东海深井长水平段下部完井工艺创新

杨大德，秦丙林

东海深井长水平段下部完井工艺创新

杨大德1，秦丙林2

（1. 中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司工程技术管理部，上海 200120；2. 中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司工程技术研究院，上海 200120）

东海深井长水平段的下部完井工具时常出现遇阻遇卡等复杂情况，文章在总结和分析常规完井工艺的基础上，利用对尾管悬挂器的系统优化和一次性旋转导向马达的应用等，实现了长水平段的下部完井工艺创新。通过软件模拟以及现场实践应用，验证了其有效地解决了水平井完井过程中下部完井管柱下入困难、完井液大量漏失等复杂情况，为后期大位移井钻井过程中下套管及高难度水平井完井过程中下部完井工艺提供了参考，满足了勘探开发的要求。

深井长水平段；下部完井工具；悬挂系统优化；一次性旋转导向马达

近年来，随着东海地区勘探开发力度逐渐增大，油气储量逐年增长，先后对多个大中型油气田进行开发，但是越向深部油气资源探索和开发，地层条件就愈加复杂，开发工程对完井工艺技术提出了更高要求。加之东海地区普遍存在低孔低渗储层，随着开发向深部地层发展，开发井长水平段的问题就日益突出。

东海深井长水平段复杂井况给东海完井提出严峻的挑战，对此，经过多次理论和实践总结出适合使用该种井况下的下部完井工具及工艺，在东海数口高难度水平井得到了成功应用，有效地解决了水平井完井过程中下部完井管柱下入困难，完井液大量漏失的复杂情况，为后期大位移井钻井过程中下套管及高难度水平井完井过程中下部完井工艺提供了参考。该完井工艺大大提高了油气勘探开发效率，取得了良好的应用效果和显著的经济效益，应用前景广阔。

1 东海常规下部完井工艺

截至目前东海下部完井工艺技术通常有两种方式，带中心管柱下部完井工艺和不下中心管柱下部完井工艺已在东海新开发的气田普遍使用，这些气田水平井水平段短，井况正常，使用常规下部完井工艺能够满足工艺要求，但是偶尔也发生复杂情况。

1.1 带中心管柱下部完井工艺

在以前开发的油气田常使用下入中心管柱及双向洗井装置的下部完井工艺，该下部完井管柱能够实现从底部低排量循环[1]。

下部完井管柱结构（图1）：顶部封隔器服务工具+顶部封隔器+中心管柱（外层管柱）+双向洗井装置（插入头）。其中顶部封隔器可以携带下部完井管柱，有密封及坐挂效果，双向洗井装置能够实现从底部正反循环的效果。

图1 带中心管柱下部完井管柱示意图

该类型下部完井管柱关键工具效果如下：

（1）顶部封隔器

顶部封隔器是用于生产封隔及悬挂防砂外管柱或悬挂尾管柱的下部管串的重要工具，应用于水平井完井领域。能够实现小排量的循环，胶筒具有一定的抗酸、碱、油以及耐高温的性能。

（2）双向洗井装置

双向洗井装置（图2）是涉及防砂完井领域中的一种新型洗井工具，是一种可实现自动灌浆和正反双向循环功能于一体的特殊洗井工具。

此装置可以提供一种可根据洗井作业的需要，方便地实现自动灌浆和正、反循环洗井的功能，解决了现有技术中存在的影响作业时效且容易污染周围环境的问题[2]。

（3）密封短节及浮鞋

密封短节与浮鞋配合使用，使得下部完井管柱能够通过中心管柱实现一定的循环功能，浮鞋有一定的导向能力，可以解决轻微的阻卡。但遇到井眼情况复杂或者变化的，则无法解决。

如东海某气田X1井为一口水平井开发井，水平段长420m，钻遇过程无明显阻卡情况。但在下入打孔管柱至3996m遇阻，尝试活动管柱，开泵循环冲洗，最大下压40T，缓慢下至4013m，就彻底无法通过。分析认为裸眼段狗腿较大、地层岩性变化等因素导致7″打孔管未下到位。处理事故累计用时5d，严重影响作业时效。

1.2 不下中心管柱下部完井工艺

此工艺技术下部完井管柱结构（图3）：

外层管柱：顶部封隔器服务工具+顶部封隔器+死堵；中心管柱：引鞋+少量中心管。此管柱能够起到支撑井壁的作用，仅适用于水平段短且无复杂情况的井，如下入时遇到阻卡等复杂情况，则只能通过上提下放方式解决[3]。

