Research on a Polygonal Quartz Sand Flushing Fluid for Cementing Oil and Gas Wells and Its Field Application
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摘要:
在油气井固井过程中，常规冲洗液存在难以有效清洗井壁上滤饼的问题，尤其是油基钻井液会在井壁形成含油滤饼、在套管壁会附着油膜，严重影响了固井质量。为此，基于加强冲洗液物理冲刷作用的理念，优选了具有尖锐棱角、形状不规则的多棱石英砂颗粒及悬浮剂，配制了多棱石英砂冲洗液。室内试验发现，该冲洗液具有稳定性好，与水泥浆、钻井液相容性好的特点，且冲洗效率比常规冲洗液高10～30百分点。多棱石英砂冲洗液在胜利油田4口井进行了成功应用，固井质量均有明显的提高。研究应用结果表明，多棱石英砂冲洗液能够有效清除井壁滤饼、油膜及岩屑，改善固井二界面胶结环境，从而提高固井质量，满足大型压裂对水泥环胶结质量的要求。
Abstract:Conventional flushing fluid cannot effectively remove the filter cake from the well walls during oil and gas wells cementing, especially oil-bearing filter cakes formed by oil-base drilling fluid on the well walls and the oil film attached to the casing walls, both of which seriously affect cementing quality. Therefore, it was hypothesized that polygonal quartz sand particles with sharp corners and irregular shapes mixed into an ideal suspending agent would strengthen the physical scouring capabilities of flushing fluid. With that in mind, a polygonal quartz sand flushing fluid was prepared. The laboratory test revealed that the prepared flushing fluid was highly stable and compatible with the cement slurry and drilling fluid, and the flushing efficiency was higher than that of conventional flushing fluid by 10 to 30 percentage points. After the successful laboratory results, the prepared flushing fluid was successfully applied in four wells in Shengli Oilfield, and the cementing quality was significantly improved. The research and application indicated that the prepared flushing fluid could effectively remove the filter cake, oil film, and cuttings on the well walls and improve the cementing environment of the cement-formation interface. In this way, the cementing quality was enhanced to meet the requirements of large-scale fracturing for the cementing quality of cement sheaths.
