350 ℃熱采側鉆水平井分級固完井一體化工藝管柱研究

摘要：為解決渤海油田疏松砂巖稠油熱采老井開窗后固井、防砂工序繁瑣、工期長、費用高等問題。根據海上熱采井層系復雜、出砂嚴重、作業日費高等特點，研究了一套適用于350 ℃熱采側鉆水平井分級固完井一體化工藝管柱。該一體化管柱一趟鉆入井可實現下部裸眼段的礫石充填作業和上部裸眼段的注水泥固井作業，且滿足后續350 ℃熱采注氣多輪次冷熱交變密封要求。作業后無需鉆塞，完井后留井通徑大，方便后期開采和修井作業;通過軟件模擬其安全性和通過性，一體化管柱下入過程中不會產生屈曲，滿足設計要求。該技術可有效解決海上疏松砂巖稠油熱采老井開窗固井、防砂作業費用高、工藝復雜，施工周期長等難題。

關鍵詞：熱采井;側鉆;固井;防砂;一體化

中圖分類號：TE952" " " " 文獻標志碼：A" " " " doi：10.3969/j.issn.1001-3482.2024.04.011

Research of the Integrated Sting for Cementing and Completion of Horizontal Well in 350 ℃ Thermal Recovery Sidetracking Wells

XU Fengxiang，ZHANG Lun，ZHENG Jiuzhou，XU Haizhen，YANG Lijun，ZHANG Congcong，

LI Jiang，WANG Jilun

（China Oilfield Services Limited，Tianjin 300459，China）

Abstract： To solve the problems of complicated cementing and sand control process，long construction time and high cost after window opening in old thermal recovery wells of loose sandstone heavy oil in Bohai oilfield. Based on the characteristics of offshore oilfields，such as complex formation，serious sand production，and high daily cost，a set of integrated process strings for staging cementing and completion of 350 ℃ thermal production sidetracking horizontal wells was studied. The integrated string can be drilled into the well in one run to realize the gravel packing operation in the lower open hole section and the cementing operation in the upper open hole section and meet the subsequent 350 ℃ thermal gas injection multi-round cold and thermal alternating sealing requirements. There is no need for the drill plug after operation，and the hole diameter after completion is large，which is convenient for later mining and workover operations. Through software simulation of its safety and passability analysis， it is found that the integrated pipe string will not produce buckling during the running process，and the safety can meet the design requirements. The technology can effectively solve problems such as window opening and cementing，sand control operation costs，complicated processes and long construction period of the old offshore loose sandstone heavy oil thermal recovery wells.

Key words： thermal recovery well;sidetracking;cementing;sand control;integration

渤海油田地質油藏特點是構造破碎、斷裂發育、油藏復雜，儲層以河流相、三角洲、古潛山為主，油質較稠，稠油儲量占65%以上。目前渤海油田部分區塊已進入開發中后期，年遞減率達到8%～10%，因出砂和高含水導致油田停產、減產的井數越來越多，嚴重影響油田產能，急需治理。老井側鉆是當前渤海油田低效治理和挖潛上產的重要手段[1-3]。目前海上244.475 mm（9 [5/8 ]英寸）套管側鉆水平井完井工藝最常采用的是244.475 mm（9[ 5/8]英寸）套管側鉆215.9 mm（8" [1/2]英寸）裸眼，下入尾管懸掛177.8 mm（7英寸）套管固井，之后在177.8 mm（7英寸）套管內鉆152.4 mm（6英寸）裸眼水平井進行裸眼礫石充填，多趟下鉆，施工周期長，固井完成后需要鉆塞，生產通道小，影響后期增產作業。350 ℃熱采側鉆水平井分級固完井一體化工藝是針對疏松砂巖稠油熱采老井側鉆水平井需求提出的新的固井、防砂完井方式，對側鉆水平井上部裸眼段實施注水泥固井作業，下部裸眼實施裸眼礫石充填作業[4]，同時滿足后期350 ℃熱采注氣多輪次冷熱交變密封要求，最大限度地提升老井采收率，尤其是針對稠油熱采井況。

