酸溶开孔筛管支撑完井工艺研究及应用

柳志翔 李会会 邹伟 万小勇 王冲 马丁

为应对顺北断控油气藏支撑完井管柱无法穿越破碎带难题，研发了以高抗扭油管、酸溶开孔筛管和高抗扭液压丢手为关键技术的“酸溶开孔筛管”支撑完井工艺。设计的高抗扭油管和丢手器，满足下入期间旋转、钻磨对管柱抗扭能力的要求；设计的酸溶开孔筛管，初始状态管体完全密封，完井液可循环至底端钻头，满足钻磨时冲洗钻头的要求，而注酸溶解可溶塞后管体变成带孔的筛管，又可满足储层改造和生产时大排量通道要求。通过开展一系列承压、耐盐、耐碱和酸溶等试验验证了工艺的可靠性。现场应用表明，酸溶开孔筛管支撑完井工艺有效解决了破碎带难以穿越的问题，已在现场应用6井次，支撑管柱到位率100%。该工艺简单可靠、便于现场操作，且与传统工艺相比，单井提高时效53.6%，节约费用90.0%。该成果可为其他类似井选择完井工艺提供参考。

破碎带；支撑完井；高抗扭；酸溶开孔筛管；可溶塞

TE257

Research and Application of Acid Soluble Tapping Screen

Support Completion Technology

In order to solve the problem that the support completion string cannot pass through the broken zone in the Shunbei fault-controlled reservoir，an “acid soluble tapping screen” support completion technology taking high torsional tubing，acid soluble tapping screen and high torsional hydraulic release as key technologies was developed.The designed high torsional tubing and releaser meet the requirements for the rotation and milling on the torsional resistance of string during RIH；the designed acid soluble tapping screen is completely sealed at initial state，the completion fluid can be circulated to the bit at bottom hole and meet the requirements of flushing bit during milling，while the screen becomes perforated screen after the soluble plugs have been dissolved by acid injection，which meets the requirements of large displacement channel during reservoir transformation and production.By means of conducting a series of pressure bearing，salinity tolerance，alkali resistance and acid soluble tests，the reliability of the technology has been verified.Field application shows that the acid soluble tapping screen support completion technology effectively solves the problem of difficult passage through the broken zone；and the in-position rate of support string is 100% in field application of 6 wells/times.This technology is simple，reliable and easy to operate on site；furthermore，compared with traditional technology，it improves time efficiency of single well by 53.6% and saves cost by 90.0%，so it provides reference for the selection of completion technology for other similar wells.

broken zone；support completion；high torsional；acid soluble tapping screen；soluble plug

0 引 言

顺北超深碳酸盐岩油气藏不仅具有超深（7 500～9 000 m）、超高温（157～180 ℃）、超高压（86～100 MPa）特征，而且是典型的断溶体结构，断裂带可以划分为中心破碎区（断层核）、包围破碎带周边裂缝带（断层角砾带和裂缝储集体）及外部基质岩石带（围岩区）［1-2］。

近年来，随着井眼轨迹设计理念逐渐向穿断层核部转变，油气井钻遇破碎带概率大大提高。钻遇破碎带的油气井，采用裸眼完井工艺时井壁会发生垮塌、掉块［3-6］，不仅给完井作业带来巨大挑战，而且会造成开井测试期间井筒堵塞，严重时甚至导致油气井停产。例如，X4-1H井试油期间井筒垮塌，被迫提出完井管柱，重新下钻具处理井筒时又发生卡钻，导致该井眼最终报废，只能进行侧钻，造成建产时间滞后约89 d、建设成本增加约1 500万元、油气产能损失约2.85万t，严重阻碍顺北油气田规模化开发进程。虽然采用支撑完井工艺可以有效保证井壁完整性［7-12］，但常规支撑完井工艺下部支撑管柱的管体为普通的套管或油管，包括常用丢手器在内，抗扭能力仅9 860 N·m，无法实现旋转、冲划功能。钻遇破碎带井不仅通井时频繁遇阻，耗时长、卡钻风险高，而且即使经过多次通井仍无法保证完井管柱能顺利到位。为了解决这个技术难题，先后提出了“打孔钻杆+机械丢手器”和“钻具钻磨至井底+穿孔+切割”2种方案，但这2种方案分别存在到位率低，穿孔、切割作业风险高，作业时间长，费用高等问题。

因此，亟需研发一种适用于穿破碎带的新型支撑完井工艺，要求管柱不仅可完成下入期间的旋转、冲划作业，而且又满足储层改造和生产期间大排量通道的需求。为此，笔者研发了以高抗扭油管、酸溶开孔筛管和高抗扭液压丢手器为关键技术的“酸溶开孔筛管”支撑完井工艺。研究结果可为其他类似井选择完井工艺提供参考。