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随着中浅层油气勘探开发进入中后期及非常规油气的大规模开发，大位移井、长水平段水平井的应用越来越广泛。但在长水平段进行常规滑动定向钻井过程中，钻柱与井壁间摩阻较大，导致送钻困难，钻压不能有效传递至钻头，托压问题突出，机械钻速低[1]，严重影响钻井周期。为解决钻井中托压严重问题，目前一般采用旋转导向工具，但旋转导向钻井成本高，工具对钻井工况要求严格，存在较大卡钻风险[2–5]。为此，笔者结合滑动导向钻井和旋转导向钻井的特点，研制了电控半程旋转导向工具。基本技术思路是，在常规动力钻具导向钻井的近钻头端管柱间安放电控半程旋转导向工具，由地面信号下传装置向工具发送指令，工具内置的离合器分离，使上部管柱与下部管柱的运动状态分离，转盘带动上部钻柱连续旋转送钻，下部钻柱保持常规滑动定向钻进。经过3年4井次现场试验，表明使用该工具可大幅度降低工具以上钻柱的摩阻，定向段机械钻速同步提升，可增强常规导向钻井的井眼轨迹控制能力和水平段延伸能力。
1. 半程旋转导向钻井工具现状
1.1 国外现状
半程旋转导向钻井工具是近几年才出现的先进钻井工具。加拿大CT Energy公司开发了RotoSteer钻井工具[6]。该工具是基于传统容积式螺杆钻具设计理念的机械式半程旋转钻井工具，其离合状态通过转盘高低转速调控。RotoSteer钻井工具内设置有斜盘泵，当转盘以高转速（约60 r/min）转动时，斜盘泵从液压仓吸取液压油，推动内置环形活塞下行。活塞下端有花键组合，活塞下行，花键啮合。工具上端与下端运动状态一致，当转盘以低转速（约30 r/min）转动时，斜盘泵泄压，活塞上行，花键分离，使工具上端与下端运动状态分离，即上部钻柱以30 r/min转速转动，下部钻柱转速为0。RotoSteer钻井工具下端设置有液压马达，可产生一正转扭矩，此扭矩用以平衡钻头端向上部钻柱传递的反扭矩，产生5～7 MPa的压耗。该钻井工具的结构见图1。
RotoSteer钻井工具总长度为10～12 m，安装在传统滑动导向钻具之上，应用于定向钻井井眼轨迹控制，可实现低成本替代旋转导向工具。钻具组合如图2所示。
1.2 国内现状
国内半程旋转导向钻井工具的研发仍处于初级阶段。西南石油大学进行了初步理论分析研究、样机研制和室内试验[7]。2020年以来，各油田公司及钻探公司争相开展该方面的研究，如中国石油西部钻探、川庆钻探和中国石化石油工程技术研究院等正在开发类似于RotoSteer钻井工具的机械式半程旋转导向钻井工具，但大都停留在理论研究和室内试验阶段，少见现场试验及推广应用报道[8–9]。中国石油长城钻探公司研发的电控半程旋转导向钻井工具，截至2024年已完成4井次现场试验，目前处于小规模推广应用阶段。
2. 电控半程旋转导向钻井工具
2.1 工作原理
电控半程旋转导向钻井工具在井下采用电控方式实现钻柱的扭矩离合。该工具整体由3个系统构成，分别是地面负脉冲信号下传系统、井下接收及电控系统和机械离合及反扭矩控制系统。其中，地面负脉冲信号下传系统，与旋转导向信号下传方式类似，在立管处安装地面信号下传装置，上位机传输指令至地面信号下传装置，下传装置调节分流阀的开度，生成一串钻井液负脉冲信号。井下接收及电控系统接收地面指令解码驱动执行机构实现离合机构的分开与接合。机械离合及反扭矩控制系统通过某种机械结构实现钻柱扭矩的传递与断开，同时抵抗钻头端反扭矩，保持工具面稳定。电控半程旋转导向钻井工具的工作原理如图3所示。
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图 3 电控半程旋转导向钻井工具工作原理示意Figure 3. Principle of electronically controlled half-way rotary steerable drilling tool2.2 工具操作流程
电控半程旋转导向钻井工具的具体操作流程，分扭矩离开和扭矩啮合2部分。
1）扭矩离开。在常规滑动定向钻进时，将电控半程旋转导向钻井工具安装在井下动力钻具后端一定距离处的钻柱中。地面发出一组一定时间间隔的钻井液负脉冲信号，下传至钻柱扭矩离合工具，井下电控扭矩离合单元的电子模块接收地面指令后驱动执行机构实现离合器的分离，实现钻柱上转下不转。此时，转盘以一定转速正常旋转，同时反扭矩控制总成平衡螺杆钻具产生的反扭矩，司钻小钻压送钻，观察工具面是否稳定。若工具面较为稳定，则证明钻柱扭矩离合工具处于离开状态，可提高钻压进行常规滑动导向钻进。
