陳立強，王占領，薛懿偉，張啟龍，王 贊，董瀟琳

（1. 中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司，天津 300459；2. 中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

近年來，隨著渤海油田的深入開發(fā)，部分井由于底水錐進或生產(chǎn)制度調(diào)整，如在生產(chǎn)過程中通過擴油嘴或者大泵提液造成局部流速增加，從而導致篩管局部破損，進而導致出砂，甚至關停[1-3]。這類出砂井反復出砂，沖砂后仍低效生產(chǎn)，無法達到預期配產(chǎn)[4-5]。面對這類低效井占用海上平臺有限的槽口資源而無法貢獻產(chǎn)能的問題，急需開展研究，盤活此類低效井，從而充分利用海上平臺槽口，實現(xiàn)老油田穩(wěn)產(chǎn)。

針對如何有效治理水平井篩管破損的問題，渤海油田開展了現(xiàn)場試驗，常規(guī)措施無法從根本上解決出砂問題，且各種措施均存在一定限制，無法適應海上平臺相對陸地油田修井日費高的難題。同層側鉆技術只需打撈少量篩管至上層套管鞋下，從套管鞋下重新側鉆水平段，重新進行合理的防砂完井[6-11]，費用適中，近年來在渤海油田得以應用。

本文針對同層側鉆方案打撈部分防砂篩管的工藝措施開展研究，綜合考慮作業(yè)難度、工期可控性、作業(yè)成本，制定出最優(yōu)篩管打撈方案。

1 前期水平井防砂管柱打撈低效原因分析

1.1 渤海前期水平井防砂管柱打撈作業(yè)概述

秦皇島32-6油田A井井身結構為：表層φ406.4 mm下φ339.7 mm套管至500 m，二開φ311.2 mm鉆進至著陸點，下φ244.5 mm套管至2 592 m，三開水平段φ215.9 mm鉆進至完鉆井深2 752 m，防砂管柱頂部封隔器位于φ244.5 mm套管鞋以上42 m處，即2 550 m。水平井同層側鉆需要在φ244.5 mm套管鞋下預留20～30 m的空間，需要打撈的防砂管柱為從頂部封隔器至φ244.5 mm套管鞋下20～30 m處，總長60～70 m。

A井φ215.9 mm水平裸眼段完井采用φ177.8 mm優(yōu)質(zhì)篩管防砂，現(xiàn)需打撈防砂管柱后進行側鉆。同層側鉆方案基本工藝流程為：（1）起原井生產(chǎn)管柱，沖砂至井內(nèi)干凈；（2）通井，切割篩管、盲管，打撈頂部封隔器與篩管；（3）注目的層水泥塞，候凝結束后探水泥塞面、試壓；（4）重新側鉆出新水平段，之后再進行相應的防砂完井等措施。同層側鉆方案的難點及關鍵點在于第二步，即切割篩管、盲管，打撈頂部封隔器與篩管。

A井防砂篩管打撈方案按照傳統(tǒng)的分段切割打撈，分成兩段，第一段為頂部封隔器至套管鞋以上1～3 m處，第二段為套管鞋以上1～3 m處至套管鞋以下30 m處。A井實際施工過程見表1，起原井內(nèi)生產(chǎn)管柱，通井沖砂，切割并撈出第一段管柱都很順利，但第二段管柱打撈遇阻，先后共進行了六次打撈，耗時146 h，均無法撈獲落魚，最終采取了磨銑的方式，磨銑及清潔井眼耗時105 h，最終完成作業(yè)。該井防砂篩管打撈總共耗時16.5天，效率較低，同時考慮海上平臺作業(yè)日費較高，如此高成本的打撈作業(yè)是難以接受的，因此，繼續(xù)開展防砂篩管打撈方案精細化設計研究。

表1 秦皇島32-6油田A井防砂篩管打撈作業(yè)流程Table 1 Fishing process of sand control string of Well A in QHD32-6 Oilfield

