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        TP335H井溢漏同存復(fù)雜情況治理技術(shù)

        2018-05-22 08:11:26李大奇王繼明
        西部探礦工程 2018年5期

        杜 歡,李大奇,王 沫,王繼明

        (1.中國石化西北油田分公司工程技術(shù)管理部,新疆烏魯木齊830011;2.中國石化石油工程技術(shù)研究院,北京100101;3.中石化西南石油工程有限公司重慶鉆井分公司,重慶400042)

        1 概況

        TP335H井是中國石化西北油田分公司托普臺區(qū)塊的一口四開制開發(fā)水平井,該井三開采用Ф215.9mm鉆頭鉆進至6308m發(fā)現(xiàn)地層出水,逐步提密度鉆進至6447.8m發(fā)生失返性漏失,處理井漏時又發(fā)生卡鉆事故,嚴重影響了鉆井安全和效率。發(fā)生漏失時,該井三開裸眼段長達1428m,從上往下分別為卡拉沙依組、巴楚組、東河塘組、塔塔埃爾塔格組、柯坪塔格組和桑塔木組地層,巖性主要為泥巖、砂巖、砂泥巖互層和灰?guī)r。當前,順北區(qū)塊5號條帶上的順北52X井同樣在三開遭遇出水和漏失同存的難題,該井的成功經(jīng)驗對類似復(fù)雜井的處理具有借鑒意義。

        2 鉆井復(fù)雜情況

        2.1 地層出水

        該井鉆進至井深6308m地層出水,鉆井液密度由1.36↘1.34g/cm3,粘度59↘57s,API失水由4↗6mL,累計出水16m3。調(diào)整鉆井液密度至1.39g/cm3后基本壓穩(wěn)水層,鉆進過程中地層未繼續(xù)出水。繼續(xù)鉆進至井深6430m(設(shè)計造斜點)起鉆,起鉆中發(fā)現(xiàn)灌漿量偏少,起完鉆空井狀態(tài)下井口輕微外溢。由于鉆井液密度不能有效平衡水層壓力,下鉆到底后逐步提高鉆井液密度以平衡水層。定向工具下鉆到底,循環(huán)鉆井液,鉆井液出口密度1.34g/cm3,起鉆前鉆井液密度1.39g/cm3,鉆井液發(fā)生鹽水侵。為平衡水層壓力,計劃邊鉆進邊逐步調(diào)整鉆井液密度至1.42g/cm3。

        2.2 鉆井液漏失

        鉆進至井深6447m鉆時變快,由76↘33min/m,鉆井液密度已提高至1.40g/cm3,鉆進至井深6447.64m液面監(jiān)測發(fā)現(xiàn)漏失,鉆至井深6447.80m井口失返,漏失鉆井液30.21m3。失返后立即停泵活動鉆具,井口吊灌見液面,小排量開泵不能建立循環(huán)。

        2.3 井隊堵漏

        下光鉆桿至井深6447.80m,下鉆過程漏失鉆井液34m3,小排量循環(huán)4m3出口未返漿,開始第一次橋接堵漏,配方:4%核桃殼(細)+4%核桃殼(中粗)+5%CXD+4%云母+5%SQD-98(細)+4%SQD-98(中粗)+2%PB-1+4%蛭石,濃度32%,注入堵漏漿40m3,出口未返漿,替比重1.40g/cm3鉆井液55m3,井口未返漿,起鉆至套管內(nèi),起鉆過程中漏失鉆井液12m3。關(guān)井擠堵漏漿9m3,靜止堵漏5h,小排量循環(huán)無漏失。下光鉆桿到底,下鉆到底漏失鉆井液2m3,小排量循環(huán)正常,逐步上調(diào)排量至23.8L/s,井口失返,漏失鉆井液28m3。

        第二次橋接堵漏,堵漏漿配方:4%核桃殼(細)+5%核桃殼(中粗)+4%核桃殼(粗)+4%CXD+4%云母+3%SQD-98(細)+3%SQD-98(中粗)+3%SQD-98(粗)+4%蛭石+2%鋸末,濃度為36%。注入堵漏漿53m3,替漿53m3,井口未返漿。

        2.4 卡鉆

        第二次堵漏施工,替漿52m3時出現(xiàn)憋泵現(xiàn)象,壓力由8.5MPa上漲至16MPa。同時鉆具上提下放遇阻,鉆具最大上提250t,最大下放180t,正轉(zhuǎn)18圈未開,發(fā)生卡鉆,卡點5340m。通過強力活動鉆具、爆炸松口、泡解卡劑、震擊及套銑等措施,最終解卡成功。

