潿洲某油田A9井鉆孔管柱下入技術(shù)

曾春珉韋龍貴孫桂寶許發(fā)賓張 崇（.中海石油（中國(guó)）有限公司湛江分公司，廣東湛江 54057；. 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 54057）

引用格式：曾春珉，韋龍貴，孫桂寶，等. 潿洲某油田A9井鉆孔管柱下入技術(shù)［J］.石油鉆采工藝，2015，37（5）：46-48，57.

潿洲某油田A9井鉆孔管柱下入技術(shù)

曾春珉1韋龍貴1孫桂寶2許發(fā)賓1張 崇1
（1.中海石油（中國(guó)）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）

引用格式：曾春珉，韋龍貴，孫桂寶，等. 潿洲某油田A9井鉆孔管柱下入技術(shù)［J］.石油鉆采工藝，2015，37（5）：46-48，57.

摘要：潿洲某油田A9井是位于廣西北海北部灣的大斜度生產(chǎn)井，采用裸眼下入?178 mm鉆孔管柱完井。A9井的特點(diǎn)是目的層壓力系數(shù)高、鉆井液密度高、黏度和切力大、井眼曲率大、井斜角大、水平段長(zhǎng)、目的層為大段泥巖、頁巖等，綜合分析認(rèn)為主要的完井技術(shù)難點(diǎn)有鉆孔管下入摩阻大、井控和儲(chǔ)層保護(hù)難度大、下鉆激動(dòng)壓力和循環(huán)壓力高易造成懸掛封隔器中途坐封等。針對(duì)以上難點(diǎn)，對(duì)鉆孔管柱下入難度進(jìn)行了分析，計(jì)算了管柱下入摩阻，并優(yōu)化了管柱配置，采用具有儲(chǔ)層保護(hù)效果的鉆完井液體系和特殊結(jié)構(gòu)的懸掛封隔器總成，從而將管柱順利下入到位，并獲得理想的油井產(chǎn)量。該技術(shù)為同類復(fù)雜井況條件下的鉆孔管柱下入設(shè)計(jì)與施工作業(yè)提供參考。

關(guān)鍵詞：大斜度井；復(fù)雜井況；鉆孔管柱；完井；儲(chǔ)層保護(hù)；懸掛封隔器總成

潿洲某油田采油井網(wǎng)布局不完善，存在未開發(fā)的層位，并且已開發(fā)層位的開采也不充分。為改善井網(wǎng)布局，經(jīng)過油藏地質(zhì)前期研究，進(jìn)行A9井未開發(fā)區(qū)塊潿洲某3井區(qū)L1V油組儲(chǔ)量的鉆探工作。A9井位于北部灣盆地潿西南凹陷的南部斜坡，井深4 010 m，垂深2 353.74 m，裸眼段長(zhǎng)465 m，最大井斜82°，水平位移2 670.01 m。目的層為L(zhǎng)1V油組，壓力系數(shù)1.38，巖性以大段褐灰色泥巖、頁巖為主，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。為支撐裸眼段井壁下入?178 mm鉆孔管，用RF-214型頂部懸掛封隔器總成懸掛于上層?244.5 mm套管內(nèi)，懸掛器封隔器采用投球液壓坐掛和坐封。由于受井眼軌跡和泥漿性能的影響，鉆孔管下入過程中存在摩阻大、懸掛封隔器總成可能提前坐封等技術(shù)難題，通過鉆孔管柱下入難度分析和下入摩阻計(jì)算，優(yōu)化了管柱組合，同時(shí)采用特殊結(jié)構(gòu)的頂部懸掛封隔器總成保證了鉆孔管柱順利下入到位。

1　基本井況

1.1 井眼軌跡

A9井從569 m連續(xù)造斜至1 264 m（井斜角56.72°，最大全角變化率4.47（°）/30 m），并以井斜角56.72°穩(wěn)斜至2 974 m后連續(xù)造斜至3 621 m，井斜角達(dá)到82°，最后穩(wěn)斜至完鉆井深4 010 m。本井雖然為二維井眼軌跡，但水平垂直比超過1.1，上部造斜段淺、穩(wěn)斜段長(zhǎng)（1 710 m）、裸眼段井斜達(dá)82°。鉆孔管柱下入過程中管柱實(shí)際有效懸重大大降低，摩擦阻力增大，從而造成管柱下入困難，甚至下入不到位。井眼軌跡垂直投影如圖1所示。

