一趟管柱防砂堵水集成工藝技術(shù)應(yīng)用

何　連，劉賢玉，黃　清，曹　峰，楊仲涵

一趟管柱防砂堵水集成工藝技術(shù)應(yīng)用

何連1，劉賢玉1，黃清2，曹峰1，楊仲涵2

（1.中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東湛江524057；
2.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)湛江分公司，廣東湛江524057）①

北部灣某油田調(diào)整井A12H在水平段鉆遇水層，為防止油井過早出水，在南海西部首次嘗試一趟防砂管柱帶2個遇水遇油膨脹封隔器進(jìn)行完井。通過控制井眼軌跡、調(diào)整泥漿性能、優(yōu)化防砂管柱、摩阻計算、采用具有儲層保護(hù)效果的鉆完井液體系等措施為管柱順利到位、工藝成功實施提供保障。應(yīng)用結(jié)果表明：該完井工藝不僅縮短了完井時間，而且防砂堵水效果好，能延長油井壽命，降低油田開發(fā)成本，提高油氣采收率，對海上類似作業(yè)具有很好的借鑒作用。

水平井完井；自膨脹封隔器；控水；防砂；摩阻

北部灣某油田新增調(diào)整井A12H，井深3 881 m，開發(fā)層位為L3Ⅰ油組，壓力系數(shù)1.01，地層溫度約133℃。巖性以大段褐灰色油頁巖、泥巖為主，夾雜泥質(zhì)粉、細(xì)砂巖，目的層鉆進(jìn)過程中有掉塊現(xiàn)象。在水平段鉆遇了8 m厚的水層，若不采取控水措施，生產(chǎn)過程中存在極大的出水風(fēng)險，導(dǎo)致產(chǎn)量達(dá)不到配產(chǎn)，甚至使油井過早水淹報廢。為了防止油井過早水淹，在南海西部首次嘗試了一趟防砂管柱帶2個遇水遇油膨脹封隔器進(jìn)行完井，實現(xiàn)了防砂及控水目的，并且節(jié)省了作業(yè)時間，降低了油田開發(fā)成本，對海上類似作業(yè)具有很好的借鑒作用。

1　工藝研究

1.1遇油遇水自膨脹封隔器

1.1.1結(jié)構(gòu)

遇油、遇水自膨脹封隔器可根據(jù)地層油水分布情況、井筒條件、作業(yè)要求等，隨防砂管柱一同下入井內(nèi)，進(jìn)行地層封隔。當(dāng)封隔器到達(dá)預(yù)定位置后，膠筒在井下遇油或遇水后自動膨脹，膨脹后膠筒緊緊地貼住井壁，無需井口加壓或內(nèi)管柱脹封作業(yè)，便可實現(xiàn)油井分段隔離的效果。主要由接箍、基管、擋環(huán)和膠筒組成，結(jié)構(gòu)如圖1所示［1］。

圖1　遇油遇水自膨脹封隔器結(jié)構(gòu)

1.1.2技術(shù)優(yōu)點

與常規(guī)祼眼封隔器、ECP封隔器相比較，自膨脹封隔器優(yōu)點如下［2-4］：

1）普通封隔器下到位后需要井口加壓或下內(nèi)管進(jìn)行脹封，而自膨脹封隔器無機(jī)械運動部件，封隔器遇油或遇水后能自動膨脹，可靠性更高。

2）自膨脹封隔器橡膠的膨脹率高，即使在不規(guī)則井眼處，也能貼緊井壁，實現(xiàn)無間隙擠壓式填充封隔，密封效果好。

3）由于能自動膨脹，施工工藝簡單，可大幅縮短作業(yè)時間，降低完井風(fēng)險，減少作業(yè)費用。

4）對井壁變化的適用性強(qiáng)，可自動補(bǔ)償環(huán)空間隙，實現(xiàn)開發(fā)過程中井眼變化后的多次密封，有效支撐井壁，降低因產(chǎn)液沖蝕、井眼坍塌造成井眼半徑變化導(dǎo)致的密封失效現(xiàn)象，非常適合在裸眼井段中使用。

5）延緩了水平井含水的上升，延長了油井低含水采液周期，避免修井和井下作業(yè)，降低維護(hù)成本，延長油井壽命。

試驗及應(yīng)用結(jié)果表明：只有將遇油膨脹橡膠與遇水膨脹橡膠結(jié)合在一起的封隔器，才有較好的控水隔離效果，單獨使用1種橡膠效果不明顯。

1.1.3封隔器參數(shù)設(shè)計

A12H井設(shè)計生產(chǎn)壓差為6MPa，井底溫度133℃，CO2分壓2.13 MPa，為腐蝕環(huán)境。綜合考慮，確定封隔器承壓等級為10MPa，溫度等級為150℃，采用具抗腐蝕性能的13Cr材質(zhì)，封隔器參數(shù)如表1。

