福山油田環(huán)保隱患治理井安全鉆井技術(shù)

陳全發(fā)　朱峰　楊燦　饒開波

摘 要：福山油田朝陽區(qū)塊注水系統(tǒng)環(huán)保隱患治理井是一口對高壓注水井（井口壓力20MPa），但由于注水系統(tǒng)故障，需要實施泄壓、壓井、起油管以及后續(xù)側(cè)鉆作業(yè)和井下作業(yè)，目的是消除安全隱患、恢復(fù)注水系統(tǒng)的完整性。但由于該井承壓時間長、井口壓力高、井下情況風險高等特點，帶來較大的環(huán)保隱患，施工風險與難度相對較高。本文對該井的施工難點進行了分析，對施工過程進行了總結(jié)，重點對前期井眼準備中壓井過程、裸眼側(cè)鉆經(jīng)過及后期井下作業(yè)中的洗井、射孔、試注進行了詳細闡述。該井施工包括了修井、鉆井及試油的一系列工程，在類似井施工中有一定的借鑒意義。

關(guān)鍵詞：風險控制；壓井；高壓；注水井；側(cè)鉆

DOI：10.16640/j.cnki.37-1222/t.2018.21.059

1 老井眼簡況及施工風險

需治理的老井井號為朝4x，為福山油田朝陽區(qū)塊一口高壓注水井（井口壓力20MPa），但存在注水系統(tǒng)環(huán)保隱患治理。但由于注水系統(tǒng)故障，需要實施泄壓、壓井、起油管以及后續(xù)側(cè)鉆作業(yè)和井下作業(yè)，目的是恢復(fù)注水系統(tǒng)的完整性。但由于該井承壓時間長、井口壓力高、井下情況風險高等特點，帶來較大的環(huán)保隱患，施工風險與難度相對較高。該井為一口三開井，套管結(jié)構(gòu)為Φ339.7mm+Φ244.5mm，井深4510m，未下油層套管，曾經(jīng)采取技套鞋（1998.12m）打水泥塞完井，塞面深度1946.84m。后期在1833.4-1889.4m技套內(nèi)井段實施射孔，下十字叉+Φ73mm加厚油管至1900.35m，轉(zhuǎn)為注水井，日注量80m3，注水期約3年。由于朝4x井注水壓力高達20MPa，不能正常注水，同時，由于井口長期承壓較大、井口控壓設(shè)備的逐年老化，存在極大的環(huán)保隱患，需側(cè)鉆、治理環(huán)保隱患，同時恢復(fù)注水系統(tǒng)。

施工難點：

（1）井眼準備復(fù)雜。老井朝4x井井口壓力達20MPa，如何壓穩(wěn)地層、安全地起出油管，做好側(cè)鉆井眼準備是個較為復(fù)雜的問題。

（2）側(cè)鉆難度大。若射孔段套管變形嚴重則采用Φ244.5mm技套鍛銑側(cè)鉆，若技套內(nèi)下Φ215.9mm鉆頭+Φ212mm穩(wěn)定器通井正常，則采用裸眼側(cè)鉆，老井眼浸泡時間長，可能垮塌嚴重，存在大肚子井眼。

（3）卡鉆風險大。老井眼壓完井后，側(cè)鉆鉆進鉆井液密度較高，壓差卡鉆風險大；老井眼采取技套腳打水泥塞完井，后期施工存在技套腳掉水泥塊卡鉆風險。

（4）后期井下作業(yè)恢復(fù)注水系統(tǒng)復(fù)雜。井口需換裝采油樹及封井器，增加了工作難度；鉆井隊井架不便于立油管，每趟下井油管都需起甩油管，增加了安全風險。

2 地面隱患治理與壓井

清理井場地面注水設(shè)備，安裝鉆井隊設(shè)備及連接泄壓流程，共泄出1370m3水，井口靜止壓力降為油壓7.5MPa、套壓8MPa。

壓井前地面配置密度1.55g/cm3鉀鹽聚合物鉆井液120m?，正循環(huán)壓井排量0.65-0.68m?/min，控制返出量0.60-0.72m?/min。壓井液出油管前立壓由14MPa降至10MPa，套壓8-10MPa；出油管后，立壓逐漸上升至12MPa，套壓逐漸下降至4MPa。返出壓井液密度1.50g/cm?，當測得出口密度1.53g/cm?時停泵，套壓、立壓為0，出口無溢流，壓井成功，累計注入壓井液80m?，返出79m?。壓井成功后，采取同比重鉆井液循環(huán)2個全程，排量0.65m?/min，無溢流。開井靜止觀察24h無溢流，壓井成功。之后安裝2FZ18-35型封井器后起出井內(nèi)油管。

