蘇4K-P4井復(fù)雜井況下尾管固井工藝

劉明峰 張宇 熊臘生 張艷茹 姚慶童

中國石油華北油田分公司

蘇4K-P4井復(fù)雜井況下尾管固井工藝

劉明峰 張宇 熊臘生 張艷茹 姚慶童

中國石油華北油田分公司

蘇4K-P4井是蘇4儲氣庫一口典型的注采水平井，針對該井漏失情況，制定“靜壓差法”方案，即通過控制管內(nèi)灌液量，利用靜壓差打開井下工具完成尾管固井施工。固井結(jié)束后測井顯示上層技術(shù)套管存在破損，通過“二段回接固井”，設(shè)計(jì)2套懸掛器，分段完成回接固井作業(yè)。測井顯示固井合格率100%，優(yōu)質(zhì)率41.5%。該項(xiàng)技術(shù)為儲氣庫復(fù)雜井完井提供了新的技術(shù)思路。

儲氣庫井；尾管；靜壓差法；二段回接固井；蘇4K-P4井

蘇4K-P4井是蘇4儲氣庫一口典型的注采水平井。蘇4潛山凝析氣藏位于河北省霸州市，緊鄰蘇橋天然氣處理站，距陜京二線約16 km。產(chǎn)氣層為奧陶系峰峰組和上馬家溝組，屬微裂縫孔隙型碳酸鹽巖儲層，含氣層中部平均埋深4 700 m，原始地層壓力47.9 MPa。蓋層屬于石炭二疊系，厚度超過1000 m。蘇4儲氣庫設(shè)計(jì)有效庫容35×108m3，工作氣規(guī)模12.1×108m3。該區(qū)塊地層虧空嚴(yán)重，奧陶系地層壓力系數(shù)為0.59。壓力窗口窄，鄰井蘇4-5X井在三開沙河街段3 370 m處進(jìn)行地層破裂壓力試驗(yàn)，當(dāng)量鉆井液密度為1.52 g/cm3時地層即破裂。蘇4斷塊儲層多為高角度構(gòu)造縫和溶蝕縫，存在多套易垮塌地層，該斷塊已鉆13口井均出現(xiàn)不同程度的井涌、井漏、卡鉆、井垮、斷鉆具、掉牙輪等復(fù)雜事故，而出現(xiàn)事故最多的是井漏，主要漏失井段：沙三—沙四段、石炭—二疊系以及奧陶系。鄰井實(shí)鉆資料顯示，在沙河街—石炭二疊系井段存在泥巖、煤層、礫巖等不穩(wěn)定地層，井下垮塌、擴(kuò)徑嚴(yán)重，井徑擴(kuò)大率23.4%～44.7%。

針對蘇4儲氣庫已完鉆的注采井中固井施工的復(fù)雜情況，從井身結(jié)構(gòu)、固井設(shè)備和水泥漿體系等方面進(jìn)行了優(yōu)化研究，取得了一定的成效，但是針對尾管固井時出現(xiàn)的井漏現(xiàn)象和套管破損情況仍存在技術(shù)瓶頸。本研究通過從固井施工工藝出發(fā)，使用了“靜壓差法”和“二段回接固井”施工工藝，有效解決了固井難題，確保了固井施工順利實(shí)施，固井質(zhì)量達(dá)到儲氣庫標(biāo)準(zhǔn)要求。

1 井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)

Casing program design

蘇4K-P4井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)見圖1。

圖1 蘇4K-P4井井身結(jié)構(gòu)圖Fig.1 Casing program of Well Su 4K-P4

2 施工難點(diǎn)分析

Analysis on cementing difficulties

2.1 井漏失返

Lost circulation

蘇4K-P4井位于蘇4氣藏的高部位，儲層以南北向展布，縱向上厚度穩(wěn)定。四開鉆遇目的層是以白云巖的溶洞和裂縫為主的奧陶系潛山。鉆進(jìn)至5 047 m，發(fā)生嚴(yán)重漏失，邊漏邊鉆至5 382.6 m，漏速0.92～7.75 m3/h； 共漏失154.6 m3。最后2.6 m放空，泵壓由16 MPa降至12 MPa。后經(jīng)電測液面在1815 m處。

