通過單劑優(yōu)選及復(fù)配確定了10% KHD850有機高分子降解劑+6%KHD800酸性分散劑+1.5%XN-HS1緩蝕劑高性能復(fù)合洗井液體系。同時，為了明確影響連續(xù)油管作業(yè)流體速度場的因素，運用Fluent軟件，針對兩種不同的打孔管柱，分別對連續(xù)油管的施工排量及置放位置影響下的管內(nèi)流場進行模擬，得出了管內(nèi)不同位置流體對影響因素的不同響應(yīng)，對連續(xù)油管水平井解堵具有重要指導(dǎo)意義。

PRD鉆井液；復(fù)合解堵液；連續(xù)油管；速度場

目前水平井多采用篩管完井或打孔管柱完井，鉆井液（固相或破膠不徹底）和巖屑極易造成篩管孔眼和打孔管孔眼堵塞[1]，極大地限制了井筒與地層的溝通，現(xiàn)場多采用洗井作業(yè)來解除井筒堵塞，為后期的深度解堵創(chuàng)造條件。洗井作業(yè)常用于解決砂堵或砂卡、清除鉆井液堵塞和巖屑沉積、注水井除垢等方面的問題。水平井洗井多采用管柱相對靜止和拖動管柱兩種形式。前者優(yōu)點在于操作簡單，但因循環(huán)位置相對固定，對巖屑床破壞力度有限，清洗效果較差[2]；后者由于管柱可拖動，增加沖洗的機動性，可靜可動，極大地增加洗井效率，連續(xù)油管洗井作業(yè)以其快捷、高效的優(yōu)勢已經(jīng)得到廣泛應(yīng)用，特別是在國外已經(jīng)作為了洗井的首選工藝[3]。

C氣藏B水平井開發(fā)存在諸多難點：①水平井與油氣層的接觸面積大，受到的傷害較直井更為嚴重，主要的傷害類型有：鉆完井液固相造成的傷害、黏土膨脹、顆粒運移造成的地層傷害等[4-6]，由于鉆完井液在水平井根部浸泡時間最長，趾部最短，且儲層非均質(zhì)性較強，導(dǎo)致水平井眼縱向和徑向上出現(xiàn)非均勻堵塞；②C氣藏鉆井普遍采用PRD鉆井液，鉆井液破膠不完全的情況普遍存在；③該水平井完井方式特殊，水平井段為裸眼，下入打孔管和盲管（后射孔）支撐井壁。受本身井型、破膠不徹底及堵塞非均勻的影響，導(dǎo)致儲層完鉆后見氣不明顯。本文擬采用化學(xué)和物理手段相結(jié)合的方式，通過化學(xué)藥劑降解分散泥餅，借鑒連續(xù)油管沖砂作業(yè)[7-8]，進行動靜結(jié)合物理沖洗，解除泥餅傷害，恢復(fù)地層和井筒的連通性，為后期的深度解堵創(chuàng)造條件。

1 洗井液優(yōu)選

PRD鉆井液為無固相鉆井液[9-11]，聚合物大分子在井壁形成致密的泥餅，達到降濾目的，完井階段通過注入破膠劑解除泥餅，破膠作業(yè)方法包括氧化劑破膠、酶化學(xué)破膠和酸液破膠[12-13]等手段，但據(jù)現(xiàn)場實際情況來看，破膠效果未達預(yù)期，導(dǎo)致井筒和地層的連通性無法恢復(fù)，因此，研制一種新型高效的洗井液是非常必要的。

1.1 單一破膠劑初選

將配制好的PRD聚合物體系用旋轉(zhuǎn)黏度計測得表觀黏度μ0，測得在130℃條件下黏度為45 mPa·s，往溶液中加入濃度為10%的破膠劑，與PRD鉆井液等體積混合，在地層溫度130℃條件下恒溫放置一定時間后，測定混合液的表觀黏度μ，按式（1）計算破膠率η[14]，實驗結(jié)果見表1。

式中：η為破膠率，%；μ0為空白樣品的黏度，mPa·s；μ為加有破膠劑樣品的黏度，mPa·s。

1、2、7、8、9、11號樣品對應(yīng)的破膠率較高。其中1、2號樣品破膠后黏度最低，破膠效果最好，但它們均為強酸，長時間高溫條件下作業(yè)，管柱腐蝕風(fēng)險較高，不推薦采用。選取破膠效果較好的7、8、9、11號樣品進一步優(yōu)選。

1.2 復(fù)合洗井液優(yōu)選

采用濾失儀獲取目標區(qū)塊鉆井液的泥餅，泥餅非常黏稠，聚合物膠狀感明顯，分散性較差。對篩選出的破膠劑進行復(fù)配，進一步優(yōu)化配方。剪取等體積的泥餅，將其置于各復(fù)合洗井液中，觀察分散、降解及溶解狀況，實驗結(jié)果見表2。

