劉曉民，賈曉斌 (中石化西北油田分公司工程技術(shù)研究院，新疆 烏魯木齊 830011)

塔河油田長(zhǎng)裸眼鹽層井套管遇卡處理研究

劉曉民，賈曉斌 (中石化西北油田分公司工程技術(shù)研究院，新疆 烏魯木齊 830011)

AT17井是部署在塔河油田鹽區(qū)的一口探井，該井采用長(zhǎng)裸眼井身結(jié)構(gòu)鉆穿鹽層，在下入?244.5mm+?273.1mm(無接箍)復(fù)合套管時(shí)發(fā)生套管遇卡現(xiàn)象。闡述了套管遇卡現(xiàn)象發(fā)生的原因并采取了相應(yīng)對(duì)策，即采用降低鉆井液密度配合浸泡解卡劑的方法和優(yōu)化設(shè)計(jì)套管柱結(jié)構(gòu)，優(yōu)化后的管柱結(jié)構(gòu)已在8口鹽層井成功應(yīng)用，未發(fā)生卡套管故障。實(shí)踐證明，該管柱結(jié)構(gòu)不但能滿足封隔鹽層需要，而且增大了套管環(huán)空間隙和提高了套管居中度，有效降低了大尺寸套管的下入風(fēng)險(xiǎn)。

塔河油田；套管遇卡；長(zhǎng)裸眼；鹽層井

AT17井是部署在塔河油田鹽區(qū)的一口探井，實(shí)鉆井深6440m，該井在石炭系巴楚組發(fā)育膏鹽巖段約170m，鹽層井段：5100～5271m，針對(duì)鹽下地層發(fā)育較全，跨度大的情況，對(duì)該井采用長(zhǎng)裸眼封鹽膏層的井身結(jié)構(gòu)方案。即三開采用311.15mm鉆頭鉆至鹽頂，對(duì)上部地層進(jìn)行承壓堵漏，確保鹽膏層鉆進(jìn)時(shí)的密度要求，鹽膏層鉆井液密度控制在1.63～1.65g/cm3左右，以控制鹽層蠕變的速度，鉆穿鹽層后，對(duì)鹽層段擴(kuò)孔測(cè)蠕變速率，確定套管下入安全時(shí)間，下入?244.5mm+?273.1mm(無接箍)復(fù)合套管，該井通過對(duì)鹽層擴(kuò)孔，電測(cè)蠕變速率及通井后，2次下送套管至井深3685m (舒善河組)和 4360m(三疊系中統(tǒng)阿克庫(kù)勒組)時(shí)遇卡，由于長(zhǎng)裸眼穿鹽井，如果三開套管下不到位，不能對(duì)鹽層進(jìn)行有效封隔，則該井后續(xù)作業(yè)將無法進(jìn)行。為此,筆者針對(duì)AT17井采用有效降低密度(降低壓差)和浸泡解卡劑的方法成功實(shí)施解卡，并對(duì)大尺寸套管易卡的問題進(jìn)行分析，在保證套管抗外擠強(qiáng)度滿足的條件下，減小套管外徑，設(shè)計(jì)扶正短節(jié)，從而有效降低大尺寸套管的下入風(fēng)險(xiǎn)。

1 鉆井難點(diǎn)及套管遇卡原因分析

1.1鉆進(jìn)難點(diǎn)

塔河油田南緣鹽層發(fā)育，埋藏深(5100m以下)，通常采用長(zhǎng)裸眼穿鹽井身結(jié)構(gòu)，三開下入?244.5mm+?273.1mm復(fù)合套管封固鹽層及以上地層，四開使用?177.8mm套管封固鹽下至奧陶系風(fēng)化殼之上地層。在鹽膏層鉆進(jìn)前，為抑制鹽膏層蠕變，一般將鉆井液密度提高至1.65g/cm3±，采用欠飽和鹽水鉆井液體系鉆穿鹽層，需要對(duì)鹽上地層進(jìn)行承壓堵漏，強(qiáng)化井壁，提高鹽上地層的承壓能力。鉆穿鹽層后，對(duì)鹽層段進(jìn)行擴(kuò)孔，測(cè)蠕變速率，計(jì)算下套管的安全時(shí)間，由于鹽上地層壓力當(dāng)量密度在1.15～1.25g/cm3之間，而下套管時(shí)井筒內(nèi)鉆井液密度為1.65～1.66g/cm3，壓差高達(dá)25MPa±，由于下入的273.1mm套管剛性大且為直連扣，無法加扶正器，居中度低，難以保證套管的順利下入。一旦套管不能正常下入，需要對(duì)鹽層段進(jìn)行重復(fù)擴(kuò)孔作業(yè)，故障處理耗時(shí)長(zhǎng)。