起出油管125根，發(fā)現(xiàn)環(huán)空有小量鉆井液外溢，關(guān)井套壓為0，外溢流量1L/8min，組織下油管、地面配1.60g/cm3壓井液。壓井一個循環(huán)周至出口密度1.60g/cm3，入口密度1.60g/cm3，靜止觀察期間出口無外溢。靜止觀察32h無明顯受侵情況，判斷井控風險不大，下步?jīng)Q定井漿密度提至1.70g/cm3后起油管。之后拆井口2FZ18-35封井器，安裝FH35/70+2FZ35-70+ST35-70防噴器組及節(jié)流、壓井管匯等井控設(shè)備，并試壓合格。

3 通井擠水泥與承壓

下鉆通井（Φ215.9mmHA517G×0.25m+430/410×1.22m+Φ165mm浮閥×0.5m+Φ212mm穩(wěn)定器×1.81m+Φ127mm加重鉆桿×159.776m+Φ127mm鉆桿），探塞塞面深1946m，下鉆過程中無阻卡情況，鉆塞至1949m，循環(huán)返出為硬水泥顆粒，無鐵屑。下光鉆桿至1910m，接固井設(shè)備擠水泥作業(yè)，共注入平均密度為1.88g/cm?水泥漿12m?，替漿13.8m?，起鉆至1453m關(guān)井擠入6m?鉆井液，立壓12MPa，憋壓20min后套壓7.5MPa，開井泄壓，返出0.72m?，繼續(xù)起鉆完，候凝36h。下鉆探塞，塞面位置1780m，即封固段為1780-1910m，已封固射孔段（1833.4-1889.4m），鉆塞至技套腳，做承壓試驗，當量密度為1.94g/cm?，未漏，滿足后期施工要求。繼續(xù)鉆塞出技套（技套深1998.12m），鉆塞出套管5m后進入老井眼，已無水泥塞，繼續(xù)劃眼至2017m，由于井塌嚴重，無放空情況，開泵可承受240KN靜壓，計劃在該位置側(cè)鉆。

4 側(cè)鉆與鉆完井

4.1 裸眼側(cè)鉆

第一次側(cè)鉆失敗：側(cè)鉆鉆具Φ215.9mmBIT+Φ172mm1.25°螺桿+浮閥+MWD+Φ165mmNMDC 1根+Φ127mmHWDP17根+Φ127mmDP。從2017m側(cè)鉆至2052m鉆時突然變快，鉆回老井眼，停泵觀察無泥漿外溢情況，起鉆換常規(guī)鉆具下鉆在老井眼沖劃通井?？紤]到老井眼浸泡時間長，下部可能存在垮塌、大肚子情況，劃眼難度大，經(jīng)和甲方領(lǐng)導(dǎo)溝通打水泥塞側(cè)鉆。

第二次側(cè)鉆成功，但下鉆風險較大：為確保側(cè)鉆成功，采用“直螺桿+彎接頭”組合，側(cè)鉆組合為Φ215.9mmBIT+Φ172mm直螺桿+Φ165mm1.75°彎接頭+Φ165mm浮閥+Φ165mmMWD +Φ165mmNMDC 1根+Φ127mmHWDP 17根+Φ127mmDP，從2037側(cè)鉆至2054m，測得夾壁墻1.23m，返出巖屑為綠灰色泥巖，無水泥顆粒，確定側(cè)鉆出老井眼，起鉆換“PDC+1.25°螺桿”定向鉆具下鉆至2037m（側(cè)鉆造斜點位置）遇阻，各個方位試下入無效，原因分析：造斜位置可能存在臺階，本趟鉆下入PDC+1.25°螺桿，剛性改變，鉆頭難以入造斜位置?？紤]到PDC工具面不穩(wěn)、切削水泥快，不容易入窗口，下步起出鉆具換牙輪鉆頭，擺好方位后劃眼、修整窗口。再次下入“牙輪鉆頭+1.25°螺桿”組合，下鉆至2037m仍有遇阻情況，擺方位至原先定向方位240°定向劃眼，逐漸偏離老井眼，側(cè)鉆成功。

4.2 鉆完井作業(yè)

鉆進風險：側(cè)鉆成功后，主要存在問題是該井使用1.70g/cm3壓井液密度壓井成功，雖然后期擠水泥封固了射孔段，無溢流情況，但是否將所有炮眼封固好，沒有檢驗措施，后期采用高密度鉆進，一方面容易發(fā)生井漏，一方面容易發(fā)生粘卡，若是降低密度有可能上部注水層段再次出水，造成溢流，同時在使用高密度鉆進的井段突然降低密度，存在井眼垮塌的風險。

