海上首口高溫高壓水平井小井眼打孔管下入技術(shù)

魏安超馮雪松韓成李祝軍徐斐

1.中海石油（中國）有限公司湛江分公司；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

海上首口高溫高壓水平井小井眼打孔管下入技術(shù)

魏安超1馮雪松2韓成1李祝軍2徐斐2

1.中海石油（中國）有限公司湛江分公司；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

南海西部東方1-1氣田F7H井是國內(nèi)海上首口高溫高壓水平生產(chǎn)井，F(xiàn)7H井在?177.8 mm尾管中使用?148.6 mm鉆頭鉆達(dá)目的層，完井作業(yè)需要在?148.6 mm井眼下入?114.3 mm打孔管。F7H井井眼小，井眼軌跡復(fù)雜，最大井斜角達(dá)到95.1 °，水平段長，目的層巖性復(fù)雜，地層溫度接近150 ℃，地層壓力系數(shù)達(dá)到1.94。下打孔管作業(yè)面臨著摩阻扭矩大、井壁易失穩(wěn)、井控風(fēng)險(xiǎn)高等問題。針對(duì)F7H井打孔管下入難題，計(jì)算了管柱下入摩阻，采用抗高溫、潤滑效果好的鉆完井液體系和特殊結(jié)構(gòu)的懸掛封隔器總成，密切監(jiān)測(cè)溢流和井漏，最終成功實(shí)施了高溫高壓水平井小井眼打孔管下入作業(yè)。

水平井；小井眼；完井；打孔管；高溫高壓；封隔器

南海西部東方1-1氣田位于鶯歌海海域，開發(fā)儲(chǔ)層為中深層的黃流組一段A、B兩個(gè)砂體。該氣田為大型泥底辟構(gòu)造，深層欠壓實(shí)泥巖在高溫高壓作用下，塑性流動(dòng)上拱，使上覆地層局部隆起，形成穹隆狀的背斜，黃流組一段地層壓力系數(shù)1.88～2.00，地溫梯度為4.17℃/100m。由于B砂體物性較差、產(chǎn)能較低，定向井開發(fā)無意義，故嘗試性采用一口400 m水平段的水平井F7H井進(jìn)行試生產(chǎn)，該井也是國內(nèi)海上首口高溫高壓水平井。黃流組一段上部為大套厚層灰色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖，頂部夾粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖薄層；下部地層主要為灰色淺灰色粉細(xì)砂巖、泥質(zhì)粉砂巖，夾灰色泥巖。完井為支撐裸眼段井壁，在?148.6 mm小井眼中下入?114.3 mm打孔管，使用頂部懸掛封隔器總成懸掛于上層?177.8 mm套管內(nèi)。打孔管下入作業(yè)面臨著井眼小、摩阻扭矩大、高溫高壓井控難度大、儲(chǔ)層巖性復(fù)雜、打孔管遇阻風(fēng)險(xiǎn)高等難題。通過打孔管管柱下入難度分析和下入摩阻計(jì)算，使用潤滑性和儲(chǔ)層保護(hù)效果好的鉆完井液，采用特殊結(jié)構(gòu)的頂部懸掛封隔器總成，密切監(jiān)測(cè)溢流和井涌，保證了打孔管柱順利下入到位。

1 技術(shù)難點(diǎn)

Technical difficulties

1.1 水平井井眼軌跡復(fù)雜，打孔管遇阻風(fēng)險(xiǎn)高

Complex hole trajectory of horizontal well resulting in high risk of perforation pipe resistance

