1、反循环钻井与洗井技术前 言钻井液从井筒环空流入，经钻头、钻具内眼返出为反循环钻井。反循环钻井技术具有减少钻井液漏失、保护油气层、岩样清晰等优点。反循环钻井分为气举反循环、空气反循环、泵吸反循环等。气举反循环钻井技术从装备上需要空气压缩机、储气罐、气盒子、双壁钻具、混气器、反循环钻头等，现场利用原钻机连接上述设备进行作业，应用结束拆走设备后不影响正常钻井作业。通过试验及现场应用，设备配套实用，应用井漏层连续钻进 400余米，效果良好。利用气举反循环时对井底的抽吸作用，可以进行洗井、捞砂作业，由于减少了正循环时压实效应，液流在钻具内直接上返，避免了含砂洗井液进入地层，堵塞通道，可以有效的保护油气层
2、。一、气举反循环钻井概述气举反循环钻井，是将压缩空气通过气水龙头或其它注气接头（气盒子） ，注入双层钻具内管与外管的环空，气体流到双层钻杆底部，经混气器处喷入内管，形成无数小气泡，气泡一面沿内管迅速上升，一面膨胀，其所产生的膨胀功变为水的位能，推动液体流动；压缩空气不断进入内管，在混合器上部形成低比重的气液混合液，钻杆外和混气器下部是比重大的钻井液。如图 1 所示，h 1为钻具内混合钻井液高度，密度为 1；h 2为钻具内未混合的钻井液高度，密度为 2；H 为环空钻井液高度，密度为 ，由于 g H 1g h1+ 2g h2，环空钻井液进入钻具水眼内，形成反循环流动，并把井底岩屑连续不断的带到地表
3、，排入沉砂池。沉淀后的泥浆再注入井眼内，如此不断循环形成连续钻进过程。钻井液循环流程见图 2：沉砂池环空钻头钻具内水眼混气器（与注入空气混合）双壁钻具内水眼水龙带排液管线沉砂池。优点及用途1、能实现地质捞砂目的气举反循环钻井液流在钻具内直接上返，携带岩屑能力强，岩样清晰，在漏失地层钻进时能实现捞砂等地质目的。2、提高漏层钻井效率气举反循环钻井时，钻头处的钻井液对井底产生抽汲作用，岩屑被及时带走，减少压实效应，在漏层钻井时，可减少岩屑重复破碎、能提高机械钻速，增加钻井效率。3、可减少或消除钻井液的漏失，保护储层由于反循环钻井时环空压耗小，作用于地层井眼环空 钻杆内眼图 1 反循环钻井驱动原理图
4、2 反循环钻井循环示意图的压力小，所以在易漏地层钻进时，可减少或消除钻井液的漏失，保护储层，并节约大量钻井液材消耗。4、可减少泵损耗，延长泥浆泵泵使用寿命采用气举反循环钻井时，泥浆泵的作用只是向环空灌泥浆（或采用灌注泵灌注） ，泵负荷大大减小，使用寿命延长。5、井控灵活可采取正循环、反循环两种方法压井，井控灵活。反循环压井重泥浆可以直接送至井底，不必分段循环，缩短处理时间。二、国内外应用现状反循环钻井技术在水井、水文地质钻孔、大口径工程施工孔的钻井中应用较广，近年来气举反循环钻井技术已在地质、冶金、建设、水利、煤田和军工等系统推广应用，覆盖面遍及全国 29 个省市自治区。采用此方法达到的最大孔
5、深是 2470.88 米，最大孔径是 3.2 米。同正循环钻井相比，平均机械钻速提高 1.23 倍，台月效率提高 1.5 倍；在复杂地层钻进综合效率是正循环钻进的 36 倍；水井的洗井时间缩短 1/2；出水量增大 1/3；优质孔率为100%。反循环空气钻井最早用于硬地层的钻井，加拿大 K2 能源公司开发出井下安全设备后，2002 年开始应用空气反循环钻井技术开发低压气藏，在美国北蒙大拿州 Blackfeet 印第安人保留地的 Bow Island 地层，应用空气反循环中心排渣钻井技术（RCCD）成功钻成天然气试验井，该地层属低压地层（估计地层压力为 150Psi） 。两口对比实验井分别钻于用泥
