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油田环保隐患治理井安全钻井技术
油田环保隐患治理井安全钻井技术 摘要：福山油田朝阳区块注水系统环保隐患治理井是一口对高压注水井（井口 压力20MPa），但由于注水系统故障，需要实施泄压、压井、起油管以及后续侧 钻作业和井下作业，目的是消除安全隐患、恢复注水系统的完整性。但由于该井 承压时间长、井口压力高、井下情况风险高等特点，带来较大的环保隐患，施工 风险与难度相对较高。本文对该井的施工难点进行了分析，对施工过程进行了总 结，重点对前期井眼准备中压井过程、裸眼侧钻经过及后期井下作业中的洗井、 射孔、试注进行了详细阐述。该井施工包括了修井、钻井及试油的一系列工程， 在类似井施工中有一定的借鉴意义。关键词：风险控制；
压井；
高压；
注水井；
侧钻 1老井眼简况及施工风险 需治理的老井井号为朝4x，为福山油田朝阳区块一口高压注水井（井口压 力20MPa），但存在注水系统环保隐患治理。但由于注水系统故障，需要实施泄 压、压井、起油管以及后续侧钻作业和井下作业，目的是恢复注水系统的完整性。
但由于该井承压时间长、井口压力高、井下情况风险高等特点，带来较大的环保 隐患，施工风险与难度相对较高。该井为一口三开井，套管结构为 Φ339.7mm+Φ244.5mm，井深4510m，未下油层套管，曾经采取技套鞋（1998.12m） 打水泥塞完井，塞面深度1946.84m。后期在1833.4-1889.4m技套内井段实施射孔， 下十字叉+Φ73mm加厚油管至1900.35m，转为注水井，日注量80m3，注水期约3 年。由于朝4x井注水压力高达20MPa，不能正常注水，同时，由于井口长期承压 较大、井口控压设备的逐年老化，存在极大的环保隐患，需侧钻、治理环保隐患， 同时恢复注水系统。
施工难点：
（1）井眼准备复杂。老井朝4x井井口压力达20MPa，如何压稳地层、安 全地起出油管，做好侧钻井眼准备是个较为复杂的问题。
（2）侧钻难度大。若射孔段套管变形严重则采用Φ244.5mm技套锻铣侧钻， 若技套内下Φ215.9mm钻头+Φ212mm稳定器通井正常，则采用裸眼侧钻，老井眼 浸泡时间长，可能垮塌严重，存在大肚子井眼。（3）卡钻风险大。老井眼压完井后，侧钻钻进钻井液密度较高，压差卡 钻风险大；
老井眼采取技套脚打水泥塞完井，后期施工存在技套脚掉水泥块卡钻 风险。
（4）后期井下作业恢复注水系统复杂。井口需换装采油树及封井器，增 加了工作难度；
钻井队井架不便于立油管，每趟下井油管都需起甩油管，增加了 安全风险。
2地面隐患治理与压井 清理井场地面注水设备，安装钻井队设备及连接泄压流程，共泄出1370m3 水，井口静止压力降为油压7.5MPa、套压8MPa。压井前地面配置密度1.55g/cm3 钾盐聚合物钻井液120m，正循环压井排量0.65-0.68m/min，控制返出量 0.60-0.72m/min。压井液出油管前立压由14MPa降至10MPa，套压8-10MPa；
出油 管后，立压逐渐上升至12MPa，套压逐渐下降至4MPa。返出压井液密度1.50g/cm， 当测得出口密度1.53g/cm时停泵，套压、立压为0，出口无溢流，压井成功，累 计注入压井液80m，返出79m。压井成功后，采取同比重钻井液循环2个全程，排 量0.65m/min，无溢流。开井静止观察24h无溢流，压井成功。之后安装2FZ18-35 型封井器后起出井内油管。起出油管125根，发现环空有小量钻井液外溢，关井 套压为0，外溢流量1L/8min，组织下油管、地面配1.60g/cm3压井液。压井一个 循环周至出口密度1.60g/cm3，入口密度1.60g/cm3，静止观察期间出口无外溢。
静止观察32h无明显受侵情况，判断井控风险不大，下步决定井浆密度提至 1.70g/cm3后起油管。之后拆井口2FZ18-35封井器，安装 FH35/70+2FZ35-70+ST35-70防喷器组及节流、压井管汇等井控设备，并试压合 格。
3通井挤水泥与承压 下钻通井（Φ215.9mmHA517G×0.25m+430/410×1.22m+Φ165mm浮阀 ×0.5m+Φ212mm稳定器×1.81m+Φ127mm加重钻杆×159.776m+Φ127mm钻杆）， 探塞塞面深1946m，下钻过程中无阻卡情况，钻塞至1949m，循环返出为硬水泥 颗粒，无铁屑。下光钻杆至1910m，接固井设备挤水泥作业，共注入平均密度为 1.88g/cm水泥浆12m，替浆13.8m，起钻至1453m关井挤入6m钻井液，立压12MPa， 憋压20min后套压7.5MPa，开井泄压，返出0.72m，继续起钻完，候凝36h。下钻 探塞，塞面位置1780m，即封固段为1780-1910m，已封固射孔段(1833.4-1889.4m）， 钻塞至技套脚，做承压试验，当量密度为1.94g/cm，未漏，满足后期施工要求。继续钻塞出技套（技套深1998.12m），钻塞出套管5m后进入老井眼，已无水泥 塞，继续划眼至2017m，由于井塌严重，无放空情况，开泵可承受240KN静压， 计划在该位置侧钻。
