四川盆地高温高压含硫气井五级分支井钻完井技术

李涛 徐卫强 苏强 曾知昊 杨兆亮

李涛,徐卫强,苏强,曾知昊,杨兆亮. 四川盆地高温高压含硫气井五级分支井钻完井技术[J]. 石油钻采工艺,2022,44(3):269-275 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.001
引用本文: 李涛,徐卫强,苏强,曾知昊,杨兆亮. 四川盆地高温高压含硫气井五级分支井钻完井技术[J]. 石油钻采工艺,2022,44(3):269-275 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.001
LI Tao, XU Weiqiang, SU Qiang, ZENG Zhihao, YANG Zhaoliang. Drilling and completion technology for 5-multilateral sulfur-bearing gas wells with high temperature and high pressure in Sichuan Basin[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2022, 44(3): 269-275 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.001
Citation: LI Tao, XU Weiqiang, SU Qiang, ZENG Zhihao, YANG Zhaoliang. Drilling and completion technology for 5-multilateral sulfur-bearing gas wells with high temperature and high pressure in Sichuan Basin[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2022, 44(3): 269-275 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.001

四川盆地高温高压含硫气井五级分支井钻完井技术

doi: 10.13639/j.odpt.2022.03.001
基金项目: 中国石油西南油气田分公司科研项目“川渝地区复杂超深多底井钻完井技术研究”(编号:20190302-03);中国石油西南油气田分公司科研项目“高石梯震旦系气藏分支井钻完井及储层改造工艺技术现场试验”(编号:20180302KS-02)
详细信息
    作者简介:

    李涛(1993-),2015年毕业于西南石油大学石油工程专业,现从事钻完井技术研究与管理工作,工程师。通讯地址:(610031) 四川省成都市青羊区小关庙后街25号。E-mail:litao01@petrochina.com.cn

  • 中图分类号: TE242

Drilling and completion technology for 5-multilateral sulfur-bearing gas wells with high temperature and high pressure in Sichuan Basin

  • 摘要: MX023-H1井是四川盆地龙王庙组气藏的一口五级分支井,目的是为验证分支井技术在深层碳酸盐岩气藏高效开发的适应性。该井作为国内第一口高温高压含硫五级分支气井,分支井眼钻完井作业面临完井级别高、作业程序多、井身质量要求严格、复杂套管串下入难度大、固井水泥环防气窜性能要求高等技术难题。为此,通过增加窗口强度、选择稳定地层开窗等手段以确保后期开采期间分支井眼与主井眼连接处的稳定性;设计平滑的井眼轨道和提高钻井液防塌性能可保证井径规则,降低了下套管难度;采用新设计的Ø177.8 mm弯套管,完成了近5 000 m井深Ø215.9 mm分支井眼通井作业,满足了分支井眼重入和通井要求,为分支井眼套管顺利下入创造了良好的井眼条件;壁挂式悬挂器壁钩前端开口槽间隙由21.66 mm增至25.66 mm,提高了壁挂成功率;三凝水泥浆体系配合控压平衡法固井技术,保障了分支井眼溢漏同存条件下的固井质量,一界面合格率97.6%、二界面合格率100%。现场应用表明,配套技术能够满足深层高温高压含硫五级分支井钻完井作业要求,该分支井钻完井作业的成功实施可为后续五级分支井技术的推广应用提供借鉴。
  • 图  1  弯套管重入分支井眼过程示意图

    Figure  1.  Schematic diagram of the re-entry process of curved casing into the multilateral wellbore

    图  2  起出壁挂式悬挂器壁钩磨损情况

    Figure  2.  Wear condition of the wall hook on the wall-mounted hanger

    图  3  Ø215.9 mm分支井眼井斜及全角变化率

    Figure  3.  Well deviation and full angle variation rate of Ø215.9 mm multilateral wellbore

    图  4  Ø215.9 mm分支井眼电测井径

    Figure  4.  Electrical logging diameter of Ø215.9 mm multilateral wellbore

    表  1  龙王庙组气藏五级分支井井身结构设计

    Table  1.   Wellbore structure design of the 5-multilateral well in the gas reservoir in Longwangmiao formation

    井眼
    类型
    开次钻头直径/
    mm
    井深/
    m
    套管外径/
    mm
    套管下深/
    m
    主井眼1660.4150508.0148
    2444.51760374.61758
    3311.24050250.84048
    4215.95153177.83670~5151
    5149.26070裸眼裸眼
    分支
    井眼
    215.94925177.83630~4923
    149.25815裸眼裸眼
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    表  2  Ø215.9 mm分支井眼轨道设计