1.2套管遇卡原因

AT17井2次卡套管的層位為白堊系下統(tǒng)舒善河組和三疊系中統(tǒng)阿克庫(kù)勒組，巖性為淺灰、灰白色細(xì)粒砂巖粉砂巖。測(cè)井資料顯示滲透率和孔隙性較好，分析卡鉆性質(zhì)為壓差卡鉆。按照壓差卡鉆的理論，摩擦力與鉆柱和濾餅的接觸面積、井筒靜液柱壓力和地層壓力差、井壁慮餅的磨阻系數(shù)成正比[1]。因此，造成該井套管遇卡的原因主要有以下幾方面:①濾餅的摩阻系數(shù)大。該井在處理解卡過程中，懸重顯示套管已解卡，但無法起出管柱，證實(shí)了濾餅?zāi)ψ柘禂?shù)較大。②根據(jù)測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)分析，套管遇卡井段地層滲透性較好，造成泥餅較厚，該井273.1mm厚壁套管剛性強(qiáng)，無接箍套管無法加扶正器，管壁與井眼直接接觸。③壓差大。該井遇卡井段壓差高達(dá)25MPa，是造成該井卡套管的主要原因之一。

2 套管遇卡處理

2.1確定卡點(diǎn)位置

現(xiàn)場(chǎng)常用的測(cè)卡點(diǎn)方法是使用測(cè)卡儀法和鉆具伸長(zhǎng)量法，該井下入鉆桿加復(fù)合套管，但也遵循胡克定理，依據(jù)管柱在一定拉力下的彈性伸長(zhǎng)量來計(jì)算卡點(diǎn)位置。設(shè)管柱在一定的拉力下總伸長(zhǎng)量為Δl，第一步計(jì)算?139.7mm鉆桿的伸長(zhǎng)量Δl1，如果Δlgt;Δl1，證明?139.7mm鉆桿未卡，第二步計(jì)算244.5mm套管伸長(zhǎng)量Δ2，如果Δlgt;Δl1+Δl2，證明?244.5mm套管未卡，則卡點(diǎn)發(fā)生在?273.1mm套管井段，第三步計(jì)算遇卡套管自由段長(zhǎng)度，根據(jù)未卡套管長(zhǎng)度和遇卡套管自由段長(zhǎng)度計(jì)算出卡點(diǎn)位置，第一次卡點(diǎn)位置為3420m(卡點(diǎn)上移)，第二次卡點(diǎn)位置為4360m。

2.2泡解卡劑與降密度相結(jié)合

根據(jù)確定的卡點(diǎn)位置，在保證井下安全的情況下，在遇卡井段浸泡低密度解卡液[2]，這樣一方面能有控制地降低環(huán)空液柱壓力，降低卡點(diǎn)處正壓差，另一方面通過浸泡解卡液使濾餅收縮，減小鉆柱與濾餅間的封閉面積，同時(shí)解卡液中的油相沿裂紋滲透而降低摩阻系數(shù)，最終達(dá)到解卡的目的。

2.3處理故障過程

該井先配置密度1.66g/cm3解卡劑35m3對(duì)遇卡井段(2998～3685m)進(jìn)行浸泡，解卡劑配方如下：柴油(17m3)+淡水(15m3)+WFA-1(4t)或PIPE-LAX(3.5t)+快T(2t)+有機(jī)土(0.2t)+重晶石(43t)。浸泡時(shí)每30min活動(dòng)管柱一次，未能解卡，考慮到壓差較大，逐步降低井筒內(nèi)鉆井液密度至1.18g/cm3，多次活動(dòng)后成功解卡。處理井眼后，第2次下入套管至4360m再次遇卡，采用相同的配方進(jìn)行浸泡，并將井筒內(nèi)鉆井液密度降至1.26g/cm3解卡。由于該井下套管發(fā)生2次遇卡，因而故障處理時(shí)間較長(zhǎng)。

3 鹽層段套管柱優(yōu)化設(shè)計(jì)

塔河油田長(zhǎng)裸眼穿鹽井身結(jié)構(gòu)三開裸眼段長(zhǎng)達(dá)2300m±，下入套管尺寸大，井眼尺寸為311.15mm，與?273.1mm直聯(lián)扣厚壁高抗擠套管間隙僅有19mm，無法加扶正器，套管居中度低，易發(fā)生套管粘卡復(fù)雜情況。塔河工區(qū)曾先后有5口井發(fā)生套管粘卡復(fù)雜情況，其中AT17井發(fā)生2次套管粘卡復(fù)雜情況，處理故障共耗時(shí)近90d。為了降低套管下入難度及風(fēng)險(xiǎn)，優(yōu)化論證后采用TP155V×?265.13mm×22mm×TPFJ套管替代TP140V×?273.1mm×26.24mm×TPFJ套管(見表1)，在套管本體設(shè)置扶正短節(jié)，從而增大環(huán)空面積，減小套管與井壁接觸面積和下套管摩阻。

