摘要：為解決渤海油田疏松砂巖稠油熱采老井開窗后固井、防砂工序繁瑣、工期長(zhǎng)、費(fèi)用高等問題。根據(jù)海上熱采井層系復(fù)雜、出砂嚴(yán)重、作業(yè)日費(fèi)高等特點(diǎn)，研究了一套適用于350 ℃熱采側(cè)鉆水平井分級(jí)固完井一體化工藝管柱。該一體化管柱一趟鉆入井可實(shí)現(xiàn)下部裸眼段的礫石充填作業(yè)和上部裸眼段的注水泥固井作業(yè)，且滿足后續(xù)350 ℃熱采注氣多輪次冷熱交變密封要求。作業(yè)后無(wú)需鉆塞，完井后留井通徑大，方便后期開采和修井作業(yè);通過軟件模擬其安全性和通過性，一體化管柱下入過程中不會(huì)產(chǎn)生屈曲，滿足設(shè)計(jì)要求。該技術(shù)可有效解決海上疏松砂巖稠油熱采老井開窗固井、防砂作業(yè)費(fèi)用高、工藝復(fù)雜，施工周期長(zhǎng)等難題。

關(guān)鍵詞：熱采井;側(cè)鉆;固井;防砂;一體化

中圖分類號(hào)：TE952" " " " 文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A" " " " doi：10.3969/j.issn.1001-3482.2024.04.011

Research of the Integrated Sting for Cementing and Completion of Horizontal Well in 350 ℃ Thermal Recovery Sidetracking Wells

XU Fengxiang，ZHANG Lun，ZHENG Jiuzhou，XU Haizhen，YANG Lijun，ZHANG Congcong，

LI Jiang，WANG Jilun

（China Oilfield Services Limited，Tianjin 300459，China）

Abstract： To solve the problems of complicated cementing and sand control process，long construction time and high cost after window opening in old thermal recovery wells of loose sandstone heavy oil in Bohai oilfield. Based on the characteristics of offshore oilfields，such as complex formation，serious sand production，and high daily cost，a set of integrated process strings for staging cementing and completion of 350 ℃ thermal production sidetracking horizontal wells was studied. The integrated string can be drilled into the well in one run to realize the gravel packing operation in the lower open hole section and the cementing operation in the upper open hole section and meet the subsequent 350 ℃ thermal gas injection multi-round cold and thermal alternating sealing requirements. There is no need for the drill plug after operation，and the hole diameter after completion is large，which is convenient for later mining and workover operations. Through software simulation of its safety and passability analysis， it is found that the integrated pipe string will not produce buckling during the running process，and the safety can meet the design requirements. The technology can effectively solve problems such as window opening and cementing，sand control operation costs，complicated processes and long construction period of the old offshore loose sandstone heavy oil thermal recovery wells.

Key words： thermal recovery well;sidetracking;cementing;sand control;integration

渤海油田地質(zhì)油藏特點(diǎn)是構(gòu)造破碎、斷裂發(fā)育、油藏復(fù)雜，儲(chǔ)層以河流相、三角洲、古潛山為主，油質(zhì)較稠，稠油儲(chǔ)量占65%以上。目前渤海油田部分區(qū)塊已進(jìn)入開發(fā)中后期，年遞減率達(dá)到8%～10%，因出砂和高含水導(dǎo)致油田停產(chǎn)、減產(chǎn)的井?dāng)?shù)越來(lái)越多，嚴(yán)重影響油田產(chǎn)能，急需治理。老井側(cè)鉆是當(dāng)前渤海油田低效治理和挖潛上產(chǎn)的重要手段[1-3]。目前海上244.475 mm（9 [5/8 ]英寸）套管側(cè)鉆水平井完井工藝最常采用的是244.475 mm（9[ 5/8]英寸）套管側(cè)鉆215.9 mm（8" [1/2]英寸）裸眼，下入尾管懸掛177.8 mm（7英寸）套管固井，之后在177.8 mm（7英寸）套管內(nèi)鉆152.4 mm（6英寸）裸眼水平井進(jìn)行裸眼礫石充填，多趟下鉆，施工周期長(zhǎng)，固井完成后需要鉆塞，生產(chǎn)通道小，影響后期增產(chǎn)作業(yè)。350 ℃熱采側(cè)鉆水平井分級(jí)固完井一體化工藝是針對(duì)疏松砂巖稠油熱采老井側(cè)鉆水平井需求提出的新的固井、防砂完井方式，對(duì)側(cè)鉆水平井上部裸眼段實(shí)施注水泥固井作業(yè)，下部裸眼實(shí)施裸眼礫石充填作業(yè)[4]，同時(shí)滿足后期350 ℃熱采注氣多輪次冷熱交變密封要求，最大限度地提升老井采收率，尤其是針對(duì)稠油熱采井況。

