袁則名+和鵬飛+王鵬

摘 要：隨著陸地油田和海上油田的不斷深入開(kāi)發(fā)，小井眼側(cè)鉆水平井因?yàn)榻ň芷诙?、增產(chǎn)效果好等得到越來(lái)越多的推廣應(yīng)用。但是側(cè)鉆水平井中的造斜井段井眼曲率大，管柱剛度作用明顯增強(qiáng)，使得在這些井中下入篩套管的難度增加。文章通過(guò)對(duì)渤海某油田Y井小井眼下入篩套管遇阻卡的深入分析，從管柱剛性、井眼曲率、摩擦阻力等方面進(jìn)行論證，最終得到篩套管阻卡的原因，給出小井眼篩套管下入的推薦技術(shù)措施。

關(guān)鍵詞：小井眼側(cè)鉆井；篩套管；剛性；井眼曲率；相容性

采用小井眼開(kāi)窗側(cè)鉆不僅可以充分利用低效井、關(guān)停井的上部井段套管，減少施工井段，縮短建井周期，而且可以提高剩余油的開(kāi)采效果，恢復(fù)停產(chǎn)井生產(chǎn)能力，因此成為陸地油田和海上油田大力推廣的一項(xiàng)成果應(yīng)用[1-3]。本井是渤海某油田平臺(tái)設(shè)計(jì)開(kāi)發(fā)的一口調(diào)整井，是為了進(jìn)一步動(dòng)用砂體的儲(chǔ)量，利用低效井D的槽口進(jìn)行套管內(nèi)開(kāi)窗側(cè)鉆的水平井。

1 Y井基本情況介紹

（1）定向井軌跡設(shè)計(jì)數(shù)據(jù)。開(kāi)窗設(shè)計(jì)點(diǎn)在1030m，側(cè)鉆點(diǎn)井斜角66.29°、方位角103.38°、設(shè)計(jì)造斜率3-3.25°/30m，完鉆深度1923m。

（2）井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)。Y井井身結(jié)構(gòu)上部是利用老井眼套管層次，下部是下入套管和篩管的管柱結(jié)構(gòu)，即：？覫444.5mm井眼×？覫339.7 mm套管（下入深度247.66m）+？覫311.2mm井眼×？覫244.5mm套管（下入深度999m）+？覫215.9mm井眼×？覫177.8套管（開(kāi)窗深度1030m）+？覫152.4mm井眼×？覫114.3mm篩套管（下入深度1923m）。

（3）鉆井工程情況。開(kāi)窗作業(yè)結(jié)束后，鉆具組合：？覫152.4mPDC鉆頭+？覫120.65mm旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向+？覫120.65地質(zhì)導(dǎo)向隨鉆測(cè)井+？覫120.65mm隨鉆測(cè)斜儀器+？覫120.65mm非磁鉆鋌+？覫120.65mm浮閥+？覫120.65mm震擊器+？覫88.9mm加重鉆桿+？覫88.9mm鉆桿。

2 篩套管下入遇阻卡及后續(xù)處理過(guò)程

Y井連接完防砂外層管柱和內(nèi)層服務(wù)管柱。下鉆至1264m，接立柱后下放遇阻10t，接頂驅(qū)開(kāi)泵循環(huán)（排量380L/mina），最大上提至90t提活管柱（正常上提懸重50t，下放懸重41t），下放管柱通過(guò)遇阻點(diǎn)。繼續(xù)下鉆至1434m。接立柱后上提至72t提活管柱，下放遇阻10t；上提至75t，管柱上移2m，下放遇阻10t；再次上提至82t未能提活管柱。接頂驅(qū)開(kāi)泵循環(huán)，最大上提至100t，下放至40t（正常上提懸重53t，下放懸重38t），未能提活管柱，篩套管柱遇卡。

解卡過(guò)程：通過(guò)浸泡解卡液無(wú)效，決定進(jìn)行脫手頂部封隔器，然后進(jìn)行切割套管回收頂部封隔器。最后通過(guò)組下卡瓦打撈筒管柱，上提多次震擊將篩套管柱解卡，檢查落魚(yú)全部出井，遇油封隔器外觀無(wú)損。

落魚(yú)打撈成功后進(jìn)行了擴(kuò)眼作業(yè)，將？覫152.44mm井眼擴(kuò)至？覫177.8mm，篩套管柱下入順利到位。擴(kuò)眼鉆具組合為：？覫152.44mm牙輪鉆頭+變扣接頭+浮閥接頭+？覫177.8mm擴(kuò)眼器+？覫120.65mm非磁鉆鋌+？覫120.65mm隨鉆測(cè)斜儀+？覫120.65mm非磁鉆鋌+？覫120.65mm震擊器+？覫88.9mm加重鉆桿+？覫88.9mm鉆桿。

