114.3 mm尾管射孔技術(shù)在渤海高溫高壓井的應(yīng)用

王 鵬，和鵬飛

（中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452）

射孔技術(shù)是主要完井工藝之一，是完井工藝的重要組成部分，它對油氣井的完井方式、產(chǎn)能、壽命和開發(fā)生產(chǎn)成本等都有重大的影響。高溫高壓井因特殊的井下環(huán)境，射孔過程中存在較大難度。海上油氣田開發(fā)費用昂貴，根據(jù)不同地層物性條件選擇合理的射孔工藝和優(yōu)化射孔參數(shù)（孔徑、孔密、相位、孔深），對儲層保護、提高作業(yè)效率、保證井下安全、改善非常規(guī)油氣田開發(fā)效果、增加產(chǎn)能和提高采收率，提高油氣田開發(fā)生產(chǎn)效益有重大的影響[1-3]。

1 作業(yè)背景及難點

1.1 作業(yè)概述

海3井為渤海油田第一深井，該井自噴生產(chǎn)，使用鉆井平臺進行鉆完井作業(yè)，采用114.3 mm尾管射孔不防砂完井方式，采用平衡射孔負壓返涌射孔工藝，使用防水鎖隱形酸完井液體系，射孔液使用隱形酸射孔液，下入防腐自噴生產(chǎn)管柱，下入井下安全閥保證井的安全，下入化學藥劑注入閥防止生產(chǎn)結(jié)蠟，下入井下壓力計監(jiān)測地層壓力及溫度。

1.2 基本數(shù)據(jù)

該油田儲層主要有沙一段生屑云巖、粒屑砂礫巖、砂礫巖、云質(zhì)砂礫巖及中生界潛山凝灰?guī)r。探井、開發(fā)井鉆遇生屑云巖厚度1.0 m～7.1 m，砂礫巖厚度2.1 m～8.5 m。儲集空間主要為原生孔隙和次生孔隙。生屑云巖儲層物性較好，巖心孔隙度分布范圍15.5%～37.7%，平均28.6%；滲透率分布范圍7.9 mD～992.8 mD，平均250.0 mD，儲層具有中高孔滲的物性特征；砂礫巖儲層物性較差，平均孔隙度9.1%，平均滲透率0.7 mD，儲層具有低孔、低滲的物性特征。該油田溶解氣油比高，體積系數(shù)大，收縮率高，地層原油密度小，地層原油黏度低。沙河街組溶解氣C1含量62%～67%，C2含量2%～9%，不含H2S，氣體相對密度0.711～0.817。根據(jù)水樣分析，總礦化度為6 317 mg/L～19 735 mg/L，為NaHCO3水型。

該井射孔段 5 182.5 m～5 226.6 m，5 098.1 m～5 126.8 m，受火工器材數(shù)量影響，分兩次進行射孔作業(yè)，預(yù)測地層壓力系數(shù)為1.15，目的層地層溫度約180 ℃（見表1）。

1.3 作業(yè)難點

（1）作業(yè)經(jīng)驗不足。針對此類高溫高壓深井射孔作業(yè)，渤海油田作業(yè)經(jīng)驗較少，工藝工具相對不夠成熟。

（2）井身結(jié)構(gòu)復(fù)雜。該井生產(chǎn)套管尺寸為114.3 mm，且177.8 mm套管回接，井身結(jié)構(gòu)復(fù)雜，前期洗井壓力較大，后期下入射孔管柱遇阻遇卡風險較高，且回接尾管掛位置下有牽制短節(jié)（有縮徑），容易造成射孔槍或服務(wù)工具阻卡。

（3）井下工具受限。小井眼尺寸工具應(yīng)用較少，工具抗拉強度低，解卡能力相對欠缺，工具可靠性是決定作業(yè)成敗的關(guān)鍵。

（4）井控壓力。地層壓力系數(shù)1.15，射孔后井口存在溢流風險，且分兩趟射孔不排除頂層下射孔管柱或射孔作業(yè)時底層發(fā)生溢流，作業(yè)前應(yīng)制定各極限工況下應(yīng)對措施，保證井控安全。