6、浆钻成而没有油气显示的井旁，在没有增产措施的情况下，采用 2油管抽吸，日产天然气分别为 15.5 万立方英尺和 9.7 万立方英尺。三、当前研究情况在气举反循环钻井技术研究方面，根据气举反循环钻井工艺要求，结合油气钻探特点，主要开展了反循环钻井工艺理论研究、反循环钻井流体技术、反循环钻具研制、反循环地面配套装备研制。研究重点是反循环钻井工艺及井控技术，目前已配套气举反循环钻井主体设备，设计出双层钻具组合防喷工具，通过先导试验，初步形成了反循环钻井施工工艺，实现了流程设计改造、反循环钻进、携带岩屑、泥浆脱气等工艺。下步将在完善气举反循环钻井技术的同时，进一步拓展应用领域。1、气举反循环钻井深度
7、沉没系数 a：水面以下高度与双壁钻具总长度的比值。 （见图 3）a=5.0hsd若泥浆泵灌浆及时则可以认为液面保持在高架槽处，液面以上高度依据立管高度确定，水头按 2030 米计算。即双壁钻具下深大于 30 米即可建立循环。 双壁钻杆下深与井深比例关系调研文献推荐范围较大为 1:410。如北京丰台区某井，设计井深 2470m。实际井深 2470.88m。钻具组合为：152mm 三牙轮钻头+121mm 钻铤(36m)+ 73mm 钻杆(2080m) + SHB127/76 型双壁钻杆(270m)+108mm108mm 双壁方钻杆及双壁气水龙头。此种钻具组合主要参数值为：沉没比 90%，双壁钻具初
8、始长度为 270m，随钻孔深度的延伸增加双壁钻具的数量，最图 3 沉没系数多时达到 330m（井深 2470.88m） 。双壁钻具与井深比值为 1：7.5。2、气举反循环钻进注气量计算气举泵原理与注气量在气举反循环钻进中，钻井液能够循环流动是由于气举泵作用的结果。气举泵是以压缩空气为动力，从井内将水提升到一定高度或到地面上来的一种抽水装置。气水混合物的比重小于水，在扬水管内外因比重不同形成了液体压力差，它们之间又通过扬水管相连通。根据连通器作用原理，处于扬水管内的气水混合物液面将上升，直到从扬水管排出口流出。如果不断地送入压缩空气，那么这个过程将连续发生，在混合器处形成低比重的气水混合物，进一
9、步上升从扬水管排出，从而实现从井内抽水的目的。这样的抽水装置称作气举泵（见图 4） 。气举泵的重要参数是它的扬程和排量。图中 h 静 为气举泵启动时的扬程，h 动 为气举泵工作时的扬程。气举泵的排量与送入的压缩空气量有关，当压缩空气量在一定的值之内时气举泵排量随着空气量增加而增加，超过这个值之后，继续增加空气量，气举泵的排量反而会下降。图 5 为气举泵排量与压缩空气供给量之间的函数关系。从图中可以看出，当供气量为 Q0 气 时，气举泵排量最大为 Q 排 max；当 Q 气 等于 Q气 时，相对气量为最小值。相对气量为 WQ 气 Q 排 。W min 意味着排出单位水量时耗气量最小。相对气量 W
10、为最小值时气举泵耗能最少。气举泵工作过程实质上是压缩空气在水中膨胀时所产生的膨胀功变为水的位能这样的一种能量转变过程。水在管路中流动还消耗一定的能量，因此，气举泵也存在着效率问题。实际上气举泵是一个低效率的抽水装置。气体在水中膨胀时与水有热交换，所以可视为符合等温膨胀过程。气体等温膨胀功如下式。A10QpdvP0Q0 ln(P/P0)式中：A 1气体等温膨胀功； P 0 大气压力；P 压缩空气压力； Q 在 P 压力下气体体积；图 5 气举泵排量与供气量之间的函数关系图1 注气管； 2 气水混合器；3 扬水管 图 4 沉没系数Q0自由状态下气体体积。 钻具内液流上升流速理论值与举升能力计算钻杆