    Table  2.   Trajectory design for Ø215.9 mm multilateral wellbore

    井段测深/m井斜角/(°)网格方位/(°)垂深/m全角变化率/((°) · (30m)−1)闭合距/m段长/m
    开窗点3 640.000.00282.603 640.000.000.00
    造斜段3 665.002.00282.603 664.992.400.4425
    增斜段3 715.007.00282.603 714.823.004.3650
    稳斜段3 915.007.00282.603 913.330.0028.73200
    降斜段3 965.002.00282.603 963.163.0032.6550
    稳斜段4 507.172.00282.604 505.000.0051.57542.17
    增斜段4 914.9878.00282.604 795.005.59294.91407.81
    稳斜段4 925.0078.00282.604 797.000.00304.3210.02
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    表  3  三凝水泥浆综合性能

    Table  3.   Comprehensive properties of three-set cement slurry

    水泥浆密度/
    (g·cm−3)
    流动度/
    cm
    FL/
    mL
    游离液/
    %
    沉降稳定性/
    (g·cm−3)
    t100Bc/
    min
    24 h抗压强度/
    MPa
    48 h抗压强度/
    MPa
    缓凝1.9521240026713.023.7
    中凝1.9521280023420.329.7
    快干1.9522200013630.637.2
    注:实验初始温度18 ℃,最终温度105 ℃,升温时间50 min,初始压力0.1 MPa,最终压力88 MPa
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  • 修回日期:  2022-04-19
  • 网络出版日期:  2022-09-26

四川盆地高温高压含硫气井五级分支井钻完井技术

doi: 10.13639/j.odpt.2022.03.001
    基金项目:  中国石油西南油气田分公司科研项目“川渝地区复杂超深多底井钻完井技术研究”(编号:20190302-03);中国石油西南油气田分公司科研项目“高石梯震旦系气藏分支井钻完井及储层改造工艺技术现场试验”(编号:20180302KS-02)
    作者简介:

    李涛(1993-),2015年毕业于西南石油大学石油工程专业,现从事钻完井技术研究与管理工作,工程师。通讯地址:(610031) 四川省成都市青羊区小关庙后街25号。E-mail:litao01@petrochina.com.cn

  • 中图分类号: TE242

摘要: MX023-H1井是四川盆地龙王庙组气藏的一口五级分支井,目的是为验证分支井技术在深层碳酸盐岩气藏高效开发的适应性。该井作为国内第一口高温高压含硫五级分支气井,分支井眼钻完井作业面临完井级别高、作业程序多、井身质量要求严格、复杂套管串下入难度大、固井水泥环防气窜性能要求高等技术难题。为此,通过增加窗口强度、选择稳定地层开窗等手段以确保后期开采期间分支井眼与主井眼连接处的稳定性;设计平滑的井眼轨道和提高钻井液防塌性能可保证井径规则,降低了下套管难度;采用新设计的Ø177.8 mm弯套管,完成了近5 000 m井深Ø215.9 mm分支井眼通井作业,满足了分支井眼重入和通井要求,为分支井眼套管顺利下入创造了良好的井眼条件;壁挂式悬挂器壁钩前端开口槽间隙由21.66 mm增至25.66 mm,提高了壁挂成功率;三凝水泥浆体系配合控压平衡法固井技术,保障了分支井眼溢漏同存条件下的固井质量,一界面合格率97.6%、二界面合格率100%。现场应用表明,配套技术能够满足深层高温高压含硫五级分支井钻完井作业要求,该分支井钻完井作业的成功实施可为后续五级分支井技术的推广应用提供借鉴。

