鄭杜建，李建業(yè)，袁海峰，劉 進(jìn)

（1.中國(guó)石化石油工程技術(shù)研究院德州大陸架石油工程技術(shù)有限公司，山東德州 253005；2.中國(guó)石油海洋工程有限公司鉆井事業(yè)部，天津塘沽 300450；3.中國(guó)石油長(zhǎng)城鉆探工程有限公司鉆井二公司，遼寧盤(pán)錦 124000）

渤海埕北區(qū)塊大位移井封隔尾管懸掛固井工藝

鄭杜建1，李建業(yè)1，袁海峰2，劉 進(jìn)3

（1.中國(guó)石化石油工程技術(shù)研究院德州大陸架石油工程技術(shù)有限公司，山東德州 253005；2.中國(guó)石油海洋工程有限公司鉆井事業(yè)部，天津塘沽 300450；3.中國(guó)石油長(zhǎng)城鉆探工程有限公司鉆井二公司，遼寧盤(pán)錦 124000）

針對(duì)渤海埕北區(qū)塊大位移井在尾管固井施工環(huán)節(jié)中存在的一些技術(shù)難點(diǎn)，提出了一系列施工中的技術(shù)措施及要求，制定了較為完善的斜井尾管固井工藝技術(shù)措施；以CB32B-1井施工為例，制定的措施對(duì)尾管的順利到位、懸掛器的成功坐掛與坐封、尾管固井的施工正常進(jìn)行創(chuàng)造了良好的條件；通過(guò)聲幅CBL固井質(zhì)量的測(cè)定，固井綜合質(zhì)量評(píng)定為良好。固井實(shí)踐表明：該系列技術(shù)措施對(duì)固井質(zhì)量的提高有著一定的有效作用，為以后該海域此類(lèi)復(fù)雜井的封隔式尾管懸掛固井提供了相關(guān)借鑒和參考。

埕北區(qū)塊；大位移井；封隔式懸掛固井；技術(shù)措施；固井質(zhì)量

1 CB32B-1井基本概況

1.1 地質(zhì)情況

埕北32油田位于渤海海域，已完鉆共9口井（其中探井3口，開(kāi)發(fā)井6口），目前已經(jīng)投產(chǎn)5口，基本上屬于正常溫度和壓力系統(tǒng)，原油油質(zhì)較好，為低密度、低黏度原油。Ed8砂組儲(chǔ)層平均孔隙度17.9%，平均滲透率45.5×10-3μm2；Ed9砂組儲(chǔ)層平均孔隙度13.2%，平均滲透率30.9× 10-3μm2。油藏儲(chǔ)層為砂巖，屬河流相沉積，膠結(jié)疏松，非均質(zhì)性強(qiáng)，顆粒分選性差；油田范圍內(nèi)斷層發(fā)育，套管不易下入和固井發(fā)生漏失的風(fēng)險(xiǎn)大[1]。此區(qū)塊油藏分布主要受構(gòu)造控制，其次受巖性控制，油藏類(lèi)型屬中孔中滲、低飽和、稀油、常溫常壓巖性構(gòu)造油藏。圖1為CB32B-1井油藏剖面圖。

圖1 埕北32區(qū)塊CB32B-1井油藏剖面圖

1.2 井身結(jié)構(gòu)

CB32B-1井為開(kāi)發(fā)井并采用三級(jí)井身結(jié)構(gòu)，三開(kāi)鉆進(jìn)至3 872.00 m完鉆，然后采取射孔方式完井。本井下入5-1/2″尾管，采取尾管懸掛方式固井。該井水平位移長(zhǎng)達(dá)1 092.96 m，給下套管和固井作業(yè)帶來(lái)一定的難度。井身結(jié)構(gòu)如圖2所示。

