福山油田环保隐患治理井安全钻井技术

陈全发　朱峰　杨灿　饶开波

摘 要：福山油田朝阳区块注水系统环保隐患治理井是一口对高压注水井（井口压力20MPa），但由于注水系统故障，需要实施泄压、压井、起油管以及后续侧钻作业和井下作业，目的是消除安全隐患、恢复注水系统的完整性。但由于该井承压时间长、井口压力高、井下情况风险高等特点，带来较大的环保隐患，施工风险与难度相对较高。本文对该井的施工难点进行了分析，对施工过程进行了总结，重点对前期井眼准备中压井过程、裸眼侧钻经过及后期井下作业中的洗井、射孔、试注进行了详细阐述。该井施工包括了修井、钻井及试油的一系列工程，在类似井施工中有一定的借鉴意义。

关键词：风险控制；压井；高压；注水井；侧钻

DOI：10.16640/j.cnki.37-1222/t.2018.21.059

1 老井眼简况及施工风险

需治理的老井井号为朝4x，为福山油田朝阳区块一口高压注水井（井口压力20MPa），但存在注水系统环保隐患治理。但由于注水系统故障，需要实施泄压、压井、起油管以及后续侧钻作业和井下作业，目的是恢复注水系统的完整性。但由于该井承压时间长、井口压力高、井下情况风险高等特点，带来较大的环保隐患，施工风险与难度相对较高。该井为一口三开井，套管结构为Φ339.7mm+Φ244.5mm，井深4510m，未下油层套管，曾经采取技套鞋（1998.12m）打水泥塞完井，塞面深度1946.84m。后期在1833.4-1889.4m技套内井段实施射孔，下十字叉+Φ73mm加厚油管至1900.35m，转为注水井，日注量80m3，注水期约3年。由于朝4x井注水压力高达20MPa，不能正常注水，同时，由于井口长期承压较大、井口控压设备的逐年老化，存在极大的环保隐患，需侧钻、治理环保隐患，同时恢复注水系统。

施工难点：

（1）井眼准备复杂。老井朝4x井井口压力达20MPa，如何压稳地层、安全地起出油管，做好侧钻井眼准备是个較为复杂的问题。

（2）侧钻难度大。若射孔段套管变形严重则采用Φ244.5mm技套锻铣侧钻，若技套内下Φ215.9mm钻头+Φ212mm稳定器通井正常，则采用裸眼侧钻，老井眼浸泡时间长，可能垮塌严重，存在大肚子井眼。

（3）卡钻风险大。老井眼压完井后，侧钻钻进钻井液密度较高，压差卡钻风险大；老井眼采取技套脚打水泥塞完井，后期施工存在技套脚掉水泥块卡钻风险。

（4）后期井下作业恢复注水系统复杂。井口需换装采油树及封井器，增加了工作难度；钻井队井架不便于立油管，每趟下井油管都需起甩油管，增加了安全风险。

2 地面隐患治理与压井

清理井场地面注水设备，安装钻井队设备及连接泄压流程，共泄出1370m3水，井口静止压力降为油压7.5MPa、套压8MPa。

压井前地面配置密度1.55g/cm3钾盐聚合物钻井液120m?，正循环压井排量0.65-0.68m?/min，控制返出量0.60-0.72m?/min。压井液出油管前立压由14MPa降至10MPa，套压8-10MPa；出油管后，立压逐渐上升至12MPa，套压逐渐下降至4MPa。返出压井液密度1.50g/cm?，当测得出口密度1.53g/cm?时停泵，套压、立压为0，出口无溢流，压井成功，累计注入压井液80m?，返出79m?。压井成功后，采取同比重钻井液循环2个全程，排量0.65m?/min，无溢流。开井静止观察24h无溢流，压井成功。之后安装2FZ18-35型封井器后起出井内油管。

起出油管125根，发现环空有小量钻井液外溢，关井套压为0，外溢流量1L/8min，组织下油管、地面配1.60g/cm3压井液。压井一个循环周至出口密度1.60g/cm3，入口密度1.60g/cm3，静止观察期间出口无外溢。静止观察32h无明显受侵情况，判断井控风险不大，下步决定井浆密度提至1.70g/cm3后起油管。之后拆井口2FZ18-35封井器，安装FH35/70+2FZ35-70+ST35-70防喷器组及节流、压井管汇等井控设备，并试压合格。

3 通井挤水泥与承压

下钻通井（Φ215.9mmHA517G×0.25m+430/410×1.22m+Φ165mm浮阀×0.5m+Φ212mm稳定器×1.81m+Φ127mm加重钻杆×159.776m+Φ127mm钻杆），探塞塞面深1946m，下钻过程中无阻卡情况，钻塞至1949m，循环返出为硬水泥颗粒，无铁屑。下光钻杆至1910m，接固井设备挤水泥作业，共注入平均密度为1.88g/cm?水泥浆12m?，替浆13.8m?，起钻至1453m关井挤入6m?钻井液，立压12MPa，憋压20min后套压7.5MPa，开井泄压，返出0.72m?，继续起钻完，候凝36h。下钻探塞，塞面位置1780m，即封固段为1780-1910m，已封固射孔段（1833.4-1889.4m），钻塞至技套脚，做承压试验，当量密度为1.94g/cm?，未漏，满足后期施工要求。继续钻塞出技套（技套深1998.12m），钻塞出套管5m后进入老井眼，已无水泥塞，继续划眼至2017m，由于井塌严重，无放空情况，开泵可承受240KN静压，计划在该位置侧钻。