2.2 上層?244.5 mm技術(shù)套管破損

Damage of ?244.5 mm technical casing of upper layer

尾管固井完成后，發(fā)現(xiàn)清水連續(xù)外溢，每小時返0.9 m3，先后進(jìn)行了聲幅-變密度測井、同位素測井、電磁探傷等作業(yè)。根據(jù)工況判定出水原因：（1）4860 m以上的?177.8 mm套管完好，4 860 ～4 911 m之間的盲管、盲板出現(xiàn)漏點(diǎn)，造成與潛山地層連通導(dǎo)致漏失；（2）地層存在高壓水層，由于井漏掏空造成垂深4 000 m附近?244.5 mm技術(shù)套管在高壓差情況下破損，導(dǎo)致地層水進(jìn)入井筒（根據(jù)電測結(jié)果，在斜深4 250 m處有水層）。

2.3 尾管管串設(shè)計(jì)復(fù)雜

Complicated liner string design

蘇橋儲氣庫尾管管串設(shè)計(jì)復(fù)雜，尾管固井需先后實(shí)現(xiàn)液壓懸掛器坐掛、液壓封隔器坐封、機(jī)械封隔器坐封、工具丟手和分級箍開、關(guān)六道工序，同時懸掛器與封隔器坐封壓力接近，因此對井筒內(nèi)壓力控制要求極高。在地層存在嚴(yán)重漏失的情況下，無法通過井口加壓方式實(shí)現(xiàn)懸掛器坐掛。

3 特殊固井方案設(shè)計(jì)

Special cementing plan design

3.1 “靜壓差法”方案設(shè)計(jì)

Design of static differential pressure method

通過地面試驗(yàn)，控制管內(nèi)外液柱高度，利用產(chǎn)生的靜壓差緩慢達(dá)到工具額定壓力，可以實(shí)現(xiàn)工具打開。同時優(yōu)化井下工具，提高封隔器坐封壓力和盲板最大承壓能力，降低施工風(fēng)險。

3.1.1 套管管串結(jié)構(gòu) 引鞋（長圓扣，帶洗井回壓閥）+ ?139.7 mm篩管串（長圓扣）×487.6 m +變徑短節(jié)（長 圓 扣，?168.3 mm變?177.8 mm）+ ?177.8 mm盲板短節(jié)（長圓扣）+ ?177.8 mm長套管（長圓扣）×2根+管外封隔器（機(jī)械式）+管外封隔器（液壓式）+變扣短節(jié)（長圓扣變BGC扣）+ ?177.8 mm分級箍（液壓式） + ?177.8 mm尾管串×692 m（BGC扣）+ ?177.8 mm懸掛器（帶回接筒，坐掛位置4192.64 m）+ ?139.7 mm鉆桿串。

3.1.2 施工風(fēng)險分析 按P110鋼級套管計(jì)算?244.5 mm套管極限屈服強(qiáng)度為758 MPa，基礎(chǔ)數(shù)據(jù)如下。

套管參數(shù)：套管外徑244.5 mm，套管壁厚11.05 mm，套管彈性模量206 GPa，套管泊松比0.3。水泥環(huán)參數(shù)：套管彈性模量6.2 GPa，套管泊松比0.21。

井筒內(nèi)基礎(chǔ)參數(shù)：井徑311.2 mm，套管內(nèi)壓110 MPa，最大水平主應(yīng)力15 MPa，最小水平主應(yīng)力15 MPa。地層參數(shù)：地層彈性模量20 GPa，地層泊松比0.24。

分析結(jié)果如圖2、圖3所示，由圖2、圖3可見，當(dāng)套管內(nèi)壓力為110 MPa時，套管才會出現(xiàn)屈服破壞。在4 200 m井段內(nèi)充滿1.88 g/cm3的水泥漿時，外層的?244.5 mm套管抗內(nèi)壓滿足強(qiáng)度要求。

圖2 第三強(qiáng)度理論Tresca等效應(yīng)力Fig.2 Tresca equivalent stress of the third strength theory

圖3 第四強(qiáng)度理論Mises等效應(yīng)力Fig.3 Mises equivalent stress of the fourth strength theory