11、内岩屑颗粒保持悬浮状态，钻杆液流上升速度必须等于或大于岩屑颗粒的下沉速度。钻杆内携岩液流上升速度由下列经验公式求得： 21min72.5rfdv式中：v min钻杆内液流上升最小速度（m/s）df岩屑颗粒直径（球状） （m）rf岩屑密度r1钻井液密度3、试验情况1） 前 1-9 井反循环钻井试验前 1-9 井位于吉林油田，设计井深 1273 米，井身结构见表 1：表 1 前 1-9 井井身结构井型 井眼尺寸（mm） 井段(m) 套管尺寸(mm) 套管下深(m)393.7 042 273 40244.5 548直井 215.9 1273 139.7 1268气举反循环钻井试验井段为 548.87
12、549.87 米，反循环钻进 1 米，井眼尺寸为215.9mm，地层岩性为泥岩。钻头为改制的 215.9mm P2 钻头 1 只，钻头的改制主要是在钻头胎体中间增加一直径50mm 的水眼，便于反循环钻井时岩屑排出。钻具组合为：215.9mm 专用钻头+178 mm 钻铤 3 根+165mm 钻铤 18 根+127mm 钻杆+混气器+139mm 双壁钻杆（150 米）+ 133mm 双壁方钻杆+气盒子注气量 35 方/分，注气压力 1.22.0Mpa。表 2 前 1-9 井反循环钻井参数钻头参数 钻井参数井段（m） 外径mm 型号喷嘴mm钻压KN转速rpm 环空灌入量548.87549.87 2
13、15.9 P2 不装 3080 60 保持环空灌满钻井液维护处理（密度 1.15g/cm3）：使用特制除气装置除气。在钻井液中加入一定量的消泡剂，抑制泡沫产生。反循环钻井时，将地面高压管汇从由壬处卸开，用灌浆管线往环空灌泥浆，接立管一头的高压管线（排液管线）连接除气器，反循环排出的钻井液经除气器除气后，流至振动筛除砂。通过前 1-9 试验，取得了以下主要成果：气举反循环钻井技术首次应用于油井钻探；建立起了钻井液反循环流动、完善了工艺流程；岩屑从井底返至振动筛，实现了反循环携带岩屑；通过使用特制的脱气装置和消泡剂，解决了泥浆脱气问题；在泥岩地层断续反循环钻进 1 米，摸索了反循环钻井施工参数的匹
14、配和对泥岩地层的适应情况。2） 试验井反循环钻井试验2004 年 8 月在专用试验井进行了现场试验。携岩试验，双壁钻具下深 143 米，普通钻具下深 510 米，双壁钻具与井深比值为 1：4.6。钻头为特殊加工的 177.8mm 三翼刮刀式钻头。循环注气压力 1.4MPa，从钻头接触井底至排渣口返出岩屑时间分析，岩屑运动平均速度与钻井液流速接近，钻头吸入距离在 0.1 米左右，小于 0.5 米。通过改变下钻速度测得机械钻速在 4m/h 能正常钻进，当机械钻速达到6m/h 时注气压力下降，排液量减少，反映为举升能力降低，转为 4m/h 正常。进一步试验发现注气压力逐渐下降为 1.31.35，起钻
15、检查双壁钻杆密封圈基本失效，造成注气短路。此次试验由 653 米钻进至 666.4 米钻进 13.4 米，接单根一次，接单根时上提 2 米循环 20分钟将钻具内岩屑循环干净。举升出最大岩屑达 10mm10mm30mm。起钻后钻具内无岩屑，说明岩屑全部被举升至地面。为增加举升能力，提高机械钻速，决定深下双壁钻具继续试验。双壁钻具下深 212.5 米，普通钻具下深 452.9 米，双壁钻具与井深比值为 1：3.1。注气压力最高 2.1MPa，稳定注气压力 1.8MPa，械钻速达到 6m/h 时，排液量正常，返出岩屑正常。正常钻进至原井深，继续钻进 0.5 米返出橡胶块，木屑、铁锈渣等物，转盘憋 2
