连续管全工序作业在墩1H井的成功应用

任勇强 崔世杰 吴 德 郑子龙 仪忠建 曾 昊

中国石油集团渤海钻探工程有限公司井下作业分公司

连续管全工序作业在墩1H井的成功应用

任勇强 崔世杰 吴 德 郑子龙 仪忠建 曾 昊

中国石油集团渤海钻探工程有限公司井下作业分公司

连续管作业技术具有自动化程度高、起下速度快、安全系数高、带压作业、保护储层等优点，适用于水平井和小井眼井等复杂井下作业及应急处理。以玉门油田墩1H井为例，介绍了该井的井况、施工难点，以及实施φ50.8mm连续管通洗井、储存式测井校深、多簇水力喷砂射孔及气举排液等多工艺的全工序井下作业。该井应用表明，充分利用连续管作业技术特点，发挥其多工艺组合作业优势，在小井眼水平井的复杂井段中实现了通洗井一体化、测井精确校深，完成了钻杆完井管柱一趟管柱多簇喷砂射孔作业等常规工艺难以实现的井下作业。施工效率高、作业效果好，解决了现场难题，施工后该井试油日产原油近2t，满足了后续压裂条件。

水平井；小井眼井；连续管；全工序作业；多工艺组合

1 墩1H井基本井况

墩1H井是玉门油田花海地区的一口重点探井，因地处花海凹陷的断裂破碎带，钻井过程中4次发生因井壁坍塌造成的卡钻事故。2014年2月，该井完钻后采用D215.9mm三牙轮钻头通井时发生第5次卡钻，被迫采用D127mm钻杆完井，完井深度3351.33m。该井井况复杂，难以进行常规开发作业，并面临报废风险。该井井身结构如图1所示。

墩1H井施工难点如下：

（1）该井为侧钻水平井，最大井斜为92.4°，井斜大、井眼尺寸小且通径不均匀；其完井管柱的最小内径仅为92.1mm，且存在台阶，管柱起下摩阻大，卡钻风险高。

（2）因采用D127mm、壁厚9.19mm的S135钢级小尺寸钻杆，钻杆强度高且井壁和环空水泥环厚度均高于常规井，井筒内有较多水泥残留。前期采用钢丝下至井斜为48.1°的2812m时遇阻，无法对目的层校深，难以采用常规技术进行后续的电缆射孔、分层压裂及测试作业。

（3）因采用钻杆被动固完井，缺少地层自然伽马等原始数据，且无用作深度基准的短套管，校深测试难度较大；此外，本井试油层位为3个厚度均不超过3m、井斜为78°以上的薄油层，若校深不准易因误射孔造成措施作业失败。

表1 墩1H井井径测井数据表

（4）钻井过程中地层多次坍塌，该井下部井段井眼扩径严重（表1），井径平均增大13.26%，最大增大29%；若再次采用开窗侧钻完井，也难以排除类似卡钻事故的发生，且施工作业成本将成倍增加，达不到经济建产的目的。

图1 墩1H井井身结构图

2 连续管全工序作业工艺实施与成效

连续管具有自动化程度高、作业效率高、应用范围广、可带压作业、安全可靠、可根据需要进行精确定位、保护油气层等优点，适用于大斜度井、水平井和小井眼井等复杂井况作业[1-8]。鉴于该井完井管柱的特殊结构，难以实施常规工艺改造，为经济有效地进行后续开发，经综合考虑，决定对该井实施φ50.8mm连续管通洗井+储存式测井校深+水力喷砂射孔+气举排液一体化全工序作业。墩1H井喷砂射孔曲线如图2所示。

主要做法包括：

（1）针对该井井斜大、井眼尺寸小且通径不均匀，以及存在内台阶、管柱起下摩阻大、卡钻风险高等问题，优选了φ50.8mm连续管，并于施工前采用专业软件对管柱和相关工具串的通过性进行模拟、验证。

（2）该井采用钻杆完井，接箍位置存在缩颈，导致管柱内部残留较多水泥。为保证井眼清洁和后续作业的安全，先后采用连续管底带旋转喷射工具通洗井探底和清洗井筒。连续管携带φ85mm特制通井规通井，实现对井眼的充分清理，为进一步措施作业做准备。

（3）由于该井完井后无法采用常规测井技术进行测井，缺少管柱与储层的位置关系。为减少后续射孔施工误差，采用连续管绞车深度、地层自然伽马值与钻杆磁定位相结合的方法进行校深，经比对计算得出相互对应的绞车深度和实测深度，作为后续连续管输送工具射孔作业的依据，经校对后的各射孔段位置如图3所示。

（4）厚壁钻杆完井采用常规手段射孔存在困难而且不能连续作业，选用连续管水力喷砂射孔技术，该技术切割能力强，可实现连续多簇射孔，作业效率大幅提高。此外喷砂射孔技术具有对地层伤害小、不易砂卡、施工后能立即冲砂[9，10]、可有效提高近井带渗透率等优势，实现井筒与储层的有效沟通。

