长深D平12井水平段压裂管柱安全下入技术

【摘 要】 长深D平12井是一口钻探致密砂岩气层的非常规油气藏水平井，完钻井深5103米，水平段长1323米，水平位移1705.11米，最大井斜93°，采用水平段压裂管柱（管外封隔器+滑套）裸眼完井方式。现场应用取得良好效果。本文介绍为确保水平段压裂管柱安全下入而确定并现场成功应用的四个通井作业工艺和压裂管柱与回接工艺，可供其他非常规油气藏水平井完井作业提供技术借鉴。

【关键词】 水平井 压裂管柱 通井工艺 安全下入工艺 长深D平12井

长深D平12井位于松辽盆地南部长岭断陷中部凸起带哈尔金构造，是中国石化东北油气分公司部署的一口钻探致密砂岩气层的非常规油气藏水平井。设计井深：5322m，水平段1500m横穿对应长深1-1井登娄库组Ⅲ砂组气层完钻，完井方法为管外封隔器+滑套（18段）裸眼完井。其钻井目的针对登娄库组气层低孔低渗致密砂泥岩薄互型储集层的裂缝不发育、单井产能不高的特点，利用水平井分段压裂技术开展试气、试采先导试验，研究登娄库Ⅲ、Ⅳ砂组储层压力、产能变化、储层岩性、岩相、厚度及物性变化等规律，验证水平井在登娄库砂岩气藏的适应性，为登娄库组气藏开发模式的确定提供有力依据。

水平段分段压裂技术是目前国内非常规油气藏水平井的主要完井方式，其工艺是在借鉴国外水平段分段压裂技术基础上逐步完善的。长深D平12井水平段安全下入压裂管柱工艺主要分为两部分：通井工艺与安全下入工艺。

本文主要介绍这两部分的现场工艺应用。

1 基本情况

本井2011年11月20日18：00第一次开钻，2012年4月25日17时00分完井，完钻井深：3585米（垂深），斜深5103.44米，水平段长1323米，水平位移1705.11米，造斜点3185米，最大井斜93°。

本井安全下入完井管柱，采用裸眼完井的完井方式，下入Φ177.8mm技套，Φ152.4mm钻头完钻，滑套+封隔器管柱完井。3100米以上采用密封性梯形扣套管，3100米后下入长圆扣套管，配有封隔器和滑套。

主要技术难点：下技套及完井管串风险高。在Φ215.9mm井眼内下Φ177.8mm技术套管环空间隙小；由于在Φ152.4mm井眼中轨迹的频繁调整带来了通井困难，同时造成下入Φ114.3mm（滑套+封隔器）完井管柱风险高。

2 通井工艺

为确保水平段压裂管柱的安全下入，对下入前的通井工艺措施进行了充分论证和技术分析，将通井工艺分解为四种具体通井工艺：同时，通井过程中，明确遇阻划眼的原则，上提遇阻倒划，下放遇阻正划，保证井下安全，保证井眼通畅，顺利下套管。

2.1 刮管器刮套管工艺

用3″钻杆+7″套管刮管器刮管到套管鞋以上30m处3600m，严禁刮管器超出套管鞋末端。悬挂器坐挂井段3000-3300m（上下各60m范围）位置反复刮3次。变径的井段控制下放速度。套管段有连接工具部位（如有分级箍、回接筒等）要缓慢通过，严禁旋转。如刮管不顺畅，阻力大的井段应反复活动，直到刮管顺畅为止。钻井液循环1.5-2周，保持钻井液进出口性能一致。起出刮管管柱。

2.2 常规钻具通井工艺

通井管串结构：6″钻头+3″斜坡钻杆+3″加重钻杆+3″钻杆下钻到悬挂器坐挂位置3180m时钻杆称重并记录。套管段有连接工具部位要缓慢通过，严禁旋转。如通井不顺畅，在阻力大的井段反复活动2-4次。下钻遇阻，则进行划眼，直至在不划眼的情况下可顺利通井到井底为止，遇阻不大于8t。通井至井底后，钻井液循环并保持钻井液进出口性能一致。提高钻井液粘度至150秒后，再循环11.5-2周。裸眼井段短起至套管鞋处，再下钻通井到井底，钻井液循环，直到进出口性能一致，起出通井管柱。通井后若不能很快进行下一步工序，则每天短起一次，并循环脱气。

2.3 模拟管串通井工艺

模拟管串结构：6″钻头+3″斜坡钻杆1根+5″螺旋扩孔器1个+3″斜坡钻杆+3″加重钻杆+3″斜坡钻杆套管段有连接工具部位要缓慢通过，严禁旋转。下钻到悬挂器坐挂位置3180m时钻杆称重并记录。无阻卡时下钻速度40～50s/根，不宜过慢和过快。大狗腿度井段适当放慢速度，密切注意负荷的变化。通井阻力大的井段反复拉2-4次。变径井段要缓慢通过，严禁旋转管柱。下钻遇阻，上下活动钻具，并循环钻井液。遇阻负荷控制在5t左右，每次可增加2t，上下活动管柱，最大下压负荷15t，顺利通过后在该遇阻井段至少再通井2次以上，直至无阻卡。通井到井底后，上提2m，钻井液循环，保持进出口性能一致。裸眼井段短起到套管鞋处，再下钻通井到井底，起出模拟通井管柱。