4 侧钻与钻完井

4.1 裸眼侧钻

第一次侧钻失败：侧钻钻具Φ215.9mmBIT+Φ172mm1.25°螺杆+浮阀+MWD+Φ165mmNMDC 1根+Φ127mmHWDP17根+Φ127mmDP。从2017m侧钻至2052m钻时突然变快，钻回老井眼，停泵观察无泥浆外溢情况，起钻换常规钻具下钻在老井眼冲划通井。考虑到老井眼浸泡时间长，下部可能存在垮塌、大肚子情况，划眼难度大，经和甲方领导沟通打水泥塞侧钻。

第二次侧钻成功，但下钻风险较大：为确保侧钻成功，采用“直螺杆+弯接头”组合，侧钻组合为Φ215.9mmBIT+Φ172mm直螺杆+Φ165mm1.75°弯接头+Φ165mm浮阀+Φ165mmMWD +Φ165mmNMDC 1根+Φ127mmHWDP 17根+Φ127mmDP，从2037侧钻至2054m，测得夹壁墙1.23m，返出岩屑为绿灰色泥岩，无水泥颗粒，确定侧钻出老井眼，起钻换“PDC+1.25°螺杆”定向钻具下钻至2037m（侧钻造斜点位置）遇阻，各个方位试下入无效，原因分析：造斜位置可能存在台阶，本趟钻下入PDC+1.25°螺杆，刚性改变，钻头难以入造斜位置。考虑到PDC工具面不稳、切削水泥快，不容易入窗口，下步起出钻具换牙轮钻头，摆好方位后划眼、修整窗口。再次下入“牙轮钻头+1.25°螺杆”组合，下钻至2037m仍有遇阻情况，摆方位至原先定向方位240°定向划眼，逐渐偏离老井眼，侧钻成功。

4.2 钻完井作业

钻进风险：侧钻成功后，主要存在问题是该井使用1.70g/cm3压井液密度压井成功，虽然后期挤水泥封固了射孔段，无溢流情况，但是否将所有炮眼封固好，没有检验措施，后期采用高密度钻进，一方面容易发生井漏，一方面容易发生粘卡，若是降低密度有可能上部注水层段再次出水，造成溢流，同时在使用高密度钻进的井段突然降低密度，存在井眼垮塌的風险。

风险控制措施：（1）简化钻具组合。（2）逐渐把密度降至1.50g/cm3，过程中加强坐岗、加密测量泥浆液量与性能，如出现水侵、掉块情况，及时提高泥浆密度。（3）加入石墨、极压润滑剂等将钻井液摩阻系数降至 0.10 以下，提高钻井液润滑防卡能力。（4）钻井液粘度控制在50-70s，预防粘吸卡钻。（5）提前储备好充足的单封、复合堵漏剂等堵漏材料，发生漏失随即堵漏。

该井后续施工过程中逐步把密度降至1.54g/cm3完钻，未发现水侵及地层垮塌情况。后期在涠三段钻进，接完单根粘钻具，下放不明显，上提附加14-22t，现场主要加乳化沥青和石墨改善泥浆润滑性；钻进至2744m短起下8柱因粘卡每次卸立柱后上提附加拉力30t左右方可提开，起钻过程中无拉力显示，下钻到底开泵正常，停泵及短起下期间高架槽无外溢情况。钻进至2826m完钻，两次完井电测顺利，固井质量优质。

5 井下作业

5.1 洗井与射孔

测声幅合格后，进行油层套管坐卡，安装35MPa采油树四通及2FZ18-35封井器，连接洗井管线。下Φ116mm *1.42m通井规+Φ73mm加厚油管162根，坐油管挂，完成Φ116mm通井规深度1530m，清水18m?反替泥浆；之后拆除洗井管线起出油管挂，继续下油管。下Φ116mm *1.42m通井规+Φ73mm加厚油管134根，实探人工井底深度2801.2m，坐油管挂，完成φ116mm通井规2798m，连接替浆管线，清水33m?反替泥浆，洗至进出口液性一致。

起完油管后拆原井井口大四通，换装QS65-70型采油树大四通，坐油管挂，完成射孔管柱深度，射孔枪底孔2715.8m，顶孔2481.6m，起爆器2478.22m，筛管2477.735m，定位短节2457.783m。连接放喷管线、投棒、枪响，射孔井段（涠三段）：2481.6-2715.8m，观察2h，出口返液，流量2.2m?/h。使用密度1.05g/cm?压井液60m?反循环洗井，洗至进出口液性一致，停泵观察无流体外溢。拆采油树上挂，装2FZ18-35防喷器，起甩油管，起完射孔枪，检查发射率为100%。

5.2 试注

下十字叉+Φ73mm加厚油管289根，下深2735.53m，反洗井45m3，测得进出口液性一致，安装QS65-70型采油树，泵车注清水试注，泵压12MPa，稳压10min，注入0.7m3；泵压15MPa稳压10min，注入1.2m3；泵压20MPa稳压10min，共注入2.2m3，完井。连接注水流程，交井，污水处理厂开始注水，日注水量200-280m3。

6 结论与认识

（1）各项作业前，应进行风险识别与安全交底，切实做好安全措施。

（2）井口压力高，小井眼压井作业时，井口压力控制与常规压力计算值不符合，实际施工时，要密切测量注入液量与返出液量的平衡，合理控制闸门，确保压稳地层。

（3）在老井眼侧钻时，可能存在井眼垮塌、大肚子井段，侧钻初期导向钻进容易钻回老井眼，导致侧钻失败。

（4）在使用高密度压稳地层后施工的井，在钻进施工中钻井液密度高，建议使用盐水泥浆，同时加大润滑剂的投入，确保钻井液有良好的润滑性，同时简化钻具组合，防粘卡。

（5）在进行后期井下作业时，需要多次拆换井口，安装循环流程，在作业时，要提前做好准备工作，加强工序的衔接。

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作者简介：陈全发（1984-），男，本科，中级工程师，研究方向：钻井技术应用。