1 技術分析

固井防砂一體化技術做為結合分級固井技術和裸眼礫石充填技術而研究的一種新型完井工藝技術，國內外對其均有研究。

1） 斯倫貝謝公司的單趟管柱防砂固井系統技術其工作原理是將防砂篩管、充填滑套、充填定位器、裸眼封隔器、固井定位器、固井滑套、生產套管連接至井口，并將礫石充填/固井工具內置在充填滑套位置;鉆桿下入回接工具與礫石充填/固井工具對接，配合定位器及滑套進行礫石充填和固井施工，通過裸眼封隔器封隔下部油層和上部固井層位，下部油層進行裸眼礫石充填，上部復雜層位至井口進行水泥固井。

2） 哈里伯頓公司的LCGP單趟固井防砂系統其技術原理是一趟管柱下入，通過裸眼膨脹封隔器系統將裸眼封隔，裸眼膨脹封隔器系統下部層位可通過充填滑套實現礫石充填防砂;裸眼封隔器系統和頂部懸掛封隔器之間通過固井滑套、循環滑套實現該層段的水泥固井。通過操作內部服務工具，首先進行裸眼段的礫石充填作業，然后上提服務管柱進行上部層位的水泥固井。

3） 國內一趟鉆篩管尾管懸掛分級固井技術，其技術原理是將尾管懸掛作業、篩管裸眼完井和尾管固井作業等三項作業程序整合為一趟鉆作業。位于管外封隔器上部的滑套式分級箍將尾管與環空聯通，形成注水泥的通道，完成尾管固井作業，底部篩管采用獨立篩管完井滿足防砂要求。

4） 固井充填防砂一體化技術，其技術原理是一趟鉆將防砂管柱與固井管柱送入目的井段，通過在不同位置的操作，實現上部復雜井段的注水泥封固和下部油層段的礫石充填防砂，作業結束后無需鉆塞。

以上幾種工藝均是在常規井溫下應用的固井充填防砂一體化完井工藝，無法滿足350 ℃熱采注氣多輪次冷熱交變密封要求。針對海上油田稠油熱采老井側鉆水平井需求提出的新的固井、防砂完井方式，研究了350 ℃熱采側鉆水平井分級固完井一體化工藝管柱及適用的工藝流程，該工藝可一趟管柱入井實現注水泥固井及裸眼礫石充填作業，整體管柱滿足熱采側鉆井的350 ℃高低溫交變及21 MPa密封要求，完井后留井通徑大，有利于后期開采和修井作業，為海上稠油儲層的高效開采、固井防砂完井方式提供新的思路和方向。

2 熱采一體化管柱組成及工藝

2.1 管柱結構組成

350 ℃熱采側鉆水平井分級固完井一體化工藝管柱由外層固井防砂管柱和內層服務管柱組成，如圖1～2所示。外層固井防砂管柱由下至上依次為：浮鞋總成、防液鎖密封筒、139.7 mm（5 [/][1][2]英寸）防砂篩管、熱應力補償器、139.7 mm（5 [/][1][2]英寸）防砂篩管、充填定位接箍、充填滑套總成、裸眼封隔器總成、固井定位接箍、高溫防反吐固井滑套總成、177.8 mm（7英寸）套管、高溫循環滑套總成、高溫頂部封隔器總成;內層服務管柱由下至上依次為：插入定位密封桿、101.6 mm（4英寸）Hydrill 511沖管、充填滑套雙向開關工具、旋轉定位工具、充填滑套單向定位工具、防抽吸閥、固井/充填工具、101.6 mm（4英寸）Hydrill 511沖管、高溫循環滑套雙向開關工具、101.6 mm（4英寸）Hydrill 511沖管、高溫循環滑套單向開關工具、101.6 mm（4英寸）Hydrill 511沖管、高溫頂部封隔器液壓坐封工具。

2.2 工藝流程

1） 下放管柱按照設計連接管柱并下放管柱至設計深度。

2） 坐封高溫頂部封隔器。投入坐封鋼球，按照壓力梯度正加壓完成封隔器脹封和錨定。過提100 kN，下壓100 kN，對高溫頂部懸掛封隔器實施驗掛操作。正加壓24.5 MPa或機械正轉20圈，脫手液壓坐封工具。

