尾管回接固井技術在渤海油田潛山氣藏開發中的應用

竇蓬，祝國偉，鐘聲，馬宏偉，付常春

1.中海石油（中國）有限公司 天津分公司（天津 300459）

2.海洋石油高效開發國家重點實驗室（北京 102249）

3.中海油能源發展股份有限公司（天津 300459）

0 引言

渤中19-6 大型凝析氣田是渤海灣盆地迄今發現的最大的天然氣田，儲量超千億立方米，蘊含巨大勘探開發潛力，是未來渤海油田增儲上產的重要支撐[1]。渤中19-6-X 井是區域開發項目的第一口生產井，設計井深5 073 m，垂深4 717 m。開發主要層位為太古界潛山凝析氣藏，儲層溫度175 ℃，壓力系數1.15。該井為高溫氣井，為滿足氣井生產及油套管防腐要求[2-3]，與產層流體接觸須采用高等級防腐管材，衡量比較Φ177.8 mm 尾管回接的綜合成本（管材成本、固井成本、操作成本）與Φ244.5 mm 套管整體防腐升級成本，同時考慮增加1 層井身結構對井筒完整性的貢獻[4]，決定采用Φ177.8 mm 尾管回接方式對潛山氣藏進行開發，尾管扣型為TSH563氣密扣，材質為13CrS-TN110。

至此，確定渤中19-6-X 井的套管程序為Φ762 mm 隔水導管+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井眼鉆開儲層，完井結束后尾管回接至井口，進行采氣作業。

1 尾管回接固井技術難點

潛山氣藏尾管回接固井技術主要面臨深部尾管回接和固井工藝兩方面難點[5-6]：

1）采用尾管回接技術開發潛山氣藏在渤海油田尚屬首次，可借鑒經驗少，回接筒深度普遍在3 500 m以下，回接段長，作業難度大。

2）儲層揭開后再回接，裸眼暴露面積大、暴露時間長，儲層保護要求高。頂部封隔器以下長時間聚集大量氣體，解封后井控風險高。

3）井底靜止溫度高達175 ℃以上，高溫條件對水泥漿性能影響巨大，易導致水泥孔隙度增大，破壞固井一界面膠結，降低了固井質量。

4）開發潛山層位氣井，產氣量大，固井易發生氣竄，CO2含量高，對水泥石及套管腐蝕強，若固井質量不合格或回接后井筒完整性不能滿足要求，將存在環空帶壓或井口抬升風險，影響地面設備布局，嚴重威脅油田生產安全[7]。

綜上，采用尾管回接固井技術，既要確保回接成功率，又要提高回接位置及套管重疊段的固井質量，同時兼顧潛山裂縫性地層氣量大、易漏失的特點，滿足油田開發需求。

2 尾管回接技術

2.1 作業步驟的制定

針對上述作業難點，對該技術開展調研并結合國內海上油田實際情況[8-9]，制定了主要施工步驟：①215.9 mm（8?″）井眼鉆至中完井深，卡準潛山界面深度，控制進潛山頂深度在2 m 以內；②下入177.8 mm（7″）尾管，內掛在244.5 mm（9″）套管鞋以上200 m 位置，第一次固井作業封隔裸眼環空以及套管重合段；③組合152.4 mm（6″）井眼鉆具，鉆儲層段至完鉆井深，起鉆至井口；④儲層段內下入防砂篩管；⑤為防止尾管回接期間污染儲層、堵塞篩管以及井控風險，下入封隔器隔離儲層，封隔器上傾倒陶粒，陶粒上部墊稠塞；⑥轉入尾管回接作業，下入回接筒磨銑工具清刮回接筒頂面；⑦下入尾管回接密封工具，尾管回接至井口，第二次固井作業，封隔全部套管重合段；⑧鉆套管附件及水泥塞，鉆具下至封隔器以上位置，大排量循環沖洗陶粒至返出干凈；⑨下鉆桿解封封隔器，為防止抽吸控制起鉆速度，起至井口；⑩轉入后續完井作業。

通過以上步驟，可以保證在后期尾管回接、鉆水泥塞期間儲層封隔，降低儲層污染及井控風險。

2.2 尾管回接裝置

考慮到尾管掛與回接工具的匹配性，尾管掛及回接裝置均選擇了威德福公司提供的技術方案，回接管串結構如圖1 所示，尾管回接裝置主要包括磨銑工具、回接密封插頭、節流浮箍。回接配套工具、尾管掛、浮箍、浮鞋中的橡膠密封材料的耐高溫性能在204 ℃以上，滿足該井的固井要求。

