泡酸解卡技術(shù)在塔中11井的應(yīng)用與認(rèn)識(shí)

鄧昌松 何銀坤 馮少波 任 亮 王鵬程 何川江（中國(guó)石油塔里木油田分公司，新疆庫爾勒 841000）

引用格式：鄧昌松，何銀坤，馮少波，等.泡酸解卡技術(shù)在塔中11井的應(yīng)用與認(rèn)識(shí)［J］.石油鉆采工藝，2015，37（5）：120-123.

泡酸解卡技術(shù)在塔中11井的應(yīng)用與認(rèn)識(shí)

鄧昌松 何銀坤 馮少波 任 亮 王鵬程 何川江
（中國(guó)石油塔里木油田分公司，新疆庫爾勒 841000）

引用格式：鄧昌松，何銀坤，馮少波，等.泡酸解卡技術(shù)在塔中11井的應(yīng)用與認(rèn)識(shí)［J］.石油鉆采工藝，2015，37（5）：120-123.

摘要：塔中11井鉆遇了兩個(gè)漏層和一個(gè)高壓層，同一裸眼內(nèi)存在多個(gè)不同的壓力系統(tǒng)。鉆井復(fù)雜使得鉆井液性能變差，鉆井液攜砂性變差、濾餅?zāi)ψ柙龃笤黾恿税l(fā)生卡鉆事故的概率。鉆井過程中發(fā)生了2次卡鉆事故，由于卡鉆地層為碳酸鹽巖儲(chǔ)層，借鑒試油、修井的酸化技術(shù)來解除卡鉆事故。實(shí)踐表明，泡酸解卡工藝是一種解除碳酸鹽巖儲(chǔ)層卡鉆行之有效的方法，還利于儲(chǔ)層保護(hù)，但能否在大漏失、高套壓、高含硫油氣井運(yùn)用及泡酸解卡對(duì)后續(xù)作業(yè)有何影響，需要進(jìn)一步分析研究。

關(guān)鍵詞：卡鉆；泡酸解卡；事故處理；碳酸鹽巖

酸化作業(yè)主要用于鉆完井后試油以及儲(chǔ)層改造，鉆井作業(yè)基本不需使用酸液。隨著鉆井技術(shù)的不斷發(fā)展，尤其是超深水平井的廣泛運(yùn)用，水平段發(fā)生卡鉆事故時(shí)的處理難度越來越大。塔里木油田塔中區(qū)塊所鉆的油氣井除了探井采用直井外，其他預(yù)探井、開發(fā)井均為超深水平井。井越來越深，水平段長(zhǎng)度越來越長(zhǎng)，地層越來越復(fù)雜，給水平井鉆探帶來一系列技術(shù)難題，其中一個(gè)難點(diǎn)是一旦水平段發(fā)生卡鉆，如何安全、高效的解卡。井斜角約為90°的長(zhǎng)水平段發(fā)生卡鉆，受現(xiàn)場(chǎng)條件限制，既不具備爆炸松扣的條件，也不具備倒扣作業(yè)的條件［1-2］。如果采用泡解卡劑方法解卡，則時(shí)間長(zhǎng)，效率低，成本高，而且井下硫化氫可能會(huì)對(duì)井下鉆具產(chǎn)生嚴(yán)重危害［3］。而采用泡酸解卡工藝具有處理時(shí)間短、效果好、處理事故費(fèi)用低等優(yōu)點(diǎn)［4-5］。塔中區(qū)塊水平井開發(fā)地層均為奧陶系碳酸鹽巖儲(chǔ)層，這使泡酸解卡成為可能，但儲(chǔ)集空間為碳酸鹽巖裂縫、巖溶孔洞，具有“易噴、易漏、高含硫”等特點(diǎn)，也是泡酸解卡的難點(diǎn)和風(fēng)險(xiǎn)因素。