圖1　 A9井眼軌跡

1.2 鉆井液性能

鉆井液密度為1.45 g/cm3，黏度為42 mPa·s，失水為1 mL，濾餅為0.5 mm，切力為3~5 Pa，含砂為0.2%，pH值為8。鉆井液密度大、黏度較高，造成較高的循環(huán)壓耗、泵壓和激動(dòng)壓力。

2　技術(shù)難點(diǎn)

2.1 鉆孔管下鉆摩阻大

摩阻的大小和管柱與井壁、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(rùn)滑性、井眼清潔程度、井深、管柱結(jié)構(gòu)與重量、鉆井液性能等。造成A9井鉆孔管柱下入摩阻大的原因主要有：裸眼段長(zhǎng)（465 m），目的層為大段泥巖、頁巖地層，對(duì)管柱的摩擦阻力較大，管柱下入過程中易受阻；直井段僅680 m，而穩(wěn)斜段長(zhǎng)達(dá)1 710 m，管柱進(jìn)入大斜度井段后一般情況下會(huì)完全貼在下井壁上，造成送入管柱推力不夠；鉆井液密度高，黏度和切力都比較大，造成下入摩阻增大。

2.2 井控和儲(chǔ)層保護(hù)難度大

目的層L1V油組壓力系數(shù)為1.38，屬于異常高壓地層，溶解氣油比為174~478.3 m3/m3，裸眼完井井控風(fēng)險(xiǎn)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(duì)儲(chǔ)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(duì)儲(chǔ)層造成的傷害。

2.3 懸掛封隔器總成可能提前坐封

懸掛封隔器一般采用管柱內(nèi)外壓差進(jìn)行坐封，本井由于鉆井液黏度和切力比較大，在鉆孔管下入過程中，循環(huán)打通壓力高，一旦管柱內(nèi)外壓差達(dá)到懸掛封隔器的坐封壓差，使懸掛封隔器總成提前坐封，則會(huì)造成井下復(fù)雜情況的發(fā)生。

3　技術(shù)措施

3.1 鉆孔管柱下入難度分析

鉆孔管柱能否通過造斜井段并順利下至預(yù)定井深，主要受井眼曲率、地層摩阻、套管直徑等因素的影響。鉆孔管柱由于剛性過大存在卡在井眼造斜段而無法下入的可能，為此必須進(jìn)行鉆孔管柱下入條件的計(jì)算［1-3］。

3.1.1 井眼最小曲率半徑 鉆孔管柱通過彎曲段時(shí)隨井眼彎曲承受應(yīng)力作用，彎曲應(yīng)力隨井眼曲率半徑的減小而增加。全角變化率反映了井眼實(shí)際井斜變化，也反映了井眼實(shí)際方位變化。A9井裸眼段最大全角變化率4.47（°）/30 m，通過最大全角變化率計(jì)算井眼的最小曲率半徑為式中，Rz min為井眼最小曲率半徑，m； Kc max為最大全角變化率，（°）/30 m。

3.1.2 鉆孔管可能下入的井眼最小曲率半徑 該井下入鉆孔管鋼級(jí)為N80，外徑為?178 mm，壁厚為10.36 mm，最小屈服強(qiáng)度為552.3 MPa，則鉆孔管可能通過的井眼最小曲率半徑為

式中， Rc min為鉆孔管可能通過井眼最小曲率半徑，m； E為鋼材彈性模量，取值2.1×105MPa；D為鉆孔管外徑，mm；σ為最小屈服強(qiáng)度，MPa； K1為抗彎安全系數(shù)，取1.8； K2為絲扣連接部分安全系數(shù)，取值1.75。

