渤海区块大位移侧钻小井眼完井工艺优化设计及安全性评估

郭美华, 邢仁东, 盛廷强

(1.中海油能源发展工程技术分公司, 天津 300452; 2.中海油田服务股份有限公司, 天津 300452)

0 引 言

随着海上油田进入中后期开发阶段,为降低开发成本、增产挖潜,小井眼侧钻井技术的应用日益增多。小井眼钻完井难度较大,对现场施工工艺要求高。渤海某油田的油藏地质构造主要以疏松稠油砂岩为主,需要采用大孔径、高孔密射孔器射孔作业后进行压裂充填完井作业,达到稳产控砂的目的。小井眼侧钻井采用大孔径、高孔密射孔器完井,对射孔管柱的安全性能评估、探底校深对射孔器是否存在影响、管柱下放过程是否在射孔枪处积累扭矩以及控制射孔后的碎屑等,是完井施工所面临的主要技术难题。本文针对渤海区块大位移的小井眼侧钻井完井进行工艺优化设计和安全性评估,为解决行业内的类似问题提供一些可以参考的依据。

1 射孔器选用与安全性能测试

为解决渤海区块侧钻井疏松稠油砂岩压裂充填作业的需要,要求射孔器在射孔后套管穿孔孔径不小于0.6 in,在满足孔径要求的前提下,尽可能的增大孔密。因此,选用高孔密、大孔径射孔器并进行TCP射孔作业。

1.1 射孔器抗爆性安全试验

侧钻井眼采用5 in套管完井,其公称内通径为4.151 in,但射孔工艺对孔径和孔密要求较高,综合考虑射孔枪射孔后胀径以及事故后续处理等不安全因素,射孔器外径选为3in,孔密为8相位、25孔/m,射孔弹装药量17 g,34.5 MPa靶强度下的混凝土靶平均穿深为205 mm,平均孔径为18.2 mm。考虑施工过程的安全性,对3in型射孔器进行了地面抗爆安全试验。试验测试结果见表1。

由表1可知,通过射孔器地面抗爆性安全试验验证,射孔器可以满足射孔完井作业要求。

1.2 射孔器碎屑收集

为防止射孔弹破片导致井下卡管事故发生,对设计的射孔弹破裂后的碎屑大小进行了评估,参照2006版API 19B第5部分内容,对3in射孔器进行碎屑收集试验,射孔时掉出的碎屑质量为2 546 g,对应的体积为1 043 mL,运输时掉出的碎屑质量为145 g,旋转时掉出的碎屑质量为917 g,运输和旋转时掉出的碎屑体积为421.5 mL。对收集到碎屑进行筛分定量分析(见表2)。

表2 射孔器碎屑收集数据

从表2可见,≥9.53 mm的破片率为(84.7+7.8)/(5980-384-278-1.9×17)=1.75%。因此,大部分碎屑均留在枪内,可降低射孔碎屑对地层的污染和确保后续完井作业顺利进行。

2 完井工艺优化设计

2.1 作业方案及射孔管柱设计

2.1.1 射孔作业方案

为降低作业风险,保证压裂充填的一次成功率,射孔作业方案采用在5 in尾管内分层射孔、分层压裂充填的完井作业方式。首先利用钻杆输送沉砂封隔器,到位后进行电缆校深,根据校深结果调整管柱,坐封封隔器,提出输送钻具和坐封工具;随后在井口连接射孔枪,射孔管柱底部连接深度定位工具,利用钻具输送射孔管柱到位,通过下压探沉沙封隔器的方式进行深度校正,调整射孔管柱,井口加压点火射孔作业。

2.1.2 射孔管柱优化设计

射孔管柱设计是TCP射孔作业成败的关键,在保证作业安全、可靠的前提下,射孔管柱尽量精简。根据小井眼疏松稠油砂岩压裂充填完井作业的施工工艺要求,需要设计2种射孔管柱以满足作业需求,底部第1层射孔作业有别于上面各层。底部第1层射孔前,井筒套管与地层未沟通,井筒无漏失,而后续射孔作业过程中,需要压井,实时关注井筒漏失情况,存在一定的作业风险。为避免后续射孔作业溢流、井涌等作业风险,决定采用压裂充填结束后在井口投放堵塞器的作业方式,以降低作业风险和减少井筒完井液的漏失以降低作业成本。

根据上述作业方式射孔管柱确定为2种。

(1) 底部第1层射孔管柱(见图1)。由底部向上依次为深度定位工具、射孔枪、压力起爆装置、2in 的PH6钻具、同位素接头、2in 的PH6钻具、变扣接头、3in钻具。

(2) 后续射孔管柱(见图2)。由底部向上依次为堵塞器、深度定位工具、射孔枪、投球压力开孔起爆装置、2in 的PH6钻具、同位素接头、2in 的PH6钻具、变扣接头、3in钻具。