磨銑工具從下至上由銑柱、銑錐、配長短接組成。其中，銑柱用于清刮回接筒內部水泥環，其外徑略小于回接筒內徑，可以有效地清刮作業后殘留的水泥環；銑錐主要用于修整回接筒頂部倒角，其磨銑位置的角度與回接筒原有角度相吻合，通過小鉆壓、小轉速修整回接筒，保證回插后的密封效果。

尾管回接密封工具由回接插頭、配長短套管、節流浮箍組成。回接插頭長度與回接筒相匹配，底部為斜口引鞋，下部4 道密封盤根外徑與回接筒內徑相匹配，有效保證插入密封成功率；盤根中間位置開有循環孔，可通過打壓后上提下放管柱使循環孔位置流道變化而產生壓力變化判斷插入位置。

節流浮箍在底部凡爾座上開有小孔，在尾管下入過程中與環空聯通實現自動灌漿，插入后釋放下部液柱向上壓力，確保插入順利，節流浮箍采用樹脂及水泥材質，使用牙輪鉆頭充分研磨后無大塊膠塞。

2.3 回插作業風險預案的制定

固井結束后的回插作業是整個尾管回接的高風險環節，高溫下水泥漿稠化速度快，如果在短時間內回接插頭無法插入，井筒完整性將無法保證，意味著整個作業的失敗。

回插作業中，泵壓和鉆壓兩個參數最為直觀，可以通過這兩個參數的變化判斷井下工具的相對位置：當鉆壓有顯示而泵壓無增長，表示插入頭未能插入，可嘗試繼續下放1～2 t；如無效果，則旋轉套管90°，再次嘗試下放；如多次嘗試仍無法插入，則嘗試下壓旋轉套管。如泵壓上漲而鉆壓無顯示，表示下2道盤根已順利插入，泄壓后繼續下放，直至有鉆壓顯示，對比插入的距離與測量的密封長度，確認后打壓驗封。為了進一步避免降低固井后插入失敗風險，可以將循環孔作為水泥漿流動通道，保證插頭循環孔以下一直在回接筒內部，膠塞碰壓后，可直接下插到位。

考慮回接固井期間，注水泥、頂替、碰壓均將造成回接管串軸向的拉伸收縮量，可以進一步精確控制井口方余。也可以通過固井放回水后的回水量與壓力的減少來判斷出插頭插入的情況。

通過風險預案的制定和對管柱長度的精確預判，可以在一定程度上應對回插作業產生的風險。

3 固井配方改進

3.1 低密度耐高溫防氣竄水泥漿配方研制

根據潛山長裸眼段易漏失特點和高溫氣井的固井要求，研制了低密度耐高溫防氣竄水泥漿體系[10-13]，將其運用于尾管固井及回接后的固井作業中。

為提升水泥漿體系抗漏失能力，在漂珠水泥體系中添加膠乳聚合物體系以及水力尖劈堵漏材料。同時在水泥漿體系內加入膨脹劑，降低氣竄風險，提高固井質量。

油井水泥石高溫條件下的主要水化產物是硬硅鈣石，硬硅鈣石晶粒明顯粗化，進而破壞了加砂油井水泥石原有結構，使其抗壓強度降低，添加硅粉可以在水化早期消耗Ca(OH)2晶體，促進水泥水化速度與程度，填充水泥硬化漿體中的微細孔隙，改善水泥硬化漿體的微觀結構，達到提高強度、防止水泥石衰退的目的。該井采用了“小顆粒+大顆粒”的級配設計思路，將C-Si70 粗硅砂、C-Si100 粗硅粉、C-Si300普通硅粉和C-Si800超細硅粉進行復配（圖2），小顆粒減小高溫結晶反應生成物，減弱應力分布；大顆粒表面部分反應后，形成“骨架”結構，增加強度。