F7H井從545 m開始，經(jīng)過三次造斜，三段穩(wěn)斜，鉆進(jìn)至3 410 m進(jìn)入水平段，即進(jìn)入F7H井的目標(biāo)儲(chǔ)層黃流組一段B砂巖內(nèi)。F7H井設(shè)計(jì)最大井斜角為91.04°，但是現(xiàn)場(chǎng)?148.6 mm井眼實(shí)鉆過程中，在3 505 m處鉆遇到泥巖，基地決定向上調(diào)整井眼軌跡，井斜角最大達(dá)到95.1°，水平段長近400 m，完鉆井深為3 800 m。一方面，F(xiàn)7H井水平段井長，水平井打孔管下入過程中有效懸重會(huì)顯著降低，打孔管下入遇阻風(fēng)險(xiǎn)大［1］；另一方面，F(xiàn)7H井井眼軌跡復(fù)雜，拐點(diǎn)多，打孔管剛性大的話，容易導(dǎo)致打孔管柱自鎖，最終下不到位。

1.2 井深，井眼小，打孔管摩阻、扭矩大

Deep well,slim hole and large torque and drag of perforation pipe

摩阻和打孔管管柱與井壁、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、井深、管柱結(jié)構(gòu)、井眼等［2］。F7H井直井段僅為545 m，穩(wěn)斜井段長達(dá)2 900 m，水平裸眼段接近400 m，打孔管柱進(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。同時(shí)儲(chǔ)層裸眼井眼直徑為148.6 mm，完井需要下入外徑114.3 mm打孔管，而打孔管接頭外徑為141.3 mm，打孔管接頭與裸眼之間的距離僅為3.65 mm，間距極小，打孔管在下入過程摩阻較大。

1.3 高溫高壓儲(chǔ)層，井控風(fēng)險(xiǎn)高

HPHT reservoir resulting in high well control risk高溫高壓井鉆完井液密度過低極易誘發(fā)井涌和井噴，密度過高極易誘發(fā)井漏［3-5］。F7H井儲(chǔ)層溫度接近150 ℃，壓力系數(shù)達(dá)到了1.94，通過Wellplan軟件模擬，在排量1 m3/min條件下，井底當(dāng)量循環(huán)密度（ECD）已經(jīng)達(dá)到2.10 g/m3，地層破裂壓力2.20 g/ m3左右，鉆完井液密度窗口相對(duì)較窄。再者井眼環(huán)空間隙極小，打孔管下入過程中，稍微的抽汲或壓力激動(dòng)都會(huì)引起當(dāng)量循環(huán)密度的較大變化，這就大大增加了井涌的可能性。井涌一旦發(fā)生，由于環(huán)空間隙小，對(duì)于任意給定的氣柱，會(huì)在環(huán)空占據(jù)較長的井段，產(chǎn)生更大的壓降。同時(shí)，高溫高壓也會(huì)帶來打孔管柱的連接漏失、封隔器失效等問題。

1.4 儲(chǔ)層巖性復(fù)雜，打孔管遇阻風(fēng)險(xiǎn)高

Complex reservoir lithology resulting in high risk of perforation pipe resistance

在目的層黃流組一段Ⅲa砂巖鉆井過程中，在斜深3 505 m處鉆遇泥巖，調(diào)整軌跡向上鉆進(jìn)，重新進(jìn)入黃流組一段Ⅲa砂巖，在調(diào)整軌跡過程中共鉆遇了斜深45 m灰色泥巖段。泥頁巖易水化分散、膨脹，造成井壁失穩(wěn)和縮徑，在打孔管下入過程中易遇阻。

2 技術(shù)措施

Technical measures

2.1 打孔管下入難度分析

Analysis on the running difficulty of perforation pipe in the hole

打孔管在通過水平井彎曲段時(shí)受力復(fù)雜，打孔管柱能否通過水平井段并順利下至預(yù)定井深受井眼曲率、管柱直徑等因素的影響，打孔管柱存在剛性過大無法下入的可能，為此必須進(jìn)行打孔管柱下入條件的計(jì)算［6-7］。

（1）井眼最小曲率半徑。打孔管柱通過彎曲段時(shí)，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)際井斜的變化，也反映了井眼實(shí)際方位的變化。F7H井裸眼段最大全角變化率3.95（°）/30 m，通過最大全角變化率計(jì)算井眼最小曲率半徑