計(jì)算結(jié)果為Rc min＜Rz min，說明?178 mm鉆孔管能夠通過全角變化率最大的井段。本井實(shí)際抗彎安全系數(shù)K1′為

計(jì)算結(jié)果為K1′＞K1，證明鉆孔管能夠下入。

3.2 鉆孔管柱下入摩阻計(jì)算

鉆孔管柱能否在較長(zhǎng)的泥頁巖裸眼井段中順利下入到預(yù)定位置，關(guān)系到完井作業(yè)的成敗。為保證鉆孔管成功下入到位，在下入之前，必須應(yīng)用工程軟件根據(jù)實(shí)際井眼參數(shù)、鉆孔管尺寸及其性能參數(shù)，進(jìn)行下鉆孔管柱摩擦阻力的模擬分析。分別對(duì)兩種不同的管柱組合進(jìn)行摩阻計(jì)算，在技術(shù)套管和裸眼井段內(nèi)的摩擦系數(shù)分別取0.35和0.55。其中，管柱組合1：?149.2 mm鉆桿3 379 m+?149.2 mm加重鉆桿141 m+?178 mm鉆孔管520 m，管柱中性點(diǎn)深度2 051.23 m，下放懸重180.2 kN；管柱組合2：?149.2 mm鉆桿3 155 m+?149.2 mm加重鉆桿141 m+?165.1 mm鉆鋌224 m+?178 mm鉆孔管520 m，管柱中性點(diǎn)深度1 874.44 m，下放懸重139.3 kN。

通過分析發(fā)現(xiàn)，管柱組合2的下放懸重小于管柱組合1，這是因?yàn)殂@鋌所下的位置平均井斜角達(dá)到80°，鉆鋌的下入不僅沒有任何的加重作用，反而增加了管柱所受的摩阻和浮力，使得管柱中性點(diǎn)上移，造成中性點(diǎn)以上管柱實(shí)際懸重減小。由此說明當(dāng)井斜較大時(shí)，應(yīng)當(dāng)合理的配置鉆鋌等加重鉆具的位置，使其充分發(fā)揮加重作用。

當(dāng)出現(xiàn)復(fù)雜情況時(shí)，管柱組合1和2處理復(fù)雜情況的能力有限。為此，在管柱組合2的基礎(chǔ)上進(jìn)行優(yōu)化配置得到管柱組合3，將加重鉆桿和鉆鋌配置在管柱中性點(diǎn)以上井斜較小的井段。管柱組合3： ?149.2 mm鉆桿679 m + ?165.1 mm鉆鋌224 m + ?149.2 mm加重鉆桿141 m + ?149.2 mm 鉆桿2 476 m + ?178 mm鉆孔管520 m，管柱中性點(diǎn)深度2 051.23 m。管柱組合3優(yōu)化管柱配置后下放懸重為340.4 kN，加上頂驅(qū)的重量后下放懸重可達(dá)到554 kN，完全可以克服管柱所受摩阻，并具備應(yīng)對(duì)復(fù)雜情況的處理能力。

3.3 優(yōu)選鉆完井液體系

目的層異常高壓，鉆完井液比重較高，因此裸眼井段選用對(duì)儲(chǔ)層傷害較小的有機(jī)鹽無固相水基鉆井液體系，而完井液則采用隱形酸完井液體系。

3.4 采用特殊結(jié)構(gòu)的頂部懸掛封隔器總成

為避免由于鉆井液黏度高、切力大，循環(huán)打通時(shí)造成懸掛封隔器中途坐封而引起井下復(fù)雜情況，選用投球坐封的頂部懸掛封隔器總成。該工具內(nèi)部傳壓孔被滑套密封，只有投球打壓后滑套下行露出傳壓孔才能坐封，下鉆途中循環(huán)壓力對(duì)封隔器坐封沒有影響，從而保證工具的順利下入。鉆孔管下端帶有浮鞋，下鉆遇阻可以邊循環(huán)邊下鉆。

4　現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施

4.1 準(zhǔn)備工作

（1）由于井眼傾斜，巖屑在上返過程中不可避免在井壁的下側(cè)堆積，從而形成巖屑床［4］。特別是在井斜角為45~60°的井段，已形成的巖屑床會(huì)沿井壁下側(cè)向下滑動(dòng)，形成嚴(yán)重的堆積，從而堵塞井眼。為了避免形成巖屑床，完井前嚴(yán)格按標(biāo)準(zhǔn)要求進(jìn)行通井，每次到底后充分循環(huán)洗井，確保井眼干凈。

（2）下管柱前工程師檢查核實(shí)懸掛器總成、密封筒、浮鞋的尺寸、扣型、規(guī)格和配套情況，對(duì)下井工具進(jìn)行試壓和功能試驗(yàn)。