图3 不下中心管柱下部完井管柱示意图

该管柱类型在东海另一气田普遍使用，此类型需要基于水平段短且井况好的情况下使用。

1.3 常规下部完井工艺常见问题

该两种下部完井管柱由于管柱特点及工具选型上的限制，使得在遇见复杂情况时处理能力弱。

（1）上提下放范围小

采用常规的下部完井工具，尤其是顶部封隔器服务工具所能够承受的过提及下压能力有限，通常上提下放过载值仅为2～15t，仅能应对一般井况。

（2）无法循环或者循环排量小

排量的大小直接影响下入过程中循环携砂和冲洗岩屑床的能力，大排量循环的效果更佳。

不带中心管的下部完井管柱无法实现从底部循环的功能，其只能适用于水平段较短且井眼规则的井；带有中心管柱的下部完井管柱由于受到顶部封隔器性能参数的影响，其只能小排量循环。

（3）管柱无法转动

下部完井管柱的材质、扣型以及封隔器的性能是导致管柱无法转动的重要原因[4]。

2 下部完井工艺技术创新

2.1 尾管悬挂系统优化

（1）尾管悬挂器选型

东海水平井完井过程中通常使用的顶部防砂封隔器通常有胶皮耐冲蚀差、坐封压差小、下入过程不能旋转管柱等特点。这使得顶部封隔器无法满足长水平段等特殊井况下的完井要求。

水平井裸眼段水层及泥岩段封隔技术目前主要采用套管外封隔器与套管连接的方式来封隔套管与井壁间环形空间，保证套管外环空的密封，有效封隔油气水层，所以针对井眼轨迹复杂的超深长水平井，需要操作性强的工具来悬挂打孔管或筛管。而采用的封隔器整合尾管挂用于悬挂下部完井工具，该封隔器既是尾管挂又是封隔器。这种管柱结构必须满足地质及采油工艺技术要求，从而达到施工工艺目的。完井管柱的内径尽可能一致，其内通径要满足后期作业要求；具有适当的抗内压、外挤、轴向拉伸强度，适当的管柱刚度和外径以保证管柱顺利下入到位[5]。

管外封隔器应用于层间分隔的典型完井管柱结构（图4），是一种套管外封隔器与套管连接，其组合顺序依次为：引鞋+筛管+配长套管+管外封隔器+配长套管+定位筒+尾管悬挂器。

图4 管外封隔器应用于层间分隔时管柱结构

这种管柱结构广泛应用于分层开采和防水防砂，可以利用多个套管外封隔器实现分层开采。在套管外封隔器下部安装密封筒时，可以实现各种封堵要求。当某层出水时可以利用封堵管柱与密封筒配合实现层位封堵或者将管柱回接到技术套管以便满足采油要求。

a） 密封件选择

根据东海气井特殊工况以及长期作业经验，封隔器类型选择必须达到API11D-V0检验标准。根据贝克休斯封隔器胶筒材质选择图版，最终选择AFLAS材质作为密封件材料。该材质胶筒具有较好的抗高温高压以及防腐性能，能够满足东海当前井况的要求[6]。

b） 材质选择

对于井下管材材质选择，需要确定地层CO2含量作为材质选择重要参数。

气井工况下，腐蚀气体分压以CO2为例按下式计算：

式中：PCO2为 CO2分压， MPa；P为井筒压力，MPa；XCO2为 CO2摩尔数， mol；X为总气体摩尔数，mol。

油井工况下，当井筒压力低于泡点压力时，腐蚀气体分压参考上式计算。当井筒压力高于泡点压力，腐蚀气体分压（以CO2为例）按下式分别计算，腐蚀气体分压值取计算结果中值大者。