16、 次，出现堵水眼现象，排量减小，上提、下放活动钻具，排量恢复正常。判断井下有金属落物。循环后起钻发现钻头有明显磨痕，钻头一水眼内卡有链条片，同时钻头有内钳牙 3 块达，长条状铁屑、大块石子若干。从试验情况分析，气举反循环钻井时，在排量较小情况下(79L/s)，能正常钻进携带岩屑，岩屑粒径达 5mm10mm，最大达 10mm10mm30mm。机械钻速为 46m/h。采用泥浆后携岩效果将会增强，携岩能力与机械钻速会进一步提高。对于双壁钻具下深与井深关系，在实钻中由于采用泥浆时携岩能力提高，双壁下深能满足钻杆内携岩返速以及克服循环压耗即可。三、现场实践应用经过前期装备配套、理论基础研究、实钻井现场试
17、验、发现技术问题后在试验井进行了试验，总结经验后于 2005 下半年在大港士武地热井进行了现场实践应用。该井位于天津市大港区。设计井深 2500 米，完钻层位雾迷山组。分别在两个井段应用反循环钻井工艺。第一次应用：216mm 井眼，钻进至井深 1839.19m 处，全泵量漏失有进无出，起钻至套管，开始堵漏工作。先后两次注入锯末泥浆，六次注入水泥浆（约合水泥 17t） ，均未取得明显效果。损失时间约 27 天，井底沉砂井段 1819m 至井底约 20m。施工中捞净沉砂后钻进 1 米，发现目的层，打口袋下套管中完。第二次应用：中完后，采用 152.4mm 钻头继续钻进，钻进中一直伴随井漏，至 20
18、45 米有进无出，再次采用反循环钻进至井深 2458 米，并直接利用空压机进行鼓水试验，水温、出水量达到设计要求完钻。现场实践情况图 6 返出岩屑情况第一次施工井眼为：244.5mm 套管下至 1732m。井深 1839.19m入井钻具组合：216mmBit159DC32.48m121DC51.17m88.9Dp1462.1m140SHB30 根。双壁钻具下深 270m，井下静止水位井深 95m。在捞井底沉砂过程中，携带出大量堵漏锯末、水泥块及钻井液，后期地层疏通，地下出水量增加。同时在捞净井眼沉砂的同时，从地层中伴随出水涌出大量细砂，分析认为此井钻在破碎带上，流砂沿断层随地下水进入井内，导致
19、捞砂进尺慢，捞砂至井底后接单根不能到底，下钻后同样不能到底，此 20 米沉砂经 3 趟钻反复捞才捞净。随后开始正常钻进，岩屑颗粒正常，机械钻速约 23 米/小时，钻进 1 米后，岩屑返出为下部目的层岩屑，于是决定起钻，采用正循环钻口袋，下套管。第二次施工为 216mm 井眼中下入 177.8mm 尾管后，钻进至井深 2045 米，即钻出 7尾管 200 余米，井漏，有进无出，多次用锯末堵漏未果，损失时间 11 天。第二次施工为 216mm 井眼中下入 177.8mm 尾管后，钻进至井深 2045 米，即钻出 7尾管 200 余米，井漏，有进无出，多次用锯末堵漏未果，损失时间 11 天。采用反循
20、环钻井工艺施工 6 趟钻，进尺 413 米，钻进至 2458 米，具体施工情况如下：第一趟钻进井段：20432083.85 米，双臂钻具下深 251.84281.7 米，双壁钻具与井深比例为：1：8.1 至 1：7.4。启动注气压力 2.8MPa，正常循环注气压力 1.8MPa。下钻到底后，地层反排漏失钻井液，其中携带有大量锯末，钻井液流动变差，返出液逐渐间断，随后进行了环空补水，由于补充的水质差，使得反循环流动进一步变差。改变补水情况以及漏失钻井液大量排出后，出水正常。继续钻进 2 个单根后，由于空气压缩机故障起钻。第二趟钻进井段：2083.852162.68 米，继续下入上只钻头，双臂钻具