2）扭矩啮合。钻完定方位井段后，地面发送另一组钻井液负脉冲信号，井下电子模块启动执行机构实现离合器的啮合，实现钻柱上下一起转，可进行复合钻进。滑动定向钻进和复合钻进可通过地面发送指令实时切换离合状态，电控半程旋转导向钻井工具的工作状态可通过转盘扭矩的变化和转盘旋转时工具面稳定与否进行判断。
2.3 工具的技术特点
1）电控半程旋转导向钻井工具采用电控离合，信号下传装置为气动控制，工具整体自动化程度较高，离合动作执行仅需从上位机发送相应指令，对操作人员友好，操作简便。工具信号为钻井液负脉冲信号，现场测试表明，与MWD/LWD/近钻头仪器的信号上传互不干扰，信号兼容性较好。
2）电控半程旋转导向钻井工具整体压耗为0.5 MPa，为钻井液通过工具内置涡轮转子产生的压耗，除此之外不增加钻井液循环系统压耗，对现场施工友好。目前检索到国内外机械式半程旋转导向钻井工具的压耗为5～7 MPa，会在一定程度上影响循环系统的压降。
3）电控半程旋转导向钻井工具具有完整的抗反扭矩设置，同时配套开发了工具安放位置计算软件，通过三维模拟计算底部钻具组合的反扭矩，用于科学指导工具的安放位置，最大限度地发挥工具的效能。
3. 反扭矩控制方法研究
电控半程旋转导向钻井工具的关键技术之一，是反扭矩的平衡技术。当工具处于扭矩离开状态进行定向钻进时，需平衡螺杆的反扭矩，如无法平衡螺杆的反扭矩或钻进中反扭矩突增将导致工具面失稳，井眼轨迹出现偏差。目前，该技术平衡螺杆反扭矩的方法是钻柱摩擦扭矩平衡法[10]，即通过水平段一定长度钻具（如300～400 m钻柱）与井壁之间的摩擦力产生的周向扭矩来抵抗螺杆钻具的反扭矩。然而，通过摩擦扭矩平衡法只可粗略计算工具的安放位置，而且计算结果往往距离钻头端较远，在一定程度上会影响工具的使用效果。CT Energy公司RotoSteer钻井工具通过工具下端设置的液压马达产生正向扭矩平衡反扭矩，但该方法导致工具本身产生5～7 MPa的巨大压耗，增大了钻井系统的整体压力。本文在主流反扭矩控制方法的基础上，提出通过抗反扭扶正器、反扭矩吸收机构组成的复合式反扭矩控制总成，配合钻具摩阻扭矩平衡法达到平衡螺杆反扭矩的目的。该方法增加了反扭矩控制的稳定性，缩短了所需摩擦钻柱的长度，工具可安放在离钻头更近的位置，能更好地缓解托压，提高钻压的传递效率，提升工具的使用效果。
抗反扭扶正器如图4所示。其本体设有3条支撑臂，支撑臂可通过内部换向机构实现撑起与收回，撑起时3条支臂抵在井壁上，支撑臂与井壁的摩阻增加了旋转阻力，起到平衡螺杆反扭矩的作用。支撑臂上的滚轮可沿钻柱轴向滑动，降低送钻阻力。
定向钻进时，由于托压突然释放等原因，导致螺杆钻具反扭矩激增，此时可通过反扭矩吸收机构吸收螺杆钻具突增的反扭矩，保证不因反扭矩过大而出现工具面失稳的情况。具体而言，是反扭矩吸收机构将螺杆传上来的部分反扭矩转换成直线动量，并将能量进行吸收，储存于碟簧内。反扭矩吸收机构主要由吸扭外筒、密封组、中心筒、碟簧组、下接头组成，具体结构如图5所示。其中，下接头本体设置六头斜向外螺纹，螺纹牙型进行了特殊加宽；为保证下接头和吸扭外筒进行螺纹配合且存在一定轴向和径向活动量，起到减振作用，可持续吸收波动反扭矩，达到稳定工具面的目的。
4. 现场试验
4.1 总体试验情况
截至目前，ϕ172.0 mm电控半程旋转导向钻井工具在辽河油田陈古区块进行了4井次现场试验，工具入井时间450 h，进尺3 045 m。总体而言，工具机械性能满足井下工况需求，信号下传与接收稳定可靠，降摩阻效果提升30%以上，在长水平段可有效缓解托压，定向井段机械钻速平均提升10%。
4.2 典型井例
2024年8月，电控半程旋转导向钻井工具在辽河油田陈古8−X井一水平段（井深4 007.87～4 125.00 m）进行了离合试验。陈古8−X井为一口生产水平井，垂深3 800.00 m，完钻井深5 258.00 m，水平段长度1 471.00 m，井身结构如图6所示。其中，三开井眼直径215.9 mm，水平段位于井深3 782.00～5 258.00 m，井斜角90.86°。
试验中，离合动作均成功执行，升级后的电控仪器性能得到验证，井深4 000.00 m处信号下传与接收稳定可靠，井深和高温对仪器影响较小，离合时间10 min以内，电控仪器待机和工作时间大幅增长。
陈古8−X井用常规定向钻井工具钻进时螺杆上端的扭矩（用近钻头工程参数测量短节实测）如图7所示。根据实钻扭矩取反扭矩均值6 kN·m，用摩擦扭矩平衡法[11–15]计算，工具需安放在距钻头161.90 m处，考虑到实钻过程中螺杆反扭矩是随工况变化的，引入抗反扭扶正器、机械式吸扭储能机构组成的复合式反扭矩控制系统，可另外提供4～5 kN·m的抗反扭能力，即相当于增加1.5倍抗反扭安全系数。