式中，Rzmin為井眼最小曲率半徑，m；Kcmax為最大全角變化率，（°）/30 m。計(jì)算結(jié)果為435.38 m。

（2）打孔管可能下入的井眼最小曲率半徑。該井下入打孔管鋼級(jí)為L80，外徑為114.3 mm，壁厚為6.88 mm，最小屈服強(qiáng)度為552.3 MPa，則打孔管可能通過的井眼最小曲率半徑為

式中，Rcmin為打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為打孔管外徑，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。

Rcmin計(jì)算結(jié)果為68.45 m，Rcmin＜Rzmin，說明?114.3 mm打孔管能夠通過全角變化率最大井段。

2.2 打孔管柱優(yōu)化與下入摩阻分析

Perforation string optimization and running friction analysis

F7H井是一口小井眼井，相對(duì)于一般井而言，地層對(duì)管柱的摩擦阻力要大得多，為保證打孔管柱順利下到位，需要優(yōu)化管柱組合。首先，考慮到為減小打孔管柱剛度以及發(fā)揮加重鉆桿加重作用，加重鉆桿配置在井斜小于30°的井段；其次，為應(yīng)對(duì)出現(xiàn)復(fù)雜情況，加重鉆桿也需配置在管柱中性點(diǎn)以上井斜較小的井段；最后，要滿足水平段以上的打孔管柱的浮重要大于地層對(duì)管柱的摩擦阻力。最終優(yōu)化后的管柱組合為：?114.3 mm打孔管×450 m + ?101.6 mm鉆桿×2 500 m +?101.6 mm加重鉆桿 ×120 m + ?127 mm鉆桿×730 m。

使用Wellplan軟件對(duì)打孔管柱組合摩阻進(jìn)行計(jì)算，由于使用的是油基鉆完井液，同時(shí)考慮到裸眼為小井眼，故在技術(shù)套管和裸眼井段內(nèi)的摩擦系數(shù)分別取0.25和0.45。計(jì)算得到上提懸重1 138 kN，下放懸重896 kN，空轉(zhuǎn)扭矩為8 291.9 N·m，中性點(diǎn)深度為2 102.5 m。優(yōu)化后的打孔管柱加重鉆桿深度為850 m左右，此處井斜角為13.2°，發(fā)揮了加重作用，同時(shí)也在打孔管柱中性點(diǎn)深度之上，具備應(yīng)對(duì)復(fù)雜情況的能力。優(yōu)化管柱下放懸重896 kN，加上頂驅(qū)的重力，下放懸重可達(dá)1 246 kN，可以克服地層對(duì)管柱的摩阻。

2.3 鉆完井液體系優(yōu)化

Optimization of drilling and completion fluid system

目的層異常高壓，鉆完井液密度要達(dá)到1.95 g/cm3。同時(shí)由于地層溫度高，為防止高溫長時(shí)間作用對(duì)鉆完井液性能的影響，要求鉆完井液耐溫性能好?？紤]到F7H井水平段較長，打孔管柱進(jìn)入水平段后，管柱會(huì)貼在下井壁上，地層對(duì)套管柱的摩擦阻力大；同時(shí)F7H井為小井眼，打孔管接頭與裸眼間距極小，打孔管柱很容易卡在井眼彎曲段而無法下入，這對(duì)鉆完井液潤滑性能提出了更高的要求。F7H井裸眼段巖性復(fù)雜，含有一段泥巖，這要求鉆完井液具有良好的抑制性能。

