鄭杜建，代紅濤，張晉凱，高劍偉

(1.中國石化石油工程技術(shù)研究院 德州大陸架石油工程技術(shù)有限公司，山東 德州 253034； 2.中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京102008)①

順南區(qū)塊超高溫高壓雙級(jí)回接固井工藝技術(shù)研究

鄭杜建1，代紅濤1，張晉凱2，高劍偉1

(1.中國石化石油工程技術(shù)研究院 德州大陸架石油工程技術(shù)有限公司，山東 德州 253034； 2.中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京102008)①

針對(duì)順南區(qū)塊超高溫、超高壓井回接固井質(zhì)量不理想，整體合格率低的難點(diǎn)，進(jìn)行了雙級(jí)回接固井技術(shù)措施及方案的分析。通過研制新型回接插頭、優(yōu)先水泥漿體系、模擬優(yōu)化施工參數(shù)等措施，有效提高了雙級(jí)回接固井質(zhì)量，防止了氣竄，保證了管串的完整性，為后期完井測(cè)試作業(yè)奠定了基礎(chǔ)。

固井；超高溫；超高壓；雙級(jí)回接

順南區(qū)塊位于塔里木盆地塔中I號(hào)斷帶下盤，順托果勒低隆與古城墟隆起的結(jié)合部位，緊鄰滿加爾坳陷的新區(qū)塊，平均完鉆井深7 209 m，其儲(chǔ)層屬于超深、超高溫、超高壓；溫度梯度2.87℃/100 m，地層壓力系數(shù)1.2～1.9。順南區(qū)塊對(duì)于鷹山組下段儲(chǔ)層的井先采用177.8 mm(7英寸)尾管封隔目的儲(chǔ)層，然后再進(jìn)行套管回接至井口，以提高井控處理和防H2S能力。但是，順南區(qū)塊縫洞型氣藏埋藏深，壓力大，氣層活躍難以壓穩(wěn)，固井時(shí)均存在氣竄現(xiàn)象，導(dǎo)致回接固井質(zhì)量不理想，對(duì)后續(xù)完井測(cè)試施工作業(yè)留下了隱患。順南區(qū)塊氣竄速度如圖1。

圖1 順南區(qū)塊氣竄速度統(tǒng)計(jì)

2 技術(shù)難點(diǎn)分析

1) 順南區(qū)塊前期回接固井大部分井在500～1 000 m井段，固井CBL值在80%左右。例如，順南4井0～700 m測(cè)井顯示為自由套管，尾管回接固井質(zhì)量差，直接影響到后期的完井測(cè)試作業(yè)。

2) 順南區(qū)塊尾管固井結(jié)束后先進(jìn)行五開作業(yè)，鉆穿目的層，然后再進(jìn)行尾管回接。在五開鉆進(jìn)過程中，套管內(nèi)壁形成泥餅層與油膜層，從而影響固井質(zhì)量。

3) 該區(qū)塊氣層比較活躍，井筒內(nèi)溫度高，水泥石在該環(huán)境下強(qiáng)度衰減快，對(duì)水鉆井液綜合性能要求高。

4) 井口采用芯軸懸掛器坐掛。既要實(shí)現(xiàn)回接插頭插入回接筒并下壓一定懸重，又要保證芯軸懸掛器懸掛質(zhì)量120 t的能力，所以要求回縮距計(jì)算的精確性?；亟硬孱^能否順利進(jìn)入回接筒實(shí)現(xiàn)有效密封，保證管串的完整性是固井的關(guān)鍵。

3 雙級(jí)回接固井技術(shù)

3.1 回接插頭優(yōu)選

3.1.1 常規(guī)插頭

該區(qū)塊前期主要使用常規(guī)回接插頭，回接插頭處的固井合格率20%～40%，插頭處的固井合格率有待進(jìn)一步提高。常規(guī)回接插頭主要由導(dǎo)向頭、循環(huán)孔、密封組件、插頭本體及接箍等組成[1]，如圖2所示。

圖2 常規(guī)回接插頭

3.1.2 新型回接插頭

優(yōu)化的加長型回接插頭比常規(guī)回接插頭密封總成長1.4 m，密封能力與效果得到進(jìn)一步提高。新型回接插頭主要由導(dǎo)向頭、密封組件、插頭本體及接箍等組成，如圖3所示。主要技術(shù)參數(shù)如表1。