（3）由于頂部封隔器投球坐封，入井鉆桿必須嚴(yán)格通徑。

4.2 施工步驟

（1）實(shí)際下入管柱組合為： ?178 mm浮鞋+盲管短節(jié)+下部密封筒+鉆孔管+盲管+RF-195MT下部密封筒總成+?149.2 mm鉆桿+?149.2 mm 加重鉆桿+?165.1 mm鉆鋌+?149.2 mm鉆桿。加重鉆桿和鉆鋌配置在井斜小于30°的井段。

（2）由于鉆孔管下端帶有浮鞋，下鉆過程中每300 m灌漿一次，每500 m打通一次。為避免對(duì)封隔器膠筒的沖刷，循環(huán)排量最大不超過1 m3/min，出套管鞋前測(cè)得下放懸重為845.5 kN。

（3）為避免管柱在裸眼段發(fā)生黏卡等復(fù)雜情況，在管柱進(jìn)入裸眼段后，連續(xù)下鉆中間不灌漿不打通，到位后測(cè)得下放懸重623 kN。

（4）下鉆過程中嚴(yán)格控制下放速度，以免產(chǎn)生過大激動(dòng)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?50 mm空心球，正打壓坐封懸掛封隔器。（7）上提管柱懸重至中性點(diǎn)，正轉(zhuǎn)30圈后倒扣脫手。

（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。

由于施工前作了大量準(zhǔn)備工作，整個(gè)施工過程順利。投產(chǎn)初期產(chǎn)量150 m3/d，大大超過油藏配產(chǎn)，說明鉆完井液體系的儲(chǔ)層保護(hù)效果十分理想。

5　結(jié)論

（1）施工前進(jìn)行技術(shù)難點(diǎn)分析以及管柱下入摩阻計(jì)算，優(yōu)化管柱配置，為鉆孔管柱一次性成功下入到位提供基礎(chǔ)。A9井的成功實(shí)施為同類井作業(yè)積累了經(jīng)驗(yàn)。

（2）加重鉆桿、鉆鋌等加重鉆具應(yīng)該配置在管柱中性點(diǎn)以上且井斜較小的井段，以便發(fā)揮作用。

（3）特殊結(jié)構(gòu)的懸掛封隔器總成能夠在循環(huán)壓力較高的情況下不會(huì)提前坐封，從而避免井下復(fù)雜情況的發(fā)生。

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（修改稿收到日期 2015-09-06）

〔編輯 李春燕〕

Technique for borehole string running in Well A9 of one oilfield in Weizhou

ZENG Chunmin1, WEI Longgui1, SUN Guibao2, XU Fabin1, ZHANG Chong1
（1. Zhanjiang Branch of CNOOC , Zhanjiang 524057, China;
2. Zhanjiang Drilling & Production Branch, CNOOC Energy Technology & Services Limited, Zhanjiang 524057, China）

Abstract:Well A9 in Weizhou is a highly deviated production well in the Beibu Gulf of Beihai, Guangxi province. It was completed by running ?178 mm string in openhole. Well A9 was characterized by high pressure coefficient of target zone, high drilling fluid density, great viscosity and shearing force, large dogleg, large hole inclination angle, long horizontal section and the target zones being mostly large sections of mudstone and shale. Comprehensive analysis shows that the major difficulties in completion technique include great friction when borehole string is run, difficulty in well control and reservoir protection, high surging pressure and circulation pressure during tripping in which may cause the suspension packer to set midway. In view of the above difficulties, analysis was conducted to the difficulties in running borehole string, the string running friction was calculated and the pipe string configuration was optimized. The drilling and completion fluid systems which could protect the reservoir and the suspension packer assembly with special structure were used, hence the pipe string was run smoothly and satisfactory oil well production was obtained. This technique provides a reference for the running of borehole string and tripping jobs under similar complex downhole conditions.

Key words:highly deviated well; complex well conditions; borehole string; completion; reservoir protection; suspension packer assembly

作者簡(jiǎn)介：曾春珉，1984年生。2009年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)（華東）油氣井工程專業(yè)，碩士研究生，現(xiàn)主要從事海上鉆完井方面的技術(shù)研究工作，工程師。E-mail：zengchm1@cnooc.com.cn。

doi:10.13639/j.odpt.2015.05.012

文章編號(hào)：1000 – 7393（2015）05 – 0046 – 03

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A

中圖分類號(hào)：TE257