現(xiàn)場(chǎng)采用MEGADRIL油基鉆完井液，性能參數(shù)如表1所示。表1中，高溫高壓濾失條件為3.5 MPa、150 ℃。由表1可知，MEGADRIL油基鉆完井液在井筒中經(jīng)過48 h的高溫作用后，其密度、黏度、破乳電壓均能保持穩(wěn)定，具有良好的耐溫性能，同時(shí)由于潤滑系數(shù)低，說明油基鉆井液具有良好的潤滑效果?，F(xiàn)場(chǎng)除了使用性能良好的鉆完井液外，還需要密切監(jiān)測(cè)計(jì)量罐、井筒、鉆井液池以及鉆井參數(shù)的變化，及時(shí)發(fā)現(xiàn)溢流、井漏等復(fù)雜情況。

表1 MEGADRIL油基鉆完井液性能測(cè)試結(jié)果Table 1 Performance testing data of MEGADRIL oil based drilling and completion fluid

2.4 采用可旋轉(zhuǎn)頂部懸掛封隔器總成

Adoption of top-hanging swivel packer assembly

F7H井由于鉆完井液密度達(dá)到了1.95 g/cm3，在打孔管下入過程中，易造成頂部封隔器總成提前坐封。F7H井采用貝克休斯的可旋轉(zhuǎn)SLZXP頂部封隔器，最大外徑為146.7 mm，在液壓坐封工具下推開膠皮和卡瓦實(shí)現(xiàn)坐封。該封隔器在打孔管柱下入過程中，SLZXP頂部封隔器在井中可以旋轉(zhuǎn)和推入，相對(duì)傳統(tǒng)頂部封隔器可以防止旋轉(zhuǎn)引起的提前丟手，更重要的是，在旋轉(zhuǎn)過程中，可以顯著降低鉆完井液循環(huán)當(dāng)量密度，尤其對(duì)高溫高壓井，可降低復(fù)雜事故發(fā)生風(fēng)險(xiǎn)。

3 現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施

Field application

3.1 作業(yè)前準(zhǔn)備

Preparation before the operation

（1）由于是高溫高壓井作業(yè)，現(xiàn)場(chǎng)準(zhǔn)備好鉆桿防噴考克、鉆桿循環(huán)頭及相應(yīng)的變扣，做好井控工作。

（2）下管柱前檢查核實(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SLZXP尾管懸掛封隔器坐封球外徑為44.45 mm，必須用不小于50.80 mm的通徑規(guī)通徑。

3.2 施工步驟和效果

Application procedures an effect

（1）現(xiàn)場(chǎng)按照優(yōu)化管柱下打孔管柱組合。

（2）在連接SLZXP尾管懸掛封隔器時(shí)，應(yīng)檢查其密封膠皮、卡瓦及銷釘完好情況。下入打孔管過程中要操作平穩(wěn)，嚴(yán)禁猛提猛放，控制下放速度小于0.3 m/s，避免下鉆速度過快，導(dǎo)致井漏封。隔器緩慢通過防噴器，并且要鎖死轉(zhuǎn)盤，防止封隔器意外脫手。

（3）打孔管下至3 410 m進(jìn)入水平裸眼段，下至3520 m處遇阻90 kN，多次上提下放無法通過，通過確認(rèn)此處為泥巖段，也是調(diào)整井眼軌跡的井段，狗腿度為3.31（°）/30 m。現(xiàn)場(chǎng)小排量循環(huán)，打孔管通過遇阻點(diǎn)。后續(xù)下至3 540 m處再次遇阻，接頂驅(qū)開泵活動(dòng)循環(huán)仍然遇阻，只能嘗試通過開小轉(zhuǎn)速（20 r/min）、小排量（350 L/min），緩慢下入打孔管，直至打孔管完全下入井底。旋轉(zhuǎn)下入打孔管過程中，下入較通暢，管柱所受扭矩為8 137.9 N·m左右，扭矩較小。打孔管到位后，測(cè)上提下放懸重分別為1 009 kN、850 kN，實(shí)測(cè)結(jié)果小于軟件模擬計(jì)算結(jié)果，可見油基鉆完井液具有良好的潤滑性。

