渤海埕北区块大位移井封隔尾管悬挂固井工艺

郑杜建，李建业，袁海峰，刘 进

（1.中国石化石油工程技术研究院德州大陆架石油工程技术有限公司，山东德州 253005；2.中国石油海洋工程有限公司钻井事业部，天津塘沽 300450；3.中国石油长城钻探工程有限公司钻井二公司，辽宁盘锦 124000）

渤海埕北区块大位移井封隔尾管悬挂固井工艺

郑杜建1，李建业1，袁海峰2，刘 进3

（1.中国石化石油工程技术研究院德州大陆架石油工程技术有限公司，山东德州 253005；2.中国石油海洋工程有限公司钻井事业部，天津塘沽 300450；3.中国石油长城钻探工程有限公司钻井二公司，辽宁盘锦 124000）

针对渤海埕北区块大位移井在尾管固井施工环节中存在的一些技术难点，提出了一系列施工中的技术措施及要求，制定了较为完善的斜井尾管固井工艺技术措施；以CB32B-1井施工为例，制定的措施对尾管的顺利到位、悬挂器的成功坐挂与坐封、尾管固井的施工正常进行创造了良好的条件；通过声幅CBL固井质量的测定，固井综合质量评定为良好。固井实践表明：该系列技术措施对固井质量的提高有着一定的有效作用，为以后该海域此类复杂井的封隔式尾管悬挂固井提供了相关借鉴和参考。

埕北区块；大位移井；封隔式悬挂固井；技术措施；固井质量

1 CB32B-1井基本概况

1.1 地质情况

埕北32油田位于渤海海域，已完钻共9口井（其中探井3口，开发井6口），目前已经投产5口，基本上属于正常温度和压力系统，原油油质较好，为低密度、低黏度原油。Ed8砂组储层平均孔隙度17.9%，平均渗透率45.5×10-3μm2；Ed9砂组储层平均孔隙度13.2%，平均渗透率30.9× 10-3μm2。油藏储层为砂岩，属河流相沉积，胶结疏松，非均质性强，颗粒分选性差；油田范围内断层发育，套管不易下入和固井发生漏失的风险大[1]。此区块油藏分布主要受构造控制，其次受岩性控制，油藏类型属中孔中渗、低饱和、稀油、常温常压岩性构造油藏。图1为CB32B-1井油藏剖面图。

图1 埕北32区块CB32B-1井油藏剖面图

1.2 井身结构

CB32B-1井为开发井并采用三级井身结构，三开钻进至3 872.00 m完钻，然后采取射孔方式完井。本井下入5-1/2″尾管，采取尾管悬挂方式固井。该井水平位移长达1 092.96 m，给下套管和固井作业带来一定的难度。井身结构如图2所示。

图2 埕北32B-1井井身结构示意图

1.3 钻遇复杂情况

该井在钻至3 300 m左右到完钻，均有掉块现象，掉块直径大约在1 ~ 4 cm。完钻后电测仪器下至井底，上起过程在3 775 m处遇卡，现场分析为井壁掉块，造成井眼垮塌，随后进行穿心打捞。打捞结束后下钻通井至3 560 m，划眼至3 849 m，划眼过程中顶驱多次憋停，循环返出大量掉块，直径1 ~ 4 cm。最终用钻杆输送电测仪器进行测井，且未测井径。

2 大位移井尾管固井分析

2.1 尾管固井难点

（1）该井从92 m处开始定向，且水平位移长达1 092.96 m，井斜角大、摩阻大，狗腿度最大14.6°，下套管作业存在一定难度。

（2）该井为尾管固井，对入井工具及套管附件性能要求高，对施工操作要求严格。

（3）尾管悬挂器坐挂后卡瓦处过流面积变小，且井眼掉块现象严重，固井施工时容易发生岩屑憋堵，如措施不当容易憋堵导致地层憋漏或“灌香肠”。

（4）本井下部井段井斜较大，裸眼井段的井斜全部在24°以上，套管难以居中，顶替效率难保证。

（5）缺少电测井径数据并且井眼不规则，难以准确计算入井水泥量，可能造成水泥返高不够或是尾管内塞面过高。

2.2 技术措施

（1）通井时采用性能稳定的钻井液，以2.2 m3/min以上的大排量充分洗井循环，振动筛上无岩屑返出方可起钻，确保井壁稳定，井眼干净，摩阻小，无漏失，油气上窜速度小于15 m/h。

