潿洲油田側(cè)鉆小井眼井旋轉(zhuǎn)尾管固井技術(shù)實(shí)踐

羅東輝 趙凱 鐘興強(qiáng) 李占東 許小剛

(中海油服油田化學(xué)事業(yè)部湛江作業(yè)公司，廣東 湛江 524057)

0 引言

為了充分調(diào)動(dòng)潿洲油田某區(qū)塊的儲(chǔ)量，達(dá)到開發(fā)利用效率最大化，在利用平臺(tái)產(chǎn)能下降較多的A6井老井井口裝置的前提下，對(duì)該井φ177.8mm套管開窗側(cè)鉆，進(jìn)行新的φ152.4mm井眼鉆進(jìn)，并下入φ114.3mm尾管進(jìn)行固井。這種小尺寸的旋轉(zhuǎn)尾管下入和固井工藝技術(shù)在南海西部屬于首次應(yīng)用，沒(méi)有可以借鑒的經(jīng)驗(yàn)。同時(shí)，該區(qū)塊前期φ177.8mm尾管固井中，同樣的地層中發(fā)生過(guò)下套管遇阻、漏失等各種問(wèn)題。文中重點(diǎn)分析了該區(qū)塊尾管下入和固井方面的技術(shù)難點(diǎn)，通過(guò)采取國(guó)產(chǎn)φ177.8mm×φ114.3mm牽制型旋轉(zhuǎn)尾管固井技術(shù)，最終確保了A6S1井的φ114.3mm尾管固井順利完成。

1 側(cè)鉆井概況

采用三開井身結(jié)構(gòu)，其中一開為A6井原φ244.5mm套管，二開為A6井原φ177.8mm尾管下至3053m，三開采用旋轉(zhuǎn)尾管懸掛器固井技術(shù)，油基泥漿作為鉆井液，下φ114.3mm套管，φ152.4mm完井眼鉆井深3128m，最大井斜38°/井底。

2 難點(diǎn)分析

2.1 地層壓力異?？赡軐?dǎo)致下套管粘卡

A6S1井φ152.4mm井眼鉆遇的儲(chǔ)層中，各油組地層的原始?jí)毫ο禂?shù)都在1.40以上，均為異常高壓儲(chǔ)層，當(dāng)前III油組壓力系數(shù)為0.89～1.32，上部?jī)?chǔ)層Ⅰ+Ⅱ油組壓力系數(shù)為1.39～1.46。故A6S1井裸眼段完鉆后，可能出現(xiàn)高低壓同井段情況等，易發(fā)生壓差卡鉆(套管)的風(fēng)險(xiǎn)，導(dǎo)致φ114.3mm尾管無(wú)法下到設(shè)計(jì)井深和尾管無(wú)法旋轉(zhuǎn)。

2.2 巖性容易剝落可能導(dǎo)致下套管發(fā)生遇阻

巖性中存在灰色泥巖易失穩(wěn)定、砂泥巖互層多導(dǎo)致井眼不規(guī)整、頁(yè)巖和油頁(yè)巖易失穩(wěn)，其中頁(yè)巖和油頁(yè)巖段占裸眼段長(zhǎng)度達(dá)到40%，裸眼段長(zhǎng)時(shí)間暴露，容易造成井壁剝落，掉塊較多，容易發(fā)生下套管遇阻和循環(huán)憋堵[1]。

2.3 鉆遇斷層可能導(dǎo)致下套管遇阻和漏失

A6S1井φ152.4mm井眼軌跡范圍內(nèi)鉆遇1條斷層(Fb)，斷距180m斷層。根據(jù)前期鄰井φ177.8mm尾管施工情況，發(fā)生過(guò)下套管遇阻或者井眼漏失風(fēng)險(xiǎn)。

2.4 φ152.4mm裸眼段井斜較大，尾管重輕，丟手不易判斷

φ152.4mm裸眼段長(zhǎng)達(dá)763m，大部分井斜在30°～38°，φ114.3mm尾管長(zhǎng)度853m，考慮井斜影響，尾管浮重大約為7t，測(cè)量的送入鉆具在尾管懸掛器座掛位置摩阻約6～8t，當(dāng)尾管重量低于送入鉆具摩阻時(shí)，不易判斷送入工具是否脫手[2]。