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图 7 陈古8−X井的井下扭矩−井深散点数据Figure 7. Downhole torque−well depth scattered point data of Well CG8−X电控半程旋转导向钻井工具的实际下入位置在距钻头162.00 m处，钻具组合为：ϕ215.9 mm PDC钻头+ϕ172.0 mm螺杆+ϕ165.1 mm浮阀+411×4A10变扣+ϕ172.0 mm无磁钻铤+ϕ172.0 mm无磁悬挂器+ϕ170.5 mm滤网接头+ϕ127.0 mm加重钻杆×3根+ϕ165.1 mm震击器+ϕ127.0 mm加重钻杆×3根+ϕ127.0 mm钻杆×8+ϕ177.8 mm水力振荡器+ϕ165.1 mm旁通阀+ϕ127.0 mm钻杆+ϕ172.0 mm抗扭扶正器+ϕ172.0 mm电控半程旋转导向工具+ϕ127.0 mm钻杆。工具入井60 h，进尺330 m，在试验井段钻进期间进行4次扭矩离开、4次扭矩接合试验。扭矩离开时，转盘以10 r/min转速转动，以40 kN的小钻压送钻，泵压20～22 MPa，排量29.5～33.0 L/s，转盘扭矩从之前的6.8 kN·m降为4.5 kN·m，离合离开，30～50 kN钻压半程旋转定向钻进时观察工具面，显示工具面稳定，钻时4.68 min/m，机械钻速较快。当扭矩合上时，进行正常复合钻进2.5 m，钻时13.3 min/m。
由陈古8−X井现场试验可知，离合动作执行后转盘扭矩均有明显降低，动作执行成功率100%，降摩减阻效果明显，半程旋转定向钻进与常规滑动定向钻进期间相比，机械钻速提高明显，同时钻井液携岩能力有所提升。
5. 结论与认识
1）研制的电控半程旋转导向钻井工具采用电控方式在井下实现钻柱的扭矩传递与断开，满足钻井降摩减阻、缓解托压的迫切需求，可部分替代旋转导向功能，提高常规导向钻井在长/超长水平段水平井、大位移井的延伸能力，广泛适用于国内常规定向钻井作业领域。
2）螺杆钻具反扭矩的控制是该工具应用中的关键点。通过实例计算和现场试验，明确了电控半程旋转导向钻井工具在单井的安放位置，验证了反扭矩控制方案的可行性，工具的反扭矩控制能力达到现场应用标准。
3）电控半程旋转导向钻井工具现场试验表明，工具整体性能满足井下施工要求，降摩减阻效果明显，机械钻速相比常规滑动定向钻进有大幅提高，具备推广应用价值。
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表 1 4种常用悬浮剂的悬浮能力测试结果
Table 1 Test results of suspension capacity of four common suspending agents
悬浮剂 悬浮剂加量，% 冲洗液密度/(kg·L−1) 试验现象 上部 下部 上下差 SYXF-1 0.5 1.14 1.44 0.30 上下明显分层 1.0 1.17 1.41 0.24 上下明显分层 2.0 1.21 1.35 0.14 上下明显分层 KCM004 0.3 1.21 1.36 0.15 上下明显分层 0.4 1.22 1.27 0.05 上下基本均匀 0.5 1.23 1.23 0 上下均匀 1.0 1.23 1.23 0 上下均匀 KCM006 0.4 1.20 1.26 0.06 上下基本均匀 0.5 1.21 1.25 0.04 上下基本均匀 0.6 浆体呈胶冻状 SYJ-1 0.9 1.02 石英砂基本全沉底 2.0 1.02 石英砂基本全沉底 3.0 1.03 石英砂基本全沉底 注：多棱石英砂质量分数为44%，冲洗液理论密度为1.23 kg/L。 
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表 2 不同配方多棱石英砂冲洗液的基本性能
Table 2 Basic performance of polygonal quartz sand flushing fluid with different formulas