3） 坐封裸眼封隔器。上提管柱至裸眼封隔器坐封位置，環空加壓至10 MPa，坐封裸眼封隔器同時驗封高溫頂部懸掛封隔器。

4） 驗封裸眼封隔器。上提管柱，打開循環滑套，并下放管柱至裸眼封隔器驗封位置，環空加壓，若鉆桿內無返出，則證明裸眼封隔器坐封良好。

5） 礫石充填作業。下放管柱至礫石充填定位位置，按照礫石充填設計參數進行礫石充填作業。

6） 充填反洗。上提管柱至反循環位置進行反循環洗井作業，將鉆桿內多余砂漿洗出井筒。

7） 驗證充填滑套關閉。下放管柱至充填定位位置，鉆桿內加壓10 MPa，驗證充填滑套關閉后的密封性能。

8） 標記注水泥位置。上提管柱將高溫循環滑套雙向開關工具和高溫防返吐固井滑套雙向開關工具分別提過對應的高溫循環滑套和高溫防返吐固井滑套，下放管柱，分別將高溫循環滑套和高溫防返吐固井滑套打開，并將旋轉定位工具與固井定位接箍定位，標記注水泥位置。

9） 注水泥固井作業。按照注水泥施工設計進行泵注水泥作業。

10） 鉆桿碰壓及正洗水泥。水泥泵注完成后從鉆桿水泥頭釋放鉆桿碰壓膠塞，清掃鉆桿內殘留水泥，膠塞落座鉆桿碰壓短節后，提升壓力打通鉆桿碰壓短節的洗水泥通道，同時上提管柱至洗水泥位置，進行大排量正洗水泥，將井筒內多余水泥徹底清洗干凈。此時高溫循環滑套和高溫防返吐固井壓裂滑套已被對應的單向開關工具關閉。

11） 驗高溫防返吐固井滑套。再次下放管柱至固井定位位置，鉆桿內加壓10 MPa，驗證高溫防返吐固井滑套關閉后的密封性能。

12） 驗高溫循環滑套。上提管柱將固井充填服務工具與高溫循環滑套總成下密封筒配合，環空加壓10 MPa， 驗證高溫循環滑套關閉后的密封性能。

13） 起出服務工具管柱。施工完成后上提管柱，將所有服務工具管串起出井筒。

3 關鍵工具研究及性能測試

3.1 高溫懸掛頂部封隔器

3.1.1 結構組成

高溫懸掛頂部封隔器主要由鎖定機構、高溫膠筒密封組合、卡瓦錨定機構及解封機構組成，如圖3所示。高溫頂部懸掛封隔器與液壓坐封工具配合，通過管內加壓，液壓坐封工具活塞向下運動，推動封隔器鎖定機構下移，壓縮高溫膠筒密封組合和卡瓦錨定機構，高溫膠筒密封組合被擠壓變形與套管壁貼合密封，同時封隔器上錐體下移卡瓦與套管壁錨定，完成高溫懸掛頂部封隔器的坐封過程，坐封力被封隔器鎖定機構鎖定，防止高溫膠筒密封組合和卡瓦回退，且卡瓦具有雙向錨定功能。高溫懸掛頂部封隔器回收時，下入專用回收工具與封隔器下部解封機構配合，上提剪斷解封銷釘，封隔器完成回收。

3.1.2 關鍵件強度校核

高溫懸掛頂部封隔器設計性能參數為耐壓等級21 MPa，懸掛能力700 kN，耐溫350 ℃。中芯軸材質42CrMo，調質后屈服強度不低于800 MPa，對中芯軸分別施加外壓21 MPa、拉力700 kN和內壓21 MPa、拉力700 kN的復合載荷，使用ABAQUS進行有限元分析，分析結果表明，中芯軸在外壓21 MPa、拉力700 kN復合載荷下的最大應力為697 MPa，如圖4a，在內壓21 MPa、拉力700 kN復合載荷下的最大應力為592 MPa，如圖4b，均小于42CrMo材質的屈服強度。

3.1.3 高溫密封性能測試

將高溫懸掛封隔器坐封在高溫測試工裝井筒內，高溫測試系統流程如圖5所示。并使用高溫導熱油對封隔器高溫膠筒在常溫下和350 ℃高溫下進行多輪次高低溫密封性能測試，試驗表明該高溫懸掛封隔器可滿足多輪次350 ℃高低溫交變及21 MPa密封要求，高溫下測試曲線如圖6所示。