2.5 懸掛器和尾管抗旋轉(zhuǎn)扭矩能力

該井φ114.3mm尾管為油管，按照套管廠家提供參數(shù)，油管鋼級(jí)為L(zhǎng)80，壁厚為6.88mm，連接扣為VAMTOP，螺紋抗扭能力為6.5kN·m，當(dāng)尾管旋轉(zhuǎn)扭矩超過(guò)套管抗扭能力時(shí)，導(dǎo)致無(wú)法實(shí)現(xiàn)旋轉(zhuǎn)固井。同時(shí)，懸掛器的抗扭能力也是決定是否能夠成功旋轉(zhuǎn)的關(guān)鍵[3]。

2.6 套管貼邊及油基泥漿不易沖洗無(wú)法確保固井質(zhì)量

由于該地區(qū)裸眼段容易產(chǎn)生掉塊，為了確保套管能夠順利下到設(shè)計(jì)井深，固井設(shè)計(jì)中取消了扶正器的安放，加上裸眼段大部分井斜在30～38°，套管貼邊嚴(yán)重，在頂替過(guò)程中沖洗液和水泥漿會(huì)沿著環(huán)空間隙大的地方流動(dòng)，導(dǎo)致貼邊部分可能沒(méi)有水泥漿填充[1],[4]。

3 小尾管旋轉(zhuǎn)固井技術(shù)要求

3.1 對(duì)尾管懸掛器的技術(shù)要求

針對(duì)A6S1井φ152.4mm井眼尾管下入和固井存在的井斜大過(guò)斷層可能遇阻、尾管輕導(dǎo)致丟手不易判斷、套管貼邊以及油基鉆井液沖洗不易致使無(wú)法保證固井質(zhì)量等難點(diǎn)，現(xiàn)場(chǎng)施工時(shí)選擇了帶有旋轉(zhuǎn)、頂部封隔器和尾管反向牽制功能的尾管懸掛器。該尾管懸掛器由回接筒、頂部封隔器、可旋轉(zhuǎn)尾管懸掛器、牽制短節(jié)、送入工具、球座及膠塞組(鉆桿膠塞和尾管膠塞)等七部分組成。此外，完整的管柱中還需配有浮箍和鉆式浮鞋(或者尾管用浮鞋)。其中回接筒用于固井后的尾管回接(根據(jù)鉆井設(shè)計(jì)需求)；頂部封隔器用于固井后封隔環(huán)空，防止候凝期間油氣上竄到懸掛器以上的環(huán)空內(nèi)；旋轉(zhuǎn)尾管懸掛器作用是提供旋轉(zhuǎn)扭矩傳遞以及將尾管懸掛于外層套管內(nèi)壁上；牽制短節(jié)在座掛后提供反向拉力，間接增加套管上提阻力，便于送入工具從懸掛器內(nèi)提出，同時(shí)，牽制短節(jié)也具有旋轉(zhuǎn)功能；送入工具主要有座封單元、丟手單元(液壓和機(jī)械)、旋轉(zhuǎn)扭矩傳遞單元，分別用于座封頂部封隔器，懸掛器丟手以及將鉆具旋轉(zhuǎn)產(chǎn)生的扭矩傳遞到懸掛器上，再帶動(dòng)尾管一起旋轉(zhuǎn)；球座主要用于憋壓，提供懸掛器座掛、牽制短節(jié)座掛以及懸掛器丟手所需的不同級(jí)別壓力；膠塞組的作用是隔離管柱內(nèi)水泥漿和泥漿，并在球座上碰壓，指示替漿到量；浮箍的作用主要是固井后環(huán)空液柱壓力高于管內(nèi)時(shí)，防止水泥漿倒返[5-9]。

3.1.1 管柱旋轉(zhuǎn)扭矩預(yù)測(cè)

在尾管下入和固井液驅(qū)替期間，當(dāng)進(jìn)行管柱旋轉(zhuǎn)時(shí)，能夠有效的解決尾管下入過(guò)程中遇阻問(wèn)題，提高尾管下入成功率；提高環(huán)空頂替效率，提高固井質(zhì)量[3,6]。在A6S1井中，由于地層中存在較多的泥巖，為了確保井下安全，未加放扶正器，因此尾管居中度達(dá)不到正常要求。為了確保固井質(zhì)量，采取了旋轉(zhuǎn)管柱的技術(shù)措施。為了驗(yàn)證管柱是否能夠?qū)崿F(xiàn)旋轉(zhuǎn)，在完鉆后，根據(jù)A6S1基本參數(shù)(見(jiàn)表1)和鉆井液性能參數(shù)，進(jìn)行了尾管旋轉(zhuǎn)模擬。

