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        渤中某深井套管阻卡原因及應對措施分析

        2016-03-24 08:14:39和鵬飛侯冠中胡潤澤
        石油工業(yè)技術監(jiān)督 2016年8期
        關鍵詞:尾管定向井井眼

        朱 培,和鵬飛,侯冠中,胡潤澤

        1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司(天津300452)

        2.中海石油(中國)有限公司天津分公司(天津300452)

        渤中某深井套管阻卡原因及應對措施分析

        朱 培1,和鵬飛1,侯冠中2,胡潤澤1

        1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司(天津300452)

        2.中海石油(中國)有限公司天津分公司(天津300452)

        隨著鉆完井技術的不斷進步和油藏開發(fā)的需要,大斜度井、水平井及小井眼大曲率側鉆井等越來越多,在此種情況下,硬地層曲率井眼中下套管柱的遇阻卡現象隨之增多。渤中某井定向井完鉆井深達到4 716.0m,在Φ177.8mm套管在下入過程中阻卡,處理較為困難。從套管柱不同受力狀態(tài)下的彎曲撓度變化和振動載荷等方面分析在硬地層曲率井眼中下套管柱出現遇阻時容易卡套管的原因,從而探索出處理套管下入時阻卡的處理操作細節(jié),達到指導現場實際作業(yè)的目的。

        套管柱;阻卡處理;彎曲撓度;振動載荷;渤海油田

        下套管作業(yè)是鉆井作業(yè)中的重要環(huán)節(jié),常見的下套管復雜情況或者事故為套管阻卡,套管阻卡情況一般可分為4類:①套管粘卡;②井眼縮經卡;③井眼坍塌或砂橋卡;④井眼曲率導致卡[1-3]。在硬地層曲率井眼中下入套管柱作業(yè)中,經常會出現下放遇阻時上提活動套管柱遇卡的情況[4-6]。渤海油田A8井位于渤中區(qū)塊,目的層位于沙河街和潛山,埋藏較深在海拔-4 200.0m左右,完鉆井深4 716.0m,在Φ177.8mm尾管在下入過程中阻卡,處理困難,嚴重影響作業(yè)時效。

        1 作業(yè)背景及基本情況

        1.1 地質特征

        1)儲層埋藏深,鉆井揭開層系多。自上而下依次揭開第四系平原組,上第三系明化鎮(zhèn)組、館陶組,下第三系東營組、沙河街組,鉆探主要目的層為沙河街和太古界潛山。淺部地層疏松。平原組為疏松的黏土表層,成巖性差,易垮塌;明化鎮(zhèn)組地層為泥巖、砂巖、粉砂巖互層,地層中黏土礦物以蒙脫石或伊蒙無序間層為主,易水化,分散性極強,膨脹率高;館陶組地層以砂礫巖為主,夾薄層泥巖。

        2)東營組地層為厚層泥巖夾砂巖,泥巖地層隨著埋深增加壓實程度更好,屬中軟地層,平均抗壓強度23.78MPa(3 448.8psi)。

        3)沙河街組地層為厚層泥巖夾砂巖,泥巖地層隨著埋深增加壓實程度更好,地層致密,較硬,屬中等硬度地層,平均抗壓強度42.69MPa(6 189.6psi)。

        1.2 井身結構

        A8井采用5級井身結構,Φ244.5mm氣密套管實際下入深度4 042.3m,位于東營組頂部,四開Φ215.9mm井眼及Φ177.8mm尾管封隔至東二下段易坍塌井段,采用Φ152.4mm井眼揭開生產層段沙河街和太古界潛山。井身結構見表1。