圖3 新型回接插頭

本體最大外徑/mm?200本體最小內(nèi)徑/mm?155回接插頭密封壓力/MPa>35回接插頭插入部分外徑/mm?186回接插頭插入部分長度/m2．25

3.2 高效沖洗液

采用高效前置液沖洗技術(shù)，對(duì)套管內(nèi)壁的泥餅及油膜進(jìn)行強(qiáng)力沖刷，提高第一和第二界面的膠結(jié)質(zhì)量。優(yōu)化設(shè)計(jì)沖洗液注入量，增大其與套管內(nèi)壁的接觸時(shí)間[2]。

3.3 水泥漿體系優(yōu)選

防氣竄水泥漿體系中加入彈性材料，彈性顆粒與納米硅灰混合后形成包裹結(jié)構(gòu)，使水泥環(huán)的空間結(jié)構(gòu)與力學(xué)性能得到改善，有效提高了水泥環(huán)防氣竄能力，同時(shí)還增強(qiáng)了抗彎曲性、抗沖擊性、抗衰減性。

3.4 預(yù)應(yīng)力固井

可通過預(yù)應(yīng)力固井技術(shù)來減小水泥環(huán)總孔隙率、提高抗壓強(qiáng)度[3]，防止水泥環(huán)在凝固期間與套管之間產(chǎn)生微間隙，采用二級(jí)固井施工結(jié)束，在環(huán)空加壓候凝的技術(shù)措施，提高第一界面膠結(jié)質(zhì)量[4]。

3.5 流體密度差優(yōu)化

在套管不居中的情況下，一定的密度差能使頂替界面更加穩(wěn)定，不容易發(fā)生竄槽[5]。為了提高固井質(zhì)量，施工前應(yīng)對(duì)全井筒內(nèi)鉆井液進(jìn)行降密度[6]。

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

4.1 順南7井基礎(chǔ)資料

順南7井是位于塔中北坡順南斜坡區(qū)的一口探井，五開鉆進(jìn)至目的層油氣上竄速度22.7 m/h。為提高井控處理和防H2S能力，保證后續(xù)的完井作業(yè)，實(shí)施套管雙級(jí)回接固井施工。順南7井井身結(jié)構(gòu)如圖4所示。

4.2 磨銑回接筒

1) 銑鞋接觸回接筒頂部時(shí)有20 kN遇阻顯示，進(jìn)入回接筒里面后懸重恢復(fù)，到底后實(shí)測(cè)出回接筒頂深為5 287.85 m。

2) 開始進(jìn)行磨銑回接筒作業(yè)，轉(zhuǎn)速40 r/min，轉(zhuǎn)矩5 000 N·m，排量1.0 m3/min，壓力10 MPa。銑鞋到底后加鉆壓10～20 kN，磨銑3 min；重復(fù)上術(shù)步驟2次。本次旋轉(zhuǎn)懸掛器的回接在國內(nèi)屬首次，懸掛器的頂部由于是凹凸不平的轉(zhuǎn)矩塊，在磨銑時(shí)應(yīng)當(dāng)控制鉆壓≤20 kN，否則容易憋停頂驅(qū)。

3) 磨銑結(jié)束后將銑鞋提出回接筒頂部后，大排量循環(huán)1周，起鉆檢查磨銑到位。起鉆出井的銑鞋如圖5所示。

圖4 順南7井井身結(jié)構(gòu)示意

圖5 起鉆出井的銑鞋

4.3 壓縮距計(jì)算

該井套管頭處采用芯軸懸掛器坐掛，固井結(jié)束后既要實(shí)現(xiàn)喇叭口處密封，又要保證芯軸懸掛器根據(jù)坐掛要求，懸掛120 t。

4.3.1 固井前套管排開鉆井液體積所受的浮力

=1.70×103×9.8×0.024 829×5 287.68=2 187.23

式中：WQ為固井前套管在鉆井液中所受的浮力，kN；ρm為鉆井液密度，kg/cm3；g為重力加速度；Si為第i段回接管柱的底面積，m2；Li為第i段回接管柱長度，m。

4.3.2 固井結(jié)束后套管排開流體體積所受的浮力

固井結(jié)束后環(huán)空流體的密度發(fā)生了變化，因此受到的浮力也發(fā)生了變化。

=1.90×103×9.8×0.024 829×1 039.96=480.78

式中：WW為固井后套管在尾漿中受到的浮力，kN；ρW為尾漿密度，kg/cm3；Sj為第j段回接管柱的底面積，m2；Lj為第j段回接管柱長度，m。

=1.88×103×9.8×0.024 829×656.81=300.46

式中：WL為固井后套管在領(lǐng)漿中受到的浮力，kN；ρL為領(lǐng)漿密度，kg/cm3；Sc為第c段回接管柱的底面積，m2；Lc為第c段回接管柱長度，m。