2 射孔方式選擇

常規(guī)渤海油田此類井均采用射孔生產(chǎn)聯(lián)作射孔方式[4-8]，既安全又高效，但考慮該平臺其他本批次完井作業(yè)結(jié)束后發(fā)現(xiàn)地層不同程度上受鉆完井液堵塞，為避免由于鉆完井液因素影響地層滲透性，本井設(shè)計采用平衡射孔負壓返涌方式進行射孔作業(yè)，射孔后起射孔槍至射孔段以上，坐封RTTS封隔器，負壓返涌，既可防止射孔槍遇卡，又可充分清潔炮眼。

3 點火方式選擇

3.1 投棒點火

井深5 329 m，最大井斜32°，射孔段位于114.3 mm尾管內(nèi)，地層溫度高達170℃。井身結(jié)構(gòu)復(fù)雜，雖采取分段洗井、替稠塞攜帶等技術(shù)手段保證洗井質(zhì)量，仍然不排除114.3 mm尾管掛頂部堆積少量沉淀，極有可能發(fā)生點火棒不到位或者沖擊力不足以點火。發(fā)生此種情況后只能打撈點火棒，撈獲點火棒后上提過程中容易發(fā)生點火棒脫落撞擊點火頭引爆射孔槍，所以打撈點火棒過程中必須安裝井口防噴裝置以保證安全，且引爆后需及時上提打撈電纜，此時間內(nèi)若發(fā)生溢流或射孔槍遇卡，造成井況更加復(fù)雜，施工難度及風險較高。

表1 井身結(jié)構(gòu)及套管程序表

3.2 鉆桿內(nèi)加壓點火

鉆桿內(nèi)加壓點火可設(shè)計為投球點火或加壓點火裝置為起爆器。若選用投球點火方式，則同投棒點火相類似極有可能發(fā)生投球不到位或者沖擊力不足以點火的情況。若選用加壓點火方式，為平衡射孔，若考慮充分清潔炮眼，則需單獨增加一趟負壓返涌，影響作業(yè)時效，并且RTTS封隔器只能下至114.3 mm尾管掛（4 491 m）之上，距離射孔段頂600 m左右，返涌效果受限。

3.3 環(huán)空加壓點火

高溫加壓點火頭即能滿足作業(yè)要求，射孔管柱可實現(xiàn)造負壓，管柱造負壓工具可同時選取棒極負壓閥和油管加壓開孔裝置，實現(xiàn)“雙保險”。因本井為高溫高壓井，對井下射孔器材要求較高，本次使用的射孔器材均為第一次在海洋完井中應(yīng)用，若下入過程中棒極負壓閥或油管加壓開孔裝置失效，則采用平衡射孔，后決定是否增加一趟單獨負壓返涌作業(yè)。

另外，考慮到射孔后充分清潔炮眼以降低鉆完井液對儲層的影響，海3井最終設(shè)計為環(huán)空加壓點火方式。

4 射孔管柱設(shè)計

射孔管柱組合：射孔槍+轉(zhuǎn)接頭+直壓延時點火組件+2-3/8″EU油管短節(jié)1根+盲堵加壓接頭+油管短節(jié)2根+棒擊負壓閥（關(guān)閉）+油管短節(jié)1根+變扣+油管6根+油管67根+變扣+油管壓力開孔裝置+倒角油管短節(jié)1根+油管流量閥+倒角油管短節(jié)1根+變扣+艾普RTTS封隔器總成+短鉆桿1根+隨鉆震擊器（液壓）。

選用直壓式高溫延時點火頭，耐溫200℃/200 h，延遲時間10 min，導(dǎo)爆索使用超高溫導(dǎo)爆索。此管柱可實現(xiàn)負壓返涌，負壓值由油管流量閥深度控制，依據(jù)設(shè)計負壓值部分鉆桿內(nèi)無液體，管柱內(nèi)外形成負壓，射孔后將射孔槍起出射孔段以防止卡槍（如若卡槍，隨鉆液壓震擊器震擊噸位大且較為可靠，可用作解卡），此過程中內(nèi)外管柱不連通，較為安全。坐封RTTS封隔器后，井口投棒砸開負壓閥（若負壓閥失效則加壓打開油管加壓開孔裝置建立循環(huán)），放噴，反循環(huán)壓井。若負壓閥或油管加壓開孔裝置失效則改為平衡射孔。