表1　封隔器參數(shù)

為保證封隔器有較好的分層堵水效果，封隔器應(yīng)下在地層較為穩(wěn)定、抗壓強(qiáng)度較高的砂巖層段，避開泥頁巖層段以及井徑過大井段。設(shè)計A12 H井膨脹封隔器下深分別為3 680、3 705 m，所處井段泥質(zhì)含量分別為15.6%、17.5%，避開了不穩(wěn)定泥頁地層，并且這2處井徑分別為218.4、217.4 mm，而膠筒外徑最大能膨脹到238.8 mm，滿足密封條件。

1.2防砂工藝

1.2.1防砂方式確定

通過對國外防砂方式優(yōu)選方法的對比，并結(jié)合中國石油大學(xué)對中國海上各油田大量不同防砂方式下的產(chǎn)能統(tǒng)計及防砂效果分析結(jié)果，海上油田選用礫石充填或者優(yōu)質(zhì)篩管防砂的參考依據(jù)為［5］：

1）泥質(zhì)含量＜10%，選用優(yōu)質(zhì)篩管。

2）泥質(zhì)含量＞10%，粘土礦物組份以蒙脫石、伊蒙混層為主，吸水膨脹性強(qiáng)，選用礫石充填。

3）泥質(zhì)含量＞20%，粘土礦物組份以高嶺石、伊利石為主，吸水膨脹性弱，可選用優(yōu)質(zhì)篩管；當(dāng)均勻系數(shù)UC＜10，可選用金屬網(wǎng)布優(yōu)質(zhì)篩管或者金屬棉優(yōu)質(zhì)篩管；當(dāng)UC＞10，只能選用金屬棉優(yōu)質(zhì)篩管，不適合金屬網(wǎng)布優(yōu)質(zhì)篩管。

1.2.2優(yōu)質(zhì)篩管擋砂精度設(shè)計

傳統(tǒng)擋砂設(shè)計方法：Coberly架橋理論推薦e= （2．5～3．0）d90；Saucer完全擋砂準(zhǔn)則推薦采用（5～6）d50礫石孔喉直徑作為擋砂精度。

適度出砂開采設(shè)計方法（結(jié)合出砂模擬評價試驗）推薦e=4．5d90，控制出砂量0.5‰左右，可相對于Coberly方法提高優(yōu)質(zhì)篩管滲透性能33%～77%。

2　技術(shù)難點分析

2.1防砂管柱下入摩阻大

摩阻的大小與管柱、井壁、套管、鉆井液之間的摩擦有關(guān)，影響摩阻的主要因素有井斜角、井眼曲率、泥餅的潤滑性、井眼清潔程度、井眼的規(guī)則程度、井深、管柱結(jié)構(gòu)與質(zhì)量、鉆井液性能等。造成A12 H井鉆防砂管柱下入摩阻大的原因主要有以下4點：

1）裸眼段長544 m，存在大量泥、頁夾層，泥頁巖地層會加大管柱下入摩阻，容易使管柱發(fā)生粘卡遇阻。

2）該井段泥頁巖易水化，井壁易坍塌，導(dǎo)致井壁不規(guī)則，由于水平段存在大量砂泥巖夾層，在砂泥巖交界容易形成大量臺階面，加大了管柱下入的難度。

3）井眼軌跡較為復(fù)雜，直井段僅240 m，井深573 m處井斜30°，井段最大全角變化率4.03°／30 m，水平段最大井斜87°，水平位移為2 507 m。一般來說，進(jìn)入大斜度井段后管柱會完全貼在下井壁上，造成送入管柱推力不夠，管柱在大狗腿度處容易遇阻。

4）水平段最小井徑僅213.3 mm，而膨脹封隔器初始外徑為206.4 mm，與井眼間隙最小僅為3.4 mm；每個封隔器長達(dá)5.7 m，且剛度較大，存在下入不到位的風(fēng)險。

2.2井控和儲層保護(hù)難度大

目的層L3Ⅰ油組氣油比達(dá)到478 m3／m3，井控難度大，裸眼完井風(fēng)險較高。鉆完井液比重過低容易誘發(fā)井涌和井噴，比重過高容易對儲層造成污染，必須選擇合適的鉆完井液體系和比重，在確保作業(yè)安全的前提下力求減輕對儲層造成傷害。