1 技術(shù)分析

固井防砂一體化技術(shù)做為結(jié)合分級(jí)固井技術(shù)和裸眼礫石充填技術(shù)而研究的一種新型完井工藝技術(shù)，國(guó)內(nèi)外對(duì)其均有研究。

1） 斯倫貝謝公司的單趟管柱防砂固井系統(tǒng)技術(shù)其工作原理是將防砂篩管、充填滑套、充填定位器、裸眼封隔器、固井定位器、固井滑套、生產(chǎn)套管連接至井口，并將礫石充填/固井工具內(nèi)置在充填滑套位置;鉆桿下入回接工具與礫石充填/固井工具對(duì)接，配合定位器及滑套進(jìn)行礫石充填和固井施工，通過裸眼封隔器封隔下部油層和上部固井層位，下部油層進(jìn)行裸眼礫石充填，上部復(fù)雜層位至井口進(jìn)行水泥固井。

2） 哈里伯頓公司的LCGP單趟固井防砂系統(tǒng)其技術(shù)原理是一趟管柱下入，通過裸眼膨脹封隔器系統(tǒng)將裸眼封隔，裸眼膨脹封隔器系統(tǒng)下部層位可通過充填滑套實(shí)現(xiàn)礫石充填防砂;裸眼封隔器系統(tǒng)和頂部懸掛封隔器之間通過固井滑套、循環(huán)滑套實(shí)現(xiàn)該層段的水泥固井。通過操作內(nèi)部服務(wù)工具，首先進(jìn)行裸眼段的礫石充填作業(yè)，然后上提服務(wù)管柱進(jìn)行上部層位的水泥固井。

3） 國(guó)內(nèi)一趟鉆篩管尾管懸掛分級(jí)固井技術(shù)，其技術(shù)原理是將尾管懸掛作業(yè)、篩管裸眼完井和尾管固井作業(yè)等三項(xiàng)作業(yè)程序整合為一趟鉆作業(yè)。位于管外封隔器上部的滑套式分級(jí)箍將尾管與環(huán)空聯(lián)通，形成注水泥的通道，完成尾管固井作業(yè)，底部篩管采用獨(dú)立篩管完井滿足防砂要求。

4） 固井充填防砂一體化技術(shù)，其技術(shù)原理是一趟鉆將防砂管柱與固井管柱送入目的井段，通過在不同位置的操作，實(shí)現(xiàn)上部復(fù)雜井段的注水泥封固和下部油層段的礫石充填防砂，作業(yè)結(jié)束后無(wú)需鉆塞。

以上幾種工藝均是在常規(guī)井溫下應(yīng)用的固井充填防砂一體化完井工藝，無(wú)法滿足350 ℃熱采注氣多輪次冷熱交變密封要求。針對(duì)海上油田稠油熱采老井側(cè)鉆水平井需求提出的新的固井、防砂完井方式，研究了350 ℃熱采側(cè)鉆水平井分級(jí)固完井一體化工藝管柱及適用的工藝流程，該工藝可一趟管柱入井實(shí)現(xiàn)注水泥固井及裸眼礫石充填作業(yè)，整體管柱滿足熱采側(cè)鉆井的350 ℃高低溫交變及21 MPa密封要求，完井后留井通徑大，有利于后期開采和修井作業(yè)，為海上稠油儲(chǔ)層的高效開采、固井防砂完井方式提供新的思路和方向。