English Abstract

李涛,徐卫强,苏强,曾知昊,杨兆亮. 四川盆地高温高压含硫气井五级分支井钻完井技术[J]. 石油钻采工艺,2022,44(3):269-275 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.001
引用本文: 李涛,徐卫强,苏强,曾知昊,杨兆亮. 四川盆地高温高压含硫气井五级分支井钻完井技术[J]. 石油钻采工艺,2022,44(3):269-275 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.001
LI Tao, XU Weiqiang, SU Qiang, ZENG Zhihao, YANG Zhaoliang. Drilling and completion technology for 5-multilateral sulfur-bearing gas wells with high temperature and high pressure in Sichuan Basin[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2022, 44(3): 269-275 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.001
Citation: LI Tao, XU Weiqiang, SU Qiang, ZENG Zhihao, YANG Zhaoliang. Drilling and completion technology for 5-multilateral sulfur-bearing gas wells with high temperature and high pressure in Sichuan Basin[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2022, 44(3): 269-275 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.001
  • 为探索分支井在深层碳酸盐岩气藏高效开发的适应性,利用分支井技术[1-5]提高气藏储量动用程度、节省钻井成本,在川中龙王庙组气藏开展了五级分支井先导性试验。在此之前,国内其他油田已开展过五级分支井现场试验[6-8],但目的层垂深多为2 000 m左右的浅井,井身结构简单,分支井眼井段长度多在500~800 m,钻完井作业难度相对较小。MX023-H1井作为国内第一口高温高压含硫五级分支气井,目的层龙王庙组垂深近4 800 m,分支井眼井段长度近1 300 m,因完井级别高,作业程序多且复杂,对井身质量要求严格,并且首次采用Ø177.8 mm弯套管在近5 000 m井深的Ø215.9 mm分支井眼内进行通井作业,没有成功案例可以借鉴。如何保障分支井眼套管顺利下到位、壁挂式悬挂器准确壁挂和固井水泥环封固质量好,是五级分支井顺利实施的技术难点。针对以上问题,研究形成了适用于深层高温高压含硫气井的五级分支井钻完井技术。

    • 五级分支井完井级别高,作业程序多,施工工序复杂且难度大。分支井眼目的层垂深近4 800 m,目前配套的特殊工具多数未在深层五级分支井进行应用,没有成功经验可以借鉴,多数特殊工具对井筒作业条件有严格要求,为保障完井作业顺利实施,井身质量要求高。

    • 本井在Ø215.9 mm分支井眼内下入Ø177.8 mm套管,套管下深4 910 m(垂深4 771 m),套管串结构复杂,因下套管前主井眼窗口处斜向器已取出,套管串前端需要加入弯套管作为导引进入分支井眼[9-10],在裸眼段加大了下套管摩阻,增加了下套管难度。国内其他油田多在Ø215.9 mm分支井眼内下入Ø139.7 mm套管,国内外目前无同类型成功案例可借鉴和参考,下套管作业面临极大风险。

    • 为保证分支井眼与主井眼连接处的有效密封,同时主井眼具备重入条件,壁挂式悬挂器的壁钩必须精准挂在下窗口位置,目前壁挂式悬挂器壁挂作业采用“盲挂”方式,通过壁挂式悬挂器过窗口位置时的悬重来判断是否成功壁挂,该方法对井眼摩阻控制要求极高,需要尽量控制下放摩阻在100 kN以内,否则难以区分悬重变化是由摩阻还是由壁挂造成。

    • 分支井眼最高地层压力84 MPa,最高硫化氢含量14.55 g/m3,对水泥浆防气窜性能要求高。分支井眼钻井期间钻遇4次气侵,茅二段钻遇井漏,平均漏速42 m3/h,先后采用37%桥浆、35%桥浆、水泥浆堵漏成功,累计漏失钻井液228 m3,同一裸眼段溢漏同存,安全密度窗口窄(1.88~2.03 g/cm3),固井期间“压稳防漏”难度大,固井质量难以保障。

    • 本分支井目的层为龙王庙组,钻遇地层自上而下依次为侏罗系沙溪庙组、凉高山组、大安寨组、马鞍山组、东岳庙组、珍珠冲组,三叠系须家河组、雷口坡组、嘉陵江组、飞仙关组,二叠系长兴组、龙潭组、茅口组、栖霞组、梁山组,寒武系洗象池组、高台组、龙王庙组。结合前期开发井钻井情况及地质特征,在以龙王庙组为目的层的常规开发井井身结构上进行调整优化:一开Ø508 mm套管下深由30 m调整为150 m;二开将Ø339.7 mm套管更换为Ø374.65 mm套管,下深由沙二段(井深500 m)调整为须家河组顶(井深1 760 m),封隔上部垮塌层及浅气层,为下部高压层安全钻进创造条件;三开套管下深由嘉二3亚段(井深3 100 m)调整为飞仙关组底部(井深4 050 m),封隔上部相对低压、漏失、垮塌层,为下部高压层及分支井眼施工创造条件,同时将Ø244.5 mm套管(壁厚11.99 mm)更换为Ø250.83 mm套管(壁厚15.88 mm),增加套管壁厚来保证窗口强度。龙王庙组气藏五级分支井井身结构设计见表1

