Φ193.7 mm非常規(guī)套管完井在海上油田側(cè)鉆井的應(yīng)用

劉鵬，張啟龍，陳彬，王寶軍，宋昱東

1.中海石油（中國）有限公司 天津分公司（天津300459）2.中海油能源發(fā)展股份有限公司 工程技術(shù)分公司（天津300459）

隨著渤海部分油田開發(fā)進入中后期，由于油井高含水和出砂導(dǎo)致的低產(chǎn)低效井次越來越多。受海上平臺井槽的限制，老井開窗側(cè)鉆是當(dāng)前渤海油田治理低產(chǎn)低效井和挖潛剩余油的重要手段。開窗側(cè)鉆是利用原井眼開窗點以上部分井筒以及地面完好設(shè)備，在原井筒進行開窗，向地下目的砂體鉆進，實現(xiàn)對老井周邊剩余油的挖潛開發(fā)[1-3]。目前渤海油田的側(cè)鉆井大多是在Φ244.5 mm套管內(nèi)開窗側(cè)鉆，在215.9 mm井眼尺寸下入Φ177.8 mm生產(chǎn)套管，但該方案因Φ177.8 mm生產(chǎn)套管內(nèi)徑小達不到大排量分層開采的目的，因此急需在井眼尺寸和套管尺寸上深入挖潛，進一步優(yōu)化改進側(cè)鉆技術(shù)方案，同時研究配套的鉆完井關(guān)鍵工具與技術(shù)，依靠技術(shù)進步實現(xiàn)渤海油田降本增效的目的。

1 渤海油田側(cè)鉆井井身結(jié)構(gòu)現(xiàn)狀

渤海油田側(cè)鉆井完鉆井眼尺寸主要是311.15 mm和215.9 mm，生產(chǎn)套管尺寸分別為244.5 mm和177.8 mm，結(jié)構(gòu)單一。以上井身結(jié)構(gòu)沿用多年，通過對現(xiàn)場實施情況的跟蹤分析，對比總結(jié)了不同尺寸的生產(chǎn)套管的鉆完井作業(yè)優(yōu)缺點，見表1。從表1中可知，Φ177.8 mm套管小尺寸定向井具有機械鉆速高、用料少的優(yōu)點[4-6]，但井眼尺寸的減小對后續(xù)完井工藝的實施會產(chǎn)生較大的影響，關(guān)鍵是難以滿足油藏的大排量分層開采要求，進而影響油田的整體開發(fā)效果。

2 側(cè)鉆井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化與配套技術(shù)改進

渤海油田常規(guī)Φ244.5 mm套管內(nèi)開窗側(cè)鉆后只能下入Φ177.8 mm套管完井，通過優(yōu)化井眼尺寸和套管尺寸，將側(cè)鉆井眼尺寸215.9 mm擴眼至241.3 mm，創(chuàng)新應(yīng)用Φ193.7 mm非標(biāo)程序套管且對配套的鉆完井關(guān)鍵工具技術(shù)進行優(yōu)化改進，順利實施了國內(nèi)海上油田首口全尺寸Φ193.7 mm套管的精細分層開采。

2.1 優(yōu)選開窗工具與擴眼方案

Φ193.7 mm生產(chǎn)套管結(jié)箍外徑216 mm，Φ244.5 mm技術(shù)套管內(nèi)徑224.4 mm，兩者間隙僅為8.4 mm，給側(cè)鉆后生產(chǎn)套管下入增加了難度；同時，技術(shù)套管內(nèi)斜向器位置處局部狗腿大，因此，生產(chǎn)套管順利安全地通過技術(shù)套管窗口是作業(yè)能否成功的關(guān)鍵[7-10]。對此，使用設(shè)計加工外徑為220 mm的銑錐和鉆柱銑，以增加窗口寬度；優(yōu)選2.5°斜向器，其斜面長度4 062 mm，相對于常規(guī)3°斜向器的斜面長度3 262 mm長出0.8 m，保障了窗口長度，如圖1所示；同時開窗工具中增加開窗磨銑組合中鉆具剛性，加入6根Φ165.1 mm鉆鋌，并在合適位置加入穩(wěn)定器，保證開窗作業(yè)的順暢。