2 熱采一體化管柱組成及工藝

2.1 管柱結(jié)構(gòu)組成

350 ℃熱采側(cè)鉆水平井分級(jí)固完井一體化工藝管柱由外層固井防砂管柱和內(nèi)層服務(wù)管柱組成，如圖1～2所示。外層固井防砂管柱由下至上依次為：浮鞋總成、防液鎖密封筒、139.7 mm（5 [/][1][2]英寸）防砂篩管、熱應(yīng)力補(bǔ)償器、139.7 mm（5 [/][1][2]英寸）防砂篩管、充填定位接箍、充填滑套總成、裸眼封隔器總成、固井定位接箍、高溫防反吐固井滑套總成、177.8 mm（7英寸）套管、高溫循環(huán)滑套總成、高溫頂部封隔器總成;內(nèi)層服務(wù)管柱由下至上依次為：插入定位密封桿、101.6 mm（4英寸）Hydrill 511沖管、充填滑套雙向開關(guān)工具、旋轉(zhuǎn)定位工具、充填滑套單向定位工具、防抽吸閥、固井/充填工具、101.6 mm（4英寸）Hydrill 511沖管、高溫循環(huán)滑套雙向開關(guān)工具、101.6 mm（4英寸）Hydrill 511沖管、高溫循環(huán)滑套單向開關(guān)工具、101.6 mm（4英寸）Hydrill 511沖管、高溫頂部封隔器液壓坐封工具。

2.2 工藝流程

1） 下放管柱按照設(shè)計(jì)連接管柱并下放管柱至設(shè)計(jì)深度。

2） 坐封高溫頂部封隔器。投入坐封鋼球，按照壓力梯度正加壓完成封隔器脹封和錨定。過提100 kN，下壓100 kN，對(duì)高溫頂部懸掛封隔器實(shí)施驗(yàn)掛操作。正加壓24.5 MPa或機(jī)械正轉(zhuǎn)20圈，脫手液壓坐封工具。

3） 坐封裸眼封隔器。上提管柱至裸眼封隔器坐封位置，環(huán)空加壓至10 MPa，坐封裸眼封隔器同時(shí)驗(yàn)封高溫頂部懸掛封隔器。

4） 驗(yàn)封裸眼封隔器。上提管柱，打開循環(huán)滑套，并下放管柱至裸眼封隔器驗(yàn)封位置，環(huán)空加壓，若鉆桿內(nèi)無(wú)返出，則證明裸眼封隔器坐封良好。

5） 礫石充填作業(yè)。下放管柱至礫石充填定位位置，按照礫石充填設(shè)計(jì)參數(shù)進(jìn)行礫石充填作業(yè)。

6） 充填反洗。上提管柱至反循環(huán)位置進(jìn)行反循環(huán)洗井作業(yè)，將鉆桿內(nèi)多余砂漿洗出井筒。

7） 驗(yàn)證充填滑套關(guān)閉。下放管柱至充填定位位置，鉆桿內(nèi)加壓10 MPa，驗(yàn)證充填滑套關(guān)閉后的密封性能。

8） 標(biāo)記注水泥位置。上提管柱將高溫循環(huán)滑套雙向開關(guān)工具和高溫防返吐固井滑套雙向開關(guān)工具分別提過對(duì)應(yīng)的高溫循環(huán)滑套和高溫防返吐固井滑套，下放管柱，分別將高溫循環(huán)滑套和高溫防返吐固井滑套打開，并將旋轉(zhuǎn)定位工具與固井定位接箍定位，標(biāo)記注水泥位置。

9） 注水泥固井作業(yè)。按照注水泥施工設(shè)計(jì)進(jìn)行泵注水泥作業(yè)。

10） 鉆桿碰壓及正洗水泥。水泥泵注完成后從鉆桿水泥頭釋放鉆桿碰壓膠塞，清掃鉆桿內(nèi)殘留水泥，膠塞落座鉆桿碰壓短節(jié)后，提升壓力打通鉆桿碰壓短節(jié)的洗水泥通道，同時(shí)上提管柱至洗水泥位置，進(jìn)行大排量正洗水泥，將井筒內(nèi)多余水泥徹底清洗干凈。此時(shí)高溫循環(huán)滑套和高溫防返吐固井壓裂滑套已被對(duì)應(yīng)的單向開關(guān)工具關(guān)閉。