圖2 埕北32B-1井井身結(jié)構(gòu)示意圖

1.3 鉆遇復(fù)雜情況

該井在鉆至3 300 m左右到完鉆，均有掉塊現(xiàn)象，掉塊直徑大約在1 ~ 4 cm。完鉆后電測(cè)儀器下至井底，上起過(guò)程在3 775 m處遇卡，現(xiàn)場(chǎng)分析為井壁掉塊，造成井眼垮塌，隨后進(jìn)行穿心打撈。打撈結(jié)束后下鉆通井至3 560 m，劃眼至3 849 m，劃眼過(guò)程中頂驅(qū)多次憋停，循環(huán)返出大量掉塊，直徑1 ~ 4 cm。最終用鉆桿輸送電測(cè)儀器進(jìn)行測(cè)井，且未測(cè)井徑。

2 大位移井尾管固井分析

2.1 尾管固井難點(diǎn)

（1）該井從92 m處開(kāi)始定向，且水平位移長(zhǎng)達(dá)1 092.96 m，井斜角大、摩阻大，狗腿度最大14.6°，下套管作業(yè)存在一定難度。

（2）該井為尾管固井，對(duì)入井工具及套管附件性能要求高，對(duì)施工操作要求嚴(yán)格。

（3）尾管懸掛器坐掛后卡瓦處過(guò)流面積變小，且井眼掉塊現(xiàn)象嚴(yán)重，固井施工時(shí)容易發(fā)生巖屑憋堵，如措施不當(dāng)容易憋堵導(dǎo)致地層憋漏或“灌香腸”。

（4）本井下部井段井斜較大，裸眼井段的井斜全部在24°以上，套管難以居中，頂替效率難保證。

（5）缺少電測(cè)井徑數(shù)據(jù)并且井眼不規(guī)則，難以準(zhǔn)確計(jì)算入井水泥量，可能造成水泥返高不夠或是尾管內(nèi)塞面過(guò)高。

2.2 技術(shù)措施

（1）通井時(shí)采用性能穩(wěn)定的鉆井液，以2.2 m3/min以上的大排量充分洗井循環(huán)，振動(dòng)篩上無(wú)巖屑返出方可起鉆，確保井壁穩(wěn)定，井眼干凈，摩阻小，無(wú)漏失，油氣上竄速度小于15 m/h。

（2）起鉆過(guò)程如果有阻卡段，則采用倒劃眼、短起下等措施，反復(fù)循環(huán)，確保井眼暢通。

（3）下尾管前對(duì)相關(guān)施工設(shè)備、設(shè)施進(jìn)行認(rèn)真檢查保養(yǎng)。下尾管要專(zhuān)人負(fù)責(zé)，每下10根尾管灌滿(mǎn)一次泥漿，送入鉆具每5立柱灌滿(mǎn)一次泥漿。

（4）下套管過(guò)程中要防止任何井下落物，套管密封脂均勻涂在公扣上；上扣扭矩按API標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行，下放尾管和送入鉆具時(shí)要?jiǎng)蛩傧路?，防止壓漏地層?/p>

（5）尾管上鉆臺(tái)要戴尾管帽公護(hù)絲，起吊要有專(zhuān)人指揮防碰撞，對(duì)扣要平穩(wěn)輕放嚴(yán)禁錯(cuò)扣。

（6）尾管進(jìn)入裸眼段以后每根立柱下入速度均勻并且時(shí)間控制在90 ~ 120 s，不得猛提、猛放，不得旋轉(zhuǎn)，套管在裸眼段靜止時(shí)間不得超過(guò)3 min，以防止黏卡。