圖2 “小顆粒+大顆粒”級配設計思路示意圖

由現場試驗數據可知，溫度150 ℃，壓力62 MPa，水泥漿稠化時間為210 min，稠化曲線平滑無臺階，近直角稠化，水泥漿性能良好。

3.2 前置液優化設計

采用抗高溫隔離液與加重沖洗液，利用逐級提高壁面剪切應力原理，清潔井眼，提高水泥界面膠結質量，并且前置液與水泥漿有良好的相容性。

沖洗液配方為：17.0%PC-W40L（表面活性劑）+1.2%PC-W30S（提黏劑）+PC-D30(錳鐵礦粉)+1%PC-X60L（消泡劑），使用粗細顆粒搭配的鐵礦粉加重至泥漿密度，保證紊流沖洗大于10 min，提高沖洗效果。

抗高溫堵漏隔離液配方為：2.5%PC-S32S（雙作用隔離液）+8.5%PC-W40L（表面活性劑）+1%PCX60L（消泡劑）+PC-SEALBOND SPACER（防漏固壁劑）+重晶石+PC-B62S（增韌堵漏劑），黏度高于泥漿黏度20 s左右，密度和泥漿密度一致。

4 現場應用

4.1 磨銑作業

在回接之前，首先下入磨銑工具對回接筒內表面進行磨銑，以保證回接筒內無毛刺或水泥塊，提高插入回接裝置密封可靠性。

1）在靠近回接筒頂部之前降低下鉆速度，記錄上提下放重量。

2）連接完最后一柱鉆具后接好頂驅，開泵建立循環，記錄排量0.8 m3/min時的泵壓，保持0.8 m3/min的排量緩慢下放鉆具探底，注意觀察懸重及泵壓的變化，一旦看到壓力波動，停止下放，停泵，在鉆桿上做好標記。

3）上提管柱7.5 m，開泵循環（排量0.8 m3/min），同時以20～25 r/min的轉速旋轉鉆具，保持旋轉同時緩慢下放鉆具直到將鉆桿上的標記點放到轉盤面位置。保持旋轉繼續緩慢下放鉆具，控制下放位置不能超過標記點，避免磨銑工具碰到回接筒內底部的封隔器，下放到位后緩慢將鉆具提到標記的位置，然后重復上述操作，磨銑回接筒。

4）當扭矩趨于穩定后證實回接筒內壁已經清理干凈，回接筒內壁清理完畢后將鉆具提到回接筒頂部，開泵大排量循環，將井內碎屑循環干凈，處理鉆井液。

4.2 回接固井作業

1）下入回接套管串時，在井口組合套管串：177.8 mm（7″）回接密封插頭+177.8 mm（7″）套管+節流浮箍+177.8 mm（7″）套管+變扣。

2）最后一根套管提前接好固井快速接頭，下入至回接筒以上至少5 m，稱重。開泵循環5 min 后，開泵0.2 m3/min 排量緩慢下放。壓力上升后，立即停泵，放壓。保持放壓閥敞開，在套管上做標記。

3）繼續下放并丈量下放距離，直到回接密封插頭全部插入回接筒，見到明顯的遇阻顯示。對比插入的距離與測量的密封長度，確認回接插頭接箍坐到回接筒頂，做標記。

4）回接密封插頭試壓：分別打壓3.45 MPa（500 psi）×3 min；6.90 MPa（1 000 psi）×5 min對回接密封試壓，驗封成功后放壓到零，拆循環頭，連接套管水泥頭和固井管線。

5）打壓3.45 MPa（500 psi），帶壓緩慢上提，將循環孔提到回接筒以上，壓力降到零后，停止上提，做標記，此次為循環孔提出回接筒位置。

6）按照正常固井設計程序進行固井作業，投膠塞，替漿碰壓，碰壓后憋壓下放，泄壓檢查回流，如無回流，說明密封效果良好，如果產生回流，進行憋壓候凝。

4.3 應用效果

現場作業施工順利，回接作業一次到位。通過SBT 固井質量測試表明固井質量良好，后續完井作業也按照既定計劃順利進行。

5 結論及建議

1）尾管回接技術在渤海油田潛山氣藏開發井中的順利實施證明了該項技術的可行性，工具設備及相關配件性能可靠，風險預案制定合理，取得的相關經驗成果將為后續技術的進一步推廣應用奠定基礎。

2）采用的低密防氣竄水泥漿體系防漏失性能和防氣竄性能良好，保證了該井尾管回接后的固井質量，適用于渤中區域高溫高壓氣藏開發。

3）頂部封隔器解封后上提至井口期間，滿眼鉆具的“拔活塞”作用強烈，易引發井控事件。建議進一步對地層封隔方式開展優化，可進一步壓縮工期，控制井控風險。