表1 套管性能參數(shù)比較表

3.1TP155V×?265.13mm套管下深計(jì)算

根據(jù)套管柱結(jié)構(gòu)與強(qiáng)度計(jì)算行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，按照塑性蠕變地層套管外載方法計(jì)算代替套管的抗外擠特性，考慮全掏空，上覆地層壓力當(dāng)量密度取2.45g/cm3,利用以下公式計(jì)算[3]：

式中，Pce為套管有效外壓力；υ為泊松比；Gv為上覆巖層壓力；ρmin為下次鉆井最小鉆井液密度；km為掏空系數(shù)；h為鹽層段最大井深。

經(jīng)計(jì)算265.13mm套管下入深度可達(dá)6095m，該套管滿足塔河油田封隔鹽層的抗外擠要求。

3.2導(dǎo)管本體扶正短節(jié)設(shè)計(jì)

設(shè)計(jì)導(dǎo)管本體扶正短節(jié)時(shí)，應(yīng)注意如下幾方面：①?265.13mm×TP155V×22mm扶正短節(jié)通徑為217.13mm，與井眼間隙10.6mm；②每2根套管加1個(gè)扶正短節(jié)，直接與套管連接。導(dǎo)管本體扶正短節(jié)設(shè)計(jì)參數(shù)如表2所示。

表2 套管本體扶正短節(jié)設(shè)計(jì)參數(shù)

4 應(yīng)用實(shí)例

對(duì)塔河油田TK1126X井采用長(zhǎng)裸眼穿鹽井身結(jié)構(gòu)，大尺寸套管下入井段5178～5372m，裸眼段長(zhǎng)2174m，井斜2.1°，最大狗腿度為9.98°/30m。為防止發(fā)生卡套管，在鹽膏層段首次采用?265.13mm套管代替?273.1mm套管，下入管柱結(jié)構(gòu)：浮鞋(244.5mmBTC)+ 變扣短節(jié)(244.5mmBTC公×265.13mmTP-FJ母)+套管組合(TP-FJ265.1mm)+變扣短節(jié)(265.13mmTP-FJ公×244.5mmBTC母)+1根套管(244.5mmBT)+1#浮箍(244.5mmBTC)+2根套管(244.5mm BTC)+2#浮箍(244.5mmBTC)+1根套管(244.5mmBTC)+球座(244.5mmBTC)+套管組合(244.5mmBTC)+抗硫尾管懸掛器(244.5mm×339.7mm)+送放鉆具。下套管過程中無阻卡現(xiàn)象，返漿正常，固井施工順利，套管下入后滿足抗擠要求。該套管柱結(jié)構(gòu)為后期塔河油田長(zhǎng)裸眼穿鹽井身結(jié)構(gòu)套管設(shè)計(jì)提供了新方法，目前已在工區(qū)內(nèi)8口井上成功應(yīng)用。

5 結(jié) 語

塔河油田長(zhǎng)裸眼鹽層井鹽層段大尺寸套管下入時(shí)壓差大，易遇卡。一旦遇卡，應(yīng)認(rèn)真分析卡鉆原因，確定卡點(diǎn)位置，制定解卡方案，在井眼及井控條件滿足的前提下，降低鉆井液密度和泡解卡劑是解決大尺寸套管遇卡的有效措施。針對(duì)塔河油田長(zhǎng)裸眼穿鹽井大壓差條件下大尺寸厚壁高抗擠直聯(lián)扣套管粘卡問題，設(shè)計(jì)出265.13mm×22mm×TP155V直聯(lián)扣套管和扶正短節(jié)，通過增大套管環(huán)空間隙和提高套管居中度，大大降低了大尺寸套管下入的遇卡風(fēng)險(xiǎn)。

[1]蔣希文.鉆井事故與復(fù)雜問題[M].北京：石油工業(yè)出版社，2006.

[2]鄭述全，胡衛(wèi)東， 歐云東.長(zhǎng)裸眼多壓力系統(tǒng)卡鉆事故處理工藝技術(shù)應(yīng)用[J].鉆采工藝，2007，30(5):139-141.

[3]SY/T5724-2008，套管柱結(jié)構(gòu)與強(qiáng)度設(shè)計(jì)[S].

[編輯] 李啟棟

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.02.020

TE256.2

A

1673-1409(2012)02-N064-03

2011-11-25

劉曉民(1981-)，男，2004年大學(xué)畢業(yè)，碩士，工程師，現(xiàn)主要從事鉆井工藝優(yōu)化方面的研究工作。