式中：Pb为泡点压力，MPa；M为井流物总摩尔数， mol。

c） 井眼情况

对于超长水平段完井，常常面对以下几方面困难：① 井眼轨迹复杂，甚至会呈现“W”型井眼轨迹；② 地层的煤层和泥岩段发育，井壁容易垮塌；③ 钻井过程中造成“大肚子”和缩径的情况，造成井眼二次复杂情况。针对以上难点，下部管柱的悬挂器需要具有承受一定转动的性能。

d） 服务工具选型

服务工具的选型直接影响到坐封方式及下入能力，服务工具主要分为液压和机械两种。

新型完井工艺选择的服务工具能够在水平井实现无钻压坐封，服务工具（图5）接于顶部封隔器或坐挂衬套顶部延伸筒内，用于送入下部完井管柱，坐挂尾管挂，并从尾管挂内脱手。

图5 尾管悬挂器服务工具示意图

其基本脱手方式为液压脱手和备用机械脱手方式。服务工具需要承受所有下部完井管串的重量，在入井过程不能倒扣。并且坐封工具能够承受更高的扭矩和压缩载荷，适用于将尾管下到井底这类要求更高的情况，如划眼通过严重坍塌地层。

（2）防漏失阀的确定

防漏失阀是一种单作用反向活瓣阀，用于保护地层不受井静液压力影响，防止在下入筛管或砾石充填后出现漏失。防漏失阀下到封隔器和下部完井管串之间，而易碎的活瓣在下入筛管和砾石充填过程中通过冲管固定在打开位置。作业工具和冲管从井中起出时，活瓣恢复关闭位置，封隔地层。完井期间，活瓣阀是可以保持活瓣完好，也可以将其破碎。通常使用机械装置冲击破碎活瓣，也可以通过施加超过其压差水力作用力将阀打开。

防漏失阀由本体和阀瓣密封总成组成（图6）。

图6 防漏失阀示意图

防漏失阀的结构简单可靠，主要有以下特点：

a）机械式防漏失功能，防止完井液漏失，保护油气藏；

b）与完井管柱相连接，使用方便；

c） 阀瓣用铸造黄铜、陶瓷或铝合金材质，易破碎；

d）阀瓣既能承压又可以通过水力或机械破碎为较小碎块，不影响后续作业。

防漏失阀已成功应用于东海某油气田，如某气田的一口水平井，完钻井深4100m，垂深2744m，主力产层位于水平段。该井在水平段下入优质筛管和中心管后，下入防漏失阀、顶部封隔器和封隔器坐封工具，此时防漏失阀处于开启状态。下钻到位后在水平段替入破胶液破胶，测得漏失量为9m3/h，确认破胶成功后，坐封顶部封隔器后起出封隔器坐封工具及中心管，此时防漏失阀关闭。在起服务管柱和下生产管柱的过程中阻止了完井液继续向地层漏失，这样既保护了储层，又降低了成本。

（3）密封短节的确定

密封短节是用于下部管串下部，引鞋上部。配合插入定位密封使用，具有高效的密封性能，满足高压差需求。可实现打孔管柱从底部大排量循环。

（4）打孔管型号的确定

a） 每根打孔管10ft布孔面积大于2倍的横截面积；

b） 打孔管管体的最低屈服力不低于与打孔管管体相同规格的油/套管最低屈服力的80%。油/套管最低屈服力值取API 5C2中规定的管体最低屈服力；

c） 打孔管的抗弯曲性能不应低于8°/30m。

2.2 一次性旋转导向马达应用

一次性旋转导向马达用于尾管或最后一层套管底部，可只通过开泵完成扩孔或钻进以帮助尾管或最后一层套管下至预定井深。一次性旋转导向马达上部接有破裂盘短节（图7，图8），破裂盘压力在工具出厂前可根据实际情况设定。钻头堵塞时，破裂盘打开，新的循环通道建立，另外，工具内部装有浮阀，可防止泥浆回流，避免泥沙进入管柱内部。

图7 破裂盘短节示意图

图8 一次性旋转导向马达示意图

一次性旋转导向马达接在下部完井管柱的最下端，其工具性能参数如表1和图9，能够通过管柱循环带动钻头旋转；即在无需转动管柱的情况下，用水马力实现转动，在下钻遇阻情况下可清除井壁阻碍部分，协助下部完井管柱下入；有避免产生新井眼能力；并且带有安全保护装置，防止在堵水眼的情况下，造成过大的压力激动，提前座封悬挂封隔器；同时在憋停情况下，不会造成泵压上升，有效防止顶部封隔器提前坐封。