        表1 某A8井井身結構

        1.3定向井軌跡

        A8井是一口定向井。該井自310.0m開始造斜定向,610.0m以后設計井斜角以28°穩(wěn)斜鉆至完鉆,見表2。

        表2 某A8井定向井軌跡設計

        1.4 卡尾管情況實例

        下Φ177.8mm尾管至4 080.0m遇阻10.0t(Φ244.5 mm套管鞋4 042.0m);緩慢上提至206.0t(頂驅懸重30.0t)未提活。接頂驅開泵,逐漸提排量至1 200.0 L/min。期間在150.0~280.0t之間活動鉆具,無法解卡。匯報基地,決定下放鉆具至中和點(155.0t),對頂驅施加正轉蹩扭至29.0kN·m,逐步下壓30.0t,未放活。蹩扭29.0kN·m,在懸重145.0~165.0t之間活動鉆具,期間泵壓返出均正常。緩慢釋放扭矩,在懸重170.0~280.0t之間重復快速活動鉆具,未活。下放鉆具至中和點懸重155.0t,蹩扭至27.0kN·m,下壓至115.0t,未活。逐步提高扭矩至31.0kN·m,在115.0~155.0t之間活動鉆具,未活。期間泵壓及返出均正常。釋放扭矩,在懸重85.0~290.0t之間快速活動鉆具,未活。

        泵入6.5m3解卡劑,并頂替至尾管與裸眼環(huán)空42.0m,尾管內留高310.0m,每間隔30.0min頂替10沖。下壓鉆具至頂驅懸重30.0t,鉆具懸重突然增加至正常懸重147.0t,繼續(xù)緩慢下放鉆具7.0m,懸重維持在147.0t,緩慢上提至懸重170.0t,解卡。

        2 卡尾管原因分析

        2.1 地層因素

        從巖屑錄井圖1看該段為砂泥巖互層泥巖段。地層壓實強度高,井壁較硬。起鉆期間鉆具無明顯阻掛。

        2.2 定向井軌跡

        定向井軌跡。軌跡方面井斜基本無變化,方位稍有變化,見表3。

        2.3 工具串剛性變化

        1)最后一趟為測井+通井鉆具組合。最大尺寸位置為鉆頭位置,通井效果有一定的局限性。組合:Φ215.9mm牙輪鉆頭+變扣接頭+Φ171.4mm成像測井工具+Φ171.4mm LWD工具+Φ171.4mm MWD工具+Φ171.4mm無磁鉆鋌+Φ165.1mm浮閥接頭+ Φ177.8mm旁通循環(huán)接頭+Φ165.1mm隨鉆震擊器+ Φ127.0mm加重鉆桿14根。

        圖1 卡點附近地層巖性

        表3 卡點附近定向井軌跡變化

        2)尾管串組成。組合:浮鞋+單根套管(帶半剛性扶正器)+浮鞋+套管單根若干。底部浮鞋外徑Φ200.0m,在浮鞋上面單根加半剛性扶正器最大外徑Φ203.2mm。

        根據上述分析,可知尾管串最大外徑處在半剛性浮鞋,采用套裝在尾管本體方式,為最可能阻卡的位置,但是如果是扶正器卡,則存在管串可旋轉以及上下一個套管單根的位移量,據此分析是浮鞋卡。導致此次卡套管的主要原因是深部地層井壁較硬、局部較小的方位變化以及套管剛性強于鉆具等因素疊加導致卡套管,通過下文計算進一步驗證判斷結果。

        3 尾管串力學計算

        3.1 管柱彎曲撓度計算

        根據姜偉等人對定向井套管建立的撓曲方程[7],計算本井不同受力狀態(tài)下的撓度,結果見表4。

        1)套管柱的彎曲撓度隨軸向壓力的增大而增加,隨軸向拉力的增加而減小。換言之,軸向壓力有增加撓度的趨勢,而軸向拉力有減少撓度的趨勢。因此,在造斜井段下套管柱遇阻時其管柱底部發(fā)生了撓度彎曲,順應井眼趨勢已經進入到了曲率井眼中;如果想通過上提活動管柱,套管柱改變了受力狀態(tài),在受拉力下其撓度彎曲減少,因受曲率井眼井壁束縛,勢必其側向力大大增加,表現為套管柱軸向運行的受阻卡力增大。定性分析可以看出,在曲率井眼中下套管柱遇阻10.0t時,若想提活管柱需要比過提10.0t更大的力才能提活。