11） 驗(yàn)高溫防返吐固井滑套。再次下放管柱至固井定位位置，鉆桿內(nèi)加壓10 MPa，驗(yàn)證高溫防返吐固井滑套關(guān)閉后的密封性能。

12） 驗(yàn)高溫循環(huán)滑套。上提管柱將固井充填服務(wù)工具與高溫循環(huán)滑套總成下密封筒配合，環(huán)空加壓10 MPa， 驗(yàn)證高溫循環(huán)滑套關(guān)閉后的密封性能。

13） 起出服務(wù)工具管柱。施工完成后上提管柱，將所有服務(wù)工具管串起出井筒。

3 關(guān)鍵工具研究及性能測(cè)試

3.1 高溫懸掛頂部封隔器

3.1.1 結(jié)構(gòu)組成

高溫懸掛頂部封隔器主要由鎖定機(jī)構(gòu)、高溫膠筒密封組合、卡瓦錨定機(jī)構(gòu)及解封機(jī)構(gòu)組成，如圖3所示。高溫頂部懸掛封隔器與液壓坐封工具配合，通過管內(nèi)加壓，液壓坐封工具活塞向下運(yùn)動(dòng)，推動(dòng)封隔器鎖定機(jī)構(gòu)下移，壓縮高溫膠筒密封組合和卡瓦錨定機(jī)構(gòu)，高溫膠筒密封組合被擠壓變形與套管壁貼合密封，同時(shí)封隔器上錐體下移卡瓦與套管壁錨定，完成高溫懸掛頂部封隔器的坐封過程，坐封力被封隔器鎖定機(jī)構(gòu)鎖定，防止高溫膠筒密封組合和卡瓦回退，且卡瓦具有雙向錨定功能。高溫懸掛頂部封隔器回收時(shí)，下入專用回收工具與封隔器下部解封機(jī)構(gòu)配合，上提剪斷解封銷釘，封隔器完成回收。

3.1.2 關(guān)鍵件強(qiáng)度校核

高溫懸掛頂部封隔器設(shè)計(jì)性能參數(shù)為耐壓等級(jí)21 MPa，懸掛能力700 kN，耐溫350 ℃。中芯軸材質(zhì)42CrMo，調(diào)質(zhì)后屈服強(qiáng)度不低于800 MPa，對(duì)中芯軸分別施加外壓21 MPa、拉力700 kN和內(nèi)壓21 MPa、拉力700 kN的復(fù)合載荷，使用ABAQUS進(jìn)行有限元分析，分析結(jié)果表明，中芯軸在外壓21 MPa、拉力700 kN復(fù)合載荷下的最大應(yīng)力為697 MPa，如圖4a，在內(nèi)壓21 MPa、拉力700 kN復(fù)合載荷下的最大應(yīng)力為592 MPa，如圖4b，均小于42CrMo材質(zhì)的屈服強(qiáng)度。

3.1.3 高溫密封性能測(cè)試

將高溫懸掛封隔器坐封在高溫測(cè)試工裝井筒內(nèi)，高溫測(cè)試系統(tǒng)流程如圖5所示。并使用高溫導(dǎo)熱油對(duì)封隔器高溫膠筒在常溫下和350 ℃高溫下進(jìn)行多輪次高低溫密封性能測(cè)試，試驗(yàn)表明該高溫懸掛封隔器可滿足多輪次350 ℃高低溫交變及21 MPa密封要求，高溫下測(cè)試曲線如圖6所示。

3.2 高溫防返吐固井滑套

3.2.1 結(jié)構(gòu)組成

高溫防返吐固井滑套主要由開啟關(guān)閉機(jī)構(gòu)及防返吐機(jī)構(gòu)組成，如圖7所示，其中開啟關(guān)閉機(jī)構(gòu)密封結(jié)構(gòu)采用718材質(zhì)C型環(huán)密封形式，可滿足350 ℃高溫密封要求及多次開啟、關(guān)閉操作。防返吐機(jī)構(gòu)可防止水泥泵注完成后返吐至井筒，保證井筒安全。高溫防返吐固井滑套可配合開關(guān)工具，通過下放或上提管柱來(lái)機(jī)械操作滑套的打開和關(guān)閉。