1　塔中11井概況

塔中11井設(shè)計(jì)井深5 448 m，裸眼段長(zhǎng)1 546 m，其中井斜角近90°的水平段長(zhǎng)1042 m。采用三開式井身結(jié)構(gòu)，二開采用?215.9 mm鉆頭鉆至井深4 326 m，下入?177.8 mm套管至井深4 324 m；三開采用?152.4 mm鉆頭鉆進(jìn)，裸眼完井。造斜點(diǎn)3 892 m，A點(diǎn)為4 447 m，設(shè)計(jì)B點(diǎn)為5 448 m。鉆進(jìn)至4 659.5 m發(fā)生第1次井漏，在4 858.7 m發(fā)生第2次井漏，鉆至5 050 m遇高壓氣層，并發(fā)生多次溢流險(xiǎn)情，隨后鉆頭在井深5 092 m和5 133 m分別發(fā)生卡鉆事故。

2　鉆井技術(shù)難點(diǎn)

（1）溢漏同存，井控風(fēng)險(xiǎn)高。水平段存在2個(gè)漏失層和1個(gè)高壓層，形成“上漏下噴”，現(xiàn)場(chǎng)施工難度大。油氣層活躍，氣液置換量多，油氣上竄速度快，鉆井液幾乎無密度安全窗口。循環(huán)時(shí)鉆井液邊漏失，液氣分離器出口火焰邊持續(xù)燃燒。

（2）鉆井液性能難維護(hù)，攜砂效果差。鉆井液日消耗量大（每天漏失鉆井液100 m3以上），鉆井液全部為新配，即配即用，性能難達(dá)標(biāo)，使其潤(rùn)滑性變差，摩阻增大，井眼軌跡難控制；此外，井漏致使鉆井液返速低，不利于攜砂，巖屑沉積在水平段易形成巖屑床。

（3）明顯卡鉆跡象。下鉆至4 810 m后遇阻，用方鉆桿接單根下鉆至5 050 m，因套壓上升至5 MPa，關(guān)半封閘板防噴器，節(jié)流循環(huán)排氣。當(dāng)套壓降至1.5 MPa以內(nèi)結(jié)束循環(huán)，活動(dòng)鉆具發(fā)現(xiàn)鉆具被卡。采用向上提200 kN，向下壓330 kN，轉(zhuǎn)25圈的方法解卡。

（4）劃眼困難。上提正常，下放遇阻，反復(fù)劃眼后，有越劃越淺的趨勢(shì)。下鉆至5 050 m遇阻劃眼，劃眼后不能順利接單根，倒劃至5 020 m，再正劃至5 040 m，期間用黏度120 s的稠漿攜砂兩周，效果均不理想。

（5）托壓嚴(yán)重。泡酸后繼續(xù)鉆進(jìn)了34 m，泡酸前摩阻為80 kN，泡酸后下放摩阻達(dá)到180 kN。原因是鉆進(jìn)時(shí)形成的潤(rùn)滑性較好的濾餅在泡酸后遭到破壞，新形成的濾餅潤(rùn)滑性差，促使摩阻增大，托壓嚴(yán)重，定向困難。

3　卡鉆經(jīng)過及處理

3.1 第1次卡鉆情況

3.1.1 經(jīng)過及原因 螺桿鉆具已到使用時(shí)間，起鉆更換螺桿后，下鉆繼續(xù)強(qiáng)鉆。下鉆到底轉(zhuǎn)動(dòng)轉(zhuǎn)盤，節(jié)流循環(huán)排氣，套壓從0 MPa升至5.8 MPa，停止活動(dòng)鉆具。上提鉆具至井深5 092 m，關(guān)半封閘板防噴器節(jié)流循環(huán)排氣，漏失鉆井液12.5 m3，套壓上漲超過6 MPa，并有繼續(xù)上漲趨勢(shì)，立即關(guān)井。隨后套壓升至15.0 MPa，環(huán)空反擠密度1.06 g/cm3的鉆井液30 m3，密度1.40 g/cm3的加重鉆井液50 m3，立壓9.5 MPa↑17.4 MPa↓0 MPa，套壓15.0 MPa↑18.4 MPa↓0 MPa，關(guān)井觀察。觀察無異常情況后開井，并上提活動(dòng)鉆具，上提2.5 m后，懸重930 kN↑1 320 kN，鉆具未提開。于是下壓鉆具5 m，懸重1 320 kN↓850 kN未開，鉆具卡死。

