尾管回接固井技术在渤海油田潜山气藏开发中的应用

窦蓬，祝国伟，钟声，马宏伟，付常春

1.中海石油（中国）有限公司 天津分公司（天津 300459）

2.海洋石油高效开发国家重点实验室（北京 102249）

3.中海油能源发展股份有限公司（天津 300459）

0 引言

渤中19-6 大型凝析气田是渤海湾盆地迄今发现的最大的天然气田，储量超千亿立方米，蕴含巨大勘探开发潜力，是未来渤海油田增储上产的重要支撑[1]。渤中19-6-X 井是区域开发项目的第一口生产井，设计井深5 073 m，垂深4 717 m。开发主要层位为太古界潜山凝析气藏，储层温度175 ℃，压力系数1.15。该井为高温气井，为满足气井生产及油套管防腐要求[2-3]，与产层流体接触须采用高等级防腐管材，衡量比较Φ177.8 mm 尾管回接的综合成本（管材成本、固井成本、操作成本）与Φ244.5 mm 套管整体防腐升级成本，同时考虑增加1 层井身结构对井筒完整性的贡献[4]，决定采用Φ177.8 mm 尾管回接方式对潜山气藏进行开发，尾管扣型为TSH563气密扣，材质为13CrS-TN110。

至此，确定渤中19-6-X 井的套管程序为Φ762 mm 隔水导管+Φ508 mm 套管+Φ339.7 mm 套管+Φ 244.5 mm 套管+Φ177.8 mm 尾管，回接筒深度3 390 m，尾管下入后采用Φ152.4 mm井眼钻开储层，完井结束后尾管回接至井口，进行采气作业。

1 尾管回接固井技术难点

潜山气藏尾管回接固井技术主要面临深部尾管回接和固井工艺两方面难点[5-6]：

1）采用尾管回接技术开发潜山气藏在渤海油田尚属首次，可借鉴经验少，回接筒深度普遍在3 500 m以下，回接段长，作业难度大。

2）储层揭开后再回接，裸眼暴露面积大、暴露时间长，储层保护要求高。顶部封隔器以下长时间聚集大量气体，解封后井控风险高。

3）井底静止温度高达175 ℃以上，高温条件对水泥浆性能影响巨大，易导致水泥孔隙度增大，破坏固井一界面胶结，降低了固井质量。

4）开发潜山层位气井，产气量大，固井易发生气窜，CO2含量高，对水泥石及套管腐蚀强，若固井质量不合格或回接后井筒完整性不能满足要求，将存在环空带压或井口抬升风险，影响地面设备布局，严重威胁油田生产安全[7]。

综上，采用尾管回接固井技术，既要确保回接成功率，又要提高回接位置及套管重叠段的固井质量，同时兼顾潜山裂缝性地层气量大、易漏失的特点，满足油田开发需求。

2 尾管回接技术

2.1 作业步骤的制定

针对上述作业难点，对该技术开展调研并结合国内海上油田实际情况[8-9]，制定了主要施工步骤：①215.9 mm（8½″）井眼钻至中完井深，卡准潜山界面深度，控制进潜山顶深度在2 m 以内；②下入177.8 mm（7″）尾管，内挂在244.5 mm（9″）套管鞋以上200 m 位置，第一次固井作业封隔裸眼环空以及套管重合段；③组合152.4 mm（6″）井眼钻具，钻储层段至完钻井深，起钻至井口；④储层段内下入防砂筛管；⑤为防止尾管回接期间污染储层、堵塞筛管以及井控风险，下入封隔器隔离储层，封隔器上倾倒陶粒，陶粒上部垫稠塞；⑥转入尾管回接作业，下入回接筒磨铣工具清刮回接筒顶面；⑦下入尾管回接密封工具，尾管回接至井口，第二次固井作业，封隔全部套管重合段；⑧钻套管附件及水泥塞，钻具下至封隔器以上位置，大排量循环冲洗陶粒至返出干净；⑨下钻杆解封封隔器，为防止抽吸控制起钻速度，起至井口；⑩转入后续完井作业。