2.4 双螺旋扩孔器通井工艺

模拟管串结构：6″钻头+3″斜坡钻杆1根+57/8″螺旋扩孔器1个+3″斜坡钻杆3根+5″螺旋扩孔器1个+3″斜坡钻杆+3″加重钻杆+3″斜坡钻杆通井工艺与模拟管串通井工艺一致。

3 压裂管柱安全下入工艺

3.1 下压裂管柱作业

3.1.1 作业工艺

（1）按照管柱下入顺序表依次下入浮箍、锁定球座、套管、裸眼封隔器、压裂滑套等。下工具过程中按要求进行灌浆。

（2）连接悬挂器前将井内管柱灌满，连接尾管悬挂封隔器总成，包括：备用坐封球座，可回收式密封补心，下入脱手工具，尾管悬挂封隔器，液压座封工具，工具转换接头，提升短节。上提管柱1米左右，检验座封工具是否已经与尾管悬挂封隔器连接好，并记录上提下放悬重。

（3）下钻。所下钻杆必须通径，通径规尺寸必须大于45mm。每10柱灌浆。进行裸眼段之后不再灌浆。

（4）下放管柱到封隔器座封位置，测上提、下放负荷。

（5）在座封位置，开泵正循环完井液替入裸眼段。

（6）循环完成后，投0.785"座封球，继续循环将球推到锁定球座内。泵车排量保持在0.4m3/min，严禁忽高忽低，压力不超过8MPa。

（7）座封球到位后，打压座封所有裸眼封隔器及尾管悬挂封隔器。10MPa×5′；18MPa×15′；23MPa×5′；28MPa×10′0。

（8）上提超过正常上提悬重10t，下压10t验封隔器卡瓦。下放管柱，加压2t，关闸板防喷器环空打压10MPa×10min检验封隔器胶皮密封性。

（9）打开闸板防喷器，上提管柱至中和点，进行坐封工具脱手操作。正转管柱12～15圈。停止正转并观察倒转扭矩。

（10）缓慢上提管柱确认坐封工具是否脱手。坐封工具脱手后，可根据要求进行循环完井液替出全部钻井液作业；起钻。

3.1.2 保障措施

下钻过程中，在套管段有连接工具部位（如有分级箍、回接筒等）要缓慢通过，严禁旋转！遇阻控制在3t以内。特别是悬挂器在通过该处时，一定要缓慢下放，遇阻则上提，再重新缓慢下放通过，遇阻控制在1.5t以内。下钻速度：套管内不得快于30s/根，裸眼段内不得快于60s/根；到裸眼段后，接单根（立柱）时管柱静止时间不得超过3min。下完井工具进行连接上扣时，公扣端涂抹丝扣油，严禁母扣端涂抹丝扣油，；工具与油管连接时，先用管钳进行人工引扣，在确保不会错扣的情况下，再用液压钳上扣；下钻过程中，起下管间隙封盖管口，严防落物入井；

下钻过程中如遇阻，遇阻负荷不得超过5-8t，上下活动钻具，严禁旋转钻具。如超过规定负荷，上下活动管柱逐步增加下压负荷，并循环钻井液，每次增加2t，最大下压负荷为15t；调整封隔器位置和钻杆井口，方余1-2m。

3.2 下回接压裂管柱作业工艺

（1）拆钻井井口及防喷装置，安装变径变压法兰，安装压裂井口大四通和防喷器。准备合适尺寸的手动工具、支架、卡瓦、提升短节，并按顺序连接、下入回接管柱生产管柱：4.75"锚定密封总成，OD：5.875"，ID：3.929"变扣3-1/2"EUE油管

（2）在下探悬挂封隔器之前测上提下放负荷。

（3）缓慢下放插入到尾管悬挂器内，加压10t，然后过提10t，确认锚定密封已插入尾管悬挂器内，下压14-18t并做好标记。

（4）上提管柱2t，并正转10圈使锚定密封从尾管悬挂器内脱手。管柱配长，重新下放插入尾管悬挂器内，接箍要避开万能防喷器，以便下步作业。

（5）关闭防喷器，环空试压10MPa，稳压10min，压降不超过0.3MPa为合格，（检验回接系统的密封性），泄压为零。

（6）安装油管悬挂器紧固螺丝。环空试压到10MPa，维持10分钟后环空卸压。

（7）将油管憋压到10MPa检查密封管是否密封，维持10分钟，然后卸压。

4 几点认识

（1）水平段压裂管柱的安全下入是确保非常规油气藏开发效果的重要环节。

（2）压裂管柱下入前的通井工艺是确保其安全下入的前提条件，每一个通井工艺技术的细化操作是必需的。

（3）长深D平12井压裂管柱的安全下入工艺是目前非常规油气藏水平井的重要完井方式之一，其现场应用工艺可供技术借鉴。