1.2 渤海前期水平井防砂管柱打撈低效原因分析

A井水平段裸眼段為φ215.9 mm，下入φ177.8 mm優(yōu)質(zhì)篩管防砂，間隙較小。經(jīng)分析，該井防砂管柱打撈存在以下難點：（1）由于水平井著陸造斜段和水平段摩阻較大，打撈鉆具的上提力及扭矩無法有效傳遞到水平防砂篩管上；（2）需要打撈的防砂管柱為從頂部封隔器至φ244.5 mm套管鞋下25 m處，總長70 m左右，且管柱居中度較差，增加了套銑及打撈的難度；（3）該井φ215.9 mm的水平井多采用φ177.8 mm的防砂管柱，其與水平段井眼的間隙較小，常用的套銑管外徑為206.4 mm，內(nèi)徑為187 mm，引入落魚難度較大，而且套銑出來的鉆屑在較小的環(huán)空內(nèi)很難上返，導致打撈掛卡[12-16]。

為分析套銑作業(yè)過程中管柱扭矩及軸向拉力傳遞到套銑桶上的效率，將管柱組合進行分段Li，對管柱扭矩及軸向拉力損失進行分段計算分析。

式中：rx、Rx分別為套銑桶外徑及內(nèi)徑，mm；λ為由落魚狗腿度決定的接觸面積百分比，無量綱；ρl、ρd、ρt、ρx分別為篩管、鉆桿、鉆鋌、套銑桶的線密度，kg/m；l為套銑桶內(nèi)的落魚長度，mm；B為浮力系數(shù)，B=1-ρ鉆井液/ρ鐵，無量綱；L1、L2、L3分別為直井段鉆桿長度、斜井段鉆桿長度、鉆鋌長度，mm；Q為大鉤載荷，kN；α為井斜角，°；Ti、ΔMi為套銑桶某個截面處的軸向拉力及損失的扭矩；μ為管柱與井壁之間的摩擦系數(shù)，無量綱。

以A井為例，根據(jù)式（1）、式（2）對打撈鉆具扭矩的傳遞效率進行計算分析（圖1）。曲線1表示：若鉆具底部套銑筒需要對落魚施加3 kN·m的扭矩，則需要井口傳遞16 kN·m的扭矩，由此可以看出損失了13 kN·m，即損失了81.25%；同理，曲線2表示傳遞到井底5 kN·m扭矩時損失了72.22%；曲線3表示傳遞到井底8 kN·m的扭矩時損失了61.90%。通過計算分析可以看出，對A井防砂管柱打撈過程中，由于水平井著陸造斜段和水平段摩阻較大，打撈鉆具的上提力及扭矩無法有效傳遞到水平防砂篩管上。另外，A井φ215.9 mm的水平井采用φ177.8 mm的防砂管柱，其與水平段井眼的間隙只有19 mm，引入落魚難度非常大，套銑扭矩大，而且套銑出來的鉆屑在較小的環(huán)空內(nèi)上返困難，導致打撈掛卡，防砂管柱打撈失敗。

圖1 扭矩傳遞效率分析Fig. 1 Analysis of torque transmission efficiency

經(jīng)過分析，該井后期采用磨銑的作業(yè)方式，磨銑作業(yè)扭矩減小為27 kN·m，降低10%。磨銑長度67 m，耗時23 h，磨銑速度平均2.9 m/h。該段防砂管柱采用切割打撈方式共耗時146 h，采用磨銑方式共耗時105 h，節(jié)約41 h，提效28.1%。分析認為，針對防砂管柱與井壁間隙較小的井，打撈鉆具的上提力及扭矩無法有效傳遞到水平防砂篩管上，且防砂管柱與井眼環(huán)空太小，不適合采用多段切割、套銑打撈的作業(yè)方式，磨銑的作業(yè)方式更適合該類井。