（2）起钻过程如果有阻卡段，则采用倒划眼、短起下等措施，反复循环，确保井眼畅通。

（3）下尾管前对相关施工设备、设施进行认真检查保养。下尾管要专人负责，每下10根尾管灌满一次泥浆，送入钻具每5立柱灌满一次泥浆。

（4）下套管过程中要防止任何井下落物，套管密封脂均匀涂在公扣上；上扣扭矩按API标准执行，下放尾管和送入钻具时要匀速下放，防止压漏地层。

（5）尾管上钻台要戴尾管帽公护丝，起吊要有专人指挥防碰撞，对扣要平稳轻放严禁错扣。

（6）尾管进入裸眼段以后每根立柱下入速度均匀并且时间控制在90 ~ 120 s，不得猛提、猛放，不得旋转，套管在裸眼段静止时间不得超过3 min，以防止黏卡。

（7）悬挂器入井后，记录尾管部分悬重，锁死转盘，到位后，反复上提、下放尾管，做好悬重记录，为坐挂提供依据。

（8）送入钻具要使用厂家提供的Φ67 mm通径规进行通径后方可入井，严防通径规掉入钻具内。

2.3 循环洗井

（1）尾管下到位后，首先将钻具内灌满泥浆（禁止尾管内未灌满泥浆便打通循环）。

（2）开泵小排量顶通，待井底沙子返到悬挂器以上后，逐步提高泵排量至1.2 m3/min循环。

（3）固井前循环洗井不少于2周，排量2 m3/ min，保证井眼干净，确保水泥浆上返时不发生憋堵。

（4）固井前应调整泥浆性能，在井眼安全的前提下，必须对钻井液的性能进行调节，降低钻井液黏度和切力，改善井眼泥饼质量和净化程度，降低钻井液滤失量，以降低替浆时所需的驱动力，提高顶替效率和二界面胶结质量[2]。

（5）控制泵压不超过悬挂器座挂最大压力，以免提前坐挂。

2.4 尾管固井施工风险分析

为确保尾管固井施工的安全、顺利实施，下尾管前召集各服务商进行尾管固井技术交底会议并作出JSA（Job Safety Analysis），见表1。

表1 CB32B-1井尾管固井施工风险分析

3 封隔尾管固井施工应用

3.1 CB32B-1井尾管坐挂计算

Φ244.5×Φ139.7封隔尾管悬挂器采用液压坐挂、机械坐封封隔器方式，使用时配合专用的送入工具，将封隔尾管悬挂器及尾管下入到设计深度，实现坐挂尾管、丢手及固井作业。

尾管坐挂数据计算：

浮力系数f =1－1.25/7.85=0.840 8，尾管浮重W1= 1 286.2×29.26×0.840 8=32 t，坐挂憋压时钻具附加负荷W2=（100×3.14×108.62×108.62 ×12）/4=11.34 t，送入钻具所承受的拉伸负荷W = W1+ W2= 43.34 t，坐挂时钻杆距ΔL=（0.9× 43.34×103×9.8×2 580.31）/（100×2.059×105×34.02）=1.41 m,倒扣后下压钻杆回缩距ΔL'=（0.9 ×10×103×9.8×2 580.31）/（100×2.059×105× 34.02）= 0.33 m，悬挂所需要的回缩距L = 1.41 + 0.33 + 0.6 + 0.27 = 2.61 m，钻杆一次允许扭转圈数N = 2 850.31×0.009 911=25.6圈。

3.2 水泥浆量的确定

由于缺少电测井径，现场用测量钻井液循环周的方法来估算裸眼段的容积，共测量循环周4次，泵冲分别为7 200、7 000、6 500、6 600冲。以最大的7 200冲进行估算，考虑到测量钻井液循环周的方法存在误差，注入水泥量在此基础上再附加30%。按照温度梯度（3.1℃/100 m）理论推算井底静止温度113℃，循环温度98 ℃，井底43 MPa作为设计依据；实验结果领浆稠化时间310 min，尾浆稠化时间220 min，均能满足尾管施工作业安全[3]。

3.3 管串结构

弹簧式浮鞋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+弹簧式浮箍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+封隔式尾管悬挂器+送入钻具（127 mm×NT-110HS×9.190 mm ×NC50）2 581.31m。

