海上首口高温高压水平井小井眼打孔管下入技术

魏安超冯雪松韩成李祝军徐斐

1.中海石油（中国）有限公司湛江分公司；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术湛江分公司

海上首口高温高压水平井小井眼打孔管下入技术

魏安超1冯雪松2韩成1李祝军2徐斐2

1.中海石油（中国）有限公司湛江分公司；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术湛江分公司

南海西部东方1-1气田F7H井是国内海上首口高温高压水平生产井，F7H井在Ø177.8 mm尾管中使用Ø148.6 mm钻头钻达目的层，完井作业需要在Ø148.6 mm井眼下入Ø114.3 mm打孔管。F7H井井眼小，井眼轨迹复杂，最大井斜角达到95.1 °，水平段长，目的层岩性复杂，地层温度接近150 ℃，地层压力系数达到1.94。下打孔管作业面临着摩阻扭矩大、井壁易失稳、井控风险高等问题。针对F7H井打孔管下入难题，计算了管柱下入摩阻，采用抗高温、润滑效果好的钻完井液体系和特殊结构的悬挂封隔器总成，密切监测溢流和井漏，最终成功实施了高温高压水平井小井眼打孔管下入作业。

水平井；小井眼；完井；打孔管；高温高压；封隔器

南海西部东方1-1气田位于莺歌海海域，开发储层为中深层的黄流组一段A、B两个砂体。该气田为大型泥底辟构造，深层欠压实泥岩在高温高压作用下，塑性流动上拱，使上覆地层局部隆起，形成穹隆状的背斜，黄流组一段地层压力系数1.88～2.00，地温梯度为4.17℃/100m。由于B砂体物性较差、产能较低，定向井开发无意义，故尝试性采用一口400 m水平段的水平井F7H井进行试生产，该井也是国内海上首口高温高压水平井。黄流组一段上部为大套厚层灰色泥岩、粉砂质泥岩，顶部夹粉砂岩、泥质粉砂岩薄层；下部地层主要为灰色浅灰色粉细砂岩、泥质粉砂岩，夹灰色泥岩。完井为支撑裸眼段井壁，在Ø148.6 mm小井眼中下入Ø114.3 mm打孔管，使用顶部悬挂封隔器总成悬挂于上层Ø177.8 mm套管内。打孔管下入作业面临着井眼小、摩阻扭矩大、高温高压井控难度大、储层岩性复杂、打孔管遇阻风险高等难题。通过打孔管管柱下入难度分析和下入摩阻计算，使用润滑性和储层保护效果好的钻完井液，采用特殊结构的顶部悬挂封隔器总成，密切监测溢流和井涌，保证了打孔管柱顺利下入到位。

1 技术难点

Technical difficulties

1.1 水平井井眼轨迹复杂，打孔管遇阻风险高

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

F7H井从545 m开始，经过三次造斜，三段稳斜，钻进至3 410 m进入水平段，即进入F7H井的目标储层黄流组一段B砂岩内。F7H井设计最大井斜角为91.04°，但是现场Ø148.6 mm井眼实钻过程中，在3 505 m处钻遇到泥岩，基地决定向上调整井眼轨迹，井斜角最大达到95.1°，水平段长近400 m，完钻井深为3 800 m。一方面，F7H井水平段井长，水平井打孔管下入过程中有效悬重会显著降低，打孔管下入遇阻风险大［1］；另一方面，F7H井井眼轨迹复杂，拐点多，打孔管刚性大的话，容易导致打孔管柱自锁，最终下不到位。

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

摩阻和打孔管管柱与井壁、套管、钻井液之间的摩擦有关，影响摩阻的主要因素有井斜角、井深、管柱结构、井眼等［2］。F7H井直井段仅为545 m，稳斜井段长达2 900 m，水平裸眼段接近400 m，打孔管柱进入大斜度井段后一般情况下会完全贴在下井壁上，造成送入管柱推力不够。同时储层裸眼井眼直径为148.6 mm，完井需要下入外径114.3 mm打孔管，而打孔管接头外径为141.3 mm，打孔管接头与裸眼之间的距离仅为3.65 mm，间距极小，打孔管在下入过程摩阻较大。

1.3 高温高压储层，井控风险高

HPHT reservoir resulting in high well control risk高温高压井钻完井液密度过低极易诱发井涌和井喷，密度过高极易诱发井漏［3-5］。F7H井储层温度接近150 ℃，压力系数达到了1.94，通过Wellplan软件模拟，在排量1 m3/min条件下，井底当量循环密度（ECD）已经达到2.10 g/m3，地层破裂压力2.20 g/ m3左右，钻完井液密度窗口相对较窄。再者井眼环空间隙极小，打孔管下入过程中，稍微的抽汲或压力激动都会引起当量循环密度的较大变化，这就大大增加了井涌的可能性。井涌一旦发生，由于环空间隙小，对于任意给定的气柱，会在环空占据较长的井段，产生更大的压降。同时，高温高压也会带来打孔管柱的连接漏失、封隔器失效等问题。