鉆具從關(guān)半封閘板防噴器到開井活動(dòng)鉆具，總共靜止137 min。前期復(fù)雜，套壓高，關(guān)半封閘板防噴器節(jié)流循環(huán)及環(huán)空反擠，均無法活動(dòng)鉆具，致使鉆具在裸眼段靜止時(shí)間過長(zhǎng)為本次卡鉆的直接原因。在水平段4 659.5 m和4 858.7 m分別鉆遇2個(gè)漏層，前期堵漏和強(qiáng)鉆時(shí)堵漏材料和巖屑未能及時(shí)返出地面，節(jié)流循環(huán)時(shí)漏層的巖屑和堵漏材料可能上返，環(huán)空反擠時(shí)可能將一部分材料在環(huán)空堆積成為發(fā)生卡鉆的間接原因。其次，該鉆井隊(duì)剛從中石化塔河油田轉(zhuǎn)戰(zhàn)中石油塔里木油田，對(duì)塔中區(qū)塊復(fù)雜處理的經(jīng)驗(yàn)不足、操作不及時(shí)，造成高套壓，處理難度變大，井況變復(fù)雜。

3.1.2 卡鉆的相關(guān)計(jì)算 發(fā)生卡鉆時(shí)鉆井液的主要性能為：密度1.06 g/cm3，黏度46 s，塑性黏度15 mPa·s，屈服值6 Pa，切力2.5 Pa，API失水量5 mL，API濾餅厚度0.5 mm，含砂量0.2%，pH值11，HTHP失水量12 mL，HTHP濾餅厚度1 mm，固相含量15%，氯根含量4 200 mg/L。

卡鉆時(shí)鉆具組合及長(zhǎng)度為：?152.4 mmPDC鉆頭×0.29 m + ?120 mm1.25°螺桿×4.96 m + ?88.9 mm浮閥×0.51 m +?88.9 mm浮閥×0.52 m +?120.6 mm無磁懸掛×5.88 m+?88.9 mm無磁加重鉆桿×8.81 m + ?88.9 mm鉆桿×863.38 m + ?88.9 mm加重鉆桿×401.09 m + ?88.9 mm鉆桿×3 807.06 m。

第1次卡鉆鉆頭位置5 092 m，井深5 100 m。?177.8 mm套管內(nèi)容積19.37 L/m；?152.4 mm鉆頭的裸眼容積18.23 L/m；?88.9 mm加重鉆桿內(nèi)容積2.19 L/m，閉排容積7 L/m；?88.9 mm鉆桿內(nèi)容積3.87 L/m，閉排容積6.7 L/m；?88.9 mm鉆具所在的裸眼環(huán)空容積為11.53 L/m。經(jīng)計(jì)算可得，卡鉆時(shí)套管內(nèi)環(huán)空鉆井液體積為54.68 m3，裸眼環(huán)空鉆井液體積8.86 m3，鉆頭至井底鉆井液體積為0.16 m3，水眼體積為19.01 m3，即井筒內(nèi)鉆井液總體積為82.71 m3。此外，鉆頭至第2個(gè)漏點(diǎn)4 858.71 m的裸眼環(huán)空體積2.70 m3；鉆頭至第1個(gè)漏點(diǎn)4 659.5 m的裸眼環(huán)空體積5.00 m3。