3.4 扶正器设计

尾管良好的居中度对于固井质量的提高起着重要的作用[2]。该井依据以下原则设计了尾管扶正器的安放（表2）：

（1）选用优质的尾管扶正器，保证尾管居中度不小于67%。

（2）油层顶底界必须加扶正器，以保油层段尾管固井质量。

（3）尾管与技术套管的重合段选用螺旋形刚性扶正器，保证悬挂器的居中坐挂。

表2 扶正器的安放位置

3.5 坐挂数据

套管下完后灌满泥浆称重30 t，送放尾管一次性顺利到位后开泵建立循环，后期循环排量为1.5 m3/min，压力7.5 MPa。投球坐挂悬挂器，憋压12.5 MPa，悬重从135 t下降至60 t，回缩1.65 m，坐挂成功；继续憋压16 MPa憋通球座建立正常循环，正转倒扣29圈，上提钻具1.0 m，重复2次确认脱手后下压10 t，开泵验证密封性良好，循环准备固井。

3.6 固井施工

管线试压25 MPa；注冲洗液6.5 m3排量0.7 ~ 1.0 m3/min，密度1.0 g/cm3，压力2 ~ 6 MPa，放回水断流；注领浆24.6 m3排量0.6 ~ 0.8 m3/min，密度1.90 g/cm3，压力2.5 ~ 7 MPa；注尾浆27.7 m3排量0.6 ~ 0.8 m3/min，密度1.9 g/cm3，压力2 ~ 3.5 MPa；注压塞液2 m3；替井浆11.54 m3，密度1.25 g/cm3，排量1.5 m3/min，压力12.5 ~ 7.5 MPa；替入保护液3 m3，井浆22 m3，密度1.25 g/cm3，排量1.45 ~ 0.3 m3/min，替浆到量碰压5↑15 MPa，放回水断流，拆水泥头，接顶驱坐封封隔器，悬重由95 t压至65 t座封封隔器。缓慢上提钻具3.5 m，及时开泵循环出多余水泥浆3 m3。起钻悬重正常，候凝48 h探塞。

4 固井CBL质量评价

通过CBL声幅测井检测固井质量，结果显示，CB32B-1井固井质量优良率占全封固段的96.7%，且主力油层位置CBL值均为10%（图3），固井质量综合评定为良好，说明此次固井作业非常成功，为以后的油气开采提供了有利条件。

图3 埕北32B-1井油层尾管固井质量CBL曲线（红色为油层的位置）

5 认识体会

（1）本文以CB32B-1井的尾管施工情况、数据对渤海埕北区块的油井开发提供了设计及施工的参考依据。

（2）埕北32B区块第一口封隔式尾管悬挂方式固井的成功应用，节约了大量的生产成本，为以后该海域此类井的施工工艺提供了相关借鉴和参考。

（3）对于大位移井的尾管施工，需要做出缜密的施工设计，以保证施工的顺利和连续。

[1] 姜伟．大位移井钻井技术在渤海油田中的应用[D]．四川成都 ：西南石油学院，2002．

[2] 蒋世全，施太和，杨道平．套管旋流扶正器的流速模拟研究和应用[J]．中国海上油气（工程），1998，10（6）：31-37．

[3] 崔军，朱本岭，廖华林，等．胜利油田埕北21-平1大位移井固井技术[J]．石油钻采工艺，2000，22（6）：1-3．

道达尔提前开启印尼南马哈卡姆天然气凝析油项目

据道琼斯消息，法国石油巨头道达尔公司11月6日宣布开启南马哈卡姆（South Mahakam）天然气凝析油项目，比计划提前两个月。南马哈卡姆项目是道达尔为弥补马哈卡姆产量分成合同产量下降所采取计划的一部分。该项目将分阶段开发三个天然气凝析油田（Stupa、West Stupa和East Mandu）以及两个天然气田（Jempang和Metulang），这些油气田位于距巴厘巴板东南约35千米，以及Peciko气田以南58千米，水深范围45～60米。

该项目的油气产量将逐步提高，明年底将达到平均6.9万桶标油/日，包括1.8万桶/日的凝析油。

摘编自《中国能源网》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

郑杜建，男，1985年生，助理工程师，大学本科，主要从事固井工具工艺现场技术。E-mail：zdj@shelfoil.com。