通过以上步骤，可以保证在后期尾管回接、钻水泥塞期间储层封隔，降低储层污染及井控风险。

2.2 尾管回接装置

考虑到尾管挂与回接工具的匹配性，尾管挂及回接装置均选择了威德福公司提供的技术方案，回接管串结构如图1 所示，尾管回接装置主要包括磨铣工具、回接密封插头、节流浮箍。回接配套工具、尾管挂、浮箍、浮鞋中的橡胶密封材料的耐高温性能在204 ℃以上，满足该井的固井要求。

磨铣工具从下至上由铣柱、铣锥、配长短接组成。其中，铣柱用于清刮回接筒内部水泥环，其外径略小于回接筒内径，可以有效地清刮作业后残留的水泥环；铣锥主要用于修整回接筒顶部倒角，其磨铣位置的角度与回接筒原有角度相吻合，通过小钻压、小转速修整回接筒，保证回插后的密封效果。

尾管回接密封工具由回接插头、配长短套管、节流浮箍组成。回接插头长度与回接筒相匹配，底部为斜口引鞋，下部4 道密封盘根外径与回接筒内径相匹配，有效保证插入密封成功率；盘根中间位置开有循环孔，可通过打压后上提下放管柱使循环孔位置流道变化而产生压力变化判断插入位置。

节流浮箍在底部凡尔座上开有小孔，在尾管下入过程中与环空联通实现自动灌浆，插入后释放下部液柱向上压力，确保插入顺利，节流浮箍采用树脂及水泥材质，使用牙轮钻头充分研磨后无大块胶塞。

2.3 回插作业风险预案的制定

固井结束后的回插作业是整个尾管回接的高风险环节，高温下水泥浆稠化速度快，如果在短时间内回接插头无法插入，井筒完整性将无法保证，意味着整个作业的失败。

回插作业中，泵压和钻压两个参数最为直观，可以通过这两个参数的变化判断井下工具的相对位置：当钻压有显示而泵压无增长，表示插入头未能插入，可尝试继续下放1～2 t；如无效果，则旋转套管90°，再次尝试下放；如多次尝试仍无法插入，则尝试下压旋转套管。如泵压上涨而钻压无显示，表示下2道盘根已顺利插入，泄压后继续下放，直至有钻压显示，对比插入的距离与测量的密封长度，确认后打压验封。为了进一步避免降低固井后插入失败风险，可以将循环孔作为水泥浆流动通道，保证插头循环孔以下一直在回接筒内部，胶塞碰压后，可直接下插到位。

考虑回接固井期间，注水泥、顶替、碰压均将造成回接管串轴向的拉伸收缩量，可以进一步精确控制井口方余。也可以通过固井放回水后的回水量与压力的减少来判断出插头插入的情况。

通过风险预案的制定和对管柱长度的精确预判，可以在一定程度上应对回插作业产生的风险。

3 固井配方改进

3.1 低密度耐高温防气窜水泥浆配方研制

根据潜山长裸眼段易漏失特点和高温气井的固井要求，研制了低密度耐高温防气窜水泥浆体系[10-13]，将其运用于尾管固井及回接后的固井作业中。

为提升水泥浆体系抗漏失能力，在漂珠水泥体系中添加胶乳聚合物体系以及水力尖劈堵漏材料。同时在水泥浆体系内加入膨胀剂，降低气窜风险，提高固井质量。

油井水泥石高温条件下的主要水化产物是硬硅钙石，硬硅钙石晶粒明显粗化，进而破坏了加砂油井水泥石原有结构，使其抗压强度降低，添加硅粉可以在水化早期消耗Ca(OH)2晶体，促进水泥水化速度与程度，填充水泥硬化浆体中的微细孔隙，改善水泥硬化浆体的微观结构，达到提高强度、防止水泥石衰退的目的。该井采用了“小颗粒+大颗粒”的级配设计思路，将C-Si70 粗硅砂、C-Si100 粗硅粉、C-Si300普通硅粉和C-Si800超细硅粉进行复配（图2），小颗粒减小高温结晶反应生成物，减弱应力分布；大颗粒表面部分反应后，形成“骨架”结构，增加强度。