鉆進(jìn)中錄井每米撈砂取樣和做碳酸鹽含量分析實(shí)驗(yàn)，調(diào)取裸眼段碳酸鹽含量分析實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)后［6］，決定采用鹽酸、氫氟酸、緩蝕劑、水配制成質(zhì)量分?jǐn)?shù)14%、密度1.06 g/cm3的酸液。

3.1.3 卡鉆處理過程 解卡作業(yè)前先做好施工方案和應(yīng)急預(yù)案，注酸前正轉(zhuǎn)轉(zhuǎn)盤45圈，下壓鉆具至懸重660 kN。先注密度1.06 g/cm3、黏度120 s前置液4 m3；接著注密度1.06 g/cm3、黏度60 s酸液15 m3；后注密度1.06 g/cm3、黏度120 s后置液3 m3。完成后倒換閘門，開始用井漿頂替酸液至卡點(diǎn)位置。替井漿到3.8 m3時(shí)鉆具明顯振動(dòng)，轉(zhuǎn)盤轉(zhuǎn)動(dòng)，懸重恢復(fù)，鉆具解卡。接著替井漿16 m3，將鉆具水眼剩余酸液全部推入裸眼環(huán)空，讓其完全反應(yīng)。然后環(huán)空反擠26 m3井漿，正注密度1.40 g/cm3、黏度70 s加重鉆井液10 m3。完成所有操作后，套壓由14.2 MPa降至1.5 MPa，抓緊時(shí)間探傷起鉆。

3.2 第2次卡鉆情況

3.2.1 經(jīng)過及原因 控時(shí)控壓鉆進(jìn)至井深5 134.22 m后劃眼，待井下正常后再進(jìn)行MWD測(cè)斜作業(yè)，鉆頭需提離井底0.9~1.2 m后靜止。第1次測(cè)斜鉆具提離井底1.11 m，靜止7 min測(cè)斜不成功；第2、3次測(cè)斜鉆具提離井底0.94 m、0.9 m靜止2 min測(cè)斜不成功；第4次測(cè)斜鉆具提離井底0.9 m，靜止6 min測(cè)斜不成功。停止測(cè)斜，上下活動(dòng)鉆具有阻卡；轉(zhuǎn)動(dòng)轉(zhuǎn)盤，扭矩不斷升高，轉(zhuǎn)盤憋停，停止轉(zhuǎn)動(dòng)，扭矩不釋放，鉆具發(fā)生卡鉆。發(fā)生卡鉆時(shí)的井斜角88.9°，發(fā)生卡鉆后采取如下措施：首先，上下活動(dòng)鉆具，活動(dòng)范圍：1050~600 kN（原懸重800 kN）；其次，正轉(zhuǎn)轉(zhuǎn)盤50轉(zhuǎn)，下壓至懸重500 kN；接著，注黏度120 s的稠漿30 m3循環(huán)攜砂洗井，期間上下活動(dòng)鉆具，活動(dòng)范圍：1000~600 kN，漏失鉆井液達(dá)100 m3；然后，每2 h活動(dòng)鉆具一次，鉆具活動(dòng)范圍：1 000~600 kN，正轉(zhuǎn)轉(zhuǎn)盤40轉(zhuǎn)，未能解卡；最后決定再次使用泡酸解卡方法。

第1次泡酸解卡后，對(duì)井徑造成了影響。泡酸后造成井壁不平滑，反應(yīng)殘留物及一些巖屑下沉在下井壁，循環(huán)沖洗、倒劃眼都不能有效解決沉砂問題。鉆井液消耗大，性能難以維護(hù)，井底巖屑返出困難，高壓氣層、漏失層加速巖屑床的形成。巖屑床致接單根下放鉆具時(shí)，巖屑堆積，頂住鉆頭或鉆具接頭。泡酸后原潤(rùn)滑性好的濾餅被破壞，新形成的濾餅潤(rùn)滑性差，造成摩阻增大，表現(xiàn)為托壓嚴(yán)重、定向困難。經(jīng)測(cè)斜發(fā)現(xiàn)有增斜的趨勢(shì)，于是甩掉螺桿，采用常規(guī)鉆具加MWD儀器的鉆具組合進(jìn)行降斜、勤測(cè)斜的方式鉆進(jìn)。每次起下鉆在井段4990~5020 m，摩阻160~200 kN，對(duì)該井段進(jìn)行多次正劃眼和倒劃眼，均沒有明顯改善，下放遇阻嚴(yán)重。阻卡嚴(yán)重，給測(cè)斜作業(yè)帶來很大難度，每次測(cè)斜需要多次反復(fù)擺工具面，致使測(cè)斜時(shí)鉆具靜止時(shí)間延長(zhǎng)造成卡鉆。