21、下深 241.14319.97米，双壁钻具与井深比例为：1：8.6 至 1：6.75。启动注气压力 2.6MPa，正常循环注气压力 1.61.8MPa。启动注气压力与正常循环注气压力随双壁钻具加深，正常增加。随着地层出水量增加，2113.27m 以后停止环空补水，完全依靠地层出水钻进。此趟钻下钻到底双壁钻具下深为 271 米，开始出液不均匀，分析可能是因为：井下不干净；双壁下深多，排量大，钻头水眼过流不畅，在钻进一个单根后调整双壁下深为 241 米，情况好转。事后分析认为：下钻到底操作不当，水眼有点堵，在上提钻具，调整双壁时情况解除。钻进至 2162.68 米由于钻头出现憋跳起钻。起钻后钻头分
22、析，牙齿磨损 85%，三号牙轮旷动。此趟钻启动注气压力与稳定送气压力略有下降，属于正常情况。图 7 井底沉砂与地层出砂情况第三趟钻进井段：2162.682272 米，双臂钻具下深 232.62341.94 米，双壁钻具与井深比例为：1：9.3 至 1：6.64。启动注气压力 2.22.0MPa，正常循环注气压力 1.61.7MPa。此趟钻施工较为正常，启动压力虽然较低但是较为稳定，正常循环压力虽然没有随井深增加而增加，但也没有下降，处于一个动平衡状态。到后期，接完单根自送气至出液，时间由原来的十分钟，缩短为 56 分钟，说明密封圈有漏气现象，但是漏气后混气变得更加均匀，出液变得正常，不再出现压
23、力波动引起的间断出液现象。漏气的负面影响是排量不随双壁钻具的加深而增加，目前排量虽不增加，但是依然能排出 20mm20mm30mm 的岩屑，能满足要求。现场决定下趟钻（井深 2272 米后）更换密封圈。第四趟钻进井段：22722314.3 米，双臂钻具下深 261.57330.87 米，双壁钻具与井深比例为：1：8.7 至 1：7。启动注气压力 2.42.6MPa，正常循环注气压力 1.82.0MPa。密封圈全部更换，启动压力与注气压力升高，出液波动增加。启动压力与稳定压力增加，启动压力的波动增大。钻进至 2314.3 米接单根后，压力为 1.3MPa 出气不出液。当时由于接单根时气盒子与方钻
24、杆处倒开，造成方钻杆上密封圈实效，更换上密封圈及气盒子后，送气压力依然为 1.3MPa 出气不出液。分析认为钻头水眼堵，起钻。水眼堵有三方面原因：一是接单根前洗井不彻底，二是此只钻头水眼未焊挡板，三是更换气盒子突然停气、放气，内外压差过大，造成大块岩屑将水眼塞死见图8。第五趟钻进井段：2314.32405.2 米，双臂钻具下深270.2361.1 米，双壁钻具与井深比例为：1：8.6 至 1：6.7。启动注气压力 2.43.0MPa，正常循环注气压力 1.82.2MPa。本趟钻启动压力与正常注气压力均较高。初期出液波动，接单根后需要充分储蓄能量，发挥储气罐的作用才能很好的稳定排液。混气器下深
25、270 米第一股水需要举出井段较长，气柱先被压缩，到井口后由于压力降低在突然释放，会造成第一股水压力高；同时由于后续能量供应不足，容易造成钻柱内流速不均，水流波动。另外强调接单根操作要求：钻完方入后，先坐底循环 10 分钟后再上提钻具 1.5 米正常循环，为的是充分清洗井底。由于启动注气压力高，对井底的抽吸力强，若井底岩屑多，更容易堵塞钻头水眼。钻进至 2405.2 米水龙头中心管缺油卡死不能旋转，起钻。第六趟钻进井段：2405.22458 米。双臂钻具下深 232.62285 米，双壁钻具与井深比例为：1：10.3 至 1：8.6。启动注气压力 2.22.4MPa，正常循环注气压力 1.41