      表 1  龙王庙组气藏五级分支井井身结构设计

      Table 1.  Wellbore structure design of the 5-multilateral well in the gas reservoir in Longwangmiao formation

      井眼
      类型
      开次钻头直径/
      mm
      井深/
      m
      套管外径/
      mm
      套管下深/
      m
      主井眼1660.4150508.0148
      2444.51760374.61758
      3311.24050250.84048
      4215.95153177.83670~5151
      5149.26070裸眼裸眼
      分支
      井眼
      215.94925177.83630~4923
      149.25815裸眼裸眼
    • 为保障后续长期开采过程中开窗位置的稳定性,开窗点应选择在稳定地层且连续厚度大于50 m的井段。结合前期实钻情况和电测资料,将开窗点选择在相对稳定的飞三段地层(岩性以碳酸盐岩为主),设计开窗点井深3 640 m,实际开窗点井深应根据固井质量情况进行调整,且要避开套管接箍和扶正器,原则上选择在固井质量好的位置。

      分支井眼固井套管串顺利通过窗口下至预定位置并准确壁挂是本井的关键作业环节,井眼轨迹平滑、井径规则是保证该作业环节顺利实施的关键,因此,该井Ø215.9 mm分支井眼轨道设计为“增-稳-降-稳-增-稳”六段制井眼轨道,控制全角变化率在6(°)/30 m以内,降低下套管难度。井眼轨道设计见表2

      表 2  Ø215.9 mm分支井眼轨道设计

      Table 2.  Trajectory design for Ø215.9 mm multilateral wellbore

      井段测深/m井斜角/(°)网格方位/(°)垂深/m全角变化率/((°) · (30m)−1)闭合距/m段长/m
      开窗点3 640.000.00282.603 640.000.000.00
      造斜段3 665.002.00282.603 664.992.400.4425
      增斜段3 715.007.00282.603 714.823.004.3650
      稳斜段3 915.007.00282.603 913.330.0028.73200
      降斜段3 965.002.00282.603 963.163.0032.6550
      稳斜段4 507.172.00282.604 505.000.0051.57542.17
      增斜段4 914.9878.00282.604 795.005.59294.91407.81
      稳斜段4 925.0078.00282.604 797.000.00304.3210.02
    • 在进行分支井眼Ø177.8 mm套管固井前需要回收主井眼开窗位置的斜向器,并对主井眼进行清洗,清洗结束后在窗口下部垫入高密度高黏钻井液。在分支井眼下套管前,分支井眼内钻井液静止时间往往比较长,为避免分支井眼内钻井液长时间静止造成沉淀、井壁滤饼厚导致套管下入困难,在取出主井眼斜向器后,需要使用Ø177.8 mm弯套管作为导引重入分支井眼进行再次通井。弯套管安装在通井管柱前端,弯套管重入分支井眼过程如图1所示,要让通井管柱顺利重入分支井眼,弯套管的偏移位移x至少应大于主井眼开窗套管外径250.8 mm,综合考虑弯套管入井的摩阻情况,x值宜取261~286 mm。通井下钻过程中每下入1 000 m开泵循环顶通1次,确保水眼畅通无堵塞,控制起下钻速度不大于20 m/min。弯套管采用旋转管柱盲找窗口的方式重入分支井眼,在通井管柱进入分支井眼后严禁旋转管柱(弯套管使用直套管加工而成,其弯折处强度、抗扭能力有所降低),通井到底后按照固井要求循环。

      图  1  弯套管重入分支井眼过程示意图

      Figure 1.  Schematic diagram of the re-entry process of curved casing into the multilateral wellbore

