靖平 33-13井下筛管完井技术分析与认识

王文斌,刘小利,魏周胜

(中油川庆钻探工程有限公司,陕西 西安 710018)

靖平 33-13井下筛管完井技术分析与认识

王文斌,刘小利,魏周胜

(中油川庆钻探工程有限公司,陕西 西安 710018)

靖平 33-13井是 2009年长庆油田完钻的 1口气井水平井,由于储层垂深多次调整,导致井眼轨迹形成 2个分支。针对水平段完井情况和下筛管完井过程存在的问题,进行了下筛管技术难点分析,下筛管固井附件优选。通过多次通井施工和细化下套管技术措施,最终顺利将生产筛管下到设计位置,保证了后期储层改造和生产。研究认为,选用具备旋转拨物功能的旋转引鞋,为套管顺利下入到井底提供了保障;选用合理的通井钻具结构及通井措施,合理加放扶正器,对保证 ø114.3 mm筛管顺利下入起到了关键作用。

水平井;完井;筛管;靖平 33-13井;长庆油田

引 言

长庆气田属低压、低渗透、低产量气田,针对气藏的地层特点及储层特征,通过水平井钻井技术提高气井单井产能,是高效、低成本开发长庆气田的有效途径。靖平 33-13井是 2009年长庆油田分公司在鄂尔多斯盆地伊陕斜坡构造上完钻的 1口气井水平井,该井设计井深为 4 550 m,实际完钻为4 351 m,由于储层垂深不稳定,水平段垂深多次上下调整,造成井眼轨迹弯曲、不平滑,出现较大的拐点,形成了 2个分支井眼,给下步 ø114.3 mm生产筛管完井施工造成了很大的困难。为此,对靖平33-13井水平段完井情况和下筛管完井技术进行了介绍,总结了技术经验,对今后复杂情况下ø114.3 mm生产筛管顺利下入有着重要意义。

1 靖平 33-13井完井情况

2009年 5月 10日,靖平 33-13井水平段钻至井深 3 903 m处 (垂深为 3 349.12 m),从入窗3 534 m处垂深抬高 6.49 m,经现场地质导向判断分析认为,钻头处于马五 12中上部,建议从斜深 3 700 m (垂深为 3 355.1 m)处悬空侧钻继续水平段钻进。

(1)第 1分支从入窗 3 534 m(现场地质导向小组确定入窗点为 3 534 m)开始,已完成 369 m,井深为 3 903 m。

(2)第 2分支从 5月 19日开始水平段悬空侧钻,侧钻点为 3 696 m,目前水平段已完成 817 m (完钻井深为 4 351 m)。由于该井在水平段施工过程中进行了悬空侧钻,轨迹存在较大拐点,同时该井所钻水平段呈上倾趋势,目前第 2分支自侧钻点垂深已抬升 10.95m。

(3)水平段钻具组合。ø152 mm牙轮钻头 + ø120 mm螺杆 (1°)+回压凡尔 +扶正器 +MWD接头 +无磁钻铤 +ø88.9 mm加重钻杆 ×15根 + ø88.9 mm钻杆 ×75根 +ø88.9 mm加重钻杆 ×54根 +88.9 mm钻杆 ×94根 +转换接头 (311×410) +转换接头(411×520)+ø139.7钻杆 ×207根。

(4)水平段泥浆性能:密度为 1.11 g/cm3,黏度为 65 s,失水量为 4 mL,pH值为 11。

2 下筛管技术难点

(1)由于储层变化,进行悬空侧钻,造成井眼轨迹复杂 (弯曲不平滑呈波浪上翘 6.49 m/10.95 m),成双分支。

(2)水平段长为 817 m,后期在 4 310 m后钻井过程中上提下放摩阻大,为 300～450 kN,扭矩大,转盘倒转圈数为 5～7圈,同时水平段泥质含量较高,容易吸水膨胀,造成缩径。

(3)下套管出现遇阻,不允许循环及旋转,考虑到提出式液压尾管悬挂器循环有可能提前坐挂(6～8 MPa),即使小排量建立循环,由于是筛管,不能有效清洁水平段沉砂及岩屑。

(4)由于 J55、LTC、ø114.3 mm筛管屈服强度低,为 660 kN,摩阻预测[1]为 30～200 kN,若出现井下遇阻,活动载荷很小,下筛管完井施工比较复杂,易产生应力集中。

(5)根据井眼轨迹及钻井情况,套管有可能下入第 1个分支,完钻井深为 3903m,若上提下放无遇阻,可以起套管,若上提遇阻,下步措施难以确定。

3 下筛管固井附件优选

(1)ø177.8 mm×ø114.3 mm尾管悬挂器选型。根据井身结构、井眼轨迹及完井要求,为保证悬挂器下到设计位置,顺利完成坐挂和倒扣任务,满足后期储层改造,选用了德州大陆架液压式尾管悬挂器(表 1)。

表 1 ø177.8mm及 ø114.3mm尾管悬挂器性能参数

(2)ø114.3 mm刚性螺旋滚柱扶正器[2]。主要用于斜井段及水平段套管居中、防黏卡、降摩阻、提高顶替效率及减小遇阻冲击力,其结构组成主要由本体、扶正条、滚轮组成。

