东海X 井下7″尾管作业实践与研究

2023-10-18王泽

化工管理 2023年25期

王泽

(中海油能源发展股份有限公司工程技术上海分公司，上海 200335)

0 引言

随着钻井技术的不断进步和油气勘探开发的需要，深井、超深井及大位移井的数量不断增加[1-2]，这也同时导致下7″ 尾管作业的难度逐渐加大。大位移井由于其裸眼延伸段较长、钻遇岩性复杂多样、压力窗口小，随井深及裸眼延伸段的不断增加，钻进过程中扭矩、泵压及设备负荷逐渐增大，容易导致钻井作业复杂情况的发生[3-4]。一旦发生复杂情况，或多过少会影响井壁的稳定性。而海上油气开发由于其特殊性，主要以大斜度井及水平井为主，为了综合兼顾地层评价及开发的要求，经常会设计多个靶点进行兼顾开发评价，造成井眼轨迹复杂。这使得在后续下入尾管作业时，很容易堵塞导致尾管下不到位[5-7]。

下尾管是一种既耗时间又存在极大风险的现场作业。现场的天气海况、下尾管设备、尾管自身质量、下尾管人员技能水平、井眼轨迹、钻井液性能、裸眼段地层岩石特性等都影响着下尾管作业的正常开展。一般情况下，下入尾管主要是靠尾管的自身重力，在大斜度井和水平井的斜井段，由于井斜角的作用，使重力在水平方向的分力分散，导致尾管串与井壁间的摩擦阻力增大，甚至造成扶正器等工具嵌入软地层，给下尾管作业带来一定困难。结合国内外的较成熟的技术，主要采用了减少尾管摩阻系数和减轻尾管重量，使其飘浮来保证水平井尾管的顺利下入[8]。窄压力窗口井段尾管下入作业为了控制风险，避免产生过大的压力压漏地层，往往要严格控制下尾管速度，并且周期性的灌浆作业也严重延缓了作业进程。这极大地增加了作业成本，尤其是日费巨大的海上平台作业[9-13]。

东海X 井为定向井，完钻井深位于平湖组P9 层位，将老井弃置，在原井眼上于13-3/8″套管1 282 m处开窗侧钻进入新地层。12-1/4″井眼钻进至3 058 m中完，下9-5/8″套管。8-1/2″井眼钻至4 700 m 完钻，下7″尾管。12-1/4″井段开窗出去后先降斜、增方位，与老井眼快速分离(狗腿1.5～3°/30 m) 后增斜、增方位，2 400 m 后稳斜、稳方位钻进(46°/323°)直至完钻。X 井使用油基钻井液体系，油水比81∶19，开钻比重1.42SG，完钻比重1.46SG，泥浆性能整体稳定，返砂良好，整个井段钻进筛布170 目及200 目复配，离心机全程开启，零星的能见到拇指盖大小的掉块，磨圆居多。由于现场决策得当，老井弃置及开窗作业较设计提前2.8 天，12-1/4″井段较设计提前2.6 天，一趟钻钻至中完深度。8-1/2″井段较设计提前5.1 天，一趟钻完成。钻井总工期较设计累计提前10.5 天。X 井下7″尾管作业的成功实施可为东海后续下尾管作业提供借鉴。

1 下7″尾管作业影响因素分析

1.1 井眼轨迹

下尾管前需对钻进过程中的造斜段、短起过程中的遇阻点进行统计。对于深井、超深井，井斜角是影响后续下7″尾管顺利与否的主要因素。在小井斜段，裸眼与尾管间的摩阻相对较小，尾管下入难度相对较低。在大井斜段尤其是水平段，裸眼与尾管间的摩阻相对较大。测斜点也是下尾管过程中常见的遇阻点之一，测斜时，通常钻具静止不动，若在某一点长时间测斜，钻具在裸眼段静止时间过长，长时间的开泵冲刷井壁极易造成局部“大肚子”，使得尾管在该部裸眼段阻挂。

定向滑动钻井具有很强的井眼轨迹控制能力，但在水平段钻井效率较低。旋转复合钻井既能提高钻井速度，又能保证井下安全，但对井眼轨迹的控制能力较弱。在复合钻井过程中，可以应用不同的钻井参数来微调井眼轨迹。高WOB 和低转速可以略微增加井斜，否则可以稳定倾角或略微减小井斜。

此外，地层岩石的物理性质也进一步影响裸眼段的稳定，尤其是泥岩段，由于泥岩具有水化膨胀的特性，钻井液中的水分侵入地层，易造成井壁缩径。另一方面，钻具在泥岩段滑动时，尤其是扶正器处，易刮蹭地层，造成井壁坍塌，使得7″ 尾管下入遇阻。在砂岩井段，由于砂岩自身特性，砂岩段地层的摩阻普遍偏大，因此，在砂岩段需增多扶正器的数量。为控制井眼轨迹，避免局部“大狗腿”现场采取的钻井思路为泥岩段快速中完，砂岩段稳斜、稳方位。

1.2 钻头及BHA 选型

钻头与BHA 的选型直接影响井眼的状态。X 井选取BEST 单排16 mm 齿、5 刀翼钻头。考虑到尽量一趟钻完成，攻击性及耐磨性兼顾。整个井段平均下来机械钻速20 m/hr，高于邻井，累计钻穿花下138 m 含砾细砂岩，整体来看本井地层含灰质段有所减少。出井钻头内排1 齿崩齿，其余正常磨损，保径无磨损。BHA选型综合考虑到整个井段稳斜、稳方位，轨迹控制难度较小，兼顾46°井斜长裸眼段下部加压困难，增加6-1/2″ 钻铤1 柱。同时Xceed 上下2 个欠1/4 扶正器加Neo 上1 个欠1/4 扶正器，累计3 个扶正器，取消原设计组合中倒划眼扶正器。该钻具组合可有效避免局部井斜角过大，有利于后期7″尾管的下入。针对大位移井，推荐钻具组合为：8-1/2″ PDC+6-3/4″ Xceed+6-3/4″Neoscope+6-3/4″Telescope+6-3/4″NMDC+6-3/4″Fliter Sub+6-3/4″FV+6-1/2″DC×3 根+6-1/2″(F/J+JAR)+5″HWDP×14 根+5″DP*60 柱+ X/O。