配方 密度/（kg·L−1） 上下密度差/（kg·L−1） 漏斗黏度/s 1 1.11 0.01 43 2 1.21 0.01 44 3 1.31 0 60 4 1.42 0 68 5 1.52 0 130 注：配方1为0.4%悬浮剂KCM004+16.8%多棱石英砂+水；配方2为0.4%悬浮剂KCM004+36.6%多棱石英砂+水；配方3为0.6%悬浮剂KCM004+59.4%多棱石英砂+水；配方4为0.6%悬浮剂KCM004+86.2%多棱石英砂+水；配方5为0.6%悬浮剂KCM004+117.6%多棱石英砂+水。
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表 3 4口井现场应用钻井液的基本性能
Table 3 Basic on-site application performance of drilling fluid system in four wells
序号 井号 钻井液 密度/
（kg·L−1）API滤失量/mL 塑性黏度/
(mPa·s)动切力/Pa 钻井液1 X50-xj1井 水基无固相 1.23 52 16 6.0 钻井液2 Cl20-x33井 水基聚合物 1.14 41 22 4.0 钻井液3 C13-x332井 水基聚合物 1.18 45 12 6.0 钻井液4 Fyp1井 合成基 1.60 26 35 8.5
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表 4 不同冲洗液冲洗效率试验结果
Table 4 Flushing efficiency test results of different flushing fluid
钻井液 冲洗液配方 W0/g W1/g W2/g 冲洗效率，
%钻井液1 配方2（多棱石英砂） 164.70 167.92 165.96 60.8 配方2（普通石英砂） 164.70 167.51 166.07 51.2 配方2（重晶石） 164.70 167.18 166.03 46.4 钻井液3 配方1（多棱石英砂） 164.75 173.50 165.30 93.2 配方1（普通石英砂） 164.75 172.95 166.34 80.6 配方1（重晶石） 164.75 173.83 167.61 68.5 钻井液4 配方3（多棱石英砂） 164.91 166.93 165.34 78.7 配方3（普通石英砂） 164.91 166.81 165.61 63.2 配方3（重晶石） 164.91 167.23 166.06 50.4
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表 5 多棱石英砂冲洗液与常用水泥浆、钻井液的相 容性试验结果
Table 5 Compatibility test results of polygonal quartz sand flushing fluid with common cement slurry and drilling fluid
混合液组成 掺混比例① 稠化时间/min 稠度/Bc 水泥浆∶冲洗液∶钻井液1 7∶2∶1 252 18 水泥浆∶冲洗液∶钻井液1 1∶1∶1 240 10 水泥浆∶冲洗液∶钻井液1 7∶3∶0 260 6 水泥浆∶冲洗液∶钻井液2 7∶2∶1 270 16 水泥浆∶冲洗液∶钻井液2 1∶1∶1 255 11 水泥浆∶冲洗液∶钻井液3 7∶2∶1 263 14 水泥浆∶冲洗液∶钻井液3 1∶1∶1 245 9 水泥浆∶冲洗液∶钻井液4 7∶2∶1 268 26 水泥浆∶冲洗液∶钻井液4 1∶1∶1 260 17 注：①为水泥浆、冲洗液和钻井液的体积比。
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表 6 多棱石英砂冲洗液在3口井中的应用效果
Table 6 Application effect of polygonal quartz sand flushing fluid in three wells
井名 目的层井段长度/m 优良率，% 合格率，% 备注 C13-x330井 326 16.6 46.5 对比井 C13-x332井 350 71.7 88.5 应用井 C13-x112井 320 69.6 96.0 B17-x037井 252 56.6 86.0 对比井 B17-x292井 260 89.6 97.0 应用井
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