模擬結(jié)果顯示，井口正常旋轉(zhuǎn)扭矩為7.95kN·m，其中鉆具旋轉(zhuǎn)模擬扭矩為5.15kN·m，懸掛器位置旋轉(zhuǎn)扭矩為2.8kN·m。對(duì)比鉆具、套管以及懸掛器抗扭強(qiáng)度，理論上能夠?qū)崿F(xiàn)管柱的旋轉(zhuǎn)。

表1 A6S1井基本參數(shù)

3.1.2 防漏技術(shù)

由于該井經(jīng)過(guò)地質(zhì)斷層Fb，根據(jù)資料顯示，鄰井φ177.8mm套管在固井期間發(fā)生過(guò)漏失，故在本次施工中也可能存在漏失風(fēng)險(xiǎn)。通過(guò)軟件模擬，重點(diǎn)控制循環(huán)和注替期間的ECD。按照固井環(huán)空返速達(dá)到0.8m/s的要求計(jì)算，排量達(dá)到800l/min即可，通過(guò)軟件模擬在該排量下循環(huán)時(shí)，對(duì)應(yīng)泵壓為14.27MPa，井底ECD為1.635g/cm3。該地區(qū)地層最低承壓當(dāng)量為1.61g/cm3，因此循環(huán)期間存在漏失的可能，需要在套管下到位后緩慢小排量開泵，見(jiàn)正常返出和壓力穩(wěn)定后再分階段緩慢逐步提高排量循環(huán)，充分剪切泥漿和降低井底溫度，盡量減小裸眼摩阻，控制最高循環(huán)排量低于該排量。同時(shí)，固井時(shí)的注替期間，特別是水泥漿進(jìn)入環(huán)空后，摩阻增大，對(duì)地層壓力逐漸增大，通過(guò)軟件模擬，在控制注替排量的基礎(chǔ)上，最大井底當(dāng)量為1.54g/cm3，小于地層承壓當(dāng)量密度，故能夠有效的控制井底壓力，滿足防漏的要求。

3.1.3 沖洗液技術(shù)

在油基鉆井液固井中，通常第二交界面質(zhì)量都不理想，為了解決這一問(wèn)題，該井采用了平流變加重沖洗液技術(shù)(COSL-Preflush)，該沖洗液技術(shù)具有良好的潤(rùn)濕性能，潤(rùn)濕點(diǎn)達(dá)到58%，能夠有效清洗油基鉆井液形成的泥餅，沖洗效果達(dá)到94.8%，而常規(guī)沖洗液清洗效果只有30%[1,4,6]。目前，該類型沖洗液技術(shù)在南海西部油田得到了普遍的應(yīng)用，其沖洗效果能夠滿足固井需求。

4 小尾管旋轉(zhuǎn)固井施工工藝及應(yīng)用效果

4.1 施工工藝

A6S1井φ114.3mm旋轉(zhuǎn)尾管固井工藝流程如下[5]：(1)φ152.4mm井眼完鉆后，先進(jìn)行劃眼和通井，確保井眼規(guī)則和干凈，利于套管的順利下入；(2)確定尾管下入期間的旋轉(zhuǎn)扭矩。通過(guò)軟件模擬下套管期間旋轉(zhuǎn)扭矩情況，并測(cè)量鉆具在井底和座掛點(diǎn)位置的扭矩，與模擬的旋轉(zhuǎn)進(jìn)行對(duì)比分析，確定旋轉(zhuǎn)下入的扭矩分布情況及最大安全扭矩。鉆具在座掛點(diǎn)實(shí)測(cè)15rpm時(shí)的旋轉(zhuǎn)扭矩為2～3kN·m，尾管扣抗扭能力為6.5kN·m，為確保尾管的安全，建議A6S1井最高限扭設(shè)定為8.5kN·m；(3)按照設(shè)計(jì)要求下入尾管管柱。下入過(guò)程中如果遇阻，可在最大安全扭矩下進(jìn)行旋轉(zhuǎn)下入，最終確定尾管下到設(shè)計(jì)井深；(4)井眼循環(huán)，懸掛器座掛、牽制短節(jié)阻力驗(yàn)證、懸掛器丟手、憋通球座并再次建立循環(huán)；(5)固井注替施工。驅(qū)替鉆井液期間觀察鉆該膠塞和尾管膠塞的復(fù)合壓力，以便復(fù)核鉆井液替量。同時(shí)在沖洗液出管鞋后全程旋轉(zhuǎn)尾管，以提高沖洗效率，確保固井質(zhì)量，如果驅(qū)替鉆井液期間達(dá)到最高限扭，則立即停止旋轉(zhuǎn)并釋放扭矩；(6)碰壓放回水，座封隔器；(7)起鉆。