表1 不同尺寸的生產(chǎn)套管對后期完井作業(yè)的影響

圖1 斜向器及開窗工具示意圖

設(shè)計采用一套一趟式旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向隨鉆測井+隨鉆擴眼鉆具進行擴眼，待完鉆后充分循環(huán)，停泵，投球至擴眼器為后續(xù)憋壓、張開擴眼器刀片創(chuàng)造條件，然后開泵正常倒劃擴眼，關(guān)注擴眼參數(shù)變化。設(shè)計在大狗腿位置倒劃眼3次，擴眼參數(shù)為：排量2 500～2 600 L∕min，泵壓7～8 MPa，轉(zhuǎn)速100 r∕min，扭矩5～11 kN·m。擴眼結(jié)束，采取大排量循環(huán)確保巖屑返出。考慮到地層巖性、井底溫度和壓力等客觀條件，全程采用密度為1.15 g∕cm3的低密度高潤滑改進PEC鉆井液，提高井眼清潔度的同時，達到保持井壁穩(wěn)定，保護好油氣層[11-15]、防漏、防卡及安全鉆進的目的。具體的鉆具組合見表2。

2.2 形成小間隙環(huán)空固井技術(shù)

側(cè)鉆后形成的裸眼段長近1 400 m，井眼軌跡復(fù)雜，摩阻大。套管順利下到位后采用單級全封的固井方式。而Φ193.7 mm套管結(jié)箍與Φ244.5 mm套管間隙僅為8.4 mm，套管間環(huán)空間隙小，注水泥作業(yè)中小間隙環(huán)空流動阻力大，固井施工排量受限，因目標(biāo)井在753 m處鉆遇有淺層氣層且氣體全部含量不大，綜合考慮各因素設(shè)計全井段使用密度為1.50 g∕cm3低密高強水泥。

表2 不同作業(yè)鉆具組合情況

通過對減輕劑、膠乳、防竄增強劑等外加劑材料的優(yōu)選研發(fā)了適用于渤海油田小間隙環(huán)空固井用的低摩阻、低密度、低彈性模量的水泥漿體系，該體系可有效降低循環(huán)壓耗，防止因環(huán)空摩阻過大造成井漏或水泥低返。同時該體系失水低，可以有效避免水泥在窄環(huán)空高剪切狀態(tài)下迅速失水導(dǎo)致其流變性變差?，F(xiàn)場施工時調(diào)整水泥漿、隔離液的流變性，優(yōu)化流變參數(shù)和水泥漿稠化時間，盡可能降低環(huán)空壓耗，提高循環(huán)、頂替排量和環(huán)空返速，降低井底當(dāng)量密度，提高重疊段的固井質(zhì)量[16-19]。

2.3 配套關(guān)鍵工具優(yōu)化改進

Y型電潛泵生產(chǎn)管柱在海上油田應(yīng)用廣泛，具有不動管柱實現(xiàn)電潛泵生產(chǎn)、分層測試和分層采油等多種功能，但由于技術(shù)局限性，該工藝只能應(yīng)用于Φ244.5 mm和Φ177.8 mm井筒，針對海上首口Φ193.7 mm套管井對該工藝需求，設(shè)計了適用于Φ193.7 mm井的Y型生產(chǎn)管柱，并對配套的過電纜封隔器、Y接頭等關(guān)鍵工具進行優(yōu)化改進。

Φ193.7 mm生產(chǎn)套管配套的Y型分采完井管柱結(jié)構(gòu)如圖2。其中，生產(chǎn)管柱上的插入密封和定位密封分別插入防砂作業(yè)時入井的隔離封隔器和頂部封隔器，從而封隔上、下2個射孔段達到分采目的。

分采生產(chǎn)工藝流程：地層產(chǎn)液分別經(jīng)引斜和生產(chǎn)滑套2個位置進入到油管內(nèi)，再通過帶孔管進入到油套環(huán)空，再進入到電潛泵內(nèi)，通過電潛泵的多級葉導(dǎo)輪的作用，井液的壓能逐次增高，接著進入到Y(jié)接頭，再進入到上部油管，最終舉升到地面。

圖2 S2井Y型電泵分采完井生產(chǎn)管柱示意圖

井下安全閥在生產(chǎn)過程中若發(fā)生管線破裂、不可抗拒因素等意外情況時，能緊急關(guān)閉，防止井噴，保證油氣井生產(chǎn)安全。過電纜封隔器是防止環(huán)空流體上竄至井口的控制裝置，上面帶有放氣閥，用于連通封隔器上下環(huán)空，及時將地層產(chǎn)出的氣體放至地面進行處理。Y接頭采用雙孔擴孔式結(jié)構(gòu)。潛油電泵連接于側(cè)孔端，直孔端上端連接油管，下端連接堵塞器工作筒及油管。在正常生產(chǎn)時，Y接頭旁通處下入生產(chǎn)堵塞器坐落于工作筒內(nèi)進行封堵，防止通過電潛泵提壓后的井液回流。