图2 “小颗粒+大颗粒”级配设计思路示意图

由现场试验数据可知，温度150 ℃，压力62 MPa，水泥浆稠化时间为210 min，稠化曲线平滑无台阶，近直角稠化，水泥浆性能良好。

3.2 前置液优化设计

采用抗高温隔离液与加重冲洗液，利用逐级提高壁面剪切应力原理，清洁井眼，提高水泥界面胶结质量，并且前置液与水泥浆有良好的相容性。

冲洗液配方为：17.0%PC-W40L（表面活性剂）+1.2%PC-W30S（提黏剂）+PC-D30(锰铁矿粉)+1%PC-X60L（消泡剂），使用粗细颗粒搭配的铁矿粉加重至泥浆密度，保证紊流冲洗大于10 min，提高冲洗效果。

抗高温堵漏隔离液配方为：2.5%PC-S32S（双作用隔离液）+8.5%PC-W40L（表面活性剂）+1%PCX60L（消泡剂）+PC-SEALBOND SPACER（防漏固壁剂）+重晶石+PC-B62S（增韧堵漏剂），黏度高于泥浆黏度20 s左右，密度和泥浆密度一致。

4 现场应用

4.1 磨铣作业

在回接之前，首先下入磨铣工具对回接筒内表面进行磨铣，以保证回接筒内无毛刺或水泥块，提高插入回接装置密封可靠性。

1）在靠近回接筒顶部之前降低下钻速度，记录上提下放重量。

2）连接完最后一柱钻具后接好顶驱，开泵建立循环，记录排量0.8 m3/min时的泵压，保持0.8 m3/min的排量缓慢下放钻具探底，注意观察悬重及泵压的变化，一旦看到压力波动，停止下放，停泵，在钻杆上做好标记。

3）上提管柱7.5 m，开泵循环（排量0.8 m3/min），同时以20～25 r/min的转速旋转钻具，保持旋转同时缓慢下放钻具直到将钻杆上的标记点放到转盘面位置。保持旋转继续缓慢下放钻具，控制下放位置不能超过标记点，避免磨铣工具碰到回接筒内底部的封隔器，下放到位后缓慢将钻具提到标记的位置，然后重复上述操作，磨铣回接筒。

4）当扭矩趋于稳定后证实回接筒内壁已经清理干净，回接筒内壁清理完毕后将钻具提到回接筒顶部，开泵大排量循环，将井内碎屑循环干净，处理钻井液。

4.2 回接固井作业

1）下入回接套管串时，在井口组合套管串：177.8 mm（7″）回接密封插头+177.8 mm（7″）套管+节流浮箍+177.8 mm（7″）套管+变扣。

2）最后一根套管提前接好固井快速接头，下入至回接筒以上至少5 m，称重。开泵循环5 min 后，开泵0.2 m3/min 排量缓慢下放。压力上升后，立即停泵，放压。保持放压阀敞开，在套管上做标记。

3）继续下放并丈量下放距离，直到回接密封插头全部插入回接筒，见到明显的遇阻显示。对比插入的距离与测量的密封长度，确认回接插头接箍坐到回接筒顶，做标记。

4）回接密封插头试压：分别打压3.45 MPa（500 psi）×3 min；6.90 MPa（1 000 psi）×5 min对回接密封试压，验封成功后放压到零，拆循环头，连接套管水泥头和固井管线。

5）打压3.45 MPa（500 psi），带压缓慢上提，将循环孔提到回接筒以上，压力降到零后，停止上提，做标记，此次为循环孔提出回接筒位置。

6）按照正常固井设计程序进行固井作业，投胶塞，替浆碰压，碰压后憋压下放，泄压检查回流，如无回流，说明密封效果良好，如果产生回流，进行憋压候凝。

4.3 应用效果

现场作业施工顺利，回接作业一次到位。通过SBT 固井质量测试表明固井质量良好，后续完井作业也按照既定计划顺利进行。

5 结论及建议

1）尾管回接技术在渤海油田潜山气藏开发井中的顺利实施证明了该项技术的可行性，工具设备及相关配件性能可靠，风险预案制定合理，取得的相关经验成果将为后续技术的进一步推广应用奠定基础。

2）采用的低密防气窜水泥浆体系防漏失性能和防气窜性能良好，保证了该井尾管回接后的固井质量，适用于渤中区域高温高压气藏开发。

3）顶部封隔器解封后上提至井口期间，满眼钻具的“拔活塞”作用强烈，易引发井控事件。建议进一步对地层封隔方式开展优化，可进一步压缩工期，控制井控风险。