3.2.2 高溫密封性能測(cè)試

將處于關(guān)閉狀態(tài)下高溫防返吐固井滑套放置在高溫測(cè)試工裝井筒內(nèi)，首先并使用高溫導(dǎo)熱油對(duì)高溫防返吐固井滑套在常溫下和350 ℃高溫下進(jìn)行密封性能測(cè)試，然后在常溫狀態(tài)下對(duì)滑套進(jìn)行多次打開、關(guān)閉操作后再次放置在高溫測(cè)試工裝井筒內(nèi)進(jìn)行高低溫密封性能測(cè)試。試驗(yàn)表明該高溫防返吐固井滑套在多次打開、關(guān)閉后仍可滿足多輪次350℃高低溫交變及21 MPa密封要求，高溫下測(cè)試曲線如圖8所示。

3.3 熱應(yīng)力補(bǔ)償器

3.3.1 結(jié)構(gòu)組成

熱應(yīng)力補(bǔ)償器主要由外筒、密封機(jī)構(gòu)、伸縮芯軸組成，如圖9所示，熱應(yīng)力補(bǔ)償器設(shè)置在外層防砂管柱中，主要是用來(lái)補(bǔ)償高溫高壓注氣過程中管柱因熱脹冷縮物理特性所產(chǎn)生的熱應(yīng)力，防止管柱發(fā)生破壞，當(dāng)管柱熱應(yīng)力超過補(bǔ)償器預(yù)設(shè)剪切銷釘值時(shí)，密封機(jī)構(gòu)位置的剪切銷釘被剪斷，伸縮芯軸在熱應(yīng)力作用下自由滑動(dòng)，同時(shí)滿足管柱密封性能。通過功能測(cè)試表明，該熱應(yīng)力補(bǔ)償器可滿足350 ℃高低溫交變及21 MPa密封要求。

4 管柱功能性評(píng)價(jià)

4.1 充填模擬計(jì)算

以渤海遼東油田某井作為模擬對(duì)象進(jìn)行管柱功能性評(píng)價(jià)分析，鉆井參數(shù)如表1所示。

裸眼礫石充填參數(shù)按215.9 mm（8[/][1][2]英寸）井眼計(jì)算，充填排量1.0 m3/min，砂比4%，濾失速率10%，地層破裂系數(shù)取1.6。通過軟件模擬可計(jì)算出砂丘比為0.65。β波最后壓力12 MPa，低于地層破裂壓力13.32 MPa，共需要充填陶粒6.72 m3，充填液322.8 m3，充填模擬壓力曲線如圖10所示。

4.2 管柱下入模擬計(jì)算

管柱功能性是指管柱通過曲率變化井段的能力[11] 。管柱下入過程中，由于井眼曲率和管柱剛性的影響，管柱下入時(shí)遇阻視為不適用。依然以上井為例，使用LANDMARK軟件進(jìn)行管柱下入模擬計(jì)算，完井液密度選用1.03 g/cm3，頂驅(qū)產(chǎn)生的重力按0 kN計(jì)算，套管內(nèi)摩擦因數(shù)取0.25，裸眼段摩擦因數(shù)取0.30，管串組合如圖1～2所示。計(jì)算結(jié)果表明管串在下入過程中不產(chǎn)生屈曲，下入懸重為245 kN。計(jì)算數(shù)值曲線如圖11所示。

5 結(jié)論

1） 350 ℃熱采側(cè)鉆水平井分級(jí)固完井一體化工藝管柱與現(xiàn)有固井、防砂工藝管柱相比，可一趟管柱實(shí)現(xiàn)側(cè)鉆水平井注水泥固井及裸眼礫石充填作業(yè)，優(yōu)化了管柱結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，簡(jiǎn)化了施工流程，操作更加簡(jiǎn)單，可大幅縮短完井周期，降低施工成本。