=1.80×103×9.8×0.024 829×1 872.66=820.18

式中：WG為固井后套管在隔離液中受到的浮力，kN；ρG為隔離液密度，kg/cm3；Sm為第m段回接管柱的底面積，m2；Lm為第m段回接管柱長度，m。

=1.70×103×9.8×0.024 829×1 718.25=710.75

式中：WZ為固井后套管在鉆井液中受到的浮力，kN；Sn為第n段回接管柱的底面積，m2；Ln為第n段回接管柱長度，m。

固井結(jié)束環(huán)空不同密度流體所產(chǎn)生的浮力WH為

WH=WW+WL+WG+WZ=2 312.17 kN。

固井前后浮力變化為124.94 kN。

4.3.3 回縮距

管柱受力100 kN的伸縮量為

式中：K為接頭影響系數(shù)，取0.85～0.95；L為回接管柱長度，m；E為材料彈性模量，2.059×105MPa；F為回接管柱截面積，cm2；W回接管柱承受拉伸載荷，N。

插頭插入下壓150 kN時(shí)：ΔL′=ΔL×1.5=0.53 m

回接時(shí)需要的回縮距為

4.4 水泥漿性能

本次回接固井施工采用雙凝水泥漿設(shè)計(jì)方案。水泥漿嚴(yán)格控制失水和稠化時(shí)間，讓水泥漿呈“直角”稠化，提高尾漿水泥石初期強(qiáng)度和預(yù)防第1界面產(chǎn)生環(huán)微間隙[7]。水泥漿稠化曲線如圖6～7所示。

圖6 一級(jí)領(lǐng)漿稠化曲線

圖7 一級(jí)尾漿稠化曲線

4.5 扶正器安放

套管在井眼中的居中度越高，水泥環(huán)在套管周圍分布越均勻，固井質(zhì)量也就越好[8]。扶正器的優(yōu)選和安裝間距的優(yōu)化是提高居中度的重要途徑，通過數(shù)值模擬，每間隔20 m交叉安放彈性扶正器和樹酯旋流扶正器，居中度可達(dá)到80%左右，居中效果非常好。如圖8。

圖8 居中度曲線

4.6 施工排量優(yōu)化

由于封固井段較長，套管偏心會(huì)帶來頂替液與水泥漿兩相之間混合[9]，為提高固井頂替效率通常采用紊流頂替方式[10]。通過模擬計(jì)算，環(huán)空流體要達(dá)到紊流的流速為1.4 m/s，如圖9～10。

綜上所述，本次雙級(jí)回接固井施工壓力設(shè)計(jì)合理，易于現(xiàn)場(chǎng)施工操作。固井施工過程中漿體的量設(shè)計(jì)符合要求，固井過程沒有出現(xiàn)真空段，替漿過程中頂替效率能達(dá)到100%。

圖9 紊流速度模擬計(jì)算

圖10 一級(jí)固井壓力模擬計(jì)算

4.7 固井施工

一級(jí)固井注入隔離液25 m3，密度1.80 g/cm3；注領(lǐng)漿12 m3，平均密度1.89 g/cm3；注尾漿19 m3，平均密度1.89 g/cm3；注壓塞2 m3，密度1.05 g/cm3；頂替加重鉆井液28 m3，密度1.95g/cm3；頂替開孔液8 m3，密度1.05 g/cm3；頂替鉆井液57 m3，密度1.70 g/cm3。頂替到量停泵，憋壓插入回接插頭，放回水檢查插頭密封良好。投重力塞自由下落，芯軸懸掛器懸掛120 t，重力塞到位憋壓8 MPa打開雙級(jí)箍循環(huán)孔建立循環(huán)。

二級(jí)固井注入隔離液25 m3，密度1.80 g/cm3；注領(lǐng)漿31 m3，平均密度1.91g/cm3；尾漿27 m3，平均密度1.90 g/cm3；注壓塞2 m3，密度1.05 g/cm3；替鉆井液56.5 m3，密度1.70 g/cm3。到量碰壓13～21 MPa關(guān)閉雙級(jí)箍，放回水檢查雙級(jí)箍關(guān)閉良好。二級(jí)施工結(jié)束后環(huán)空憋壓10 MPa候凝。

鉆塞結(jié)束后試壓20 MPa，穩(wěn)壓30 min無壓降，符合設(shè)計(jì)要求。通過CBL聲幅測(cè)井解釋固井質(zhì)量第一界面優(yōu)質(zhì)井段占全井的92.8%，良好井段占全井的90.1%，界面如圖11。