        3 主要難點和技術(shù)對策

        3.1 主要難點

        3.1.1 堵漏施工卡鉆風險高

        地層持續(xù)出水導(dǎo)致鉆井液被嚴重污染,鉆井液性能惡化,失去了保護井壁穩(wěn)定的功能。裸眼段在受污染的鉆井液中浸泡已長達1個多月,導(dǎo)致泥頁巖失穩(wěn)風險進一步加大。該井套銑前劃眼時憋轉(zhuǎn)盤嚴重,上提活動鉆具不能下放至原井深,循環(huán)時返出大量掉塊,最大尺寸60mm×50mm×4mm。因堵漏漿的粘度較高,如果堵漏施工中把井底或大肚子中的大量掉塊攜帶出來,容易導(dǎo)致卡鉆。

        3.1.2 裸眼段長,漏層位置判斷難

        該井裸眼段長達1428m,需要準確判斷漏層。根據(jù)錄井資料,鉆至6447m之前鉆井液密度已經(jīng)提到1.40g/cm3,但未發(fā)生漏失。鉆進至6447.64~6447.80m時鉆時加快,逐漸發(fā)生漏失并失返,判斷漏層可能在井底。根據(jù)鄰井TP315的井漏情況,鉆井液密度1.33g/cm3時井深5568.92m(塔塔埃爾塔格組)、5596.90m(柯坪塔格組)和5921.53m(桑塔木組)均發(fā)生過井漏,說明以上3個層位均為薄弱地層,提高密度時,上部薄弱地層可能會發(fā)生裂縫擴展性漏失[1-2]。

        3.1.3 溢漏同存

        鉆井液密度1.39g/cm3仍有溢流,密度1.40g/cm3發(fā)生失返性漏失。由于水層未壓穩(wěn),堵漏施工中地層仍持續(xù)出水,地層水污染堵漏漿性能,影響堵漏效果。

        3.1.4 地層溫度較高

        根據(jù)區(qū)塊地溫梯度,預(yù)測井底溫度達136℃,常用的核桃殼、鋸末等堵漏材料抗溫一般低于120℃,不能滿足施工要求。

        3.2 技術(shù)對策

        3.2.1 優(yōu)選抗高溫堵漏技術(shù)

        根據(jù)該井地層溫度,需要優(yōu)選抗高溫堵漏材料,以提高堵漏漿的耐溫能力,防止后續(xù)施工過程中堵漏材料失效導(dǎo)致復(fù)漏。通過研究,優(yōu)選了抗高溫交聯(lián)成膜堵漏技術(shù)和抗高溫化學(xué)固結(jié)堵漏技術(shù)[3-4]。

        其中,交聯(lián)成膜堵漏技術(shù)具有抗高溫、高承壓及抗返吐的特點,抗溫180℃、抗壓大于20MPa,抗返吐達3MPa,適用于裂縫性地層堵漏及提高裂縫性地層承壓能力?;瘜W(xué)固結(jié)堵漏技術(shù)易滯留、微膨脹、抗高溫及密度可調(diào)的特點,固結(jié)物強度在22MPa內(nèi)可調(diào),抗溫達180℃,適用與嚴重及失返性漏失堵漏,可用于封堵下部水層及下部可疑漏層。

        3.2.2 封堵水層

        根據(jù)鉆井情況判斷水層位置在6308~6310m,漏層位置可能在井底6447m左右,兩者位置較為接近,可以一并處理。為了防止后續(xù)堵漏中地層出水影響堵漏效果及導(dǎo)致下復(fù)雜,決定首先采用抗高溫化學(xué)固結(jié)技術(shù)對水層及井底可疑漏失層進行封堵。

        3.2.3 采用分段注入方式避免卡鉆

        為防止施工中發(fā)生卡鉆,采取分段方式注入堵漏漿,避開易井底及易發(fā)生卡鉆的井段。替漿時,應(yīng)盡量使堵漏漿不返至大肚子井段上部。

        3.2.4 視情況全裸眼承壓堵漏

        化學(xué)固結(jié)堵漏結(jié)束后不掃塞,先大排量循環(huán)鉆井液,根據(jù)循環(huán)情況判斷漏層位置。若循環(huán)不漏,漏層則在下部井段,繼續(xù)掃塞,視掃塞結(jié)果決定是否再次對下部地層進行封堵。若循環(huán)時發(fā)生漏失,漏層在上部井段,采用交聯(lián)成膜進行全裸眼承壓堵漏。

        3.3 堵漏漿設(shè)計

        3.3.1 化學(xué)固結(jié)堵漏配方

        根據(jù)該井井眼尺寸、鉆具及鉆井液情況,設(shè)計化學(xué)固結(jié)漿密度1.63~1.68g/cm3,稠化時間7~8h,如圖1所示。3.3.2 交聯(lián)成膜堵漏配方

        根據(jù)承壓堵漏力學(xué)機制,井壁承壓堵漏時,裂縫寬度逐步張開,需要堵漏漿能夠快速形成高強度致密封堵層[5]。由SAN-2工程分布理論[式(1)][6],設(shè)計不同粒徑堵漏材料的體積分布,并按體積比來確定不同粒徑材料的加量。