3 遇阻卡原因分析

根據(jù)該井通井管柱的懸重計(jì)算出摩擦系數(shù)，再利用專業(yè)軟件得出本井在篩套管下到井底處懸重還有13.39噸（除去頂驅(qū)懸重）的余量。但是，計(jì)算條件里面的摩擦系數(shù)只是動(dòng)摩擦系數(shù)，只能反映管柱在運(yùn)動(dòng)過(guò)程中的懸重，不能反映出管柱在接立柱后從靜止?fàn)顟B(tài)轉(zhuǎn)為運(yùn)動(dòng)狀態(tài)時(shí)的懸重[4-6]。通過(guò)通井鉆具的剛性對(duì)比、井眼曲率對(duì)比和摩阻懸重計(jì)算結(jié)果，各項(xiàng)數(shù)據(jù)顯示本井篩套管的下入不會(huì)出現(xiàn)遇阻卡現(xiàn)象。但是因?yàn)楦黜?xiàng)計(jì)算條件受限，所得結(jié)果與實(shí)際下入情況不相符。因此，我們需要從管柱結(jié)構(gòu)和遇卡時(shí)對(duì)應(yīng)的井眼曲率進(jìn)行一一對(duì)比，從而詳細(xì)分析遇阻卡原因。

本井篩套管柱上安裝有兩個(gè)遇油膨脹封隔器，膠片密封長(zhǎng)度2.165m，外徑139.7mm。第一個(gè)遇油膨脹封隔器距離管柱底部155m，第二個(gè)遇油膨脹封隔器距離管柱底部301m。在第一個(gè)遇阻點(diǎn)1264m處全角變化率4.7°/30m，對(duì)應(yīng)1#遇油封隔器位置1109m處全角變化率3.6°/30m，對(duì)應(yīng)2#遇油封隔器位置963m處全角變化率1°/30m。在第二個(gè)遇阻點(diǎn)1434m處全角變化率3.4°/30m，對(duì)應(yīng)1#遇油封隔器位置1279m處全角變化率3.4°/30m，對(duì)應(yīng)2#遇油封隔器位置1132m處全角變化率3.9°/30m。通過(guò)井深與造斜率對(duì)比可以看出，本井造斜率極不均勻，篩套管遇卡時(shí)管柱底部、1#遇油膨脹封隔器和2#遇油膨脹封隔器均處于全角變化率最大的井段。

完井篩套管柱的抗拉弱點(diǎn)在頂部封隔器處，設(shè)計(jì)抗拉60t。根據(jù)LANDMARK軟件計(jì)算下到位正常上提懸重為69t（擴(kuò)眼后實(shí)際下篩套管到位時(shí)正常上提噸位為65t，與計(jì)算結(jié)果基本一致）。正如上文所述，摩阻懸重計(jì)算軟件里面的摩擦系數(shù)為動(dòng)摩擦系數(shù)，其計(jì)算結(jié)果為管柱運(yùn)動(dòng)狀態(tài)下的懸重，不能真實(shí)反映管柱在接立柱后克服靜摩擦?xí)r的懸重。實(shí)際作業(yè)中，本井在1000m、1200m、1400m處接立柱后提活管柱的最大懸重分別為43t、53t、64t，以此簡(jiǎn)單推算管柱下到井底1900m時(shí)最大提活懸重應(yīng)為90t。計(jì)算管柱提活時(shí)，頂部封隔器處受拉已達(dá)45t，只有15t的過(guò)提余量，處理復(fù)雜情況時(shí)上提噸位受限，容易發(fā)生管柱遇阻卡現(xiàn)象。

4 經(jīng)驗(yàn)與認(rèn)識(shí)

（1）下篩套管前的摩阻懸重專業(yè)軟件所計(jì)算的上提下放懸重均為管柱運(yùn)動(dòng)狀態(tài)下的懸重，不能真實(shí)反映接立柱后克服靜止的懸重。在設(shè)計(jì)階段，小井眼側(cè)鉆井應(yīng)根據(jù)摩阻懸重和管柱弱點(diǎn)的計(jì)算預(yù)留出處理復(fù)雜情況時(shí)的上提下放噸位余量。

（2）根據(jù)篩套管與曲率井眼的相容性幾何模型，可以看出在大曲率小井眼中篩套管的不可變形長(zhǎng)度較短，容易發(fā)生遇阻卡現(xiàn)象，需要提前考慮剛性扶正器的加放數(shù)量及位置，并盡可能簡(jiǎn)化篩套管柱上大尺寸的器材結(jié)構(gòu)。

（3）本井下入的完井篩套管抗拉弱點(diǎn)在于頂部封隔器，抗拉噸位低不足以應(yīng)對(duì)復(fù)雜情況的處理。因此，后續(xù)作業(yè)中使用尾管掛代替頂部封隔器以增加管柱抗拉能力。以威德福尾管掛為例，？準(zhǔn)114.3mm尾管掛的抗拉為180t，送入工具抗拉為107t，改用尾管掛后處理復(fù)雜情況時(shí)的上提噸位增加很多，保障了下篩套管作業(yè)的順利完成。

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作者簡(jiǎn)介：袁則名（1980-），男，工程師，主要從事海洋石油鉆井技術(shù)監(jiān)督與管理工作。