某小井眼側鉆井下防砂篩管遇卡分析

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發，小井眼側鉆水平井因為建井周期短、增產效果好等得到越來越多的推廣應用。但是側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，使得在這些井中下入篩套管的難度增加。文章通過對渤海某油田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措施。

關鍵詞：小井眼側鉆井；篩套管；剛性；井眼曲率；相容性

采用小井眼開窗側鉆不僅可以充分利用低效井、關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采效果，恢復停產井生產能力，因此成為陸地油田和海上油田大力推廣的一項成果應用[1-3]。本井是渤海某油田平臺設計開發的一口調整井，是為了進一步動用砂體的儲量，利用低效井D的槽口進行套管內開窗側鉆的水平井。

1 Y井基本情況介紹

（1）定向井軌跡設計數據。開窗設計點在1030m，側鉆點井斜角66.29°、方位角103.38°、設計造斜率3-3.25°/30m，完鉆深度1923m。

（2）井身結構設計。Y井井身結構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構，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。開窗作業結束后，鉆具組合：？覫152.4mPDC鉆頭+？覫120.65mm旋轉導向+？覫120.65地質導向隨鉆測井+？覫120.65mm隨鉆測斜儀器+？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處理過程

Y井連接完防砂外層管柱和內層服務管柱。下鉆至1264m，接立柱后下放遇阻10t，接頂驅開泵循環（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），下放管柱通過遇阻點。繼續下鉆至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。接頂驅開泵循環，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。

解卡過程：通過浸泡解卡液無效，決定進行脫手頂部封隔器，然后進行切割套管回收頂部封隔器。最后通過組下卡瓦打撈筒管柱，上提多次震擊將篩套管柱解卡，檢查落魚全部出井，遇油封隔器外觀無損。

落魚打撈成功后進行了擴眼作業，將？覫152.44mm井眼擴至？覫177.8mm，篩套管柱下入順利到位。擴眼鉆具組合為：？覫152.44mm牙輪鉆頭+變扣接頭+浮閥接頭+？覫177.8mm擴眼器+？覫120.65mm非磁鉆鋌+？覫120.65mm隨鉆測斜儀+？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

根據該井通井管柱的懸重計算出摩擦系數，再利用專業軟件得出本井在篩套管下到井底處懸重還有13.39噸（除去頂驅懸重）的余量。但是，計算條件里面的摩擦系數只是動摩擦系數，只能反映管柱在運動過程中的懸重，不能反映出管柱在接立柱后從靜止狀態轉為運動狀態時的懸重[4-6]。通過通井鉆具的剛性對比、井眼曲率對比和摩阻懸重計算結果，各項數據顯示本井篩套管的下入不會出現遇阻卡現象。但是因為各項計算條件受限，所得結果與實際下入情況不相符。因此，我們需要從管柱結構和遇卡時對應的井眼曲率進行一一對比，從而詳細分析遇阻卡原因。

本井篩套管柱上安裝有兩個遇油膨脹封隔器，膠片密封長度2.165m，外徑139.7mm。第一個遇油膨脹封隔器距離管柱底部155m，第二個遇油膨脹封隔器距離管柱底部301m。在第一個遇阻點1264m處全角變化率4.7°/30m，對應1#遇油封隔器位置1109m處全角變化率3.6°/30m，對應2#遇油封隔器位置963m處全角變化率1°/30m。在第二個遇阻點1434m處全角變化率3.4°/30m，對應1#遇油封隔器位置1279m處全角變化率3.4°/30m，對應2#遇油封隔器位置1132m處全角變化率3.9°/30m。通過井深與造斜率對比可以看出，本井造斜率極不均勻，篩套管遇卡時管柱底部、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在頂部封隔器處，設計抗拉60t。根據LANDMARK軟件計算下到位正常上提懸重為69t（擴眼后實際下篩套管到位時正常上提噸位為65t，與計算結果基本一致）。正如上文所述，摩阻懸重計算軟件里面的摩擦系數為動摩擦系數，其計算結果為管柱運動狀態下的懸重，不能真實反映管柱在接立柱后克服靜摩擦時的懸重。實際作業中，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，以此簡單推算管柱下到井底1900m時最大提活懸重應為90t。計算管柱提活時，頂部封隔器處受拉已達45t，只有15t的過提余量，處理復雜情況時上提噸位受限，容易發生管柱遇阻卡現象。

4 經驗與認識

（1）下篩套管前的摩阻懸重專業軟件所計算的上提下放懸重均為管柱運動狀態下的懸重，不能真實反映接立柱后克服靜止的懸重。在設計階段，小井眼側鉆井應根據摩阻懸重和管柱弱點的計算預留出處理復雜情況時的上提下放噸位余量。

（2）根據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度較短，容易發生遇阻卡現象，需要提前考慮剛性扶正器的加放數量及位置，并盡可能簡化篩套管柱上大尺寸的器材結構。

（3）本井下入的完井篩套管抗拉弱點在于頂部封隔器，抗拉噸位低不足以應對復雜情況的處理。因此，后續作業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雜情況時的上提噸位增加很多，保障了下篩套管作業的順利完成。

參考文獻

[1]劉鵬飛，和鵬飛，李凡，等.欠位移水平井C33H井裸眼懸空側鉆技術[J].石油鉆采工藝，2014（1）：44-47.

[2]王劍波，胡大梁.元壩12-1H超深井開窗側鉆技術[J].石油鉆采工藝，2015（6）.

[3]孫慶仁，郭盛堂，孟祥波.達深CP302開窗側鉆水平井鉆井實踐與認識[J].探礦工程：巖土鉆掘工程，2014（4）：36-38.

[4]和鵬飛，孔志剛.Power Drive Xceed指向式旋轉導向系統在渤海某油田的應用[J].探礦工程：巖土鉆掘工程，2013（11）：45-48.

[5]和鵬飛，侯冠中，朱培，等.海上Φ914.4mm井槽棄井再利用實現單筒雙井技術[J].探礦工程：巖土鉆掘工程，2016（3）.

[6]王允海，和鵬飛，萬祥，等.渤海152.4mm小井眼長裸眼段篩管完井技術[J].石油化工應用，2016（5）：27-29.

作者簡介：袁則名（1980-），男，工程師，主要從事海洋石油鉆井技術監督與管理工作。