    • 分支井眼第一次下Ø177.8 mm套管到底后,在进行多次壁挂式悬挂器壁挂作业后旋转接头意外脱扣,下部套管落井。下入可退式捞矛将落井套管全部捞出,起出壁挂式悬挂器发现其壁钩出现轻微卷曲变形(图2),壁钩前端开口槽间隙由入井前的21.66 mm减至15.01 mm,因开窗套管壁厚15.9 mm,壁钩无法嵌入下窗口管壁上。考虑到多次壁挂作业后壁钩与下窗口反复磕碰,下窗口可能出现变形,为提高壁钩嵌入下窗口管壁的成功率,将壁钩前端开口槽间隙由21.66 mm增至25.66 mm,壁钩最大承压360 kN。同时为了避免因为采用“盲挂”方式造成难以准确判断壁钩是否挂在下窗口位置,在套管送入钻具中加入定向接头,若壁挂式悬挂器壁挂困难,可采用陀螺测方位应急措施,通过寻找壁钩方位,将壁钩方位调整至窗口方位进行壁挂作业,提高壁挂成功率。

      图  2  起出壁挂式悬挂器壁钩磨损情况

      Figure 2.  Wear condition of the wall hook on the wall-mounted hanger

    • 分支井眼Ø177.8 mm套管固井井段气层多且显示活跃(钻遇5次气侵、4次气测异常),茅二段漏失严重(进行2次桥浆、1次水泥浆堵漏,累计漏失钻井液228 m3),安全密度窗口窄(1.88~2.03 g/cm3),同一裸眼段溢漏同存,分支井套管串与主井眼套管重合段仅14.4 m,固井水泥环封隔质量难以保障。为此,针对以上固井技术难点,采用三凝高抗硫G级抗高温、防气窜水泥浆体系[11-12]配合控压平衡法固井技术[13-15]完成分支井眼Ø177.8 mm套管固井作业。

    • 分支井眼Ø177.8 mm套管固井需要封固3 650~3 664.4 m重合段和3 664.4~4 911 m裸眼井段,为提高水泥浆顶替效率,增加接触顶替时间,设计1.95 g/cm3缓凝水泥浆12 m3封固3 650~3 664.4 m井段(多返量及上塞量共计10 m3),中凝和快干水泥浆附加量是在电测裸眼段环容基础上加8%,设计1.95 g/cm3中凝水泥浆6.8 m3封固3 664.4~4 100 m井段,1.95 g/cm3快干水泥浆13.3 m3封固4 100~4 911 m井段,下水泥塞50 m。

      室内优化得到的水泥浆配方:(1)缓凝水泥浆:嘉华G级水泥 + 15%高温增强材料DRB-2S + 0.5%微硅 + 4%增韧材料DRE-1S + 10%膨胀增韧材料DRE-3S + 5%铁矿粉 + 1.5%分散剂DRS-1S + 0.5%稳定剂DRK-3S + 3.5%大温差早强剂DRA-3S + 0.5%早强剂DRA-1S + 2%降失水剂DRF-2L + 2.5%降失水剂DRF-1S + 2.5%缓凝剂DRH-2L + 0.3%消泡剂DRX-1L + 0.3%抑泡剂DRX-2L + 45.8%水; (2)中凝水泥浆:嘉华G级水泥 + 15%高温增强材料DRB-2S + 0.5%微硅 + 4%增韧材料DRE-1S + 10%膨胀增韧材料DRE-3S + 5%铁矿粉 + 1.5%分散剂DRS-1S + 0.5%稳定剂DRK-3S + 3.5%早强剂DRA-1S + 0.5%早强剂DRA-1S + 2%降失水剂DRF-2L + 2.5%降失水剂DRF-1S + 1.8%缓凝剂DRH-2L + 0.3%消泡剂DRX-1L + 0.3%抑泡剂DRX-2L + 46.5%水; (3)快干水泥浆:嘉华G级水泥 + 15%高温增强材料DRB-2S + 0.5%微硅 + 4%增韧材料DRE-1S + 10%膨胀增韧材料DRE-3S + 5%铁矿粉 + 1.5%分散剂DRS-1S + 0.5%稳定剂DRK-3S + 2.5%早强剂DRA-1S + 2%降失水剂DRF-2L + 2.5%降失水剂DRF-1S + 1.3%缓凝剂DRH-2L + 0.3%消泡剂DRX-1L + 0.3%抑泡剂DRX-2L + 47%水。水泥浆综合性能能满足现场施工要求(表3)。