1 酸溶开孔筛管支撑完井工艺原理

酸溶开孔筛管支撑完井工艺的核心技术是高抗扭液压丢手器、高抗扭油管和酸溶开孔筛管，以此来实现管柱下入期间具备旋转、冲划功能以及满足储层改造和测试生产时对流动通道的需求。管柱结构从下到上依次是钻头+酸溶开孔筛管+高抗扭油管+高抗扭液压丢手器+送入钻具。管柱下入期间，一方面高抗扭油管和高抗扭液压丢手器的抗扭能力满足旋转、冲划处理井筒要求；另一方面，初始状态酸溶开孔筛管孔眼完全封堵，又满足钻磨时完井液循环冲洗钻头要求。这2方面保证了支撑管柱可顺利下至设计位置，如图1a所示。管柱到位后，注酸溶解筛管孔眼内的可溶塞后又可建立井筒和地层间的流动通道，满足后期大排量储层改造和生产需求，如图1b所示。溶塞成功后，投球至高抗扭液压丢手内部球座上，井口加压实现丢手，将上部送放钻具提出井筒，如图1c所示。

酸溶开孔筛管支撑完井工艺关键工具性能要求如下：

（1）为了实现管柱下入过程可旋转或冲划处理井筒内遇阻点，高抗扭油管和高抗扭液压丢手器的抗扭能力应不低于钻具钻井时的旋转扭矩值12 000 N·m。

（2）为了保证钻磨时完井液可循环冲洗至钻头位置，要求酸溶开孔筛管孔眼在注酸前应处于封堵状态，且根据钻头钻进时压降0.15～5.00 MPa，安全系数设为2，整个管柱内部承压应不低于10 MPa。

（3）完井时作业环境为钻井液或盐水，根据顺北超深井下支撑管柱所用时间，要求可溶塞在钻井液和盐水中性能稳定应不少于7 d；考虑到后期储层改造和生产对大流动通道的需求，要求可溶塞在酸液中可快速溶解。

2 关键技术及可靠性试验评价

2.1 高抗扭油管

由于特殊的螺纹齿形、扭矩台肩和螺纹结构，BGTS螺纹的抗扭能力超过20 000 N·m，所以选择BGTS螺纹的油管作为下部支撑管柱的管体，具体性能参数如表1所示。

2.2 酸溶开孔筛管

2.2.1 酸溶开孔筛管孔眼设计

酸溶开孔筛管以高抗扭油管为本体，孔眼设计：孔径8.3 mm、相位90°、10孔/m，每根螺旋分布80孔。为了使酸溶开孔筛管的过流面积与管体全通径过流面积相当，余量系数为0.6时，建议单井次作业最少配3根酸溶开孔筛管。

2.2.2 酸溶开孔筛管可溶塞设计

魏波等［13-15］设计的可溶筛管的可溶塞在钻井液和盐水中稳定时间较短，且依靠橡胶件密封，不适用顺北作业环境。因此，开展了可溶塞材质优选和密封结构、溶解液配方设计等工作。

（1）材质优选。对比铬钼钢、镁合金、铝合金等材质，发现铝合金满足耐碱（钻井液）、耐盐和快速酸溶的要求，如表2所示，且通过室内试验进一步验证铝合金满足设计要求。

试验1：分别将镁合金和铝合金放在密度1.45 g/m3的钻井液中加热至180 ℃，镁合金恒温5 d基本溶解，而铝合金恒温10 d质量基本没变，证实铝合金材质满足耐碱（钻井液）性要求。

试验2：将铝合金放在密度1.35 g/m3的CaCl2盐水中加热至180 ℃并恒温10 d，质量仍未发生变化，证实其满足耐盐性要求。

试验3：常温下将铝合金放入交联酸中，发现其腐蚀速度为8.15%/h，证实其满足可酸溶要求，如图2所示。

（2）溶解液配方设计。可溶塞在交联酸中完全溶解时间较长，不满足高效完井要求，需对溶解液配方进行优化设计。常温下，开展铝合金可溶塞在20%盐酸、20%盐酸+1%铁离子稳定剂溶剂和20%盐酸+2%缓蚀剂+1%铁离子稳定剂溶剂中的溶解试验。试验发现铁离子稳定剂溶剂对酸溶速度影响较小，可忽略不计；而缓蚀剂对其影响较大，但完全溶解时间仍不超过3 h，如图3所示。因此，为了同时保证完井时效和井筒完整性，溶解液的配方定为20%盐酸+2%缓蚀剂+1%铁离子稳定剂。

（3）密封结构优选。对比金属锥面密封、密封圈密封和螺纹密封（见表3），发现螺纹密封在密封可靠性和加工操作上优于其他密封结构，且无橡胶密封件，不受温度限制。因此，选择螺纹（1/8 in的NPT）扣作为密封结构，且通过室内试验证实其密封可靠性。