（7）懸掛器入井后，記錄尾管部分懸重，鎖死轉(zhuǎn)盤(pán)，到位后，反復(fù)上提、下放尾管，做好懸重記錄，為坐掛提供依據(jù)。

（8）送入鉆具要使用廠(chǎng)家提供的Φ67 mm通徑規(guī)進(jìn)行通徑后方可入井，嚴(yán)防通徑規(guī)掉入鉆具內(nèi)。

2.3 循環(huán)洗井

（1）尾管下到位后，首先將鉆具內(nèi)灌滿(mǎn)泥漿（禁止尾管內(nèi)未灌滿(mǎn)泥漿便打通循環(huán)）。

（2）開(kāi)泵小排量頂通，待井底沙子返到懸掛器以上后，逐步提高泵排量至1.2 m3/min循環(huán)。

（3）固井前循環(huán)洗井不少于2周，排量2 m3/ min，保證井眼干凈，確保水泥漿上返時(shí)不發(fā)生憋堵。

（4）固井前應(yīng)調(diào)整泥漿性能，在井眼安全的前提下，必須對(duì)鉆井液的性能進(jìn)行調(diào)節(jié)，降低鉆井液黏度和切力，改善井眼泥餅質(zhì)量和凈化程度，降低鉆井液濾失量，以降低替漿時(shí)所需的驅(qū)動(dòng)力，提高頂替效率和二界面膠結(jié)質(zhì)量[2]。

（5）控制泵壓不超過(guò)懸掛器座掛最大壓力，以免提前坐掛。

2.4 尾管固井施工風(fēng)險(xiǎn)分析

為確保尾管固井施工的安全、順利實(shí)施，下尾管前召集各服務(wù)商進(jìn)行尾管固井技術(shù)交底會(huì)議并作出JSA（Job Safety Analysis），見(jiàn)表1。

表1 CB32B-1井尾管固井施工風(fēng)險(xiǎn)分析

3 封隔尾管固井施工應(yīng)用

3.1 CB32B-1井尾管坐掛計(jì)算

Φ244.5×Φ139.7封隔尾管懸掛器采用液壓坐掛、機(jī)械坐封封隔器方式，使用時(shí)配合專(zhuān)用的送入工具，將封隔尾管懸掛器及尾管下入到設(shè)計(jì)深度，實(shí)現(xiàn)坐掛尾管、丟手及固井作業(yè)。

尾管坐掛數(shù)據(jù)計(jì)算：

浮力系數(shù)f =1－1.25/7.85=0.840 8，尾管浮重W1= 1 286.2×29.26×0.840 8=32 t，坐掛憋壓時(shí)鉆具附加負(fù)荷W2=（100×3.14×108.62×108.62 ×12）/4=11.34 t，送入鉆具所承受的拉伸負(fù)荷W = W1+ W2= 43.34 t，坐掛時(shí)鉆桿距ΔL=（0.9× 43.34×103×9.8×2 580.31）/（100×2.059×105×34.02）=1.41 m,倒扣后下壓鉆桿回縮距ΔL'=（0.9 ×10×103×9.8×2 580.31）/（100×2.059×105× 34.02）= 0.33 m，懸掛所需要的回縮距L = 1.41 + 0.33 + 0.6 + 0.27 = 2.61 m，鉆桿一次允許扭轉(zhuǎn)圈數(shù)N = 2 850.31×0.009 911=25.6圈。

3.2 水泥漿量的確定

由于缺少電測(cè)井徑，現(xiàn)場(chǎng)用測(cè)量鉆井液循環(huán)周的方法來(lái)估算裸眼段的容積，共測(cè)量循環(huán)周4次，泵沖分別為7 200、7 000、6 500、6 600沖。以最大的7 200沖進(jìn)行估算，考慮到測(cè)量鉆井液循環(huán)周的方法存在誤差，注入水泥量在此基礎(chǔ)上再附加30%。按照溫度梯度（3.1℃/100 m）理論推算井底靜止溫度113℃，循環(huán)溫度98 ℃，井底43 MPa作為設(shè)計(jì)依據(jù)；實(shí)驗(yàn)結(jié)果領(lǐng)漿稠化時(shí)間310 min，尾漿稠化時(shí)間220 min，均能滿(mǎn)足尾管施工作業(yè)安全[3]。

3.3 管串結(jié)構(gòu)