4.2 應(yīng)用效果

尾管下入前，首先充分循環(huán)鉆井液，并替入5m3粘度較高的泥漿，充分將井筒內(nèi)的沉砂等帶出，隨后調(diào)整泥漿性能，確保井壁穩(wěn)定的同時(shí)還能夠以較低的泵壓建立循環(huán)。下入管柱為：φ101.6mm鉆桿+國(guó)產(chǎn)牽制型旋轉(zhuǎn)尾管懸掛器+套管串+球座+套管+浮箍+套管+浮箍+套管+浮鞋。尾管下入過(guò)程較為順利，未發(fā)生嚴(yán)重遇阻和井漏等復(fù)雜情況。當(dāng)尾管下入到設(shè)計(jì)井深后，按照要求低排量(50l/min)建立循環(huán)，隨后進(jìn)行管柱稱重(上提74t，下放48t)，最高循環(huán)排量745l/min，壓力11.03MPa，循環(huán)期間進(jìn)行了管柱旋轉(zhuǎn)(每30～60min旋轉(zhuǎn)3～5min)，旋轉(zhuǎn)扭矩5～6kN·m，。當(dāng)循環(huán)總量達(dá)到1.5倍循環(huán)周后，投憋壓球并成功完成懸掛器座掛(下放至懸重20t)和牽制短節(jié)座掛，隨后上提鉆具驗(yàn)證牽制短節(jié)是否座掛成功時(shí)，上提懸重最大至52.9t后不再上漲，確認(rèn)完成丟手，此時(shí)將鉆具放到原位置，繼續(xù)憋壓至懸掛器液壓丟手壓力并穩(wěn)壓2min，然后緩慢泄壓上提鉆具，最大懸重至52.9t后不再上漲，確認(rèn)懸掛器座掛和丟手同時(shí)完成，隨后憋通了球座重新建立循環(huán)。按照固井設(shè)計(jì)注入沖洗液、隔離液、水泥漿、壓塞液、頂替鉆井液，并成功實(shí)現(xiàn)碰壓，未發(fā)生井漏等異常情況。固井期間全程旋轉(zhuǎn)，旋轉(zhuǎn)扭矩5～6kN·m，并且替漿剩下1.1m3旋轉(zhuǎn)扭矩突然增大至8.5kN·m，達(dá)到最高安全限扭，憋停鉆具，說(shuō)明水泥漿達(dá)到懸掛器位置導(dǎo)致旋轉(zhuǎn)阻力增大[6]。

固井結(jié)束后，電測(cè)固井質(zhì)量良好，全井試壓合格，按照完井設(shè)計(jì)在指定位置射孔，未發(fā)現(xiàn)水層液體侵入，實(shí)現(xiàn)了環(huán)空有效封隔。

5 結(jié)語(yǔ)

(1)φ177.8mm×φ114.3mm牽制型可旋轉(zhuǎn)尾管懸掛固井技術(shù)在南海西部北部灣潿洲油田成功應(yīng)用，為該地區(qū)開窗側(cè)鉆φ152.4mm井眼并下入φ114.3mm尾管提供了寶貴的經(jīng)驗(yàn)，具有較高的推廣價(jià)值。

(2)懸掛器和牽制座掛時(shí)，液壓丟手也同時(shí)被激發(fā)，導(dǎo)致無(wú)法判斷牽制短節(jié)是否成功座掛，說(shuō)明座掛和丟手壓力級(jí)別還需要重新設(shè)計(jì)，目前工具設(shè)定是相差2～3MPa，建議今后擴(kuò)大到5～6MPa。

(3)老油田挖潛的側(cè)鉆井尾管固井需求會(huì)越來(lái)越多，建議加快國(guó)產(chǎn)的具有復(fù)合功能的尾管懸掛器系列化研發(fā)進(jìn)度。