長水平段水平井套管懸浮器現場應用技術

海照新

摘要：依據長慶油田二次加快發展、探索黃土塬地貌工廠化作業的發展目標與任務，隴東區域長7高產儲層水平井水平段不斷增長，位垂比不斷增加，因井型結構限制、施工周期限制，完井套管安全、快速下入難度較大。隨著套管懸浮器的應用達到了高效下完井套管的目的，但現場應用過程中也顯現出了一些問題，本文通過分析與經驗總結形成了一套套管懸浮器安全下入與正確使用的方法，已期對后續的施工提供一定的借鑒。

關鍵詞：長水平段；套管懸浮器；現場應用

引言

長水平段水平井的大范圍開發投產對長慶油田隴東區域增儲上產，提高采收率至關重要，本著“奉獻能源，創造和諧”的宗旨與要求，大井叢施工、工廠化作業、持續提高采收率、快速建產成為必然趨勢。在油田鉆井工程方面，通過不斷提速提效的突破創新，形成了一套高效技術集成，本文主要對快速完井技術進行介紹。

1 隴東長水平段水平井施工現狀

1.1 施工區域特點

隴東區塊長水平段水平井集中在為寧縣、華池2個區塊。寧縣區塊相對目的層垂深較淺、設計平均水平段1500米左右，油層鉆遇率高，泥巖累計段長相對較短。華池區塊目的層垂深2000米左右、設計水平段1500米至3000米不等、位垂比較大，相對泥巖段多、累計泥巖段長、摩阻大、因地層打開周期長，泥巖段不同程度坍塌現象較為普遍。

1.2 結構與干擾現狀

因產能建設單位降本開發的現實需要，隴東區域內油井開發井均為二開井身結構，只是采用表層套管封固200米至300米不等的黃土層，導致裸眼段長、且長期曝露，裸眼段漏失現象較為普遍。

另，因開采老區多層系的注水開發，儲層連通性好，鉆遇異常高壓區概率倍增；隨著快速建產的工作要求，長7儲層采用鉆試分區同作的模式工廠化施工，水平段出水情況增多；體積壓裂試油壓裂技術的大范圍推廣，使長7儲層連通性更好，且發現有與其他產層互通現象；一旦發生出水，壓力釋放周期及強度均無法通過已有經驗進行準確判斷。

因鉆遇泥巖的概率不斷增加，井筒坍塌風險不斷增大。

基于以上因素，為達到安全施工的目的，在鉆完井作業中對鉆井液密度設計及作業中激動壓力的控制顯得尤為重要，同時井筒壓力平衡更為精細。

1.3 2018年度區域應用分析

工廠化施工、鉆試投分區同作的模式，在生產節點控制上要求較高，施工周期及施工成本控制壓力較大。2018年度，區域內各區塊大位移水平井開發，完井作業中均使用了套管懸浮器工具，以應對井漏、壓力激動誘發出水、巖屑床形成摩阻等不利于快速、安全施工的因素。

2套管懸浮器的作用原理

套管懸浮器是一種起到隔斷套管內腔，在下完井套管作業中使水平段套管處于常壓封閉，形成水平段套管處于懸浮狀態，從而降低巖屑床產生的套管下行阻力，達到快速施工的目的。隔斷位置可承受上部管內靜壓，待作業結束后通過配合膠塞與泵壓作用達到管串與環空建立循環的作用。

該工具與產層套管鋼級、壁厚、扣型相符，現場連接簡單易操作；具有中途不循環、工具上部灌漿避免套管擠壓變形的特點。避免了中途循環產生壓力激動誘發井漏、溢流的風險，降低了地層吸附粘卡套管的風險。

3現實需要與改進成果

因水平段長，巖屑床的形成無法避免，期望通過通井措施修整井壁、依賴鉆井液攜砂能力完全消除巖屑床的目的無法實現；且通過調整鉆井液性能達到降摩減阻效果，周期長、成本高。同時也因周期的延長增大了井筒出水的可能、增大了泥巖垮塌的可能。