3.2.2 第2次解卡的相關(guān)計(jì)算 發(fā)生卡鉆時(shí)鉆井液的主要性能為：井深5133 m，密度1.15 g/cm3，黏度51 s，塑性黏度14 mPa·s，屈服值6.5 Pa，切力7 Pa，API失水量4.8 mL，API濾餅厚度0.5 mm，含砂量0.2%，pH值11，HTHP失水量12 mL，HTHP濾餅厚度1 mm，固相含量15%，氯根含量2 800 mg/L。

第2次卡鉆時(shí)鉆具組合及長(zhǎng)度為：?152.4 mmPDC鉆頭×0.29 m+330×310雙母接頭×0.84 m+?88.9 mm浮閥×0.51 m + ?88.9 mm浮閥×0.52 m +?120 mm（無磁短鉆鋌+MWD短節(jié)）×7.77 m+?88.9 mm無磁加重鉆桿×8.81 m +?88.9 mm鉆桿×1 602.09 m + ?88.9 mm加重鉆桿×391.87 m + ?88.9 mm鉆桿×3 125.6 m。

第2次卡鉆鉆頭位置5 133 m，井深5 134.22 m?？ㄣ@時(shí)套管內(nèi)環(huán)空鉆井液體積為55.08 m3，裸眼環(huán)空鉆井液體積9.33 m3，鉆頭至井底鉆井液體積忽略，水眼體積為19.20 m3，井筒內(nèi)鉆井液總體積為83.61 m3。鉆頭至第2個(gè)漏點(diǎn)4 858.7 m的裸眼環(huán)空體積3.2 m3；鉆頭至第1個(gè)漏點(diǎn)4 659.5 m的裸眼環(huán)空體積5.47 m3。

3.2.3 卡鉆處理流程分析 首先，節(jié)流循環(huán)排氣，做好泡酸前的各項(xiàng)準(zhǔn)備工作。連接泵車地面管線，清水試壓合格。施工前先節(jié)流循環(huán)至少1.5循環(huán)周，通過調(diào)節(jié)節(jié)流閥開度控制好套壓，為了避免或延緩后續(xù)施工出現(xiàn)高套壓影響施工，寧愿讓鉆井液多漏一點(diǎn)，也不能讓地層的流體侵入井筒太多。

第2步注密度1.06 g/cm3、黏度120 s的前置液15 m3，泵壓20 MPa，套壓4 MPa↑4.3 MPa，漏失鉆井液4.5 m3。

第3步倒換泵車閘門，用排量8~9 L/s注密度1.07 g/cm3的酸液14.1 m3。當(dāng)酸液液面降至罐底時(shí)加清水1 m3，配成沖洗液1.9 m3，套壓4.3 MPa↑4.9 MPa，漏失鉆井液6 m3。如條件允許，可在注沖洗液時(shí)，讓泵車進(jìn)入少量空氣，從而使管線產(chǎn)生一定的振動(dòng)，這種振動(dòng)很有利于解卡。注酸期間，正轉(zhuǎn)轉(zhuǎn)盤45圈，鉆具下壓至懸重600 kN。