1.4 储层岩性复杂，打孔管遇阻风险高

Complex reservoir lithology resulting in high risk of perforation pipe resistance

在目的层黄流组一段Ⅲa砂岩钻井过程中，在斜深3 505 m处钻遇泥岩，调整轨迹向上钻进，重新进入黄流组一段Ⅲa砂岩，在调整轨迹过程中共钻遇了斜深45 m灰色泥岩段。泥页岩易水化分散、膨胀，造成井壁失稳和缩径，在打孔管下入过程中易遇阻。

2 技术措施

Technical measures

2.1 打孔管下入难度分析

Analysis on the running difficulty of perforation pipe in the hole

打孔管在通过水平井弯曲段时受力复杂，打孔管柱能否通过水平井段并顺利下至预定井深受井眼曲率、管柱直径等因素的影响，打孔管柱存在刚性过大无法下入的可能，为此必须进行打孔管柱下入条件的计算［6-7］。

（1）井眼最小曲率半径。打孔管柱通过弯曲段时，弯曲应力随井眼曲率半径的减小而增加。全角变化率反映了井眼实际井斜的变化，也反映了井眼实际方位的变化。F7H井裸眼段最大全角变化率3.95（°）/30 m，通过最大全角变化率计算井眼最小曲率半径

式中，Rzmin为井眼最小曲率半径，m；Kcmax为最大全角变化率，（°）/30 m。计算结果为435.38 m。

（2）打孔管可能下入的井眼最小曲率半径。该井下入打孔管钢级为L80，外径为114.3 mm，壁厚为6.88 mm，最小屈服强度为552.3 MPa，则打孔管可能通过的井眼最小曲率半径为

式中，Rcmin为打孔管可能通过井眼最小曲率半径，m；E为钢材弹性模量，取值2.1×105MPa；D为打孔管外径，mm；σ为最小屈服强度，MPa；K1为抗弯安全系数，取1.8；K2为丝扣连接部分安全系数，取值1.75。

Rcmin计算结果为68.45 m，Rcmin＜Rzmin，说明Ø114.3 mm打孔管能够通过全角变化率最大井段。

2.2 打孔管柱优化与下入摩阻分析

Perforation string optimization and running friction analysis

F7H井是一口小井眼井，相对于一般井而言，地层对管柱的摩擦阻力要大得多，为保证打孔管柱顺利下到位，需要优化管柱组合。首先，考虑到为减小打孔管柱刚度以及发挥加重钻杆加重作用，加重钻杆配置在井斜小于30°的井段；其次，为应对出现复杂情况，加重钻杆也需配置在管柱中性点以上井斜较小的井段；最后，要满足水平段以上的打孔管柱的浮重要大于地层对管柱的摩擦阻力。最终优化后的管柱组合为：Ø114.3 mm打孔管×450 m + Ø101.6 mm钻杆×2 500 m +Ø101.6 mm加重钻杆 ×120 m + Ø127 mm钻杆×730 m。

使用Wellplan软件对打孔管柱组合摩阻进行计算，由于使用的是油基钻完井液，同时考虑到裸眼为小井眼，故在技术套管和裸眼井段内的摩擦系数分别取0.25和0.45。计算得到上提悬重1 138 kN，下放悬重896 kN，空转扭矩为8 291.9 N·m，中性点深度为2 102.5 m。优化后的打孔管柱加重钻杆深度为850 m左右，此处井斜角为13.2°，发挥了加重作用，同时也在打孔管柱中性点深度之上，具备应对复杂情况的能力。优化管柱下放悬重896 kN，加上顶驱的重力，下放悬重可达1 246 kN，可以克服地层对管柱的摩阻。

2.3 钻完井液体系优化

Optimization of drilling and completion fluid system

目的层异常高压，钻完井液密度要达到1.95 g/cm3。同时由于地层温度高，为防止高温长时间作用对钻完井液性能的影响，要求钻完井液耐温性能好。考虑到F7H井水平段较长，打孔管柱进入水平段后，管柱会贴在下井壁上，地层对套管柱的摩擦阻力大；同时F7H井为小井眼，打孔管接头与裸眼间距极小，打孔管柱很容易卡在井眼弯曲段而无法下入，这对钻完井液润滑性能提出了更高的要求。F7H井裸眼段岩性复杂，含有一段泥岩，这要求钻完井液具有良好的抑制性能。