1.3 作业指令的选择

钻井参数对下7″ 尾管的影响主要表现在，泥岩段需减少钻具的静止时间，且排量不宜过大。扶正器及大尺寸钻具出管鞋后逐步放开参数钻进，先期10～12 t，中后期逐步提至15～16 t，钻速60～130 r/m。东海地层一旦进入平湖组后，地层为大段致密砂岩，局部含有硬夹层，扭矩波动较花港组有所增加。此时需提高钻压，提高钻井时效。X 井整体钻进过程中启动扭矩都比较正常，与专家系统模拟吻合。这也意味着井眼较光滑，有利于后期下7″尾管作业。

在遇阻井段，尽量避免长时间划眼，以防止台阶面的产生。钻杆下入井底后，应充分循环清洁井眼，循环时间建议5 周以上。适当增加钻井液的黏度和剪切力，以提高其对井筒中岩屑的携带能力。在钻井液中加入润滑剂，进一步减小钻具与井壁间的摩擦力。井底冲洗完成后，将钻井提升至遇阻井段，再次进行大排量冲洗，并大幅移动钻具，损坏岩屑床。

下尾管遇阻时，通常采用小排量循环、顶驱旋转下入、上提下放的方法来处理，但效果并不理想。并且，在一些复杂的井况下，上提下放套管也可能导致水化的泥岩井段或者煤层井段坍塌，使得套管中途卡死。套管和尾管的下入程序是固井作业流程的重要环节。传统下套管和尾管速度较慢，为了保证足够的上扣扭矩需全程打备钳，防止下部套管因悬重不足导致反转卸扣。此外，钻井液需要定期注入管柱，维持下入悬重，平衡套管与环空间的内外压差，也防止套管内外静液柱压差过大导致套管挤压变形。对于深井、超深井，很难控制套管柱的下放速度，并且很容易产生激动压力，造成井漏。另外，随着井深的增加井眼受到力学和化学两方面的影响加剧，其稳定性能变差。

短起下作为修整井壁的重要手段，也为下7″尾管作业创造了良好的井筒环境。因本井平湖组于4 200～4 400 m 三压力曲线中坍塌压力较高，现场根据专家系统模拟，适当控制起钻速度。钻进至4 094 m 开展第一次短起下作业，根据现场录井曲线判断，煤层跟砂泥岩胶结面有些许毛刺，整体砂岩段摩阻略高，钻井液流变性稍微差，筛面返出细砂较多。钻进至完钻井深，短起下钻到井底、循环，裸眼段顺畅，循环一周后性能基本恢复至打钻期间性能，筛面返出少量细砂。但后期长起时，裸眼段顺畅。

2 X 井下尾管作业流程

下尾管作业前，需重点关注钻进过程中的阻挂点以及造斜段。通过前期起下钻及遇阻后开泵后泵压的波动情况可判断井眼清洁情况，若泵压波动幅度较小则井眼清洁度较好。X 井为大位移井，采用管串组合为浮鞋+双浮箍+球座(BEAR 复配TPG2 套管)+无限极尾管挂+旋转浮鞋+抬头。整个下尾管流程效率较高，在打备钳的情况下一小时下尾管18～22 根。其中P110/BEAR 型号的尾管上扣扭矩为210 00l b.ft，因此整段都需打备钳。下尾管时变扣及扣型转换时需专人确认扭矩。接尾管挂后循环了1.5 倍套管内容积，出管鞋前循环一尾管环空容积，下送期间每500 m 灌满顶通一次，监测泥浆性能稳定性以及振动筛面的返出情况。若筛面返出大量岩屑，则说明井壁清洁度较差。

X 井某日6:30 下送尾管至4 478 m 遇阻，无法通过(逐级增加下压吨位，最大下压25 t)，开泵尝试通过(排量1 000 L/min，泵压9 MPa，返出稳定，最大上提260 t、未活)；采取不同排量、逐级提高下压吨位，变频下放速度等方式通过。继续下入过程中4478～4507 段，阻挂频繁，采取不同排量、逐级提高下压吨位，变频下放速度等方式通过，4 676～4 695 段，阻挂频繁，采取适度上提、变频下放速度等方式通过。于10:30 下送尾管至设计深度4 695 m，小排量顶通，泵压、返出稳定。在频繁遇阻段4 h 仅下尾管217 m，时效较低。下尾管遇阻是下尾管作业中较常见的状况。一旦遇阻需遵循“反向原则”，切勿强制过提导致尾管断裂，造成井下事故。遇阻时，需控制遇阻吨位，先行尝试提活(各类极限参数熟记于心、留有余量)确保上部井段无阻挂后再进行下步操作；增大排量，调整钻井液性能，提高岩屑在环空中的上返速度，保证环空岩屑及时排出，减少阻挂；变换下放速度及下压吨位前调整至小排量或停泵。

若遇到阻挂频繁、提活困难的情况，在开泵验证井眼清洁后，若正常下压吨位无法通过，反推扶正器所在井段均为砂泥岩胶结面、煤层，扶正器剐蹭胶结面造成下套管遇阻。若阻挂后适度上提、不用提活，再次下压激发旋转浮鞋后通过，可判断是互层处旋转浮鞋遇阻。