2.3循環(huán)打通壓力較高

水平段鉆井液密度為1.37 g／cm3，塑性黏度38 mPa·s，屈服值為19.5 Pa，使得防砂管柱下入時打通循環(huán)壓力可能較高。出于安全考慮，下入過程中打通循環(huán)泵壓不能高于6.8 MPa，否則容易造成懸掛封隔器提前坐封，造成井下復(fù)雜情況。

3　技術(shù)措施

3.1鉆井過程中優(yōu)化井眼軌跡與泥漿性能

3.1.1優(yōu)化井眼軌跡

采用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具進(jìn)行井眼軌跡控制，實時監(jiān)測近井鉆頭井斜、方位角的變化情況，并采用Compass軟件對井眼軌跡進(jìn)行實時分析與優(yōu)化，盡量避免較大的扭方位與狗腿度。鉆后全井沒有明顯的局部增斜和降斜井段，降低了由于井眼軌跡不光滑導(dǎo)致的摩阻。另外在鉆進(jìn)過程中進(jìn)行實時伽馬測井，確保在油層中鉆進(jìn)；鉆進(jìn)結(jié)束后倒劃眼起鉆，短起下鉆通井，修整井壁，使井眼盡可能通暢。

3.1.2優(yōu)化泥漿性能

采用無固相無機(jī)鹽鉆井液體系，有效保護(hù)儲層。為保持井壁穩(wěn)定，泥漿密度控制在1.37 g／cm3左右，減少泥頁巖的剝落；使用PF-FLO來控制泥漿濾失量在5 m L以內(nèi)，減少濾液的侵入；鉆進(jìn)過程中加入1%～2%的PF-UHIB，降低表面張力，防止泥頁巖水化膨脹；在泥漿中加入2%～3%的屏蔽暫堵劑PF-QWY，改善泥餅質(zhì)量，加入5%PF-GJC、3% PF-GBL及3%PF-LPF H增強(qiáng)泥漿封堵性。

為保持井眼清潔，泵排量在2 000 L／min以上，維持泥漿漏斗黏度在55～70 s，YP＞15 Pa，R6／R3 在8／6以上。當(dāng)黏度低時，往循環(huán)系統(tǒng)緩慢加入PF-VIS提高黏切；黏度過高時，用與循環(huán)系統(tǒng)鉆井液密度一致的鹽水補(bǔ)充到井漿中。

為保持泥漿的潤滑性，鉆進(jìn)中在泥漿中加入1%～2%的PF-LUBE；下鉆通井到底后，循環(huán)調(diào)整鉆井液，適當(dāng)降低鉆井液黏切性能，增強(qiáng)鉆井液潤滑性，降低后面管柱下入摩阻。

3.2防砂管柱下入性分析

3.2.1封隔器可下入性分析

由于封隔器外徑與井眼間隙較小，剛度較大，在彎曲井段可能存在封隔器剛度和井眼形狀不相容導(dǎo)致的“硬卡”，這種時候，施加再大的力都無法使井下管柱通過，如圖2所示。由圖2可以看出：封隔器遇阻主要是因為環(huán)空間隙較小、井眼曲率較大、管柱剛度較大所致。

圖2　管柱在彎曲井眼內(nèi)遇阻

圖3　管柱在彎曲井眼內(nèi)通過

假設(shè)管柱與井眼之間沒有間隙值，且兩端無支點，則由O點作完井管柱的垂線，交于作業(yè)管柱處，如圖3所示。假設(shè)管柱為剛性，根據(jù)幾何關(guān)系，管柱長度L、井眼直徑D、管柱直徑d與井眼曲率半徑R之間的關(guān)系為

作業(yè)管柱的下入和井眼曲率的關(guān)系由上述幾何關(guān)系確定，從而可以得到管柱對井眼曲率的限制，作業(yè)管柱下入過程中允許其順利下入的最大井眼曲率表達(dá)式為

式中：K為剛性管柱所能通過的最大井眼曲率，（°）／30 m；L為剛性管柱的長度，m；R為井眼曲率半徑，m；D為井眼直徑，m；d為管柱外徑，m。

本井?dāng)?shù)據(jù)：膨脹封隔器最大外徑?206.4mm，井眼外徑?215.9mm，井段最大全角變化率達(dá)到4.03°／30 m，封隔器長度5.7 m（包括變扣）。