風險控制措施：（1）簡化鉆具組合。（2）逐漸把密度降至1.50g/cm3，過程中加強坐崗、加密測量泥漿液量與性能，如出現(xiàn)水侵、掉塊情況，及時提高泥漿密度。（3）加入石墨、極壓潤滑劑等將鉆井液摩阻系數(shù)降至 0.10 以下，提高鉆井液潤滑防卡能力。（4）鉆井液粘度控制在50-70s，預(yù)防粘吸卡鉆。（5）提前儲備好充足的單封、復(fù)合堵漏劑等堵漏材料，發(fā)生漏失隨即堵漏。

該井后續(xù)施工過程中逐步把密度降至1.54g/cm3完鉆，未發(fā)現(xiàn)水侵及地層垮塌情況。后期在潿三段鉆進，接完單根粘鉆具，下放不明顯，上提附加14-22t，現(xiàn)場主要加乳化瀝青和石墨改善泥漿潤滑性；鉆進至2744m短起下8柱因粘卡每次卸立柱后上提附加拉力30t左右方可提開，起鉆過程中無拉力顯示，下鉆到底開泵正常，停泵及短起下期間高架槽無外溢情況。鉆進至2826m完鉆，兩次完井電測順利，固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)。

5 井下作業(yè)

5.1 洗井與射孔

測聲幅合格后，進行油層套管坐卡，安裝35MPa采油樹四通及2FZ18-35封井器，連接洗井管線。下Φ116mm *1.42m通井規(guī)+Φ73mm加厚油管162根，坐油管掛，完成Φ116mm通井規(guī)深度1530m，清水18m?反替泥漿；之后拆除洗井管線起出油管掛，繼續(xù)下油管。下Φ116mm *1.42m通井規(guī)+Φ73mm加厚油管134根，實探人工井底深度2801.2m，坐油管掛，完成φ116mm通井規(guī)2798m，連接替漿管線，清水33m?反替泥漿，洗至進出口液性一致。

起完油管后拆原井井口大四通，換裝QS65-70型采油樹大四通，坐油管掛，完成射孔管柱深度，射孔槍底孔2715.8m，頂孔2481.6m，起爆器2478.22m，篩管2477.735m，定位短節(jié)2457.783m。連接放噴管線、投棒、槍響，射孔井段（潿三段）：2481.6-2715.8m，觀察2h，出口返液，流量2.2m?/h。使用密度1.05g/cm?壓井液60m?反循環(huán)洗井，洗至進出口液性一致，停泵觀察無流體外溢。拆采油樹上掛，裝2FZ18-35防噴器，起甩油管，起完射孔槍，檢查發(fā)射率為100%。

5.2 試注

下十字叉+Φ73mm加厚油管289根，下深2735.53m，反洗井45m3，測得進出口液性一致，安裝QS65-70型采油樹，泵車注清水試注，泵壓12MPa，穩(wěn)壓10min，注入0.7m3；泵壓15MPa穩(wěn)壓10min，注入1.2m3；泵壓20MPa穩(wěn)壓10min，共注入2.2m3，完井。連接注水流程，交井，污水處理廠開始注水，日注水量200-280m3。

6 結(jié)論與認識

（1）各項作業(yè)前，應(yīng)進行風險識別與安全交底，切實做好安全措施。

（2）井口壓力高，小井眼壓井作業(yè)時，井口壓力控制與常規(guī)壓力計算值不符合，實際施工時，要密切測量注入液量與返出液量的平衡，合理控制閘門，確保壓穩(wěn)地層。

（3）在老井眼側(cè)鉆時，可能存在井眼垮塌、大肚子井段，側(cè)鉆初期導(dǎo)向鉆進容易鉆回老井眼，導(dǎo)致側(cè)鉆失敗。

（4）在使用高密度壓穩(wěn)地層后施工的井，在鉆進施工中鉆井液密度高，建議使用鹽水泥漿，同時加大潤滑劑的投入，確保鉆井液有良好的潤滑性，同時簡化鉆具組合，防粘卡。

（5）在進行后期井下作業(yè)時，需要多次拆換井口，安裝循環(huán)流程，在作業(yè)時，要提前做好準備工作，加強工序的銜接。

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作者簡介：陳全發(fā)（1984-），男，本科，中級工程師，研究方向：鉆井技術(shù)應(yīng)用。