小井眼鉆井井口制約因素及對策

路志武 劉 莉 路玉佳

1.中國石油西部鉆探克拉瑪依鉆井公司 （新疆 克拉瑪依 834009）

2.中國石油西部鉆探井下作業(yè)公司 （新疆 克拉瑪依 834009）

3.常州大學(xué)石油工程系 （江蘇 常州 213016）

小井眼鉆井工藝能夠減少無用的固體廢棄物質(zhì)—巖屑的形成和排出、縮小泥漿濾液的污染半徑、能夠提高鉆井速度，減少材料消耗，降低成本，是一種極具發(fā)展?jié)摿Φ墓に嚰夹g(shù)。僅從環(huán)境保護的角度來看，小井眼鉆井工藝就值得大力推廣。但從實際情況來看，小井眼鉆井實施數(shù)量較少，完成比例很低，占鉆井完成井總數(shù)的5%以下[1]。其中存在多方面的因素，既有工藝、技術(shù)方面的原因，也有裝備方面的原因，需要進行進一步的探討。

1 井身結(jié)構(gòu)影響采油工藝，制約了小井眼工藝的實施

小井眼鉆井主要是指技術(shù)套管直徑為178mm（7"）,并且下入深度達到鉆井井深70%～80%的鉆井工藝，也稱為標準小井眼鉆井工藝。通常采用Ф244.5mm表層套管，Ф178mm（7"）技術(shù)套管，Ф127mm（5"）油層套管。而對于采油工藝來說，完井套管的直徑越大越好，甚至可以下雙柱油管,常用的完井套管直徑為Ф139.7mm。Ф139.7mm套管接箍直徑為Φ153.67mm,而Ф178mm套管內(nèi)徑為Φ156mm,兩層套管間隙不足10mm，不便液體循環(huán)，影響水泥封固質(zhì)量，限制了Ф139.7mm套管的使用。標準小井眼鉆井工藝不僅對鉆井作業(yè)有一定的影響，而且對試油、采油工藝也會產(chǎn)生影響，存在技術(shù)障礙[2]。

2 套管頭的限制

套管頭是鉆進時連接套管與封井器的井口裝置，不僅與封井器型號一致，還應(yīng)該和酸化壓裂時的高壓井口裝置保持一致，不經(jīng)過改造，完成各種工藝和測試。

采油樹的壓力級別有 15MPa、21MPa、24.5MP、35MPa、70MPa、105MPa等。 無論任何壓力級別的井，都有進行酸化、壓裂的可能，經(jīng)受90～100MPa的高壓。對于70MPa、105MPa的采油樹及套管頭，經(jīng)過注塑，不存在承壓密封問題，但對于35 MPa以下的采油樹及套管頭，承壓密封則存在問題。一是采油樹壓力級別不夠，必須更換；二是采油樹與套管頭之間的連接規(guī)范不同，無法直接連接，需要轉(zhuǎn)換；三是套管頭的壓力級別太低，即使進行了轉(zhuǎn)換，也不能保證承壓問題，形成先天不足的狀況。

在井口裝置標準SY/T 5127-2002《井口裝置和采油樹規(guī)范》中，單級套管頭可以選擇的規(guī)格型號較多，壓力級別都在35MPa以下，而酸化壓裂時需要高壓井口裝置,現(xiàn)有的技術(shù)規(guī)范無法解決這一問題。

3 封井器的限制

封井器屬于耐用工具，結(jié)構(gòu)復(fù)雜，有完整的配套系統(tǒng)，制造難度大，二者的對接，必須壓力級別和尺寸相同，并且要根據(jù)封井器的規(guī)格型號選擇確定套管頭的規(guī)格型號。但標準中沒有確定具體的型號，生產(chǎn)、使用非常不便。

4 改進方案、對策

針對鉆進、酸化壓裂、采油等不同工藝環(huán)節(jié)對井口承壓要求，盡量采用高壓井口裝置，以高壓代替低壓，摒棄低壓井口裝置，減少井口裝置種類，減少裝置不統(tǒng)一而形成的失誤。

