文章编号：1001-5620（2011）05-0001-03
卢山 孙超
（中国石油集团海洋工程有限公司钻井事业部，天津）
摘要 导管架平台井组施工作业中，一般需要前期特别钻出一口井，在裸眼完井后下入回注管柱作为岩屑回注井。在井组开发后期，若将该岩屑回注井弃用，浪费了一个井筒，必将损失高昂的经济效益。当前对回注井二次利用的普遍做法是：将回注井中的回注管串在设定位置切断，起出回注管串，对旧井眼进行修复，重新进行钻完井作业将井筒改造成生产井或注水井。介绍了对岩屑回注井的再次利用技术，即将其改造成注水井，并使用双管注水技术，为已投产的2口生产井提供注水服务，达到油田增储上产的目的，提高了油田的经济效益。
关键词 海洋钻井；岩屑回注；弃井；井眼恢复；双管注水
中图分类号：TE 文献标识码：A实名认证系统
婴儿护理车在C
三羟甲基丙烷三丙烯酸酯
4
区块CP2S导管架平台，9根φ914.4 mm 导管用液压大锤砸入海底泥面75 m左右（各导管入泥深度各不相同），采用单筒双井技术，每根导管内一开φ406.4 mm井眼2个，共有18个井眼，下入φ339.7 mm表层套管，在井口安装卡瓦纳公司（AKER KVAERNER）KCS型双井口套管头。岩屑回注技术是将钻井过程中产生的岩屑从固控设备传输到岩屑回注处理设备内，通过研磨、剪切、筛选，使岩屑的粒度满足回注要求，通过高压注入泵将岩屑注入到地层内的一种工艺[1]。岩屑回注井CRI-1井位于CP2S导管架平台6An井眼，该井投入使用后，将钻井岩屑、废钻井液、污油水等污染物回注进地层，从而达到对海洋零排放的目的。 1 岩屑回注井的弃井流程及井眼恢复1.1 CRI-1井参数
914.4 mm导管在CRI-1井的砸深为78.25 m，该井一开φ406.4 mm井眼钻至井深453.68 m，下入φ339.7 mm套管至井深449.69 m并固井，水泥返高为78.25 m；二开φ215.9 mm井眼斜深为935.6 m，垂深为854.99 m，井底位移为215 m，完钻井斜为29°，方位角为251.3°，完钻层位为明化镇组，泥岩砂岩互层，裸眼完井。下入φ88.9 mm EUE油管作为岩屑回注管柱，油管下深为879.5 m，分别在井深817.98 m和828.18 m处用RC封隔器封住油管与φ215.9 mm裸眼间的环空。2008年4月至2010年3月，中油海3平台在C4区块陆续钻井20口，完井16口，修井9口，割套/油管、填眼侧钻2口，累计总进 尺为55 000 m。整个生产过程中产生的对海洋环境存在污染的含油岩屑、废泥浆、完井液、舱底水等污染物全部注入CRI-1井。2010年3月，在CP2S导管架平台仅剩2个φ406.4 mm井眼（4Cn、4Cs）开钻前，对CRI-1井进行改造，填眼后侧钻改为注水井。岩屑回注管线移到D41井，需要回注的物质注入φ244.5 mm与φ339.7 mm套管间的环空。
1.2 CRI-1井弃井及井眼恢复计划作业步骤
CRI-1井弃井及井眼恢复计划作业步骤如下。
①离线作业。用密度为1.10 g/cm3的盐水压井。②离线作业。威德福钢丝作业，在油管内下入φ69.9 mm RZG堵塞器至井深846 m，试压21 MPa，稳压5 min，试压合格后将堵塞器下入工具剪断并起出
第一作者简介：卢山，工程师，1983年生，2006年毕业于中国石油大学（北京）石油工程专业，一直从事海洋钻完井现场技术、施工工艺等方面的工作。地址：天津市大港油田光明大道； 300280；E-mail：lushan.。
2
井眼（以后在此位置打弃井水泥塞）；下入φ73 mm RPT井口堵塞器至油管挂处，试压21 MPa，稳压5 min，封井。③移井架至6An，装升高短节及BOP，BOP与套管连接处试压，准备施工。④威德福
大理石复合板