第4步倒換閘門，利用井隊(duì)鉆井泵注后置液。注密度1.06 g/cm3、黏度120 s后置液3 m3，泵壓20MPa，漏失鉆井液1.5 m3。

第5步倒換上水罐，替入密度1.15 g/cm3的井漿5 m3時(shí)懸重600 kN↑800 kN，鉆柱微微振動(dòng)，指重表晃動(dòng)并恢復(fù)到原懸重800 kN，鉆具解卡，事故解除。一旦鉆具解卡，必須上提方鉆桿下端的旋塞出轉(zhuǎn)盤面，不間斷轉(zhuǎn)動(dòng)轉(zhuǎn)盤，防止再次發(fā)生卡鉆。

由前面計(jì)算可知，水眼體積19.2 m3，酸液（包括沖洗液）16 m3，后置液3 m3，替井漿5 m3，則進(jìn)入裸眼的酸液為4.8 m3，還有11.2 m3在鉆柱水眼內(nèi)。如果不考慮酸液的漏失和擠入地層，則酸液在裸眼段長(zhǎng)416 m；而鉆頭到第2個(gè)漏點(diǎn)距離為275 m，到第1個(gè)漏點(diǎn)距離為474 m，因此酸液至少到達(dá)了第2個(gè)漏點(diǎn)以上。接著繼續(xù)替井漿15 m3，漏失鉆井液7.2 m3。15 m3井漿大于水眼內(nèi)剩余鉆井液量11.2 m3，所以酸液全部出水眼，并且進(jìn)入裸眼環(huán)空的鉆井液量為3.8 m3。3.8 m3鉆井液體積大于鉆頭到第2個(gè)漏點(diǎn)的體積3.2 m3，小于替漿時(shí)漏失量7.2 m3，可以認(rèn)為大部分酸液通過第2個(gè)漏點(diǎn)漏入地層。假設(shè)酸液沒有漏入地層，則進(jìn)入裸眼環(huán)空鉆井液體積3.8 m3，小于鉆頭至第1個(gè)漏點(diǎn)的裸眼環(huán)空體積5.47 m3，大于鉆頭至第2個(gè)漏點(diǎn)的裸眼環(huán)空體積3.2 m3，認(rèn)為這些酸液位于第1個(gè)漏點(diǎn)與第2個(gè)漏點(diǎn)之間，這為后續(xù)將殘酸推入漏層創(chuàng)造了條件。

第6步，鉆具已解卡，殘酸留在裸眼內(nèi)只會(huì)使井下情況更復(fù)雜。為了安全起見，要么盡快將殘酸循環(huán)出地面，要么直接擠入地層。殘酸到地面的處理也是一個(gè)很大的問題，處理不當(dāng)會(huì)造成人身傷害和環(huán)境污染?？紤]到井漏的實(shí)際情況，選擇直接擠入地層是最好的方法。前置液、酸液、后置液的總體積為34 m3，于是環(huán)空反擠密度1.40 g/cm3的加重鉆井液35 m3。開始反擠時(shí)套壓持續(xù)上升，并逼近12.5 MPa（12.5 MPa是旋轉(zhuǎn)防噴器試壓的最大動(dòng)壓值），此時(shí)不能停止轉(zhuǎn)動(dòng)轉(zhuǎn)盤，不能關(guān)環(huán)形、半封閘板防噴器，是井控工作最關(guān)鍵時(shí)刻。隨著加重鉆井液不斷進(jìn)入環(huán)空，環(huán)空氣體不斷被擠回井底或地層，立套壓不斷下降，35 m3加重鉆井液注完后套壓降至3.8 MPa。

第7步，套壓下降后，抓緊時(shí)間控壓起鉆。每當(dāng)套壓值超過5 MPa，停止起鉆，節(jié)流循環(huán)排氣，注入高黏封閉漿，并根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)情況，注入一定量的加重鉆井液，使井底液柱壓力能近平衡于地層壓力。如果注完加重鉆井液后，環(huán)空液面不在井口，起鉆時(shí)必須進(jìn)行液面監(jiān)測(cè)和逐根鉆具探傷。