4侧钻与钻完井 4.1裸眼侧钻 第一次侧钻失败：侧钻钻具Φ215.9mmBIT+Φ172mm1.25°螺杆+浮阀 +MWD+Φ165mmNMDC1根+Φ127mmHWDP17根+Φ127mmDP。从2017m侧钻至 2052m钻时突然变快，钻回老井眼，停泵观察无泥浆外溢情况，起钻换常规钻具 下钻在老井眼冲划通井。考虑到老井眼浸泡时间长，下部可能存在垮塌、大肚子 情况，划眼难度大，经和甲方领导沟通打水泥塞侧钻。第二次侧钻成功，但下钻 风险较大：为确保侧钻成功，采用“直螺杆+弯接头”组合，侧钻组合为 Φ215.9mmBIT+Φ172mm直螺杆+Φ165mm1.75°弯接头+Φ165mm浮阀 +Φ165mmMWD+Φ165mmNMDC1根+Φ127mmHWDP17根+Φ127mmDP，从2037 侧钻至2054m，测得夹壁墙1.23m，返出岩屑为绿灰色泥岩，无水泥颗粒，确定 侧钻出老井眼，起钻换“PDC+1.25°螺杆”定向钻具下钻至2037m（侧钻造斜点位 置）遇阻，各个方位试下入无效，原因分析：造斜位置可能存在台阶，本趟钻下 入PDC+1.25°螺杆，刚性改变，钻头难以入造斜位置。考虑到PDC工具面不稳、 切削水泥快，不容易入窗口，下步起出钻具换牙轮钻头，摆好方位后划眼、修整 窗口。再次下入“牙轮钻头+1.25°螺杆”组合，下钻至2037m仍有遇阻情况，摆方 位至原先定向方位240°定向划眼，逐渐偏离老井眼，侧钻成功。
4.2钻完井作业 钻进风险：侧钻成功后，主要存在问题是该井使用1.70g/cm3压井液密度 压井成功，虽然后期挤水泥封固了射孔段，无溢流情况，但是否将所有炮眼封固 好，没有检验措施，后期采用高密度钻进，一方面容易发生井漏，一方面容易发 生粘卡，若是降低密度有可能上部注水层段再次出水，造成溢流，同时在使用高 密度钻进的井段突然降低密度，存在井眼垮塌的风险。
风险控制措施：
（1）简化钻具组合。
（2）逐渐把密度降至1.50g/cm3，过程中加强坐岗、加密测量泥浆液量与性能，如出现水侵、掉块情况，及时提高泥浆密度。
（3）加入石墨、极压润滑剂等将钻井液摩阻系数降至0.10以下，提高钻 井液润滑防卡能力。
（4）钻井液粘度控制在50-70s，预防粘吸卡钻。
（5）提前储备好充足的单封、复合堵漏剂等堵漏材料，发生漏失随即堵 漏。该井后续施工过程中逐步把密度降至1.54g/cm3完钻，未发现水侵及地层垮 塌情况。后期在涠三段钻进，接完单根粘钻具，下放不明显，上提附加14-22t， 现场主要加乳化沥青和石墨改善泥浆润滑性；
钻进至2744m短起下8柱因粘卡每 次卸立柱后上提附加拉力30t左右方可提开，起钻过程中无拉力显示，下钻到底 开泵正常，停泵及短起下期间高架槽无外溢情况。钻进至2826m完钻，两次完井 电测顺利，固井质量优质。
5井下作业 5.1洗井与射孔 测声幅合格后，进行油层套管坐卡，安装35MPa采油树四通及2FZ18-35 封井器，连接洗井管线。下Φ116mm*1.42m通井规+Φ73mm加厚油管162根，坐 油管挂，完成Φ116mm通井规深度1530m，清水18m反替泥浆；
之后拆除洗井管 线起出油管挂，继续下油管。下Φ116mm*1.42m通井规+Φ73mm加厚油管134根， 实探人工井底深度2801.2m，坐油管挂，完成φ116mm通井规2798m，连接替浆管 线，清水33m反替泥浆，洗至进出口液性一致。起完油管后拆原井井口大四通， 换装QS65-70型采油树大四通，坐油管挂，完成射孔管柱深度，射孔枪底孔 2715.8m，顶孔2481.6m，起爆器2478.22m，筛管2477.735m，定位短节2457.783m。
连接放喷管线、投棒、枪响，射孔井段（涠三段）：2481.6-2715.8m，观察2h， 出口返液，流量2.2m/h。使用密度1.05g/cm压井液60m反循环洗井，洗至进出口 液性一致，停泵观察无流体外溢。拆采油树上挂，装2FZ18-35防喷器，起甩油管， 起完射孔枪，检查发射率为100%。
5.2试注 下十字叉+Φ73mm加厚油管289根，下深2735.53m，反洗井45m3，测得进 出口液性一致，安装QS65-70型采油树，泵车注清水试注，泵压12MPa，稳压10min， 注入0.7m3；
泵压15MPa稳压10min，注入1.2m3；
泵压20MPa稳压10min，共注入2.2m3，完井。连接注水流程，交井，污水处理厂开始注水，日注水量200-280m3。
6结论与认识 （1）各项作业前，应进行风险识别与安全交底，切实做好安全措施。
（2）井口压力高，小井眼压井作业时，井口压力控制与常规压力计算值 不符合，实际施工时，要密切测量注入液量与返出液量的平衡，合理控制闸门， 确保压稳地层。
（3）在老井眼侧钻时，可能存在井眼垮塌、大肚子井段，侧钻初期导向 钻进容易钻回老井眼，导致侧钻失败。
（4）在使用高密度压稳地层后施工的井，在钻进施工中钻井液密度高， 建议使用盐水泥浆，同时加大润滑剂的投入，确保钻井液有良好的润滑性，同时 简化钻具组合，防粘卡。
（5）在进行后期井下作业时，需要多次拆换井口，安装循环流程，在作 业时，要提前做好准备工作，加强工序的衔接。