彈簧式浮鞋0.61 m+套管（139.7 mm×P110 ×9.17 mm×LTC）1根+浮球式浮箍0.22 m+短套管（139.7 mm×P110×9.17 mm×LTC）1根+彈簧式浮箍0.22 m+套管（139.7 mm×P110×9.17 mm×LTC）1根+球座0.32 m+套管串（139.7 mm×P110×9.17 mm×LTC）118根+封隔式尾管懸掛器+送入鉆具（127 mm×NT-110HS×9.190 mm ×NC50）2 581.31m。

3.4 扶正器設(shè)計(jì)

尾管良好的居中度對(duì)于固井質(zhì)量的提高起著重要的作用[2]。該井依據(jù)以下原則設(shè)計(jì)了尾管扶正器的安放（表2）：

（1）選用優(yōu)質(zhì)的尾管扶正器，保證尾管居中度不小于67%。

（2）油層頂?shù)捉绫仨毤臃稣?，以保油層段尾管固井質(zhì)量。

（3）尾管與技術(shù)套管的重合段選用螺旋形剛性扶正器，保證懸掛器的居中坐掛。

表2 扶正器的安放位置

3.5 坐掛數(shù)據(jù)

套管下完后灌滿(mǎn)泥漿稱(chēng)重30 t，送放尾管一次性順利到位后開(kāi)泵建立循環(huán)，后期循環(huán)排量為1.5 m3/min，壓力7.5 MPa。投球坐掛懸掛器，憋壓12.5 MPa，懸重從135 t下降至60 t，回縮1.65 m，坐掛成功；繼續(xù)憋壓16 MPa憋通球座建立正常循環(huán)，正轉(zhuǎn)倒扣29圈，上提鉆具1.0 m，重復(fù)2次確認(rèn)脫手后下壓10 t，開(kāi)泵驗(yàn)證密封性良好，循環(huán)準(zhǔn)備固井。

3.6 固井施工

管線(xiàn)試壓25 MPa；注沖洗液6.5 m3排量0.7 ~ 1.0 m3/min，密度1.0 g/cm3，壓力2 ~ 6 MPa，放回水?dāng)嗔鳎蛔㈩I(lǐng)漿24.6 m3排量0.6 ~ 0.8 m3/min，密度1.90 g/cm3，壓力2.5 ~ 7 MPa；注尾漿27.7 m3排量0.6 ~ 0.8 m3/min，密度1.9 g/cm3，壓力2 ~ 3.5 MPa；注壓塞液2 m3；替井漿11.54 m3，密度1.25 g/cm3，排量1.5 m3/min，壓力12.5 ~ 7.5 MPa；替入保護(hù)液3 m3，井漿22 m3，密度1.25 g/cm3，排量1.45 ~ 0.3 m3/min，替漿到量碰壓5↑15 MPa，放回水?dāng)嗔?，拆水泥頭，接頂驅(qū)坐封封隔器，懸重由95 t壓至65 t座封封隔器。緩慢上提鉆具3.5 m，及時(shí)開(kāi)泵循環(huán)出多余水泥漿3 m3。起鉆懸重正常，候凝48 h探塞。

4 固井CBL質(zhì)量評(píng)價(jià)

通過(guò)CBL聲幅測(cè)井檢測(cè)固井質(zhì)量，結(jié)果顯示，CB32B-1井固井質(zhì)量?jī)?yōu)良率占全封固段的96.7%，且主力油層位置CBL值均為10%（圖3），固井質(zhì)量綜合評(píng)定為良好，說(shuō)明此次固井作業(yè)非常成功，為以后的油氣開(kāi)采提供了有利條件。

圖3 埕北32B-1井油層尾管固井質(zhì)量CBL曲線(xiàn)（紅色為油層的位置）

5 認(rèn)識(shí)體會(huì)