通過對比發(fā)現(xiàn)，8號配方（KHD850有機高分子降解劑+KHD800酸性分散劑破膠）破膠效果最好，且破膠時間最短，1 h后泥餅完全降解。針對最優(yōu)配方進行泥餅溶蝕實驗，進一步優(yōu)化，實驗結(jié)果見圖1。

10%KHD850有機高分子降解劑對泥餅有較好的溶蝕性，隨著酸性分散劑濃度的增加，溶蝕率進一步增大。盡管較高的酸性分散劑濃度對泥餅的溶蝕作用較好，但是考慮到解堵施工時工程要求，洗井液中酸性物質(zhì)濃度不宜過高，最終確定復(fù)合洗井液配方為10%KHD850有機高分子降解劑+6%KHD800酸性分散劑，同時，考慮到酸性分散劑對管柱的腐蝕，加入1.5%XN-HS1緩蝕劑。

表1 單一破膠劑初選配方及實驗結(jié)果（130℃）Table 1 Primary election formula and laboratory results of single gel breaker under 130℃

表2 洗井液性能評價實驗Table 2 Flushing fluid performance evaluation experiment

圖1 復(fù)合洗井液配方及溶蝕率Fig.1 Compound flushing fluid formula and corrosion ratio

2 洗井參數(shù)模擬

2.1 參數(shù)的確定

影響洗井效果的因素主要分為洗井液流變性能、井眼軌跡、管柱偏心、管柱位置、排量等[2]，基于特殊的井筒結(jié)構(gòu)及連續(xù)油管的參數(shù)需要，選取排量和置放位置兩個影響因素進行模擬，認識不同施工參數(shù)對洗井液流場的影響，從而優(yōu)化施工參數(shù)。由于施工排量和工作壓力的限制，洗井液流動范圍較小，同時井下油套管結(jié)構(gòu)復(fù)雜，連續(xù)油管與井壁之間有打孔套管相隔，洗井液與井壁的接觸范圍進一步縮小，且水平井段長度遠遠大于連續(xù)油管管徑，為了便于建立模型及劃分網(wǎng)格，截取水平井2米井段作為研究對象。

2.2 模型與方法

目標水平井水平段井筒結(jié)構(gòu)特殊，水平段井眼為81/2″裸眼，內(nèi)部下入7"打孔管柱支撐井壁，打孔管柱內(nèi)部下入生產(chǎn)管柱，生產(chǎn)管柱內(nèi)部下入連續(xù)油管進行解堵作業(yè)。將洗井液的流動空間作為三維計算區(qū)域，通過Ansys Workbench中的DesignModeler模塊進行全尺寸的三維流場建模，該水平井下入兩種打孔管柱，一種為射孔套管，孔密為16孔/m，相位角60°；另一種為打孔管，孔密為400孔/m。由于生產(chǎn)管柱沒有下入水平井段，故模型中不包含生產(chǎn)管柱。模型總共分為三層結(jié)構(gòu)，外層為井眼，直徑為215.90 mm；中間層為打孔管柱，內(nèi)徑為156.97 mm，外徑177.80 mm，孔眼直徑14.70 mm；內(nèi)層為連續(xù)油管。

采用Ansys Workbench中的Mesh模塊進行網(wǎng)格劃分，網(wǎng)格劃分的好壞直接影響運算速度和結(jié)果的精確度。單元是構(gòu)成網(wǎng)格的基本元素，在二維（2D）空間中，包括三角形、四邊形和三角形四邊形的混合單元，在三維（3D）空間中，包括四面體、六面體、棱錐和楔形單元。洗井液流場三維模型的網(wǎng)格劃分（圖2）。本文模型的網(wǎng)格劃分采用非均勻網(wǎng)格，在打孔管柱孔眼附近進行局部網(wǎng)格加密，生成的網(wǎng)格整齊無扭曲現(xiàn)象。

圖2 模型網(wǎng)格劃分Fig.2 Model grid division

洗井液在模型中流動狀態(tài)為單相湍流流動。湍流流動雖然復(fù)雜，但一般認為，無論湍流運動多么復(fù)雜，非穩(wěn)態(tài)的連續(xù)性方程和N-S方程對于湍流的瞬時運動都仍然適用。在連續(xù)性方程和N-S方程基礎(chǔ)上，人們不斷引入新算法，逐步發(fā)展成多個湍流模型，目前主要算法有以下三種：①Spalart-Allmaras模型；②k-ε模型；③k-ω模型[15]。

Spalart-Allmaras模型[16]在解決動力漩渦黏性上性能較好，其在壁面束縛流動情況中，取得了較好的應(yīng)用，但其不能用于較為復(fù)雜的工程流體；標準k-ω模型中的大渦模擬（LES）用于流場模擬還處于起步階段，需要大量的計算機資源，且LES解決平板模型問題還需進一步證實；而k-ε模型[17]自從被Launder和Jones提出之后，就變成工程流場計算的主要工具，適用范圍廣、經(jīng)濟、合理，適用于高雷諾數(shù)情況。重組化（RNG）k-ε模型[18]對傳統(tǒng)k-ε模型加以改進，有效增強了計算精度，適用于較低雷諾數(shù)流域中的計算?？蓪崿F(xiàn)的k-ε模型在k-ε模型的基礎(chǔ)上增加了一個帶旋流修正的k-ε模型，改善了計算精度，同時為耗散方程增添了新的流動方程。綜合分析，本文模型適合采用k-ε模型。