4.1 采用非標準小井眼井身結(jié)構(gòu)

采用Ф273mm表層套管，Ф193.67mm技術(shù)套管，Ф139.7mm油層套管。

Ф273mm套管內(nèi)徑為Ф250mm，Ф193.67mm套管接箍外徑 Ф215.9mm，內(nèi)徑 Ф172mm，與 Ф273mm套管間隙大于34mm，與Ф139.7mm套管接箍間隙約20mm，可以滿足工藝要求。該井身結(jié)構(gòu)雖然不是標準的小井眼工藝井身結(jié)構(gòu)，同樣具有小井眼工藝的作用和效果，可以將其稱為非標準小井眼工藝。非標準小井眼工藝，可以實現(xiàn)標準的Ф139.7mm套管完井，大大提高了小井眼鉆井工藝的可操作性。

4.2 采用28-42井口裝置

28-42井口裝置，通孔直徑為Ф280mm、壓力級別為42MPa的套管頭，下部內(nèi)徑設(shè)置為Ф250mm和Ф220mm,加工螺紋后，與Ф244.5mm套管或者Ф273mm套管連接，上部為外徑Ф655法蘭，使用BX158墊環(huán)，可以連接28-70封井器、28-42套管頭第二級、70MPa、105MPa甚至 140MPa的采油樹連接，進行酸化壓裂及采油工藝。使用28-42套管頭的意義在于：

（1）沒有技術(shù)套管，安裝單層套管頭時，仍可與70MPa、105MPa的采油樹連接，進行酸化和壓裂作業(yè)壓。

（2）實現(xiàn)了套管頭的壓力級別在套管抗內(nèi)壓強度的范圍之內(nèi)。

5 可行性分析

5.1 現(xiàn)場實施分析

近10年來，在新疆境內(nèi)曾經(jīng)實施了多口非標準小井眼鉆井工藝，采用Ф273mm表層套管，Ф193.67mm技術(shù)套管，Ф139.7mm完井套管，安全完成施工。但不足之處在于沒有合適的套管頭和適宜的封井器，井口使用轉(zhuǎn)換短節(jié)將轉(zhuǎn)換，安裝Ф339.7mm套管頭，連接35-35封井器。技術(shù)套管固井時，采用芯軸式懸掛器。

5.2 技術(shù)可靠性分析

（1）采用Ф273mm套管作為表層套管，28-42的單層套管頭作為第一級套管頭，用套管雙公短節(jié)連接；安裝28-70的升高兩通、28-70封井器。套管頭內(nèi)部懸掛卡瓦的部位直徑為Φ275-Φ276mm，下部直徑為Ф250mm，中完時，坐入卡瓦式懸掛器，懸掛Ф193.67mm套管。

（2）割套管后，安裝28-42的套管頭第二級，進行注塑，提高承壓能力。下部通孔直徑為Φ172。完井時，坐入卡瓦式懸掛器，懸掛Ф139.7mm套管。

（3）割套管后直接安裝70MPa或105MPa的采油樹，注塑密封達到額定值，承受酸化壓裂的高壓。

6 結(jié)論與建議

（2）設(shè)置使用28-42套管頭，使套管頭的壓力級別處于套管的抗內(nèi)壓強度范圍內(nèi)，提高了表層套管的井口控制能力，完井時能夠承受酸化、壓裂作業(yè)的高壓作用。

（3）建議在中國石油集團公司層面進行討論，形成小井眼鉆井工藝技術(shù)規(guī)范，明確井口裝置型號，簡化井口裝置系列，統(tǒng)一管理，規(guī)范執(zhí)行。

[1]朱全興.鉆采工具手冊[M].北京:科學(xué)出版社,2002.

[2]孫海芳，馮京海，朱寬亮，等.川慶精細鉆井控壓技術(shù)在NP23-P2009 井的應(yīng)用研究[J].鉆采工藝，2012，35（3）：1-4.