2） 通過對(duì)關(guān)鍵井筒工具功能測(cè)試、有限元分析，對(duì)工藝管柱功能評(píng)價(jià)分析可知，關(guān)鍵井筒工具滿足350 ℃高低溫交變及21 MPa密封要求，工藝管柱充填摩阻較低，且管柱在裸眼段下入時(shí)不會(huì)發(fā)生屈曲，滿足完井管柱功能要求。

3） 350 ℃熱采側(cè)鉆水平井分級(jí)固完井一體化工藝管柱在滿足裸眼段固井和礫石充填的同時(shí)，可針對(duì)稠油熱采井滿足350 ℃高低溫交變及21 MPa密封要求，為海上側(cè)鉆水平井稠油熱采固井、防砂完井方式提供新的思路和方向。

參考文獻(xiàn)：

[1] 韓耀圖，劉鵬，林家昱，等. 側(cè)鉆水平井固井充填防砂一體化工藝的應(yīng)用——以曹妃甸11-2油田為例[J].斷塊油氣田，2018，25（3）：390-393.

[2] 魏愛拴，陳勝宏，許杰，等.海上油田固井防砂一體化技術(shù)[J].石油鉆采工藝， 2017，39（5）：570-573.

[3] 郝宙正，左凱，劉禹銘，等.中短半徑井眼固井防砂一體化管柱研究與試驗(yàn)[J].石油鉆探技術(shù)， 2019，47（2）：99-104.

[4] 李彥龍，董長(zhǎng)銀，張海龍，等.熱采井礫石充填防砂篩管外擠受力分析及應(yīng)用[J].斷塊油氣田，2014，21（6）：828-

832.

[5] 唐春燕，劉蜀知.稠油熱采技術(shù)綜述[J].內(nèi)蒙古石油化工，2007，33（6）：128-130.

[6] 董長(zhǎng)銀，張琪.水平井礫石充填過程實(shí)時(shí)數(shù)值模擬研究[J].石油學(xué)報(bào)，2004，25（6）：96-100.

[7] Moses， Nicholas， Ismayilov， et al. Single Trip Sand Control and Cementing System[C]// Paper presented at the Offshore Technology Conference Asia， Kuala Lumpur， Malaysia， March 2022.

[8] Penno， Andrew David， Fitzpatrick， et al. New Method of Well Construction Requiring Sand Control Increases Production Potential and Reduces Recovery Costs [C]// Paper presented at the SPE Offshore Europe Oil and Gas Conference and Exhibition， September 2007.

[9] 彭漢修，田啟忠，李海濤.側(cè)鉆水平井完井技術(shù)研究與應(yīng)用[J].石油天然氣學(xué)報(bào)， 2011，33（2）：135-137.

[10] 馬明新.水平井分段礫石充填技術(shù)及現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用[J].石油機(jī)械， 2014，42（7）：55-59.

[11] 許杰，韓耀圖，張強(qiáng)，等.完井管柱與井眼曲率適應(yīng)性有限元分析[J]. 石油機(jī)械， 2017， 45（3）：6-10.

[12] 高彥方，張海龍，劉正偉.稠油井注熱對(duì)井下篩管的影響因素研究[J].新疆石油天然氣， 2012，8（2）：86-89.

[13] 宋顯民，張立民，李良川，等.水平井和側(cè)鉆水平井篩管頂部注水泥完井技術(shù)[J].石油學(xué)報(bào)，2007，28（1）：119-121+126.

[14] 董明利.錦91塊熱采側(cè)鉆水平井完井工藝[J].特種油氣藏， 2004，11（1）：64-65+71.

[15] 杜長(zhǎng)全.側(cè)鉆水平井不固井防砂完井工藝實(shí)踐[J]. 石化技術(shù)，2015（3）：187.

收稿日期： 2024-01-22

作者簡(jiǎn)介： 徐鳳祥（1987-），男，河北衡水人，高級(jí)工程師，主要研究方向?yàn)橥昃郎凹夹g(shù)，E-mail：xufx@cnooc.com.cn。