      表 3  三凝水泥浆综合性能

      Table 3.  Comprehensive properties of three-set cement slurry

      水泥浆密度/
      (g·cm−3)
      流动度/
      cm
      FL/
      mL
      游离液/
      %
      沉降稳定性/
      (g·cm−3)
      t100Bc/
      min
      24 h抗压强度/
      MPa
      48 h抗压强度/
      MPa
      缓凝1.9521240026713.023.7
      中凝1.9521280023420.329.7
      快干1.9522200013630.637.2
      注:实验初始温度18 ℃,最终温度105 ℃,升温时间50 min,初始压力0.1 MPa,最终压力88 MPa
    • 下套管到位后,循环钻井液,密度由1.88 g/cm3降至1.84 g/cm3,模拟注、替水泥浆过程:开泵控套压0~2 MPa、停泵控套压2~3 MPa,注水泥浆排量1.0 m3/min、替水泥浆排量1.1 m3/min、清水碰压排量0.5 m3/min条件下,茅二段漏层4 395.68~4 395.84 m环空浆体动当量密度1.90~1.94 g/cm3,无井漏风险;栖一段气层4 580~4 582 m环空浆体动当量密度1.90~1.94 g/cm3,可以压稳气层。计算表明:采用1.0 m3/min排量顶替,全井段平均顶替效率为93.02%;采用1.2 m3/min排量顶替,全井段平均顶替效率为94.75%;采用1.3 m3/min排量顶替,全井段平均顶替效率为96.21%。

    • Ø215.9 mm分支井眼在主井眼Ø250.8 mm套管内开窗,使用斜向器-铣锥一体式开窗工具在井深3 659.2 m开窗完成后(上窗口井深3 659.2 m、下窗口井深3 664.4 m),采用1.5°弯螺杆进行定向作业,增斜段采用定向钻+复合钻自然增斜相结合的方式进行钻进,尽量保证井眼轨迹平滑,钻至井深4 913 m中完(垂深4 773.69 m,井斜角79.5°),最大全角变化率5.88(°)/30 m(井深4 867.5 m),分支井眼井斜角及全角变化率见图3

      图  3  Ø215.9 mm分支井眼井斜及全角变化率

      Figure 3.  Well deviation and full angle variation rate of Ø215.9 mm multilateral wellbore

      Ø215.9 mm分支井眼钻进过程中控制顶驱转速30~40 r/min,减轻钻具对井壁的碰撞冲击作用,同时维持良好的钻井液防塌性能,尽量保证井径规则,分支井眼电测裸眼段最大井径250.04 mm(井深3 683 m),最小井径208.48 mm(井深4 599 m),裸眼段平均井径225.86 mm(数据点间隔1 m),井径扩大率4.61%,分支井眼电测井径数据见图4

      图  4  Ø215.9 mm分支井眼电测井径

      Figure 4.  Electrical logging diameter of Ø215.9 mm multilateral wellbore

    • Ø215.9 mm分支井眼完钻后分别进行Ø213 mm单扶正器和Ø213 mm、Ø210 mm、Ø210 mm三扶正器通井作业,通井顺畅,遇阻点均可静放通过,下放摩阻50~100 kN,上提摩阻100~200 kN。在分支井眼下Ø177.8 mm套管前,井内钻井液静止时间已超过9 d,为避免分支井眼钻井液长时间静止造成沉淀、井壁滤饼厚,套管下入困难,需要重入分支井眼进行再次通井作业。因本井是国内首次在近5 000 m井深Ø215.9 mm分支井眼内下入Ø177.8 mm弯套管,使用Ø177.8 mm弯套管作为导引重入分支井眼进行通井存在较大风险和不确定性,于是先采用Ø127 mm弯钻杆+Ø213 mm螺旋扶正器进行通井,顺利通井至井底,循环清洁井眼后起钻,随后下Ø177.8 mm弯套管(弯度3.85°、偏移位移265 mm)进行通井,顺利通井到井底,裸眼段下放摩阻20~50 kN,起钻过程中4 913~4 450 m上提摩阻150~ 220 kN、4 450~3 659 m上提摩阻50~150 kN,满足下套管条件。