2 水平井防砂管柱打撈方案優(yōu)化設計與實踐

2.1 防砂管柱打撈方案精細化設計

針對以上難點，渤海油田開展了水平井防砂管柱打撈方案研究，對于待打撈防砂管柱較長、環(huán)空間隙較大的井，形成了分段切割、打撈的方法，對于環(huán)空間隙較小的井，形成了切割打撈配合磨銑的方法。

所謂分段切割、套銑、分段打撈方法（圖2），其基本流程為：首先下入水力內(nèi)割刀至套管鞋以下30 m切割第一刀，更換水力割刀，再次下入切割套管鞋以上1～3 m處，之后下入專用回收工具，回收頂部封隔器至第二刀之間的管柱。再嘗試打撈第二刀與第一刀之間的管柱，如果打撈成功，則為同層側鉆留足了30 m的空間，接下來注水泥封固水平段，準備側鉆即可。如果無法打撈第二刀與第一刀之間的管柱，則需把該段防砂管柱再進行一次切割，即在第一刀和第二刀之間切割第三刀，切割成小段，以便于打撈。這種方法，如果順利，直接打撈第一刀和第二刀之間管柱，其流程為：切割→回收（1～2趟）→打撈，起下鉆共計3～4趟；如果無法順利打撈第一刀和第二刀之間管柱，起流程為：切割→回收（1～2趟）→打撈失敗→切割→打撈→套銑→打撈，起下鉆共計7～8趟。

圖2 多段切割打撈方案流程圖Fig. 2 Flow chart of multi-segment cutting and fishing scheme

渤海油田一些井生產(chǎn)年限較長，出砂較為嚴重，篩管破損較為嚴重，防砂篩管切割打撈成功率不高，大直徑防砂管柱應用越來越多，防砂管柱與水平段井眼的環(huán)空間隙較小，套銑困難。針對這種情況，渤海油田通過實踐總結出了切割打撈配合磨銑的回收方案，雖然磨銑速度較慢，但相對切割多刀、多次起下鉆來說，工期更加穩(wěn)定可靠（圖3）。其基本流程為：首先下入水力內(nèi)割刀至套管鞋以上1～3 m處切割，之后下入專用回收工具，回收頂部封隔器至該切割處，然后磨銑切割點以下防砂管柱至套管鞋以下30 m左右，再組下井眼清潔鉆具，利用強磁打撈鐵屑，完成防砂管柱打撈。這種方法，其基本流程為：切割→回收（1～2趟）→磨銑→清洗（1～2趟），起下鉆共計4～6趟。

圖3 切割磨銑方案流程圖Fig. 3 Flow chart of cutting and sleeve milling scheme

2.2 B井多段切割打撈案例分析

以秦皇島32-6油田B井為例，水平裸眼段φ215.9 mm，下入φ139.7 mm優(yōu)質(zhì)篩管防砂，目前該井處于低產(chǎn)低效狀態(tài)，井內(nèi)生產(chǎn)管柱及防砂管柱見圖4。

圖4 秦皇島32-6油田B井防砂管柱示意圖Fig. 4 Schematic diagram of sand control string of Well B in QHD32-6 Oilfield

該井區(qū)剩余油潛力較大，為提高該井區(qū)儲量動用程度，對B井進行同層側鉆，該井水平段裸眼段為φ215.9 mm，防砂管柱的尺寸為φ139.7 mm，環(huán)空間隙較大。因此，按照圖2所示流程進行施工。（1）前期輔助工作，包括洗井、壓井、拆采油樹、安裝井口防噴器；（2）下入專用工具打開井內(nèi)防漏失閥；（3）組下水力割刀切割套管鞋以上1～3 m處；（4）組下專用回收工具，回收頂部封隔器至切割點處的管柱；（5）套銑第2刀以下防砂管柱，順利打撈；（6）組下注水泥管柱，封固原井眼，完成同層側鉆井筒準備。該井防砂管柱打撈共耗時6.5天。經(jīng)測算，對于B井這類防砂管柱打撈，采用多段切割打撈方案比切割磨銑方案節(jié)約工期2天左右，提效近25%，節(jié)約費用100余萬元。