圖11 測(cè)井CBL曲線界面

5 結(jié)語

1) 雙級(jí)回接施工工藝對(duì)順南區(qū)塊的固井回接提供了設(shè)計(jì)及施工的參考依據(jù)，可進(jìn)一步推廣應(yīng)用和優(yōu)化。

2) 針對(duì)勘探開發(fā)中不斷出現(xiàn)的新的固井工藝技術(shù)難點(diǎn)，需要加強(qiáng)超深井固完井新工具的研制，進(jìn)一步提高固井質(zhì)量。

3) 雙凝抗高溫彈塑性膠乳水泥漿體系實(shí)現(xiàn)了分段凝固，有效提高水泥環(huán)的韌性和強(qiáng)度的衰減。

4) 對(duì)于特殊固井工藝的施工，需要提前對(duì)工具選型、施工參數(shù)等進(jìn)行數(shù)值模擬來指導(dǎo)現(xiàn)場(chǎng)施工，保證施工的順利和連續(xù)性。

[1] 馬開華，馬蘭榮，陳武君，等.高壓油氣井尾管回接固井新技術(shù)[J].石油鉆采工藝，2005，27(3)：22-23.

[2] Fuquan Sun，Guanming Lv，Jianzhou Jin.Application and Research of Latex Tenacity Cement Slurry System[R].SPE 104434 MS，2006.

[3] 宋洵成，陳會(huì)年，王吉竹，等.水泥漿失水制約下套管與井眼間隙的研究[J].石油鉆探技術(shù)，2006，34(3)：52-53.

[4] 劉世彬，吳永春，王純?nèi)?，?預(yù)應(yīng)力固井技術(shù)研究及現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用[J].鉆采工藝，2009，32(5)：21-24.

[5] 馮福平，艾池，崔志華，等.水平井偏心環(huán)空頂替流體密度差優(yōu)化[J].石油鉆采工藝，2014，36(1)：61-65.

[6] 劉貴傳，王治法，陳亮珍，等.提高定向井第二界面膠結(jié)質(zhì)量的鉆固一體化技術(shù)[J].石油鉆探技術(shù)，2008，36(5)：17-20.

[7] 張明昌，牟忠信，李列，等.小間隙高壓氣井固井技術(shù)[J].石油鉆采工藝，2004，26(3)：30-33.

[8] 舒中選，陳德東，鄭嚴(yán)，等.常用套管扶正器扶正力及其變形關(guān)系的探討[J].石油鉆探技術(shù)，2003，31(5)：82-84.

[9] Niu Xinming，Zhang Kejian，Ding Shidong，et al.Gas mingration prevention cementing technologies in Nottheast Sichuan Area[J].Petroleum Drilling Techniques，2008，36(3)：10-15.

[10] 李早元，楊緒華，郭小陽，等.固井前鉆井液地面調(diào)整及前置液紊流低返速頂替固井技術(shù)[J].天然氣工業(yè)，2005，25(1)：93-94.

Two Stage Tieback Cementing Technological Research for Super High Temperature and Pressure in Shunnan Block

ZHENG Dujian1，DAI Hongtao1，ZHANG Jinkai2，GAO Jianwei1

(1.ShelfoilCompanyofDezhou，PetroleumEngineeringTechnologyResearchInstitute，Sinopec，Dezhou253034，China； 2.PetroleumEngineeringTechnologyResearchInstitute，Sinopec，Beijing102008，China)

According to Shunnan Block ultra high temperature，super high tie-back cementing quality is not ideal，the overall qualified rate is only 33%of the difficulty，and the related two-stage tie-back cementing technology measures and solution analysis.Through researching a new tieback plug and priority cement slurry system，the simulation optimization of construction parameters effectively improve the two-stage tie-back cementing quality to prevent the gas channeling and ensure the integrity of the pipe string，the work laid the foundation for the late completion test.

cementing；super high temperature；super high pressure；two stage tieback

2016-10-05 基金項(xiàng)目：國家科技重大專項(xiàng)“復(fù)雜地層固井技術(shù)研究”(2011ZX05031-004-002) 作者簡介：鄭杜建(1985-)，男，四川達(dá)州人，工程師，主要從事石油固完井工具及工藝研究，E-mail：zdj@shelfoil.com。

1001-3482(2017)02-0069-05

TE925.2

A

10.3969/j.issn.1001-3482.2017.02.016