塔河油田長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)

塔河油田長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，該井采用長裸眼井身結(jié)構(gòu)鉆穿鹽層，在下入?244.5mm+?273.1mm(無接箍)復合套管時發(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險。

塔河油田；套管遇卡；長裸眼；鹽層井

AT17井是部署在塔河油田鹽區(qū)的一口探井，實鉆井深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，針對鹽下地層發(fā)育較全，跨度大的情況，對該井采用長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，對上部地層進行承壓堵漏，確保鹽膏層鉆進時的密度要求，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，對鹽層段擴孔測蠕變速率，確定套管下入安全時間，下入?244.5mm+?273.1mm(無接箍)復合套管，該井通過對鹽層擴孔，電測蠕變速率及通井后，2次下送套管至井深3685m (舒善河組)和 4360m(三疊系中統(tǒng)阿克庫勒組)時遇卡，由于長裸眼穿鹽井，如果三開套管下不到位，不能對鹽層進行有效封隔，則該井后續(xù)作業(yè)將無法進行。為此,筆者針對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施解卡，并對大尺寸套管易卡的問題進行分析，在保證套管抗外擠強度滿足的條件下，減小套管外徑，設(shè)計扶正短節(jié)，從而有效降低大尺寸套管的下入風險。

1 鉆井難點及套管遇卡原因分析

1.1鉆進難點

塔河油田南緣鹽層發(fā)育，埋藏深(5100m以下)，通常采用長裸眼穿鹽井身結(jié)構(gòu)，三開下入?244.5mm+?273.1mm復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化殼之上地層。在鹽膏層鉆進前，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，需要對鹽上地層進行承壓堵漏，強化井壁，提高鹽上地層的承壓能力。鉆穿鹽層后，對鹽層段進行擴孔，測蠕變速率，計算下套管的安全時間，由于鹽上地層壓力當量密度在1.15～1.25g/cm3之間，而下套管時井筒內(nèi)鉆井液密度為1.65～1.66g/cm3，壓差高達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，需要對鹽層段進行重復擴孔作業(yè)，故障處理耗時長。

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)阿克庫勒組，巖性為淺灰、灰白色細粒砂巖粉砂巖。測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，證實了濾餅?zāi)ψ柘禂?shù)較大。②根據(jù)測井數(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，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確定卡點位置

現(xiàn)場常用的測卡點方法是使用測卡儀法和鉆具伸長量法，該井下入鉆桿加復合套管，但也遵循胡克定理，依據(jù)管柱在一定拉力下的彈性伸長量來計算卡點位置。設(shè)管柱在一定的拉力下總伸長量為Δl，第一步計算?139.7mm鉆桿的伸長量Δl1，如果Δlgt;Δl1，證明?139.7mm鉆桿未卡，第二步計算244.5mm套管伸長量Δ2，如果Δlgt;Δl1+Δl2，證明?244.5mm套管未卡，則卡點發(fā)生在?273.1mm套管井段，第三步計算遇卡套管自由段長度，根據(jù)未卡套管長度和遇卡套管自由段長度計算出卡點位置，第一次卡點位置為3420m(卡點上移)，第二次卡點位置為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，同時解卡液中的油相沿裂紋滲透而降低摩阻系數(shù)，最終達到解卡的目的。

2.3處理故障過程

該井先配置密度1.66g/cm3解卡劑35m3對遇卡井段(2998～3685m)進行浸泡，解卡劑配方如下：柴油(17m3)+淡水(15m3)+WFA-1(4t)或PIPE-LAX(3.5t)+快T(2t)+有機土(0.2t)+重晶石(43t)。浸泡時每30min活動管柱一次，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，因而故障處理時間較長。

3 鹽層段套管柱優(yōu)化設(shè)計

塔河油田長裸眼穿鹽井身結(jié)構(gòu)三開裸眼段長達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)生套管粘卡復雜情況。塔河工區(qū)曾先后有5口井發(fā)生套管粘卡復雜情況，其中AT17井發(fā)生2次套管粘卡復雜情況，處理故障共耗時近90d。為了降低套管下入難度及風險，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套管下深計算

根據(jù)套管柱結(jié)構(gòu)與強度計算行業(yè)標準，按照塑性蠕變地層套管外載方法計算代替套管的抗外擠特性，考慮全掏空，上覆地層壓力當量密度取2.45g/cm3,利用以下公式計算[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)計算265.13mm套管下入深度可達6095m，該套管滿足塔河油田封隔鹽層的抗外擠要求。

3.2導管本體扶正短節(jié)設(shè)計

設(shè)計導管本體扶正短節(jié)時，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個扶正短節(jié)，直接與套管連接。導管本體扶正短節(jié)設(shè)計參數(shù)如表2所示。

表2 套管本體扶正短節(jié)設(shè)計參數(shù)

4 應(yīng)用實例

對塔河油田TK1126X井采用長裸眼穿鹽井身結(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)為后期塔河油田長裸眼穿鹽井身結(jié)構(gòu)套管設(shè)計提供了新方法，目前已在工區(qū)內(nèi)8口井上成功應(yīng)用。

5 結(jié) 語

塔河油田長裸眼鹽層井鹽層段大尺寸套管下入時壓差大，易遇卡。一旦遇卡，應(yīng)認真分析卡鉆原因，確定卡點位置，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。針對塔河油田長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險。

[1]蔣希文.鉆井事故與復雜問題[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)與強度設(shè)計[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。