完井后泥漿處理性能要求是在攜砂的基礎上更加強調潤滑作用，但摩阻仍較大，完井下套管施工難度及風險仍然較大。在產層泥巖含量高，裸眼段漏失嚴重，注水開發區域出水現象普遍的情況下，下套管施工中途循環存在一定的井漏、誘發溢流風險；存在完井周期長，泥巖長時間曝露垮塌套管埋卡風險。

2016年度區域內長7儲層開始大范圍開發，因地層認識及施工難度總結不足，導致完井下套管阻卡率高達28%，時效損失及經濟損失較大。2017年度區域內引入套管懸浮器，完井下套管阻卡率下降到8%，使用效果顯著；但是發生的2起阻卡事故，均為懸浮器內滑套卡簧熔縮變形無法打開導致，處理難度大。2018年經對下膠塞卡簧進行改進后，該工具適用范圍更加寬泛，適應井溫180度內、垂深1950米-4350之間、密度1.20g/cm3-1.50g/cm3之間使用。

4現場應用管理重點

4.1 井筒準備

4.1.1 通井措施

單扶組合：?215.9mm牙輪鉆頭+?165mm鉆鋌（1根）+?127mm普通鉆桿，通至井底。如遇阻則進行提拉、直至可順利通過，通井到井底為止。調整鉆井液潤滑性，循環1周以上，至保證摩阻控制在直井段套管懸重50%以內，如不能實現進行雙扶通井破壞巖屑床。

4.1.2 下套管前鉆井液潤滑性能調整

下套管前井漿中加入潤滑劑，水平段潤滑劑含量5-6%，洛河段潤滑劑含量3-4%。如水平段超2500米，加入玻璃微珠等機械性潤滑劑，使潤滑劑的含量達到20%，最大限度的降低摩阻。

4.2 套管懸浮器使用過程控制

4.2.1 工具送井裝卸過程輕拿輕放，避免懸浮器及相關附件受損；附件到井后對浮箍、浮鞋進行水介質反向密封試驗，對套管懸浮器進行正、反向密封試驗；如發現密封失效及時進行更換。

4.2.2 套管懸浮器安裝過程中，禁止動力鉗在其本體上上卸扣，保證上扣扭矩達到設計要求。

4.2.3 套管懸浮器入井前管內不進行灌漿，入井后執行每下25--30根灌漿一次；泥漿含沙量控制在0.5-0.6、切力8-12。

4.2.4 雖然管內灌入泥漿經過固控設備凈化處理，但隨著套管柱下行慣性趨勢，固相下沉在所難免，因此套管懸浮器打開應在套管內灌滿泥漿的情況下單凡爾頂通，避免固相壓實造成打開壓力高。

5 使用情況

隴東區域2018年隴東區域共計使用套管懸浮器 42套，均未發生質量事故；平均單井完井周期縮短7.5小時，累計節約成本約114萬元。該工具的有效應用在鉆井提速提效、安全完井方面效果顯著。

6 存在的問題及建議

6.1 壓力膜片打開壓力不明顯

華X-1井打開過程明顯，但下膠塞壓力膜片破損顯示不明顯，不能根據泵入排量及壓力膜片破裂時立壓變化第一時間判定內滑套是否到底。

建議：更換膜片材料或增加膜片厚度。

6.2 泥漿凈化環節需要細化

套管懸浮器內滑套打開過程中，XX-2井采用鉆井泵單凡爾反復憋壓10MPA打開、XX-3井13MPA打開，打開壓力高，經過原因分析判定為鉆井泥漿罐清理不徹底、鉆井泵濾子內含有大顆粒固相材料，管內下沉壓實作用導致打開壓力高；存在壓實無法打開的可能。

建議：下套管前徹底清理泥漿罐及沖洗地面循環管匯。

6.3 管內灌漿嚴格執行標準

管內灌漿灌入量不符合要求，漂浮打開排空置換周期長，容易造成循環開泵困難。

（作者單位：中國石油川慶鉆探工程有限公司長慶鉆井總公司）