表3、表4分別為研制的適用于193.7 mm井筒的配套關(guān)鍵工具過電纜封隔器和Y接頭相關(guān)技術(shù)參數(shù)。其中適用于Φ193.7 mm套管的過電纜封隔器靠油管內(nèi)打壓坐封，坐封壓力2 500～3 000 psi，上提18～30 t解封。該過電纜封隔器滿足放氣閥安裝、控制管線穿越要求以及密封要求。常見Y接頭外徑尺寸210 mm，多適用于Φ244.5 mm生產(chǎn)套管，改進后適用于Φ193.7 mm套管的Y接頭最大外徑尺寸169 mm，保證了在生產(chǎn)套管內(nèi)徑177.01 mm下外徑尺寸95 mm的電泵機組及Φ73 mm無接箍的旁通管入井后足夠安全間隙，滿足了安全生產(chǎn)需求。

表3 過電纜封隔器技術(shù)參數(shù)

表4 Y接頭技術(shù)參數(shù)

3 現(xiàn)場應(yīng)用

渤中C油田位于黃河口凹陷的東洼北緣，處于黃河口生油凹陷之中。油藏類型為淺水三角洲沉積為主，明下段是油田的主力含油層段。油田自投產(chǎn)后已實施多輪滾動開發(fā)，目前平臺無剩余井槽可利用，為進一步提高油田整體開發(fā)效果，選取平臺上一口低產(chǎn)低效井S2井，利用該井原井槽對Φ244.5 mm套管進行開窗側(cè)鉆，以動用明下段II油組和III油組共2套砂體的新增探明儲量。根據(jù)前節(jié)所優(yōu)選的開窗工具與擴眼方案，同時利用小間隙環(huán)空固井技術(shù)順利實施了S2側(cè)鉆井井身結(jié)構(gòu)的優(yōu)化。整個開窗、側(cè)鉆、下套管以及固井過程中無復(fù)雜情況發(fā)生，作業(yè)時效100%，S2井側(cè)鉆后形成的井身結(jié)構(gòu)參數(shù)見表5。

表5 S2側(cè)鉆井優(yōu)化后的井身結(jié)構(gòu)

該井完鉆井深1 801 m，最大井斜64.49°，造斜率3.3°∕30m，是國內(nèi)海上油田首口全尺寸Φ193.7 mm生產(chǎn)套管的定向生產(chǎn)井。S2井完井作業(yè)時采用密度為1.03 g∕cm3的隱形酸完井液，下入外徑尺寸127 mm射孔槍，采取TCP平衡射孔射開2層，壓裂防砂后，下入前節(jié)所述的與優(yōu)化后井身結(jié)構(gòu)配套的Y型電潛泵分采管柱，配套分采工具及管柱入井順暢，工具性能參數(shù)較穩(wěn)定，無復(fù)雜情況。該井啟泵投產(chǎn)，初期日產(chǎn)原油達63.8 m3，含水3.5%，超過了油藏的配產(chǎn)要求。該井已投產(chǎn)3個多月，生產(chǎn)狀態(tài)維持良好，生產(chǎn)曲線如圖3所示，達到了油藏精細分層開采和挖潛剩余油的目的，取得了較好的效果。

圖3 S2井投產(chǎn)3個月后的生產(chǎn)曲線（2019年）

4 結(jié)論與認識

1）研制的Φ193.7 mm套管配套鉆完井工具與工藝技術(shù)現(xiàn)場應(yīng)用取得成功，工具性能參數(shù)可靠，滿足了油藏分層開采的需求。

2）海上首次改進非標(biāo)準套管程序，實現(xiàn)了對井身結(jié)構(gòu)和完井方式限制的突破，可明顯降低后續(xù)操作費用，達到降本增效的目的。

3）該尺寸非標(biāo)準套管程序井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化的試驗成功，為海上類似油氣藏的精細高效開發(fā)提供可靠的技術(shù)保證，具有重要的借鑒意義。