26、.7MPa。此趟钻井深与双壁钻具的比值较高。通过前面应用分析认为，对排量影响最为明显的依然是注气量与注气压力，井深影响较小；而随着井深增加，钻井液上返流动阻力增加，需要增加双壁钻具的下深，但是双壁钻具多，启动压力高，结合前期密封圈漏气后正常应用的结果，决定对双壁钻具部分密封圈不做更换。具体做法是：下部 1 到 9 根双壁钻具，间隔一根留一个旧密封圈。因此，钻进时启动压力并不太高，同时注气压力也较低。钻进至 2450m 接单根后，注气压力由 1.5MPa 降到 1.3MPa，循环正常但排量变小，岩屑量明显减少。分析认为密封圈损坏过多，造成漏气，引起排量减小不能正常携岩。起出双壁钻杆更换上部损坏的
27、密封圈，只留下部 4 根钻具依然用旧密封圈，钻进循环正常，钻进至2458 米完钻图 8 钻头未焊挡板水眼被堵四、气举反循环钻井设备及安装要求1、气举反循环钻井所需设备见表 3：表 3 气举反循环钻井设备表序号 设备及部件名称 型号（规格） 单位 数量 备注1 撬装式空气压缩机 WF5/40B 台 1 6-135AN 柴油机2 储气罐 个 13 金属高压气管线 根 64 橡胶高压气管线 根 4 配转换接头5 气盒子（气水龙头） 个 26 双壁方钻杆 FZ-134F4.A134mm（5 1/4）根 1 接头类型：65/8REG-LH51/2FH7 双壁钻杆 SHB140/60 根 40 配套 O
28、圈8 方保接头 套 2 带内插管 3/套9 混气器 套 110 堵头 套 111 520411 接头 个 1可做成一体2、现场连接要求：反循环钻井施工对现场设备改动较小，一般情况下仅对立管稍加改动。将闸门后的立管卸掉一根，连接排屑管线，排屑管固定至高架槽上，关闭下部闸门。利用原灌浆管线灌浆。储气罐放置在节流管汇前方，空气压缩机放置在液气分离器前方；钻具正常摆放。如图 8所示。五、反循环洗井工艺卸掉一根立管，接反循环排屑管利用原灌浆管线灌浆图 9 反循环钻井设备现场布置示意图反循环洗井工艺技术是把气举钻井技术原理和实践，应用到解决低压油气井砂堵、砂埋的难题。对于地层压力系数低的井，用常规洗井液循
29、环冲砂带不出砂粒且污染油层；低密度泡沫洗井冲砂成本高且污染地层，温度较高时泡沫性能不稳定且易失效；对于水敏性地层，用洗井液冲砂会降低井筒附近地层渗透率；常规机械法捞砂一次性捞砂量少，对深井而言，起钻次数多而不经济。通过对不同低压冲砂工艺进行对比分析论证，确定了工艺和工具。完成设计图纸 96 张次，形成加工图纸 35 张。完成了低压冲砂程序和工具配套设计。完成冲砂工具加工。确定了低压冲砂现场作业程序和井控方案；开展了低压冲砂工艺配套设备，目前已加工完成反循环冲砂注气内管 600 米，气盒子两套，冲砂笔尖两套。结束语反循环钻井技术，在国内首先应用于地矿部大孔径浅井深钻井中，在石油钻井领域有着广泛的应用前景。国大多数油田已进入开发后期，地层压力衰竭严重，对低压油气藏的保护开采和解决井漏问题显得尤为重要。反循环钻井时岩屑在钻具内上返，不会受井径扩大等因素的影响，改善钻井液性能，可进一步提高携岩效果。同时避免了岩屑在井底及环空进入地层的可能性；采用反循环工艺，在井底形成局部负压，在洗井中应用，有利于井底沉砂的泛起，能实现连续、快速洗井、冲砂。 反循环钻井技术可为解决井漏问题和低压易漏油气藏的勘探开发提供一种崭新方法，将在油气钻探领域逐步发挥重要作用。图 10 冲砂用气盒子图 11 反循环冲砂注气内管 图 12 冲砂用气盒子设计图