（1）本文以CB32B-1井的尾管施工情況、數(shù)據(jù)對(duì)渤海埕北區(qū)塊的油井開(kāi)發(fā)提供了設(shè)計(jì)及施工的參考依據(jù)。

（2）埕北32B區(qū)塊第一口封隔式尾管懸掛方式固井的成功應(yīng)用，節(jié)約了大量的生產(chǎn)成本，為以后該海域此類(lèi)井的施工工藝提供了相關(guān)借鑒和參考。

（3）對(duì)于大位移井的尾管施工，需要做出縝密的施工設(shè)計(jì)，以保證施工的順利和連續(xù)。

[1] 姜偉．大位移井鉆井技術(shù)在渤海油田中的應(yīng)用[D]．四川成都 ：西南石油學(xué)院，2002．

[2] 蔣世全，施太和，楊道平．套管旋流扶正器的流速模擬研究和應(yīng)用[J]．中國(guó)海上油氣（工程），1998，10（6）：31-37．

[3] 崔軍，朱本嶺，廖華林，等．勝利油田埕北21-平1大位移井固井技術(shù)[J]．石油鉆采工藝，2000，22（6）：1-3．

道達(dá)爾提前開(kāi)啟印尼南馬哈卡姆天然氣凝析油項(xiàng)目

據(jù)道瓊斯消息，法國(guó)石油巨頭道達(dá)爾公司11月6日宣布開(kāi)啟南馬哈卡姆（South Mahakam）天然氣凝析油項(xiàng)目，比計(jì)劃提前兩個(gè)月。南馬哈卡姆項(xiàng)目是道達(dá)爾為彌補(bǔ)馬哈卡姆產(chǎn)量分成合同產(chǎn)量下降所采取計(jì)劃的一部分。該項(xiàng)目將分階段開(kāi)發(fā)三個(gè)天然氣凝析油田（Stupa、West Stupa和East Mandu）以及兩個(gè)天然氣田（Jempang和Metulang），這些油氣田位于距巴厘巴板東南約35千米，以及Peciko氣田以南58千米，水深范圍45～60米。

該項(xiàng)目的油氣產(chǎn)量將逐步提高，明年底將達(dá)到平均6.9萬(wàn)桶標(biāo)油/日，包括1.8萬(wàn)桶/日的凝析油。

摘編自《中國(guó)能源網(wǎng)》2012年11月8日

Packer Suspension Liner Cementing Technology in Extended Reach Well in Chenbei Block of the Bohai Sea

ZHENG Dujian1， LI Jianye1， YUAN Haifeng2， LIU Jin3
（1. Dezhou DaLuJia Petroleum Engineering Technology Limited Company, SINPOEC , Dezhou Shandong 253005, China; 2. Drilling Devision, China Petroleum and Marine Engineering Technoloty Limited Company, Tanggu Tianjing 300450, China; 3. Second Drilling Company of Great Wall Drilling Engineering Limited Company, Panjin Liaoning 124000, China）

In view of the technical diff i culties occurred during liner cementing in extended reach wells in Chenbei Block of of the Bohai Sea, a series of technical measures and requirements have been put forward, and advanced cementing technologies for inclined well have been developed. Taking Well CB32B-1 as an example, the taken measures have created favorable conditions for the successful placing of line, sitting and sealing of wall packers as well as liner cementing. The cementing quality is excellent through acoustic amplitude CBL evaluation. The practice of the cementing has showed that this series of measures are effective on improvement of the cementing quality, which can provide related references for packer suspension liner cementing in such kind of offshore complex well in later days.

Chenbei Block; extended reach well; packer suspension cementing; technical measures; cementing quality

TE243

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2012.04.079

1008-2336（2012）04-0079-04

2012-04-09；改回日期：2012-05-16

鄭杜建，男，1985年生，助理工程師，大學(xué)本科，主要從事固井工具工藝現(xiàn)場(chǎng)技術(shù)。E-mail：zdj@shelfoil.com。