页岩油套变水平井连续油管钻磨桥塞打通道技术研究

摘要：本文对花页3HF套损井情况进行了分析，认为变形通径在Φ70mm以下，常规钻磨工具无法通过套变位置，缺乏有效的打通道工具及施工工艺方法，且套管破损处有大量页岩石进入井筒内，存在卡钻的风险。研制了套Φ60mm特制螺杆钻，配套偏心磨鞋及防卡喷嘴等工具，采用钻磨、清洗井筒交替施工，打通磨铣完剩余23个桥塞，恢复了油井产能。

关键词：页岩油井，套变，钻磨桥塞

前言

本文探讨花页3HF井套管内径产生较大缩径变形水平井钻磨作业。针对套管变形的水平井钻磨，其技术风险、钻磨准备、工具选择、工艺技术以及钻磨循环液选择等必然不同于常规井的钻磨施工，因此，有必要开展针对套变井连续油管钻磨复合桥塞的研究。

1 风险问题分析

连续油管钻磨复合桥塞是一种高风险作业，套管发生变形后，井下情况更为复杂，特别是只能采用小磨鞋钻磨作业时，会面临更大的风险，其技术难点主要体现在：

（1）套损位置在磨铣中会出现页岩石，受螺杆钻排量限制，无法携带冲洗出井筒，从而造成页岩石及钻屑堆积卡钻，页岩石如图1-1所示。

（2）磨鞋尺寸较桥塞外径小很多，不能彻底钻除桥塞，出现钻磨工具穿过桥塞或胶皮，形成穿“糖葫芦”情况，上提通过套管变形处遇卡。

（3）钻屑尺寸较大，受循环排量限制，钻屑上返不畅，在变形处堆积较多，从而造成卡钻。

（4）套变井钻磨时，会在同一位置反复起下，连续油管单点疲劳非常高，螺杆马达反复制动也会加速螺杆马达损伤，出现连续油管穿孔、断裂及井下工具掉落等事故。

图1-1 井内返出页岩石样

2 技术对策探讨

针对页岩油套变水平井连续油管钻磨复合桥面临的风险，从钻磨工具选择、钻压优化、循环液性能、施工排量、短起以及冲洗钻屑等方面制定相应对策。

2.1钻磨工具优化

套变井钻磨桥塞的工具串为：连续油管+抗扭连接接头+双活瓣单流阀+震击器+液压丢手+螺杆马达+磨鞋[1]，如图2-1所示

图2-1 工具串示意图

2.1.1螺杆钻：重新设计加工等壁厚F60mm特制螺杆钻，如图2-2所示，满足350L/min的循环排量要求。

图2-2 新制螺杆钻结构图

2.1.2磨鞋：考虑套损缩径为F70mm，设计加工F68mm偏心磨鞋，增大桥塞磨铣面积，如图2-3所示。

图2-3 F68mm偏心磨鞋

2.1.3喷嘴：设计加工Φ32-73mm锥形防卡喷嘴，保证顺利通过套损位置，如图2-4所示。

图2-4 Φ32-73mm锥形防卡喷嘴

2.1.4 连续油管：选择Φ60.3mm的连续油管，刚性、强度更高，避免自锁能力强；内径大，同等排量下泵压更小，施工安全性更高。

2.2 钻压参数优化

钻压决定钻磨速率快慢，钻压较高时，面会导致螺杆钻频繁憋停，降低螺杆钻寿命，甚至会导致磨鞋在井筒遇卡；钻压较低时，可能出现磨鞋不能接触到桥塞而出现空转的情况，长时间无进尺[2]。

水平井中连续油管螺旋屈曲载荷公式：

式中：r为连续油管截面形心至井眼轴心的径向距离，m；E为杨氏模量，N/m2；I为连续油管截面惯性矩，m4；w为连续油管单位长度重力，N/m。

根据花页3HF井套管内径115mm，采用60.3mm连续油管，计算得到井眼的F为15kN。为了减小套管变形井中钻磨作业的卡钻风险，确保钻屑细小，钻压控制较正常井眼的井较低，推荐钻压为5～15kN。

2.3最小携砂循环排量

可溶桥塞比重1.9g/cm3，石英石堆积的为1.7/cm3，石英石最大粒径的下沉速度（0.393m/s），通过室内试验，证实了桥塞碎屑和压裂砂具有相同的沉降速度。

表2-1 桥塞碎块、胶皮沉降速度（m/s）

采用牛顿—雷廷格计算法分别计算直井段砂粒沉降速度、斜井段环空止动返速和水平段砂粒的瞬时启动流速，获得砂粒的瞬时启动流速，计算直井段、斜井段、水平段不同阶段排量，结果表明，直井段最小排量为2倍沉降速度，水平段最小排量为3倍沉降速度，根据花页3HF的油套环空容积，计算得出最小排量[3]，如表2所示。