    • Ø215.9 mm分支井眼下入套管串为:Ø178 mm引鞋+Ø177.8 mm导向弯管+Ø177.8 mm套管+Ø209.7 mm T型旋转短节+Ø177.8 mm套管×1根+Ø209.6 mm壁挂式悬挂器+Ø193.7 mm套管短节+Ø213.3 mm液压悬挂器+Ø212 mm顶部封隔器+Ø127 mm送入短钻杆+Ø165 mm定向接头+Ø127 mm钻杆(每1根套管加入1只Ø208 mm螺旋倒角刚性扶正器,浮箍及变扣套管未列出,顶部封隔器及以下管柱总长1 260.47 m)。下钻送套管串至井深4 899.59 m,测试下放悬重1 350~1 450 kN、上提悬重1 750~1 900 kN,下放至预计壁挂井深4 904.9 m无壁挂现象,继续下放至井深4 907 m无壁挂现象,上提至井深4 896 m,下放至正常下放悬重1 400 kN,正转管柱45°(T型旋转接头此时处于压缩状态,旋转接头上部管柱转动而下部管柱不转动),下放至井深4 908 m,无壁挂现象。随后依次进行了6次壁挂作业,每次均上提至井深4 896 m,正转管柱45°,下放至井深4 908 m无壁挂现象。第8次上提至井深4 896 m,正转管柱45°,下放至4 905.42~4 906.10 m悬重由1 400 kN降至1 300 kN,再次上提管柱至井深4 896 m,下放至井深4 905.42~4 906.40 m,悬重由1 400 kN降至1 300 kN。随后依次进行了7次壁挂作业,每次均上提至井深4 896 m,正转管柱45°后下放至井深4 908 m,无壁挂现象,第16次上提至井深4 895.18 m,正转管柱45°(此时管柱距第8次壁挂作业已正转360°),下放至井深4 905.50 m悬重出现下降,下放至4 906.17 m悬重降至1 300 kN,随后进行两次复探,下放至井深4 905.50 m仍出现遇阻,悬重由1 400 kN降至1 300 kN,该位置共计探得6次遇阻,深度一致,方位一致,遇阻吨位及遇阻现象一致,确认为壁挂现象,最终确认壁挂位置为4 905.50 m,在此位置遇阻过压100 kN,坐挂壁挂式悬挂器。随后投入Ø44.45 mm树脂球,开泵送球到位,泵压7.3 MPa升至18.7 MPa,稳压20 min,坐挂液压悬挂器,下放钻具悬重1 400 kN降至900 kN,确认坐挂成功,泵车逐步打压至35.6 MPa后突降至2.2 MPa,球座被剪切,出口见返,上提钻具悬重900 kN 增至1 200 kN,上提1.2 m悬重无变化,确认丢手成功。

    • 送入钻具丢手成功后,循环调整钻井液性能,密度1.88 g/cm3降至1.84 g/cm3,黏度63 s降至55 s。随后注入1.95 g/cm3缓凝水泥浆12 m3、1.95 g/cm3中凝水泥浆7 m3、1.95 g/cm3快干水泥浆13 m3固井(注、替水泥浆过程中开泵控套压0.3~1.7 MPa,停泵控套压2.1~3 MPa),替水泥浆顺利碰压,泵压22 MPa开至29 MPa,泄压,检查无回流,缓慢上提钻具2.5 m,下放钻具过压300 kN坐封顶部封隔器,随后边缓慢上提钻具边循环,一直循环冲洗至尾管喇叭口顶部,拔出中心管后正循环洗井排混浆,关井候凝48 h。

      候凝结束后电测固井质量:一界面优质率67%、合格率97.6%;二界面优质率95.56%、合格率100%;重合段及壁挂式悬挂器位置固井质量均为优。顺利完成了国内第一口高温高压含硫气井五级分支井钻完井作业。

    • (1) 平滑的井眼轨道、井径规则的分支井眼是保障分支井眼完井作业顺利实施的前提;新设计的Ø177.8 mm弯套管能够满足近5 000 m井深Ø215.9 mm分支井眼的通井作业,为套管顺利下入创造了良好的井眼条件。

      (2) 壁挂式悬挂器壁钩前端开口槽间隙由21.66 mm增至25.66 mm提高了壁挂成功率;三凝水泥浆配合控压平衡法固井技术有效保障了溢漏同存条件下固井水泥环的封固质量,在国内首次完成了深层Ø215.9 mm分支井眼Ø177.8mm壁挂式尾管悬挂固井施工,形成了适用于深层高温高压含硫气井五级分支井钻完井技术,为后续五级分支井技术的推广应用提供了借鉴。

      (3) 目前壁挂式悬挂器采用“盲挂”方式,对井眼摩阻控制要求高,对于套管下深较深的井往往难以达到要求,增加陀螺测方位辅助壁挂作业的方法可以提高壁挂成功率,但目前陀螺测方位配套的定向短节与陀螺引鞋匹配性不佳,多次测量数据存在偏差,建议进行改进,提高测量数据可靠性。

参考文献 (15)

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