        式中:V1——留于S尺寸篩上的顆粒體積,%;

        Vt——留于Smin篩上的顆??傮w積,%;

        Smin——所用最大目數(shù)篩尺寸,mm;

        K——常數(shù),一般取1.1~1.2;

        W——需要封堵的裂縫寬度,mm。

        顆粒狀堵漏材料比例確定后,加入部分抗高溫纖維材料及化學(xué)交聯(lián)材料,最終得到交聯(lián)成膜堵漏配方,用堵漏儀評價該配方對于1~5mm縫板的承壓堵漏效果。試驗結(jié)果如表1所示,可以看出交聯(lián)成膜堵漏配方承壓均大于20MPa。

        圖1 化學(xué)固結(jié)漿的稠化時間

        表1 堵漏漿配方及封堵效果評價

        4 承壓堵漏情況及效果分析

        4.1 下部地層化學(xué)固結(jié)堵漏

        下光鉆桿鉆具至井深6420m循環(huán),排量13.6L/s,泵壓4MPa。循環(huán)期間鉆井液密度1.39g/cm3↓1.23g/cm3,粘度59s↓40s,地層出水累計污染鉆井液96m3。起鉆至井深6295m注交聯(lián)成膜漿15m3,注密度1.65g/cm3的化學(xué)固結(jié)漿15m3。替漿到位后起鉆至井深4936m循環(huán),排量17L/s,泵壓5.3MPa。間歇式擠入堵漏漿,累計擠入化學(xué)固結(jié)堵漏漿7.79m3,如圖2所示。

        圖2 化學(xué)固結(jié)堵漏漿憋擠情況

        采取分段循環(huán)方式下鉆探得化學(xué)固結(jié)漿塞頂6027m,循環(huán)篩除上部堵漏材料,試壓5MPa后壓力不再增加,6027m以上仍然存在漏層。因裸眼段較長,漏層位置無法準確判斷,決定對該井進行全裸眼承壓堵漏。

        4.2 上部地層交聯(lián)成膜全裸眼承壓堵漏

        下鉆至井深6027m,注堵漏漿30m3,起鉆至井深5293m,注堵漏漿35m3,起鉆至井深3997m,采用間歇式憋壓法承壓堵漏。共擠注33次,累計17.92m3,泄壓回吐0.4m3,最大憋壓14MPa,如圖3所示。下鉆篩除堵漏漿,正常排量循環(huán)不漏,堵漏成功。

        圖3 第二次承壓堵漏記錄

        掃塞至6300m,其后無固結(jié)塞,劃眼到底后大排量循環(huán)無漏失。按設(shè)計要求做地層承壓試驗,井內(nèi)鉆井液密度 1.40g/cm3,井口試壓 6MPa,穩(wěn)壓 30min,壓降0.3MPa,折合套管鞋處承壓當量密度1.52g/cm3,井底承壓當量密度1.49g/cm3,穩(wěn)壓30min,壓降0.3MPa,達到堵漏設(shè)計指標。

        4.3 經(jīng)驗及教訓(xùn)

        三開井段測井數(shù)據(jù)表明,井段5750~5825m平均井徑254mm,井段5955~6030m平均井徑254mm,裸眼段最大井徑294.64mm/5800m,井徑擴大率36.5%,存在大肚子井眼。因堵漏漿粘度較高,在循環(huán)篩除堵漏材料時,堵漏漿把井底及大肚子中大量的巖屑攜帶上來,振動篩處見大量井壁掉塊。如果堵漏及下鉆篩除堵漏材料時方案不當,容易導(dǎo)致卡鉆。本井采用分段注入方式有效避免了堵漏施工中的卡鉆風險,對今后施工具有借鑒意義。

        5 結(jié)論及建議

        (1)化學(xué)固結(jié)堵漏漿無需考慮顆粒級配問題,可有效封堵漏失通道大小不清楚的漏層及出水層,且封堵層具有雙向承壓作用,可防止負壓下地層出水。

        (2)采用抗高溫高強度交聯(lián)成膜堵漏技術(shù)和間歇式憋壓工藝可以顯著提高裂縫性地層的承壓能力。

        (3)采取分段注入方式,避免井底及大肚子井段的掉塊被堵漏漿大量帶出,可有效防止堵漏施工中發(fā)生掉塊卡鉆。

        (4)通過選取合理的堵漏技術(shù)及施工方案,該井最終成功封堵住了漏層,并提高承壓至設(shè)計要求,為今后復(fù)雜井安全、高效堵漏提供了寶貴經(jīng)驗。

        參考文獻:

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        [2] 李大奇,康毅力,劉修善,等.基于漏失機理的碳酸鹽巖地層漏失壓力模型[J].石油學(xué)報,2011,32(5):900-904.

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