（5）针对本井储层低渗透特征，为尽量减少施工对地层的伤害，设计了连续管水力喷砂射孔、冲砂及气举排液复合作业，在有效沟通地层的同时保护了储层，取得了较好的作业效果。

2014 年5月，该井设备安装、试压完毕后，仅用13d就完成了连续管全工序复合作业工艺，解决了复杂工况下的小井眼水平井薄油层试油难题。通过优选相位120°（60°）、4×φ6mm喷砂射孔工具，一趟管柱在小直径高强钻杆内成功实施了3层15簇（80孔）拖动射孔作业，达到了精确定位射孔、有效沟通储层的目标。施工后该井试油日产原油达到近2t，满足了后续压裂条件，该重点井被成功挽救。

图2 墩1H井喷砂射孔曲线图

图3 经校对后的各射孔段

分析1H井作业过程，主要有如下成功经验：

（1）正确选取工艺方法和具体措施。

针对本井复杂井况，科学合理地选取了连续管一体化作业方法，将连续管通洗井+测井校深+水力喷砂射孔+气举排液等工艺加以集成优化，以较低的成本经济有效地实现了对该井试油作业；

（2）工具选用合理，应急保障到位。

针对本井复杂井况下作业需求，施工前对相关工具进行优化，有针对性地优选了φ85mm低水阻通井规、高性能旋流喷射器、磁定位+自然伽马存储短接及强力喷砂射孔工具，并在施工前采用专业软件进行了管柱通过性和作业安全性模拟分析，从理论上验证了工具起下的可行性；为尽量减小作业过程中可能出现的挂卡和遇卡风险，现场储备和配套了D88mm高效磨鞋和各类解卡、切割应急工具，保障施工顺利。

（3）相关单位重视，施工组织到位。

本次施工作业中，渤海钻探井下作业公司、玉门油田井下作业公司和江汉机械研究所3家单位高度重视、密切配合，施工组织到位，仅13d就完成全工序复合作业，几乎未出现等停现象，确保了施工的高效运行。

3 几点意见和建议

（1）连续管作业在墩1H井的成功实施，充分展现了连续管工艺技术在小井眼井及水平井中的适用性和时效性，为水平井、大斜度井及小井眼井等复杂结构井况下的措施作业提供了借鉴，今后应加大连续管作业技术在复杂井、疑难井中的工艺、工具攻关，以进一步提升作业水平。

（2）本次成功作业证明了连续管工艺技术可以满足全工序试油的技术需求，若将连续管与径向水平井技术加以结合，则可实现连续管钻完井一体化作业，提高作业时效、提升综合经济效益。

（3）连续管通洗井、测井校深、水力喷砂射孔和气举排液的全工序作业充分体现了多工艺组合作业的技术优势，今后应加大对连续管多工艺组合技术的研究和推广力度，充分发挥技术优势，为拓宽连续管的应用市场助力。

（4）本次作业唯一的不足在于，因采用井下存储式校深，需地面回放读数后再比对绞车深度、地层自然伽马值与钻杆磁定位，才能以绞车将射孔工具准确下到射孔层段，过程较为烦琐，建议使用内置电缆的连续管进行实时校深、射孔，以便进一步提高射孔精度、提升作业时效，这将是今后连续管技术的一个重要研究方向。

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Successful Application of Full Coiled Tubing Process for Dun-1 H Well

Ren Yongqiang,Cui Shijie,Wu De,Zheng Zilong,Yi Zhongjian,Zeng Hao
(Downhole Service Company,CNPC Bohai Drilling Engineering Company Limited,Renqiu 062552,China)

Coiled tubing service technology has a series of advantages,such as high automation,short operational period,high safety coef fi cient,snubbing service and protection of formation. This technology is especially suitable for complicated downhole services and handling emergence cases like horizontal well and slim-hole well. Taking Dun-1 H Well for instance,this article makes brie fi ngs about the complicated conditions of this well and the bottlenecks for downhole services. It also introduces the integrated coiled tubing service process based on combination of procedures,such as usingφ50.8mm coiled tubing for fl ushing,logging depth correction,multi-cluster hydraulic jet and perforation,and gas lift displacement of liquid.Field application indicated that with the technological advantages of coiled tubing service and its multi-process assemblage superiorities,integration of well drifting and flushing and logging accurate depth correction were brought about in the complicated segment of the slim-hole horizontal well,thus competing one-trip string multi-cluster jet perforation service,which is dif fi cult to be completed in the downhole service of conventional process. Coiled tubing process technology is high in operational ef fi ciency and remarkable for service results,solving the on-the-site bottlenecks. This well was tested to produce two tons of crude oil per day in the wake of service,satisfying the follow-up fracturing conditions.

horizontal well,slim-hole well,coiled tubing,integrated service process,combination of processes

10.3969/j.issn.1002-302x.2017.05.010

TE358；TE935

A

中国石油天然气集团公司重大推广专项“连续管作业技术推广专项”（编号：2011B-1711）。

任勇强，1983年生，2014年毕业于北京科技大学，现主要从事井下作业工具及工艺技术研究工作。E-mail：renyongqiang@cnpc.com.cn

2017-09-12）