钢丝作业，回收φ73 mm RPT 井口堵塞器。⑤斯伦贝谢服务商下电缆爆破工具至井深812 m（上部封隔器上第一根油管处，错开油管接头），在此位置切断油管。油管外环空流体为密度为1.04 g/cm3的钻井液，油管内流体为1.10 g/cm3的盐水，环空内外存在正压差，在油管切断后，起油管过程中不会出现反喷现象。⑥在707～807 m打弃井水泥塞。⑦在415～515 m处打造斜水泥塞。⑧造斜水泥塞试压3.5 MPa。
1.3 CRI-1井弃井及井眼恢复现场作业步骤
在实际作业时，①～④项按照实际正常进行。随后斯伦贝谢组合爆破油管工具、装，使用电缆从油管内输送爆破工具至812 m，引爆，起爆破工具甩下钻台。上提油管140 t，未提出，反复上提几次未提出。下斯伦贝谢爆破工具至550 m 对油管进行再次爆破。上提油管110 t两次，拉力降为正常悬重，起油管。
打水泥塞前，组合φ155.6 mm钻头+4柱φ101.6 mm钻杆+φ139.7 mm钻杆，下钻至550 m，排量60 L/s，泵压17 MPa清洗井眼；下入φ101.6 mm钻杆4柱和φ139.7 mm钻杆至515 m，在515～415 m打水泥塞；侯凝8 h后套管试压，为3.5 MPa，稳压失败，判断为水泥塞没有成功封固井眼；下入φ139.7 mm光钻杆探水泥面至448 m，开泵循环，1200冲后井口有水泥返出，起钻；起钻过程中在287 m、313 m各试压一次，仍然稳不住压。下φ215.9 mm牙轮钻头，自井深419 m开始钻水泥塞，至井深502
m，排量为63 L/s，泵压9.1 MPa，50 r/min；垫50桶稠塞，起钻；下光钻杆在502～450 m处打水泥塞。CRI-1井弃井及井眼恢复作业结束，改井号为C58井。
2 C58井的作用及钻完井程序
2.1 C58井的作用
C58井是水平双区块注水井，计划为C39和C45井提供压力支持。2.1.1 地质工程概况
C58井被作为明化镇组2-9C两个层位的注水井，这两个层位不是连通的，根据地震曲线解释，可能因为存在一个小断层。
C58井末端为C39井和C45井提供压力支持，根据地震振幅曲线解释，该井的末端至少与C-39井连通良好。计划通过该井底部给ODA的5个油藏提供压力支持。预计该井末端的砂岩层的垂直深度在10～14 m之间，附近油藏段的长度为510 m，其中包含一部分黏土岩，黏土岩的长度取决于该区域的自然分离状况（断层或河道）。该井将会在目的层（明化镇组2-9c）的上部钻遇与C39井油藏相连的压力枯竭的砂岩层。
2.1.2 C58井井身结构
C58井前身CRI-1井φ339.7 mm套管下深为449 m；二开φ311.1 mm井眼定向钻进至2113 m，下入φ244.5 mm套管至2107.3 m并固井；三开井眼φ215.9 mm定向钻进至2700 m，下入φ177.8 mm尾管至井深2691.9 m，坐封后刮管，没有进行固井作业。
2.2 C58井完井方法
尾管底部组合主要构件：φ177.8 mm尾管、φ177.8 mm有孔尾管、尾管鞋、ZXP尾管封隔器、φ177.8 mm×φ244.5 mm HMC尾管悬挂器、φ139.7 mm MPaS机械外部套管封隔器等。
将尾管挂以下管串（浮鞋+有孔尾管+ MPaS 封隔器组合+尾管等）后下入井中，尾管坐在井口；下φ177.8 mm刮管管串刮尾管；尾管内下φ101.6 mm冲管；坐封管柱上钻台，与中心管、φ177.8 mm 尾管连接；用φ139.7 mm钻杆输送尾管管串入井，探底2700 m，大幅度上提下放活动，上提至悬挂位置2691.9 m（ZXP封隔器位置2054.63 m）。投球，加压推动悬挂器活塞坐挂卡瓦，送入工具脱手，加压剪断球座销钉，建立循环。随后坐封ZXP封隔器。将尾管2#MAPS封隔器以下尾管与101.6 mm冲管环空替为盐水。起冲管至1#MAPS封隔器位置，按照坐封程序将1#MAPS、2#MAPS封隔器坐封，封住φ177.8 mm尾管与φ215.9 mm井眼之间的环空，将底部注水段与上部注水段隔开。
3 双管注水技术
等：3