井眼曲率變徑為

可通過的封隔器最大長度為

計算結(jié)果表明：封隔器長度5.7 m＜Lmax=27.4 m，說明封隔器能下入全角變化率最大的井段。

3.2.2管柱摩阻分析

為保證防砂管柱能在較長的泥頁巖裸眼井段中一次性下入到位，采用軟件進(jìn)行了摩阻分析，取套管內(nèi)摩擦因數(shù)為0.35，祼眼內(nèi)摩擦因數(shù)0.5，計算結(jié)果如表2。

當(dāng)采用?127 mm鉆桿送入時，鉆桿在2 612～2 648 m出現(xiàn)了正弦屈曲，懸重僅為206 k N，中性點969.8 m，井下大部分管柱都處于受壓狀態(tài)，沒有處理復(fù)雜情況的能力，管柱下入存在極大的風(fēng)險。由于防砂管柱下端帶有2個大外徑的封隔器，管柱遇阻的可能性較大。例如考慮遇阻200 k N時，鉆桿在2 338～2 655 m出現(xiàn)了正弦屈曲，懸重為8 k N，中性點28 m，幾乎整個井筒里的管柱均處于受壓狀態(tài)。

當(dāng)采用?139.7 mm鉆桿送入時，沒有出現(xiàn)屈曲，但是出現(xiàn)復(fù)雜情況時，處理能力非常有限。例如考慮遇阻200 k N，鉆桿將在1 148～2 099 m出現(xiàn)了正弦屈曲，懸重僅112 k N。

為提高處理復(fù)雜情況的能力，根據(jù)水平井鉆具倒裝原理，在上部井斜較小井段加上500 m的加重鉆桿，其余送入鉆具全部選用?139.7 mm鉆桿，管柱組合為：?139.7 mm鉆桿×2 200 m+?139.7 mm加重鉆桿×500 m+?139.7 mm鉆桿×540 m+防砂管串，即使考慮遇阻300 k N時，仍然完全滿足作業(yè)強(qiáng)度要求。

3.3防砂管柱優(yōu)化

3.3.1優(yōu)化防砂管柱組合

由于?168.3 mm防砂管串上帶有兩個大外徑的封隔器，長祼眼段下入時存在風(fēng)險，為使管柱更易下入，優(yōu)化封隔器下部管柱組合為：封隔器+?139.7 mm盲管1根+MTB101密封筒?139.7 mm短盲管1根+?139.7 mm浮鞋。由于管柱下端有小外徑?139.7 mm浮鞋及?139.7 mm盲管的導(dǎo)向作用，減少了在不規(guī)則井眼處遇阻的可能性，且下鉆遇阻可以邊循環(huán)邊下鉆，有效降低了管柱下入風(fēng)險。

3.3.2優(yōu)化沖管

海上完井作業(yè)中普遍采用?73 mm油管作為沖管，但由于該井井深達(dá)到了3 881 m，三開鉆井液密度為1.37 g／cm3，塑性黏度38 mPa·s，屈服值為19.5 Pa，經(jīng)計算采用?73 mm油管作為沖管時，在排量為800 L／min時，泵壓已達(dá)到6.2 MPa，處理復(fù)雜情況能力有限。使用?88.9 mm油管時，泵壓為4.8 MPa。因此采用?88.9 mm油管作為沖管，以降低循環(huán)泵壓，提高處理復(fù)雜情況能力。

為使?88.9 mm沖管在篩管中容易下入，沖管接箍都進(jìn)行倒角處理。實際管柱到位后循環(huán)參數(shù)為：排量516 L／min，泵壓4 MPa。

4　現(xiàn)場應(yīng)用

4.1現(xiàn)場作業(yè)關(guān)鍵點

1）由于頂部封隔器投球坐封，所有下井鉆桿、沖管及鉆孔管必須嚴(yán)格用通徑規(guī)通徑。

2）由于鉆孔管下端帶有浮鞋，下鉆過程中每300 m灌漿1次，每500 m打通1次，打通過程中控制泵壓不超過3.5 MPa。

3）裸眼段為避免發(fā)生黏卡等復(fù)雜情況，連續(xù)下鉆期間不灌漿、不打通。

4）下鉆過程中嚴(yán)格控制好下放速度，以免產(chǎn)生過大的激動壓力。狗腿度較大處控制下鉆速度0.1 m／s。

5）到位后用完井液替出井筒內(nèi)鉆井液，裸眼段替入破膠液，解除井壁濾餅。

6）投?48 mm空心球，正加壓坐封懸掛封隔器。

7）上提管柱懸重至中和點，正轉(zhuǎn)30圈倒扣脫手成功。

8）由于解除了井壁上的濾餅，井筒漏失增大，起鉆過程中進(jìn)行循環(huán)灌漿。

4.2應(yīng)用效果

A12H在目的層鉆進(jìn)時由于鉆遇了水層，完井過程中使用一趟防砂管柱帶2個遇油遇水封隔器來封堵水層，成功避免了生產(chǎn)過程中出水問題，實際產(chǎn)量較設(shè)計產(chǎn)量有顯著提高，如表3，目前生產(chǎn)狀況良好，達(dá)到了預(yù)期的效果。