        2)在受壓20.0t的狀態(tài)下,理論上套管柱已經發(fā)生了5.25cm的撓度彎曲,但實際上套管柱在井下受到井壁的側向力支持,彎曲程度不會超出井眼與套管環(huán)空間隙(1.9cm)。所以,套管柱受壓力越大,其彎曲變形的能量越大,受到井壁作用的側向力也越大,表現在套管柱的軸向運行上受阻卡的力度也越大。因此在硬地層中試圖通過增加下壓噸位來通過遇阻點的做法不一定可取,應具體情況具體分析。

        3.2 振動載荷的計算

        根據《海洋鉆井手冊》中的套管柱運動急停狀態(tài)下產生的最大軸向振動[8],計算振動載荷結果見表5。

        表4 Φ177.8mm套管柱在不同受力狀態(tài)下的撓度計算數據

        表5 Φ177.8mm套管柱振動載荷計算結果

        通過以上計算數據可以看出:下套管柱遇阻時產生的振動載荷跟速度成正比,速度越大,產生的振動載荷越大,遇阻時的慣性力也就越大。一般情況下建議現場下套管作業(yè)時控制速度在0.5m/s以內,以免遇阻時產生的振動載荷過大,導致套管柱下放無法通過,上提無法提活。計算結果與實際作業(yè)基本吻合。

        4 結論與建議

        在硬地層中或曲率井眼中下套管柱時,如果遇阻若措施不當會導致管柱無法提活產生卡套管事故,基于上述分析可知在渤中地區(qū)沙河街組(或者埋藏較深、抗壓強度較高)地層下套管作業(yè)時需要注意以下幾點:

        1)控制遇阻噸位。根據彎曲撓度分析數據,下套管柱遇阻時切不可硬壓,控制合適的遇阻噸位,一般控制遇阻噸位不超過10.0t。

        2)采取合適的下放速度。過快的下放速度在下套管柱發(fā)生遇阻時不容易及時作出反應,過慢的下放速度則影響作業(yè)時效,因此建議套管的下放速度在0.2~0.3m/s,不超過0.5m/s。

        3)遇阻時應立即上提活動管柱防止卡套管,根據鉆機的提升能力、套管柱最薄弱點的抗拉能力等提前計算出最大上提噸位,第一時間將管柱上提至最大噸位,以避免復雜情況的發(fā)生。

        [1]朱可尚.勝利油田埕北1D-3井卡套管事故處理工藝[J].鉆采工藝,2003,26(2):92.

        [2]李子杰,鞏同標.梁38-平6井套管事故原因分析及處理措施[J].石油鉆采工藝,2009,31(6):107-109.

        [3]王德金,周建文,陳廣超,等.小套管井幾種典型事故的處理技術[J].Petroleum Geology and Engineering,2008,22(5):90-92.

        [4]張小輝.復雜條件下套管柱優(yōu)化設計研究[D].大慶:東北石油大學,2013.

        [5]汪智能.復雜深井超深井套管柱優(yōu)化設計及下套管技術研究[D].北京:中國石油大學(北京),2011.

        [6]何英明.川東北不確定地質條件下套管柱優(yōu)化設計方法[D].東營:中國石油大學(華東),2011.

        [7]姜偉.定向井套管柱彎曲撓度的計算及研究[J].中國海上油氣(工程),1992(6):25-30.

        [8]董星亮,曹式敬,唐海雄,等.海洋鉆井手冊[M].北京:石油工業(yè)出版社,2011.

        With the continuous progress of drilling and completion well technology and the need of reservoir development,highly-deviat?ed well,horizontal well and slim-hole large-curvature sidetracking well are more and more,and therefore the blocking phenomenon of casing string in the curvature borehole in hard formation becomes more and more.The design depth of a directional well in the middle part of Bohai Oilfield is 4 716m,and the blocking phenomenon of casing string occurred when the casing string of Φ177.8mm entering hole,which is difficult to deal with.The causes leading to the blocking of casing string in the curvature borehole in hard formation are an?alyzed from the bending deflection change and the vibration load of casing string under different stress states so as to discuss on the mea?sures for dealing with the casing blocking and to guide field operation.

        casing string;casing blocking processing;bending deflection;vibration load;Bohai Oilfield

        尉立崗

        2016-03-30

        朱培(1983-),男,工程師,主要從事海洋石油鉆井技術監(jiān)督與管理工作。

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