表2-2 水平段最小排量计算结果（L/min）

考虑页岩石比重，确定喷嘴冲洗时最小排量为580L/min。

2.4钻磨液体系筛选

由于水平段钻磨液的上返方向和碎屑沉降方向，成近乎90°的夹角方向，所以流速不再起决定性作用，而起重要作用的是钻磨液的性能，因此钻磨液具有一定粘度，保证其具有一定的悬浮能力；同时要具有一定的润滑性，可以减少连续油管的内摩阻。通过多次实验对比分析，同时参考页岩石比重，选用压裂用聚合物稠化剂体系，循环液粘度控制在25mpa·s，浓度0.15%[4]。

3 现场应用实例

花页3HF井是江苏油田在高邮凹陷北部斜坡带部署的一口评价井，评价落实花页1块东南部E1f2的IV亚段、Ⅴ亚段泥页岩含油性及产能，落实储量规模。该井井深5820m（垂深3774m），直井段3450m，实钻水平段长1901m，压裂段1825m，共32段，下入可溶桥塞31只，压完闷井后放喷进流程。

第一次钻磨采用F108mm凹面磨鞋、F73mm螺杆钻具及F60.3mm连续油管组合，钻磨完成前8个桥塞，磨铣至4430m处无进尺，拆捕屑器发现有大量页岩石，起出磨鞋检查发现有明显划痕，下喷嘴大排量冲洗至4430m处无进尺，冲洗出部分页岩石，改下F100mm铅模，打印验证套管缩径到F70mm，4430m处存在套变。

图3-1 地层冲洗出的页岩石

图3-2 桥塞基本数据图

井内剩余23支桥塞，常规钻磨工具无法通过套损位置，必须完成钻磨，提升该井产能。

根据该井套管变形情况，优化了施工方案钻磨工具串组合，采用喷嘴冲洗+磨鞋磨铣交替施工方式，避免卡钻风险。

喷嘴冲洗工具串组合：F60.3mm连续油管+F60.3mm内连接器+F60mm单流阀+F60mm丢手+F32-73mm锥形喷嘴。

钻磨磨铣工具串组合：F60.3mm连续油管+F60.3mm内连接器+F60mm单流阀+F60mm丢手+F60mm螺杆钻+F65mm偏心磨鞋。

施工工序：

（1）下F106mm磨铣+F73mm螺杆钻至3750m，用85℃的热水80m3热洗清蜡。

（2）下F32-73锥形喷嘴冲洗至4430m。

（3）下F68mm磨鞋+F60mm螺杆钻磨铣至4807m（钻磨7个桥塞）。

（4）下F32-73锥形喷嘴冲洗至4805m。

（5）下F68mm磨鞋+F60mm螺杆钻磨铣至4940m（钻磨3个桥塞）。

（6）下F32-73锥形喷嘴冲洗至4945m。

（7）下F68mm磨鞋+F60mm螺杆钻磨铣至5411m（钻磨7个桥塞）。

（8）下F32-73锥形喷嘴冲洗至5414m。

（9）下F68mm磨鞋+F60mm螺杆钻磨铣至5775m（钻磨6个桥塞）。

（10）下30-70锥形喷嘴冲洗至5775m，结束施工。

施工中严格控制钻压，每钻完3个桥塞起至套变点4430m以上，每钻完7个桥塞后起出钻磨管柱，下锥形喷嘴冲洗清理井筒；总共捕获页岩石62.7L，最大粒径50mm；在4835m和4919m处发生2次连续油管自锁，配置2%的金属减阻剂溶液循环后解锁；整个施工期间未发生卡钻现象，顺利完成该井钻磨作业。

施工后花页3HF井井口压力从1.6MPa上升至15.1MPa，弹性产率从55.35t/MPa上升至384.87t/MPa，油压由0.4MPa上升至14MPa，产油20t，有效释放了油井产能。

表3-1 花页3HF扫塞前后效果对比表

4 结论与认识

（1）相较F50.8mm连续油管，选择F60.3mm连续油管刚性、强度更高，防自锁能力强；同时F60.3mm连续油管内径大，同等排量下泵压小，作业时安全性更高；

（2）清理井筒时，采用防卡锥形喷嘴，便于通过套变位置；

（3）使用偏心磨鞋，可增大磨铣桥塞面积，磨铣产生的桥塞碎块更小，避免卡钻；

（4）在易自锁井段及遇阻井段（井斜角大、狗腿角大），配置金属减阻剂溶液能起到较好解卡作用；

（5）保持大排量循环，增加循环液粘度，提高携砂能力，避免钻塞过程中钻屑及页岩石卡钻事故。

参考文献

[1]梁崇仁.油井钻磨桥塞工艺技术分析[J].当代化工研究，2020，19（1）：125-126.

[2]任勇，郭彪，石孝志.页岩气套变水平井连续油管钻磨复合桥塞技术[J].油气井测试，2018，27（4）:62-65.

[3]来国荣，安崇清，范琳.水平井连续油管钻磨桥塞技术分析及应用[J].石油工业技术监督，2016,32（1）:54-57.

[4]张文志.大庆油田水平井复合桥塞钻磨工艺技术研究与应用[J].内蒙古石油化工，2014，12（5）:109-110.