将安装可溶塞的酸溶开孔筛管加热至204 ℃并恒温，内部分级加压至51.8 MPa稳压15 min，压降小于3%，承压试验合格，如图4所示。

2.3 高抗扭液压丢手器

2.3.1 结构设计

高抗扭液压丢手器结构如图5所示，主要由扭矩传递机构、浮阀和丢手机构组成。

高抗扭液压丢手器两端的扣型可根据实际需求加工为BGTS或钻杆等高抗扭螺纹。止转环与下部凸耳组成花键结构，不仅将上部管柱的扭矩传递给下部管柱且抗扭能力可达20 000 N·m，完全满足管柱处理井筒时的旋转和冲划需求。除此之外，该丢手器设计了“上球座，下浮阀”结构，球座与球配合实现憋压、丢手，且丢手后仍可持续密封传压，直至将下接头完全推离，大大增强丢手的可靠性；浮阀为单流阀，在送放管柱下入和丢手后上提期间均能起到内防喷作用，大大提高井控安全性。

2.3.2 工作原理

（1）下入过程若管柱遇阻，上接头的扭矩通过花键结构传递给下接头，并带动下部管柱一起转动，实现钻头冲划处理井筒；而浮阀可有效防止油气进入管柱内部，有效保证了高风险井的井控安全，如图6a所示。

（2）到位注酸溶塞后，投球入座。井口加压推动球座下行，并带动阀座、限位环等一起下行，剪断丢手剪切销钉后继续下行；当限位环抵达下接头内筒台阶时，棘爪解锁释放并与下接头分离，实现丢手，如图6b所示。

（3）液压推动球座继续下行，当上部密封件下行到外套扩径处密封性失效，同时C型环释放，防止球座回退；不仅将下接头完全推离，且地面可通过压力突降确认丢手成功，如图6c所示。

（4）丢手后浮阀随送放管柱提出，再次保证井控安全；留井部分为规则圆筒，方便后期打捞或回插，如图6d所示。

2.3.3 主要技术参数

高抗扭液压丢手器的主要技术参数如表4所示。

2.3.4 试验验证

试验1：液压丢手器反向承压试验。

204 ℃高温环境下，试压介质为导热油，内部反向分级加压至51.7 MPa，稳压15 min，压降小于3%，反向承压合格，如图7所示。

试验2：液压丢手器抗扭矩试验。

常温下，将花键结构上下部分用扭力机施加扭矩至20 000 N·m，连续3次，止转环、释放爪和花键均无损坏，承扭矩试验合格。

试验3：液压丢手器丢手试验。

204 ℃高温下，导热油为介质，提前置入钢球（直径44.45 mm），内部加压至21.9 MPa，压力突降确认丢手，且降温后取出工具检查进一步证实丢手成功，功能试验合格，如图8所示。

3 工艺现场应用

3.1 X5CH井应用情况

X5CH井完钻井深7 389 m，钻井过程中出现多次漏失、放空等钻遇破碎带显示，且井口出现溢流、见油气等井控高风险现象。该井6 600 m以后狗腿度和井径扩大率变化频繁，且存在33 m泥岩裸露段，电测和通井作业中多次遇阻，故选择酸溶开孔筛管支撑完井工艺。井身结构如图9所示。

下部支撑管柱组合：高抗扭液压丢手器+高抗扭油管+酸溶开孔筛管（开孔位置：6 440～7 040 m）+钻头。下至6 800 m遇阻，开泵冲划至设计井深7 041 m，排量0.39 m3/min、泵压8 MPa、转速20 r/min、钻磨扭矩6 000～7 000 N·m。循环排后效后管柱内正注前置液5 m3+酸液4 m3+隔离液5 m3+密度1.26 g/cm3的钻井液32.5 m3（泵压18 MPa，排量1.02 m3/min），酸液所在位置6 440～7 040 m。关井观察80 min后进行吸水测试，显示相同排量下泵压明显降低，判断可溶塞溶解，如图10所示。投45 mm钢球，候球入座后加压至19 MPa突降至0，同时悬重从186 t降至173 t，判断丢手，送放管柱提出地面后进一步证实丢手成功。该井稳产期获124 t/d的高产。

3.2 不同破碎带支撑完井工艺对比

目前，酸溶开孔筛管支撑完井工艺在顺北油气田累计应用6井次，到位率由73.7%提升至100%，且与“打孔钻杆+机械丢手器”和“钻具穿孔+切割钻杆”等传统工艺相比，单井作业时间节约53.6%，施工费用降低90.0%，如表5所示。

4 结 论

（1）酸溶开孔筛管支撑完井工艺依靠高抗扭油管、高抗扭丢手和酸溶开孔筛管技术，成功解决衬管穿越破碎带的难题，下入成功率100%。

（2）可溶塞材质选择铝合金，满足耐碱（钻井液）、耐盐水、可酸溶的要求，且为了同时实现可溶塞快速溶解和井筒完整，溶解液配方为20%盐酸+2%缓蚀剂+1%铁离子稳定剂溶液。

（3）高抗扭液压丢手器不仅抗扭能力高，满足管柱旋转、冲划处理井筒要求，且内带浮阀，同时保证油气活跃高风险井起下钻期间的井控安全。

（4）酸溶开孔筛管支撑完井工艺不仅到位率高、作业周期短、施工费用低，且操作方便，可在国内同类型油气田推广应用。

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