5 現(xiàn)場應(yīng)用

5.1 現(xiàn)場施工控制

洗井過程中采取分段洗井、替稠塞等手段以保證井內(nèi)基本干凈，為后續(xù)下入射孔槍做好鋪墊。控制純下鉆速度0.3 m/s，射孔管柱進177.8 mm尾管掛、114.3 mm尾管掛，RTTS封隔器進177.8 mm尾管掛等關(guān)鍵位置提前測管柱上提下放懸重，緩慢下放通過。采用地面TCP監(jiān)測裝置協(xié)同判斷射孔槍引爆。保證作業(yè)連續(xù)性，盡量減少射孔器材在井下的時間。

5.2 實際作業(yè)情況

刮管洗井管柱順利到位，分段洗井、替入稠塞，最終NTU值連續(xù)一個循環(huán)周＜30，洗井效果良好。PCL測中子，順利到位。測固井質(zhì)量，結(jié)果顯示固井質(zhì)量良好。下射孔管柱順利到位，RTTS封隔器過177.8 mm尾管掛回接筒位置未發(fā)生阻掛。到位后電纜校深順利到位。調(diào)整管柱至射孔位置，關(guān)防噴器，環(huán)空加壓至12.4 MPa后壓力不再上漲，停泵后壓力迅速下降，停泵，開防噴器，環(huán)空液面下降。反循環(huán)驗證管柱內(nèi)外是否連通，期間控制循環(huán)壓力在安全范圍內(nèi)。反循環(huán)總量為造負壓鉆桿內(nèi)容積基本持平，判斷管柱內(nèi)外連通，負壓閥或壓力開孔裝置提前打開。經(jīng)現(xiàn)場與基地共同分析，最終確定改為平衡射孔。關(guān)防噴器，正打壓19 MPa穩(wěn)壓1 min，迅速放壓至2 MPa，等待15 min，環(huán)空壓力及射孔監(jiān)測裝置未見變化；倒流程，關(guān)鉆桿考克，固井泵環(huán)空打壓21 MPa穩(wěn)壓1 min，迅速放壓至2 MPa，7 min后射孔監(jiān)測裝置監(jiān)測到明顯震動信號，鉆臺管柱有較明顯震動，環(huán)空壓力降為0，確認點火成功。反循環(huán)洗壓井。起鉆，發(fā)現(xiàn)油管加壓開孔裝置密封圈完全破碎，拆甩加壓開孔裝置，管柱內(nèi)外不連通，井口投棒砸開負壓閥，繼續(xù)起鉆，發(fā)現(xiàn)加壓盲堵及其上面的一根3 m油管里堆滿油泥，手摸有細粉砂感覺，敲擊油管，從油管內(nèi)落出大量油泥物，現(xiàn)場目測并用水清洗，發(fā)現(xiàn)有類似石墨和地層細粉砂物，錄井分析主要為泥漿材料，含有少量地層粉砂和重晶石，有少量熒光。

5.3 原因分析

針對以上情況，分析造成工具失效原因主要有以下幾點：高溫造成工具內(nèi)密封膠圈軟化、斷裂。工具上部液柱壓力高，造成密封膠圈斷裂。工具組裝過程中密封膠圈損壞。

6 總結(jié)及建議

（1）射孔作業(yè)應(yīng)以安全及施 工可靠性為首要前提，對射孔方案、點火方式、射孔器材、射孔管柱等進行優(yōu)選，以保證作業(yè)安全順利的進行。

（2）海洋石油高溫高壓井相對陸地較少，相關(guān)工具在海洋石油使用較少，可靠性不得而知。

（3）對于高溫高壓井，除考慮井下射孔器材滿足高溫要求外，還需考慮作業(yè)的不確定性并準備備用手段，以免造成到位后無法點火或點火后循環(huán)通道建立失敗無法壓井等問題發(fā)生。

（4）在設(shè)計階段應(yīng)充分考慮各種極限工況下的應(yīng)對措施，現(xiàn)場謹慎施工，提前落實相關(guān)備用手段及極限工況下的處理方式。

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