2.3 結(jié)果及分析

2.3.1 連續(xù)油管排量對洗井液流場的影響

根據(jù)C氣藏現(xiàn)場實際情況，本文模擬選用11/2"連續(xù)油管進行模擬計算。它的外徑為38.10 mm，內(nèi)徑為31.75 mm。設(shè)置連續(xù)油管置放位置與套管底部距離L=1 000 mm。由于注解堵液的排量受連續(xù)油管內(nèi)徑的限制，該尺寸的連續(xù)油管注酸排量Q不宜超過0.35 m3/min，故分別設(shè)置排量為0.05 m3/min、0.15 m3/min、0.25 m3/min、0.35 m3/min進行模擬。

1）400孔打孔管

由模擬結(jié)果可知，速度最大處是在連續(xù)油管出口處，流體從連續(xù)油管出液口流出，運動到套管孔眼處再流至井壁處，速度逐漸衰減。可以清楚地看到，洗井液的縱向沖刷范圍約為0.7 m。隨著排量的降低，沖刷范圍越來越小，近井壁處洗井液流速也越來越小，沖刷效果越來越弱，圖3為排量為0.35 m3/min時的中軸面速度云圖。

圖3 排量為0.35m3/min下的水平井段流場速度云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

由于孔眼不對稱，呈螺旋狀。因此，軸面云圖不能充分反應(yīng)整個流場特點，運用Ansys后處理工具繪制三維流線（圖4），從圖中可以發(fā)現(xiàn)洗井液流場的沖刷范圍只在套管孔眼位置極小范圍內(nèi)。液體流至套管處速度已幾乎衰減到0，井壁處幾乎沒有速度，說明洗井液能清洗的范圍很小，清洗效果很弱。

圖4 三維流線（Q=0.35m3/min）Fig.4 Three-dimensional flow diagram

沿井筒方向?qū)С鲅毓苤S向正上、正下、正前、正后各點處流速繪制近井壁處流速圖（圖5），在排量較高的情況下，近井壁處的流速均較低，平均約為0.4 m/s，只在套管射孔孔眼附近流速較大，距離出液口最近孔眼位置處流速最大，約為1 m/s。圖5a和5b分別為不同排量下的近井壁處流速分布圖，從圖中看出，隨著排量的增加，近井壁處洗井液流速稍有增加，但總體來說均較小。只在離出液口位置較近的套管孔眼處存在較大流速，但解堵范圍只在套管孔眼附近極小范圍內(nèi)，對井壁處的物理沖刷作用幾乎沒有。

圖5 不同排量下近井壁處流速分布Fig.5 Fluid velocity distribution of near borehole zone in different displacement

2.3.2 連續(xù)油管置放位置對洗井液流場的影響

排量設(shè)置為Q=0.25 m3/min，分別設(shè)置連續(xù)油管置放位置與套管底部距離L為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勻分布，故洗井液沖刷范圍基本不會因連續(xù)油管置放位置的改變而改變，排量保持0.25 m3/min不變的情況下，洗井液的沖刷范圍約為連續(xù)油管出液口前后0.5 m范圍內(nèi)，近井壁處洗井液的流速約為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，連續(xù)油管的置放位置對酸液流場的分布就至關(guān)重要。隨著置放位置的改變，流線呈現(xiàn)了不一樣的形態(tài)，近井壁處流速幾乎沒有，僅在套管孔眼處的流速較大。距離出液口較近的孔眼處速度最大，其他地方流速較小，而距離出液口較遠的孔眼處流速也很小。此時洗井液只是在沖洗套管壁和孔眼，對井壁堵塞物的清洗效果甚微。

3 結(jié)論與建議

1）通過優(yōu)選復(fù)配，最終確定復(fù)合洗井液配方為10%KHD850有機高分子降解劑+6%KHD800酸性分散劑+1.5XN-HS1緩蝕劑，泥餅可以在洗井液中完全分散，且溶蝕率達到10.97%。

2）通過Fluent軟件模擬得出，連續(xù)油管的縱向定點沖刷范圍可達0.7 m。

3）對于400孔/m的打孔管而言，排量越大，井壁物理沖刷效果明顯，建議在打孔管段考慮摩阻和拖動速度的前提下盡量增大連續(xù)油管排量；而由于孔眼均勻分布，置放位置對物理沖刷效果沒有影響。

4）對于16孔/m的射孔管而言，隨著排量或位置變化，物理沖刷作用只在套管孔眼附近極小范圍內(nèi)，對井壁處堵塞物的沖刷效果甚微，建議在射孔管段減慢連續(xù)油管拖動速度，盡可能達到洗井目的。

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（編輯：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。

陳飛（1990—），男，在讀碩士研究生，油氣田增產(chǎn)改造研究。