3.1.3 施工壓力計(jì)算 根據(jù)電測的管內(nèi)外高度，按工具坐掛壓力計(jì)算管柱內(nèi)灌入的清水用量，通過內(nèi)外管柱壓差產(chǎn)生的靜壓值達(dá)到工具額定壓力，計(jì)算公式

式中，ρ為清水密度，取值1.0 kg/L；g為重力加速度，取值9.8 N/kg；L1為管外液柱容積，m3；L2為管內(nèi)液柱容積，m3；F為管柱內(nèi)外靜壓差，需小于套管極限屈服強(qiáng)度。

3.1.4 施工工序 （1）增加封隔器與盲板承壓能力，封隔器承壓達(dá)到35 MPa，盲板承壓能力達(dá)到50 MPa；（2）下套管過程中準(zhǔn)確計(jì)量灌入清水?dāng)?shù)量，下管柱過程中盡可能控制管內(nèi)液面比管外液面低100 m；（3）根據(jù)電測的管內(nèi)外液柱高度按坐掛壓力計(jì)算管柱內(nèi)灌入的清水?dāng)?shù)量，通過控制管內(nèi)外液柱差產(chǎn)生壓差（14 MPa）實(shí)現(xiàn)懸掛器坐掛；（4）關(guān)封井器后，固井水泥車從壓井管匯打壓6.5 MPa（靜壓差為5 MPa，流動阻力為1.46 MPa），驗(yàn)證封隔器是否密封；（5）用水泥車打壓23.5 MPa打開分級箍，循環(huán)一周以上（排量控制在1.2 m3/min），循環(huán)過程中觀察是否漏失；（6）尾管懸掛器丟手操作，確認(rèn)成功后，做固井準(zhǔn)備；（7）固井施工過程中注替排量控制在1.2 m3/min以內(nèi)，采用批混、批注，保證入井水泥漿密度均勻。

3.2 “二段回接”固井方案設(shè)計(jì)

Two-section tie-back cementing plan design

因上層?244.5 mm技術(shù)套管存在破損，為保證井筒完整性同時防止固井后液柱壓力過高壓迫地層產(chǎn)生漏失，通過采取分段固井的方式，在避開?244.5 mm套管回接筒位置前提下，設(shè)計(jì)在3 192 m處增加一個套管懸掛器，一次回接套管串長度僅為1 000 m，合理降低了破損點(diǎn)井段水泥漿液柱高度，減少了對地層的壓力。同時選擇韌性水泥漿體系，保證水泥漿封固，提高固井質(zhì)量。

3.2.1 套管管串結(jié)構(gòu) 一次回接：回接插頭+ ?177.8 mm長套管×1根+ ?177.8 mm節(jié)流浮箍+ ?177.8 mm長套管×1根+碰壓座+ ?177.8 mm套管串×1 000 m（P110氣密封套管）+ ?177.8 mm懸掛器（坐掛位置3 192 m）+ ?139.7 mm鉆桿；二次回接：回接插頭+ ?177.8 mm長套管×2根+ ?177.8 mm節(jié)流浮箍+ ?177.8 mm套管串×3 192 m（95S氣密封套管）

3.2.2 扶正器安放位置和數(shù)量 扶正器安裝設(shè)計(jì)見表1。

表1 扶正器安裝設(shè)計(jì)Table 1 Installation design of centralizer

3.2.3 施工工序 一段回接固井施工：（1）下入套管管串；（2）注入前隔離液25 m3；（3）注入密度1.90 g/ cm3的常規(guī)水泥漿15.3 m3，要求水泥漿密度均勻，采用批混批注；（4）頂入后置液2 m3，替入密度為1.50 g/cm3的鉆井液14 m3，繼續(xù)替入密度為1.03 g/cm3的鉆井液34.2 m3；（5）替漿排量控制在1.5～2.0 m3/ min進(jìn)行替漿；（6）用4 m3鉆井液碰壓倒扣丟手；（7）丟手成功后，立即起出全部鉆具；（8）候凝48 h后，鉆塞檢測固井質(zhì)量，準(zhǔn)備二次回接固井。

二段回接固井施工：（1）下入套管管串；（2）注入前隔離液20 m3；（3）注入密度為1.95 g/cm3的常規(guī)水泥漿55 m3，要求水泥漿密度均勻，采用批混批注；（4）頂入后置液2 m3，替入密度為1.50～1.55 g/cm3的重泥漿55.4 m3；（5）替漿排量控制在1.5～2.0 m3/min；（6）用4 m3鉆井液碰壓，下放套管插入回接筒，放壓回0。