图1 第1层射孔管柱示意图 图2 后续射孔管柱示意图

2种射孔管柱均较为简单,管柱内无伸缩短节,同位素接头是为了避免探底校深与管柱长度误差过大时,进行电缆校深确认,以保证一次作业成功率。后续射孔管柱到位后,先下压堵塞器3～5 klb*非法定计量单位,1 klb=22.25 kN,下同,然后环空试压3.45 MPa,确保堵塞器完全到位,减少探底校深的深度误差。

3 完井过程的安全性分析

射孔产生的冲击波形成的动态载荷使射孔管柱振动,并使管柱产生轴向拉伸或压缩的作用力,严重情况下会使射孔管柱弯曲变形,甚至断裂[2]。为了避免射孔作业期间工程事故的发生,通过对射孔管柱动态力学分析和定向工程软件对下压管柱进行模拟,验证射孔管柱、套管的安全性。

3.1 射孔管柱动态力学分析

根据射孔压力波载荷,结合管柱结构动力学模型,采用模态叠加法分析射孔管柱结构的动力学响应[3]。瞬态动力学分析(也称时间历程分析)是用于确定承受任意随时间变化载荷的结构动力学响应的一种方法[4-6],可用于获得结构在静载荷、瞬态载荷和简谐载荷的随意组合作用下随时间变化的位移、应变、应力等力学参量。根据射孔管柱瞬态动力学求解的基本方程[7]

(1)

利用管柱固有振型的正交性条件,进行模态坐标变换

i=1,2,…,P

(2)

由此可见,射孔管柱瞬态动力学求解的基本方程经模态坐标变换后得到P个被解耦的方程,可以如同单自由度系统方程一样分别进行求解,然后进行模态响应迭加,最后得到管柱动力响应的近似解[8-10]。根据射孔压力波作用下管柱结构动力学响应分析,获得起爆装置、管柱接头、油管等位置的应力与形变。分析结果分别是关键位置压力和时间(p—t)曲线(见图3)、轴向爆轰压力p′波随井深H变化分布曲线(见图4)、射孔管柱轴向力和时间(F—t)曲线(见图5)、管柱轴向位移D和时间(D—t)曲线(见图6)。

图3 关键位置p—t曲线图

图4 轴向爆轰压力波分布曲线

从图3至图4中分析可知,射孔瞬间产生的最大冲击力为46.8 MPa,小于各器材的屈服极限,射孔过程中的射孔管柱是安全可靠的。

图5 射孔管柱轴向F—t曲线

图6 管柱轴向D—t曲线

3.2 定向工程软件对管柱校深的模拟分析

为分析探底校深对射孔器是否存在影响,管柱下放过程是否在射孔枪处积累扭矩,选用A平台44井数据通过定向工程模拟软件对射孔管柱在下压5、10 klb和15 klb的状态下进行分析。

通过分析,44井在射孔管柱在下压5 klb时总的管柱压缩量为-0.03 m;在下压10 klb时总的管柱压缩量为-0.13 m,在2 030.72～2 031.07 m深度段时钻具发生螺旋弯曲;在下压5 klb时总的管柱压缩量为-0.26 m,分别在1 724.47～1 832.56 m、1 868.59～1 949.65 m、2 030.72～2 031.07 m深度段时钻具发生螺旋弯曲。根据结果分析得知,施工时选用下压5 klb进行射孔管柱深度校正。

3.3 射孔后套管强度分析

射孔后套管内的应力随射孔孔径、射孔密度和射孔相位的增加而增大,并使套管的抗拉、抗压强度降低。但在一定射孔孔径、射孔密度和射孔相位下,射孔产生的最大应力和应变不超过允许的范围[11]。为了验证3in高孔密、大孔径射孔器(射孔枪型号为89-26-135-140,射孔弹型为692B-89R-3)在H3c层射孔后对套管的损伤程度是否还能满足作业和生产的要求,利用射孔优化软件对该射孔器第1次射孔后和第2次射孔后见进行有限元分析(见表3)。

由表3分析可得,套管强度降低系数分别是8.7%、22.7%,可以满足作业的需求。

表3 第1次射孔后和第2次射孔后射孔参数优选表

4 应用案例

根据上述施工方案,在渤海油田区块进行了××井次的射孔完井作业,无一例安全事故。表4列出典型井射孔完井后的产液效果。

从表4可以看出,采用该工艺完井,井的产液量和产油量大于配产,说明射孔完井后控砂效果较好。

表4 完井后产液效果统计表

5 结 论

(1) 通过大孔径射孔器使用和施工工艺的优化设计和安全性评估,能有效降低近井带的压降和相同产量时的生产压差,达到了稳产控砂的目的,解决了小井眼疏松稠油砂岩压裂充填完井中的射孔技术难题。

(2) 射孔管柱以及探底校深的施工新工艺,为

以后类似作业提供技术参考,为国内海洋石油深水油藏开发提供了技术储备。

(3) 利用射孔管柱动态力学分析软件,分析了爆轰载荷作用下井筒管柱的动态响应,通过定向工程软件对管柱校深进行模拟,以及利用射孔优化软件对射孔后套管强度进行分析,建立了系统结构的安全评价方法,为施工过程中的安全性分析提供理论依据。

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