双管注水是多管注水工艺的一种形式。多管注水工艺管柱按其相对位置来分，又分为同心管注水完井工艺管柱、平行管注水完井工艺管柱和混合分注完井工艺管柱。其优点是测试及调配简单，可以在地面控制各层的注入水量及注入压力，且易实现分质分压注水[2]。但其管柱结构复杂，完井成本高，施工操作难度大。本文中的双管注水采用的是平行管柱，长管和短管依靠平行头（Parallel Head）并排下入井内。
1）长管管串组合主要仪器。φ73 mm引鞋、SAB-3型可回收式封隔器、油管密封组合、φ73 mm 油管等。
2）短管管串组合主要仪器。φ73 mm盲堵、φ73 mm有孔油管、GT型双管串液压可回收式封隔器等。
3）下双管作业程序。下双油管必须准备气动控制的双油管卡瓦是吊卡和井口双油管气动卡瓦，它可以随意卡住油管的任意位置，进行单管或双管作业[3]。下油管前将BOP组内一套φ139.7 mm闸板心子更换为φ73 mm双油管闸板心子。①组合长油管管串SAB-3型封隔器，自下而上依次为φ73 mm引鞋、E型水力活塞接头、F型短节、SAB-3型可回收式封隔器、K-22油管密封等。底部封隔器组合完成后，继续下φ73 mm油管，将SAB-3封隔器送入井下2376 m，随后连GT型封隔器。在下油管的过程中，如果需要循环，排量要低于8 L/s。油管下放速度不超过1.5 m/s，下油管过程中要及时灌满盐水，间隔时间不得超过5柱。②组合短油管管串GT型双油管封隔器，自下而上依次为φ73 mm 盲堵、φ73 mm有
孔油管、E型水力活塞接头、F型短接、GT型双管串液压可回收式封隔器等。③连接平行头。④将油管吊卡更换为双油管吊卡。⑤同时下双管串，直至将长油管管串中的SAB-3型封隔器送至井深2376 m，将GT双油管封隔器送至井深1733 m。如果长管串和短管串的长度相互矛盾，挑选合适的备用短油管配长，以达到平衡。⑥在安装油管挂之前，向长油管和短油管内投放直径为54 mm的坐封球。⑦接油管挂至长油管串上，然后通过可调油管短节来连接短油管串，将油管挂连接在长、短油管串上。
4）双管坐封程序。①分别连接2根油管，泄掉升高短节内的盐水。下放油管挂至卡瓦纳套管头，密封试压。②分别向长、短2根油管内均下入油管堵塞，分别试压至设计压力。③按照程序，投球，坐封SAB-3封隔器。④注入试压测试来确认SAB-3封隔器已经坐封⑤短油管内泵送球，坐封GT封隔器，稳压15 min，泄压。⑥测试244.5 mm套管和GT封隔器之间的密封。⑦分别对2根油管串进行注入测试。注入盐水或生产液体，记录最大注入压力时的注入排量（最大排量不超过26 L/s），注入10 min。以上面得到的排量为注入排量再进行2次注入并记录此时的压力。交井。
4 结论
1．岩屑回注技术在钻井平台的使用，可以达到零排放的目标，对海洋环境保护方面有着重大的作用。一个导管架平台在全部钻、完井作业结束前，将回注井填眼侧钻，改造成生产井或注水井，充分地将导管架平台上有限的井筒加以利用，提高油田产量及采收率，增加了经济效益。
2．钻一口定向井，使用双管注水技术，就可以实现为2个油藏多口井提供压力支持，既提高了产量，又节约了成本。海上油田的开发中，导管架平台井位有限，使用双管注水，可以在有限的空间内获得更大的经济效益。
3.在油田注水开发的过程中，为了缓解层间、层内和平面矛盾，提高注水效率和波及体积，提高原油采收率和采出程度，国内外许多油田采用了分层注水的开发方式，分层注水技术的研究开发和应用越来越受到重视。
参考文献
安文忠，陈建兵等.钻屑回注技术及其在国内油田的首[1]
次应用[J].石油钻探技术，2003,31(1):.
丁晓芳，张一羽，等.双管分层注水工艺技术的研究与[2]
应用[J].石油机械，2009,37(10):.
梁明熙，杜滔，等.双油管完井工艺技术[J].中国海[3]
上油气，1994,8(3):.
非接触测量（收稿日期2011-08-25；HGF=11S0W3；编辑 汪桂娟）北京百泰克
豫公网安备41160202000603
站长QQ:729038198
关于我们
投诉建议