现场采用MEGADRIL油基钻完井液，性能参数如表1所示。表1中，高温高压滤失条件为3.5 MPa、150 ℃。由表1可知，MEGADRIL油基钻完井液在井筒中经过48 h的高温作用后，其密度、黏度、破乳电压均能保持稳定，具有良好的耐温性能，同时由于润滑系数低，说明油基钻井液具有良好的润滑效果。现场除了使用性能良好的钻完井液外，还需要密切监测计量罐、井筒、钻井液池以及钻井参数的变化，及时发现溢流、井漏等复杂情况。

表1 MEGADRIL油基钻完井液性能测试结果Table 1 Performance testing data of MEGADRIL oil based drilling and completion fluid

2.4 采用可旋转顶部悬挂封隔器总成

Adoption of top-hanging swivel packer assembly

F7H井由于钻完井液密度达到了1.95 g/cm3，在打孔管下入过程中，易造成顶部封隔器总成提前坐封。F7H井采用贝克休斯的可旋转SLZXP顶部封隔器，最大外径为146.7 mm，在液压坐封工具下推开胶皮和卡瓦实现坐封。该封隔器在打孔管柱下入过程中，SLZXP顶部封隔器在井中可以旋转和推入，相对传统顶部封隔器可以防止旋转引起的提前丢手，更重要的是，在旋转过程中，可以显著降低钻完井液循环当量密度，尤其对高温高压井，可降低复杂事故发生风险。

3 现场实施

Field application

3.1 作业前准备

Preparation before the operation

（1）由于是高温高压井作业，现场准备好钻杆防喷考克、钻杆循环头及相应的变扣，做好井控工作。

（2）下管柱前检查核实悬挂器总成、密封筒、浮鞋的尺寸、扣型、规格和配套情况，对下井工具进行试压和功能试验。

（3）由于SLZXP尾管悬挂封隔器坐封球外径为44.45 mm，必须用不小于50.80 mm的通径规通径。

3.2 施工步骤和效果

Application procedures an effect

（1）现场按照优化管柱下打孔管柱组合。

（2）在连接SLZXP尾管悬挂封隔器时，应检查其密封胶皮、卡瓦及销钉完好情况。下入打孔管过程中要操作平稳，严禁猛提猛放，控制下放速度小于0.3 m/s，避免下钻速度过快，导致井漏封。隔器缓慢通过防喷器，并且要锁死转盘，防止封隔器意外脱手。

（3）打孔管下至3 410 m进入水平裸眼段，下至3520 m处遇阻90 kN，多次上提下放无法通过，通过确认此处为泥岩段，也是调整井眼轨迹的井段，狗腿度为3.31（°）/30 m。现场小排量循环，打孔管通过遇阻点。后续下至3 540 m处再次遇阻，接顶驱开泵活动循环仍然遇阻，只能尝试通过开小转速（20 r/min）、小排量（350 L/min），缓慢下入打孔管，直至打孔管完全下入井底。旋转下入打孔管过程中，下入较通畅，管柱所受扭矩为8 137.9 N·m左右，扭矩较小。打孔管到位后，测上提下放悬重分别为1 009 kN、850 kN，实测结果小于软件模拟计算结果，可见油基钻完井液具有良好的润滑性。

（4）投Ø44.45 mm坐封球，并以230 L/min的排量送球入座，正向打压坐封SLZXP悬挂封隔器。下压100 kN，管柱不下移，过提140 kN，管柱不上行，验挂合格。可见旋转打孔管下入过程中对SLZXP悬挂封隔器没有造成影响。

（5）反转6圈，下压140 kN，上提确认工具脱手。

F7H井打孔管下入过程比较顺利，基本与设计时间持平，避免了复杂事故的发生，节约了大量成本。

4 结论

Conclusions

（1）施工前对小井眼打孔管柱下入技术难点分析以及应用相关软件进行管柱下入摩阻计算，优化打孔管管柱配置，为打孔管柱成功下入打下了基础。

（2）使用润滑性能、抗温性能良好的油基钻完井液，进一步减小了水平小井眼的摩阻，同时密切监测井涌、溢流，可有效控制高温高压完井井控风险。

（3）采用可旋转悬挂封隔器总成，提供了重要的解决遇阻问题的手段，避免了复杂情况进一步恶化，为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）

〔编辑 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,Ø148.6 mm bit is used in Ø177.8 mm liner to drill to the target layer,so it is necessary to run Ø114.3 mm perforation pipe in Ø148.6 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，冯雪松，韩成，李祝军，徐斐.海上首口高温高压水平井小井眼打孔管下入技术［J］.石油钻采工艺，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年毕业于长江大学，获学士学位，现主要从事油气井完井测试工艺研究应用与管理工作。通讯地址：（524057）广东省湛江市坡头22号信箱。电话：0759-3911722。E-mail:weianch@cnooc.com.cn