2.3 新型下部完井管柱结构及性能评价

新型下部完井管柱结构（图10）从上至下分别是服务工具，尾管悬挂器总成，密封延伸筒，防漏失阀，防砂或打孔管柱，中心管柱，一次性旋转马达，旧牙轮钻头。

新型下部完井管柱具有良好的可下入能力，在下入过程中遇阻可以靠开泵带动底部马达转动划眼下钻，甚至可以靠转动管柱来下钻磨铣井壁，有效降低井壁摩阻。本工艺虽然有一定的划眼通过能力但不会制造出新的井眼。

表1 一次性导向马达工具参数

图9 扭矩转速性能参数图

图10 新型下部完井管柱图

a） 开泵循环对下入的影响

某井井斜变化大，在水平段多次增斜降斜，井况复杂。利用WELLPLAN软件对开泵情况下进行上提下放悬重分析，从表2和图11可以看到开泵500L/min情况下上提与下放悬重均比无任何处理情况下低，可操作性增强。并且随着泵压的增加，处理复杂情况的能力越强。

表2 开泵循环情况下悬重对比

图11 开泵循环情况下悬重对比

b） 旋转管柱对下入的影响

对开转速进行悬重模拟分析，从表3和图12可以看到开转速20r/min情况下上提与下放悬重均比无任何处理情况下低，证明开转速更有利于下钻，并且在开钻的情况下，通过井底的旧牙轮钻头磨铣井壁不规则处，而不产生新的井眼，下部完井管柱得以顺利下入。

3 结论

（1）通过下部完井工艺创新，解决了深井长水平段的尾管下入问题。

表3 旋转管柱情况下悬重对比

图12 旋转管柱情况下悬重对比

下部完井工艺创新，主要是通过尾管悬挂系统的优化和一次性旋转倒向马达等工具的创新应用，采用类似钻井处理方式如开泵循环、提钻速及上下活动来处理复杂情况；为超深井、长水平段提供了下部管柱下入的有效方式，降低了下部管柱遇阻、遇卡的风险；不仅更大程度上满足了油藏开发的要求，而且操作简单，作业风险小。

（2）在模拟和实践基础上形成了整体的技术经验和技术规范。

在总结常规下部完井工艺的同时，根据井况选择服务工具及下部管串的类型，通过超深长水平段复杂井况的下部完井工艺优化，在数值模拟以及现场成功实践应用的基础上，针对深井长水平井况的下部完井工艺相应地形成了一系列的技术经验和技术规范，为后期相同或类似的作业提供了宝贵的参考。

[1]邢洪宪， 牟小军， 徐荣强， 等. 水平分支井钻井及完井技术[J].钻采工艺， 2008， 31（3）： 21-24.

[2]叶金胜， 闫丽丽， 李娜， 等. 国内外水平井完井技术现状及发展趋势[J]. 中国石油和化工标准与质量， 2014（3）： 51.

[3]高军飞. 油田水平井完井工艺技术研究[J]. 中国石油和化工标准与质量， 2012（5）： 98.

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[5]李三喜， 田继宏， 闫波， 等. 低孔低渗油气藏多分支水平井裸眼射孔工艺技术研究与应用——以东海平湖油气田BB5井为例 [J]. 中国海上油气， 2013， 25（2）： 74-78.

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Innovation of Well Completion Technology in the Deep Well with Long Horizontal Section in East China Sea

YANG Dade1, QIN Binglin2
（1. Engineering Technology Department,SINOPEC Shanghai Offshore Oil&Gas Company, Shanghai 200120, China;2. Institute of Petroleum Engineering, SINOPEL Shanghai offshore Oil & Gas Company, Shanghai 200120, China）

The bottom completion of the deep well with long horizontal section in the East Sea gets blocked frequently. Based on the summary and analysis of the conventional completion process, through optimization of the liner hanger system and application of disposable rotary steerable motor, this paper presents an innovation method in the bottom completion of the deep well with long horizontal section.Through the simulation by using software and fi eld practice application, it is proved to be effective to solve the diffi culties of the completion string entry and the large loss of completion fl uid. This provides a powerful reference for running case during the well drilling process of late large displacement and bottom completion of the deep well with long horizontal section, and can meet the requirements of exploration and development.

long horizontal section of deep well; bottom completion tool; suspension system optimization; disposable rotary steerable motor

TE257

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2017.03.062

1008-2336（2017）03-0062-05

2016-10-10；改回日期：2016-11-01

杨大德，男，1986年生，硕士，完井/测试工程师，从事石油与天然气工程、完井、测试、采油气等工作。

E-mail：277200761@qq.com。