3.2 高溫防返吐固井滑套

3.2.1 結構組成

高溫防返吐固井滑套主要由開啟關閉機構及防返吐機構組成，如圖7所示，其中開啟關閉機構密封結構采用718材質C型環密封形式，可滿足350 ℃高溫密封要求及多次開啟、關閉操作。防返吐機構可防止水泥泵注完成后返吐至井筒，保證井筒安全。高溫防返吐固井滑套可配合開關工具，通過下放或上提管柱來機械操作滑套的打開和關閉。

3.2.2 高溫密封性能測試

將處于關閉狀態下高溫防返吐固井滑套放置在高溫測試工裝井筒內，首先并使用高溫導熱油對高溫防返吐固井滑套在常溫下和350 ℃高溫下進行密封性能測試，然后在常溫狀態下對滑套進行多次打開、關閉操作后再次放置在高溫測試工裝井筒內進行高低溫密封性能測試。試驗表明該高溫防返吐固井滑套在多次打開、關閉后仍可滿足多輪次350℃高低溫交變及21 MPa密封要求，高溫下測試曲線如圖8所示。

3.3 熱應力補償器

3.3.1 結構組成

熱應力補償器主要由外筒、密封機構、伸縮芯軸組成，如圖9所示，熱應力補償器設置在外層防砂管柱中，主要是用來補償高溫高壓注氣過程中管柱因熱脹冷縮物理特性所產生的熱應力，防止管柱發生破壞，當管柱熱應力超過補償器預設剪切銷釘值時，密封機構位置的剪切銷釘被剪斷，伸縮芯軸在熱應力作用下自由滑動，同時滿足管柱密封性能。通過功能測試表明，該熱應力補償器可滿足350 ℃高低溫交變及21 MPa密封要求。

4 管柱功能性評價

4.1 充填模擬計算

以渤海遼東油田某井作為模擬對象進行管柱功能性評價分析，鉆井參數如表1所示。

裸眼礫石充填參數按215.9 mm（8[/][1][2]英寸）井眼計算，充填排量1.0 m3/min，砂比4%，濾失速率10%，地層破裂系數取1.6。通過軟件模擬可計算出砂丘比為0.65。β波最后壓力12 MPa，低于地層破裂壓力13.32 MPa，共需要充填陶粒6.72 m3，充填液322.8 m3，充填模擬壓力曲線如圖10所示。

4.2 管柱下入模擬計算

管柱功能性是指管柱通過曲率變化井段的能力[11] 。管柱下入過程中，由于井眼曲率和管柱剛性的影響，管柱下入時遇阻視為不適用。依然以上井為例，使用LANDMARK軟件進行管柱下入模擬計算，完井液密度選用1.03 g/cm3，頂驅產生的重力按0 kN計算，套管內摩擦因數取0.25，裸眼段摩擦因數取0.30，管串組合如圖1～2所示。計算結果表明管串在下入過程中不產生屈曲，下入懸重為245 kN。計算數值曲線如圖11所示。

5 結論

1） 350 ℃熱采側鉆水平井分級固完井一體化工藝管柱與現有固井、防砂工藝管柱相比，可一趟管柱實現側鉆水平井注水泥固井及裸眼礫石充填作業，優化了管柱結構設計，簡化了施工流程，操作更加簡單，可大幅縮短完井周期，降低施工成本。

2） 通過對關鍵井筒工具功能測試、有限元分析，對工藝管柱功能評價分析可知，關鍵井筒工具滿足350 ℃高低溫交變及21 MPa密封要求，工藝管柱充填摩阻較低，且管柱在裸眼段下入時不會發生屈曲，滿足完井管柱功能要求。

3） 350 ℃熱采側鉆水平井分級固完井一體化工藝管柱在滿足裸眼段固井和礫石充填的同時，可針對稠油熱采井滿足350 ℃高低溫交變及21 MPa密封要求，為海上側鉆水平井稠油熱采固井、防砂完井方式提供新的思路和方向。

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收稿日期： 2024-01-22

作者簡介： 徐鳳祥（1987-），男，河北衡水人，高級工程師，主要研究方向為完井防砂技術，E-mail：xufx@cnooc.com.cn。