（4）投?44.45 mm坐封球，并以230 L/min的排量送球入座，正向打壓坐封SLZXP懸掛封隔器。下壓100 kN，管柱不下移，過提140 kN，管柱不上行，驗(yàn)掛合格。可見旋轉(zhuǎn)打孔管下入過程中對(duì)SLZXP懸掛封隔器沒有造成影響。

（5）反轉(zhuǎn)6圈，下壓140 kN，上提確認(rèn)工具脫手。

F7H井打孔管下入過程比較順利，基本與設(shè)計(jì)時(shí)間持平，避免了復(fù)雜事故的發(fā)生，節(jié)約了大量成本。

4 結(jié)論

Conclusions

（1）施工前對(duì)小井眼打孔管柱下入技術(shù)難點(diǎn)分析以及應(yīng)用相關(guān)軟件進(jìn)行管柱下入摩阻計(jì)算，優(yōu)化打孔管管柱配置，為打孔管柱成功下入打下了基礎(chǔ)。

（2）使用潤滑性能、抗溫性能良好的油基鉆完井液，進(jìn)一步減小了水平小井眼的摩阻，同時(shí)密切監(jiān)測(cè)井涌、溢流，可有效控制高溫高壓完井井控風(fēng)險(xiǎn)。

（3）采用可旋轉(zhuǎn)懸掛封隔器總成，提供了重要的解決遇阻問題的手段，避免了復(fù)雜情況進(jìn)一步惡化，為小井眼打孔管柱成功下入提供了有力保障。

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（修改稿收到日期 2016-09-20）

〔編輯 景 暖〕

Running technology for perforation pipe in the slim hole of the first offshore HPHT horizontal well

WEI Anchao1,FENG Xuesong2,HAN Cheng1,LI Zhujun2,XU Fei2
1.CNOOC China Limited Zhanjiang Branch,Zhanjiang 524057,Guangdong,China;
2.Zhanjiang Branch,CNOOC EnerTech-Drilling &Production Co.,Zhanjiang 524057,Guangdong,China

Well F7H of Dongfang 1-1 Gas Field in western South China Sea is the first domestic offshore HPHT horizontal well.In this well,?148.6 mm bit is used in ?177.8 mm liner to drill to the target layer,so it is necessary to run ?114.3 mm perforation pipe in ?148.6 mm hole for well completion.Well F7H is characterized by slim hole,complex well trajectory and long horizontal section with maximum hole deviation angle of 95.1°.The target layer is lithologically complex with reservoir temperature about 150 ℃ and reservoir pressure coefficient 1.94.The running of perforation pipe in the hole is faced with large torque and drag,instable borehole wall and high well control risk.To solve these problems,the running friction of pipe string is calculated,the high-temperature lubricating drilling fluid system and the specially structured hanging packer assembly are adopted,and overflow and circulation loss are monitored intently.Ultimately,the perforation pipe running is successfully completed in the slim hole of HPHT horizontal well.

horizontal well;slim hole;well completion;perforation pipe;high temperature/high pressure;packer

魏安超，馮雪松，韓成，李祝軍，徐斐.海上首口高溫高壓水平井小井眼打孔管下入技術(shù)［J］.石油鉆采工藝，2016，38（6）：762-765.

TE52

B

1000-7393（ 2016 ） 06-0762-04

10.13639/j.odpt.2016.06.009

:WEI Anchao,FENG Xuesong,HAN Cheng,LI Zhujun,XU Fei.Running technology for perforation pipe in the slim hole of the first offshore HPHT horizontal well［J］.Oil Drilling &Production Technology,2016,38(6):762-765.

魏安超（1979-），2002年畢業(yè)于長江大學(xué)，獲學(xué)士學(xué)位，現(xiàn)主要從事油氣井完井測(cè)試工藝研究應(yīng)用與管理工作。通訊地址：（524057）廣東省湛江市坡頭22號(hào)信箱。電話：0759-3911722。E-mail:weianch@cnooc.com.cn