4　認(rèn)識(shí)與建議

（1）減少鉆具在裸眼段靜止時(shí)間。根據(jù)套壓值大小，首先考慮使用旋轉(zhuǎn)防噴器，盡量讓鉆具旋轉(zhuǎn)起來；其次考慮關(guān)環(huán)形防噴器，上下活動(dòng)鉆具；在套壓高，需要關(guān)半封閘板防噴器循環(huán)前，盡量將鉆具起到套管內(nèi)或直井段，避免循環(huán)時(shí)鉆具因靜止時(shí)間過長(zhǎng)而發(fā)生卡鉆事故。

（2）調(diào)整好鉆井液性能。泡酸后，酸液對(duì)井徑、井壁影響很大。泡酸使部分井徑擴(kuò)大，形成“大肚子”，易沉淀、堆積巖屑形成“砂橋”，起下鉆遇阻或卡鉆。井壁因泡酸而變得凹凸不平，原濾餅被破壞，增加了鉆具摩擦阻力，易形成黏附卡鉆。因此泡酸后維持鉆井液攜砂性、潤(rùn)滑性、造壁性顯得尤為重要。

（3）避免出現(xiàn)高套壓。出現(xiàn)高套壓后的復(fù)雜處理，大大增加了卡鉆幾率。一般采用適當(dāng)提高鉆井液密度、節(jié)流循環(huán)排污、注稠漿和重漿帽、環(huán)空反擠等方法控制好套壓，避免復(fù)雜惡化。

（4）測(cè)斜時(shí)要警惕鉆具卡鉆。定向鉆進(jìn)時(shí)需要經(jīng)常測(cè)斜，測(cè)斜需要鉆具靜止。在復(fù)雜情況下測(cè)斜，如果測(cè)斜不成功，不僅要上下活動(dòng)鉆具，還要轉(zhuǎn)動(dòng)鉆具，待各項(xiàng)鉆井參數(shù)正常后再測(cè)斜，避免長(zhǎng)時(shí)間多次連續(xù)測(cè)斜作業(yè)。

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（修改稿收到日期 2015-07-25）

〔編輯 景 暖〕

Application of acid soaking to release stuck pipe technology in Well Tazhong-11 and relevant understanding

DENG Changsong, HE Yinkun, FENG Shaobo, REN Liang, WANG Pengcheng, HE Chuanjiang
（CNPC Tarim Oilfield Company, Korla 841000, China）

Abstract:Well Tazhong-11 encountered two leakage zones and one high pressure zone, and there were several different pressure systems in one open hole. The drilling complexities made the drilling fluid properties become poor, and the deterioration of sand carrying property of drilling fluid and increase of filter cake drag increased the probability of occurrence of pipe sticking. Pipe sticking occurred two times during drilling. The sticking formation was carbonate reservoir, so the acidization technique which is used in oil test and downhole service was used to release the pipe sticking incident. Practice shows that the technique of acid soaking to release stuck pipe is an effective means of releasing pipe sticking in carbonate reservoirs, and it is also favorable for reservoir protection and has good economic benefits and high technical feasibility. But further analysis and research need to be conducted to its use in oil/gas wells with large leakage, high casing pressure and high sulphur content and the effects of acid soaking to release stuck pipe on subsequent operations.

Key words:pipe sticking; acid soaking to release stuck pipe; accident h disposal; carbonate rock

作者簡(jiǎn)介：鄧昌松，1981年生。2012年畢業(yè)于西南石油大學(xué)油氣井工程專業(yè)，現(xiàn)從事油氣勘探開發(fā)技術(shù)與監(jiān)督、HSE管理工作。電話：18742851823。E-mail：dcs023@163.com。

doi:10.13639/j.odpt.2015.05.030

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：B

文章編號(hào)：1000 – 7393（2015）05 – 0120 – 04

中圖分類號(hào)：TE28