(3)旋转引鞋。针对长水平段下筛管的难点,选用 ø114.3 mm旋转引鞋的主要作用:下筛管时起导向作用,螺旋式的旋转翼片具有遇阻旋转拨物功能,能将管柱前端的岩屑等堆积物拨散,减少套管(筛管)下入时的阻力和遇卡现象。同时为了防止后期试采时连续油管卡在引鞋的导流孔,特意选用盲孔。

4 ø114.3 mm筛管入井技术措施

4.1 井眼准备(通井作业)

(1)根据水平段正常钻井时的摩阻、扭矩、井壁稳定及遇阻情况,用双扶正器通井 (ø148～ø150 mm,加 ø120 mm钻铤 1～2根),在阻卡段必须进行划眼及水平段短起下钻作业,直至井眼畅通,认真做好遇阻、遇卡记录[3]。

(2)钻具下到井底后要循环,彻底清除井底沉沙 (采取打稠泥浆清扫水平段),必要时分段循环,清除水平井段的岩屑床。

(3)根据震动筛上岩屑返出情况进行起钻,起钻时加入有塑料(玻璃)小球及润滑剂的泥浆填充水平井段,降低下套管摩阻[4]。

4.2 送入钻具组合及尾管管串结构

尾管管串结构:旋转引鞋 +ø114.3 mm筛管 + ø114.3 mm盲管 +ø177.8 mm×ø114.3 mm悬挂器。送入钻具组合:ø88.9 mm加重钻杆 +ø88.9 mm钻杆 +转换接头 +ø139.7钻杆。

4.3 扶正器加放位置及数量

根据井眼轨迹、通井情况、套管弯曲曲率[5]、钢性及钢性螺旋滚柱扶正器性能综合考虑分析,加放扶正器。

(1)旋转引鞋后 150 m不加钢性螺旋滚柱扶正器。

(2)水平段每 4根套管加放螺旋滚柱钢性扶正器 1只。

(3)尾管重叠段 5根套管加放 1个钢性螺旋扶正器。

4.4 套管及附件的准备和井场检查

依据固井设计中管柱设计的要求及规格进行套管和附件准备[6-7]。

(1)套管附加量应以总井深为参照核对送井套管总数,附加 6%～10%,套管由钻井总公司按设计要求保质保量送到井上,筛管为 900 m,盲管为 400 m。

(2)套管附件要质量可靠、性能稳定,有产品合格证。

(3)套管及附件的装卸及拉运要求数量准确、轻装轻卸,以防损坏。

(4)用符合标准(API5A)的内径规通径,和筛管相比内径不小于 3.175 mm,长度不小于 300 mm,同时检查套管接箍、螺纹及管体表面,凡经通试、检查合格的套管,对公母螺纹进行认真清洗,防止丝扣损伤,确保丝扣密封性[8-10]。

5 现场施工及认识

(1)完井方案。盲管为 3 220～3 561 m,长度为 341 m,筛管为 3 561～4 340 m,长度为 779 m,筛管悬挂位置为 3 220 m(30°)。

(2)施工数据。2009年 7月 5日 00:20至07:07,下完尾管,开始连接悬挂器;07:07至 08: 45,下入悬挂器,开始下入送入钻具;08:45至 17: 20,下完送入钻具,灌满浆;17:35至 17:55,投入胶木球,接上方钻杆 7 MPa顶通,泵送胶木球;17:55至18:20,球到达球座,憋压12MPa,悬重由850 kN下降至 650 kN,下压 200 kN,下放距离为1.2 m,判断已经坐挂,卸压,正转 30圈,基本不回转,憋压 5 MPa,上提钻具,压力降为 0,悬重不变,判断已经脱手,起钻。

(3)靖平 33-13井下 ø114.3 mm筛管现场施工顺利,基本满足工程设计及甲方要求。分析认为:①选用具备旋转拨物功能的旋转引鞋,为套管顺利下入到井底提供了保障;②选用合理的通井钻具结构及通井措施,合理加放扶正器,为保证ø114.3 mm筛管顺利下入起到关键作用;③下完钻具必须向钻杆内灌满浆,排除其中空气,防止开泵憋漏地层。

6 结 论

(1)靖平 33-13井双分支井眼下筛管完井技术难度大,通过技术难点分析,有针对地采取合理的通井措施及固井工具附件,最终确保了 ø114.3 mm筛管的顺利下入。

(2)随着长庆油田 5 000×104t/a上产的要求,水平井作为一种有效的开发方式在长庆油田将会进一步推广与应用,形成的复杂情况下筛管完井施工技术对今后水平井开发提供了良好的技术支撑。

[1]齐月魁,徐学军 .BPX3X1大位移井下套管摩阻预测[J].石油钻采工艺,2005,27(6):11-13.

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[6]王永平,邢德才 .塔河油田 S114井盐膏层窄间隙尾管柱下入工艺[J].西部探矿工程,2006,29(5):57-59.

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编辑 王 昱

TE257

A

1006-6535(2010)05-0107-03

20100125;改回日期:20100625

川庆钻探工程有限公司项目“长庆气田水平井快速钻井配套技术完善与推广“现场试验内容 (钻 2009-55)

王文斌 (1971-),男,高级工程师,1992年毕业于西南石油大学石油工程专业,主要从事固井工艺、固井工具、水泥浆体系等方面的研究开发工作。