表3　A12H井實際產(chǎn)量

對比近年來鄰近油田在鉆遇水層后的2種最常用開發(fā)方式：①不采取控水方式開發(fā)；②下尾管，固井，射開油層，下分層防砂、控水管柱。第1種開發(fā)方式會使油井含水率較高，只得通過提液來保證產(chǎn)油量，表4為鄰近油田部分井不控水時生產(chǎn)情況。第2種開發(fā)方式雖然可以取得較好的控水效果，由于要下尾管、固井、射孔，作業(yè)時間相對較長，導(dǎo)致作業(yè)成本較高。一趟防砂管柱帶2個遇油遇水封隔器來封堵水層與采用尾管射孔控水時作業(yè)時間的對比如表5。

表4　鄰近油田不控水時生產(chǎn)情況統(tǒng)計

表5　膨脹封隔器控水與尾管射孔控水作業(yè)時間對比

5　結(jié)論

1）遇油遇水膨脹封隔器結(jié)構(gòu)簡單，操作方便，坐封可靠，技術(shù)優(yōu)勢明顯。

2）施工前進(jìn)行封隔器可入性分析，防砂管柱摩阻計算，優(yōu)化防砂柱組合，為管柱順利下入到位及工藝成功實施提供保證。

3）一趟管柱防砂堵水集成工藝技術(shù)簡單，可簡化完井作業(yè)工序，縮短完井時間，分層堵水效果好，能延長油井壽命，降低油田開發(fā)成本，提高油氣采收率，對海上類似作業(yè)具有很好的借鑒作用。

［1］張國文，沈澤俊，童征，等.遇油遇水自膨脹封隔器在水平井完井中的應(yīng)用［J］.石油礦場機(jī)械，2012，41（2）：41-44.

［2］沈澤俊，高向前，童征，等.遇油自膨脹封隔器的研究與應(yīng)用［J］.石油機(jī)械，2010：38（1）：39-43.

［3］徐鑫，魏新芳，余金陵.遇油遇水自膨脹封隔器的研究與應(yīng)用［J］.石油鉆探技術(shù)，2009，37（6）：67-69.

［4］孫志文，程維恒，吳志均，等.阿姆河大斜度酸性氣井永久分段完井工藝［J］.石油鉆采工藝，2014，36（2）：68-71.

［5］楊喜柱，劉樹新，薛秀敏，等.水平井裸眼礫石充填防砂工藝研究與應(yīng)用［J］.石油鉆采工藝，2009，31（3）：76-78.

Integration Technology Application of Sand Prevention and Water Controlling in one Procedure

The water layer were drilled during the horizontal section in A12 H well，which may resulted in water breakthrough in oil well，so the sand-prevention string with two Oil＼water-swelling is used in completion.The methods of controlling wellbore trajectory，mud properties adjustment，sand-prevention string optimization，friction calculation，choosing reservoir protection drilling fluid is used to assure the string running in place.The application results show the completion process can reduce the completion time，the effect of sand-prevention and water shut-off is good.It can extend the life of the well，reduce the cost of field development，and improve oil recovery.The practice can provide experience for the similar operation.

horizontal well completion；inflatable packer；water controlling；sand prevention；friction

TE925

B

10.3969／j.issn.1001-3482.2015.10.021

1001-3482（2015）10-0085-05

HE Lian1，LIU Xianyu1，HUANG Qing2，CAO Feng1，YANG Zhonghan1

（1．Zhanjiang Branch of CNOOC Ltd．，Zhanjiang 524057，China；2．Zhanjiang Branch of CNOOC Energy&Tech-Drilling&Production Co．，Zhanjiang 524057，China）

①2015-04-19

中海石油（中國）有限公司綜合性科研資助項目“北部灣盆地巖石力學(xué)模型應(yīng)用研究”（ZYKY-2014-ZJ-04）

何連（1982-），男，吉林榆樹人，工程師，主要從事海上完井方面的技術(shù)研究，E-mail：helian2＠cnooc.com.cn。