4 固井質(zhì)量分析

Analysis on cementing quality

固井候凝后，采取聲波-變密度測井驗(yàn)證固井質(zhì)量，生產(chǎn)套管固井合格率100%，優(yōu)質(zhì)率41.5%（見圖4），蓋層連續(xù)優(yōu)質(zhì)段28.1 m，符合儲氣庫固井質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)要求，測井評價為優(yōu)質(zhì)，保證了井筒密封性滿足生產(chǎn)需要。截至2016年4月，蘇4K-P4井已實(shí)現(xiàn)平穩(wěn)注氣1.375×108m3，采氣0.223×108m3。

圖4 ?177.8 mm套管固井質(zhì)量測井曲線（3 800～3 910 m）Fig.4 Cementing quality logging curve of ?177.8 mm casing (3 800～3 910 m)

5 結(jié)論

Conclusions

（1）采取“靜壓差”工藝可以在井漏情況下完成井下工具的坐掛、打開，保證固井施工的順利進(jìn)行。尤其是適用于儲氣庫水平井復(fù)雜的尾管管串，在合理計(jì)算灌漿量的前提下，控制井筒內(nèi)壓力，達(dá)到按順序打開井下工具的目的。

（2）針對套管存在破損與地層水層溝通的問題，采取“二段回接”固井工藝，利用一段回接套管封堵漏點(diǎn)，避免地層水對水泥漿凝固的影響，在套損嚴(yán)重的區(qū)間可考慮擠水泥作業(yè)，進(jìn)一步確保井筒完整性。

（3）該技術(shù)能夠有效處理儲氣庫井復(fù)雜工況，保證儲氣庫井井身質(zhì)量，為實(shí)現(xiàn)單井平穩(wěn)注采氣提供保障。

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（修改稿收到日期 2017-02-12）

〔編輯 景 暖〕

Liner cementing technology suitable for complex conditions of Well Su 4K-P4

LIU Mingfeng,ZHANG Yu,XIONG Lasheng,ZHANG Yanru,YAO Qingtong
PetroChina Huabei Oilfield Company,Renqiu062550,Hebei,China

Well Su 4K-P4 is a typical horizontal well for gas injection and withdrawal in Su 4 underground gas storage.In this paper,a “static differential pressure method” program was prepared to deal with its lost circulation.In this program,the liquid volume injected inside the casing is controlled,so the downhole tools can be actuated by using the static differential pressure.Thus,liner cementing is completed.The logging data after the cementing indicates that the technical casing in the upper layer is damaged.According to “twosection tie-back cementing”,two hangers are designed and tie-back cementing is carried out by segments.Based on logging data,qualification rate and high quality rate of cementing are 100% and 41.5%,respectively.This technology provides the new technical thought for the completion of complex storage wells.

storage well;liner;static differential pressure method;two-section tie-back cementing;Well Su 4K-P4

劉明峰，張宇，熊臘生，張艷茹，姚慶童.蘇4K-P4井復(fù)雜井況下尾管固井工藝［J］.石油鉆采工藝，2017，39（2）：197-200.

TE256.4

：B

1000-7393（2017）02-0197-04

10.13639/j.odpt.2017.02.013

: LIU Mingfeng,ZHANG Yu,XIONG Lasheng,ZHANG Yanru,YAO Qingtong.Liner cementing technology suitable for complex conditions of Well Su 4K-P4［J］.Oil Drilling &Production Technology,2017,39(2): 197-200.

中國石油集團(tuán)公司重大科技專項(xiàng)“儲氣庫優(yōu)快鉆完井技術(shù)與裝備研究”（編號：2015E-4003）部分研究成果。

劉明峰，1989年畢業(yè)于華北石油職工大學(xué)鉆井工程專業(yè)，現(xiàn)主要從事儲氣庫技術(shù)管理工作。通訊地址：（065000）河北省廊坊市儲氣庫管理處新區(qū)建設(shè)項(xiàng)目部。電話：0317-2712182 。E-mail ：cqk_lmf@petrochina.com.cn