2.3 C井切割磨銑案例分析

以渤海秦皇島32-6油田C井為例，水平裸眼段φ215.9 mm，下入φ177.8 mm優(yōu)質(zhì)篩管防砂，投產(chǎn)3年后出砂被迫關停，下入臨時管柱，目前井內(nèi)生產(chǎn)管柱及防砂管柱見圖5。

圖5 秦皇島32-6油田C井防砂管柱示意圖Fig. 5 Schematic diagram of sand control string of Well C in QHD32-6 Oilfield

經(jīng)前期修井作業(yè)分析，C井套銑、沖砂困難，且環(huán)空間隙較小，鉆屑在較小的環(huán)空內(nèi)上返困難，進一步增加了套銑、沖砂的難度，因此，推薦采用切割磨銑方案打撈防砂管柱，即采用圖3的流程。（1）前期輔助工作，包括洗井、壓井、拆采油樹、安裝井口防噴器；（2）組下水力割刀切割套管鞋以上1～3 m處；（3）組下專用回收工具，回收頂部封隔器至切割點處的管柱；（4）組下磨銑鉆具，磨銑防砂管柱至管鞋以下約30 m處； （5）組下井筒清潔鉆具，強磁打撈鐵屑。需要注意的是，由于磨鞋磨銑套管會產(chǎn)生大量鐵屑，強磁打撈鐵屑需根據(jù)井眼清潔情況決定下入清潔管柱的趟數(shù)，一般采用兩趟清潔管柱可以實現(xiàn)井眼清潔；（6）組下注水泥管柱，封固原井眼，完成同層側鉆井筒準備。該井防砂管柱打撈共耗時7.42天。經(jīng)測算，對于C井這類防砂管柱打撈，采用切割磨銑方案比多段切割打撈方案節(jié)約工期2.6天左右，提效近30%，節(jié)約費用145余萬元。

從生產(chǎn)角度考慮，大直徑防砂管柱的表皮系數(shù)低，利于提高油氣產(chǎn)能，同時成本相對低，且作業(yè)方式簡單，因此大直徑防砂管柱越來越多地應用于渤海油田。針對此類井，提出了切割打撈配合磨銑的方法，切割打撈頂部封隔器至管鞋以上1～3 m處，長度約50 m，然后磨銑至管鞋下30 m左右，相對分段切割打撈方法工期費用不確定性大的問題，這種方法比較穩(wěn)妥，成功率較高。經(jīng)統(tǒng)計近兩年渤海秦皇島油田應用切割打撈配合磨銑方法實施的井，平均磨銑長度為26.71 m，平均磨銑速度0.81 m/h，磨銑速度得到大幅提高，同時切割磨銑方法可以節(jié)約起下鉆趟數(shù)，降低打撈成本，應用較為成熟。因此在渤海油田得以推廣。

3 結論與建議

（1）渤海油田疏松砂巖發(fā)育，出砂導致水平井防砂管柱失效問題突出，同層側鉆技術目前是解決渤海油田水平井篩管破損問題的重要手段，防砂管柱打撈工藝的優(yōu)選是影響同層側鉆方案工期費用的關鍵因素。

（2）通過對水平井防砂管柱打撈難點的分析，優(yōu)選出不同防砂篩管長度和打撈間隙情況下的切割打撈方案：針對待打撈防砂管柱較長、并且與井眼環(huán)空間隙較大的井，建議采用分段切割、打撈的工藝；針對待打撈防砂管柱與井眼環(huán)空間隙較小的井，建議采用切割打撈配合磨銑的工藝。

（3）以秦皇島32-6油田為例，針對不同防砂篩管長度和打撈間隙的井況進行方案優(yōu)化，可有效提高打撈效率，實現(xiàn)防砂篩管打撈工期費用可控，隨著渤海油田老齡化及同層側鉆井數(shù)的增加，該技術具有良好的推廣應用價值。