TH10245CH井窄间隙尾管固井技术

塔河油田主要以缝洞型碳酸盐岩油藏为主, 油藏埋深5500以深。TH10245CH井是塔河油田首批采用193.7mm套管斜向器开窗, 悬挂139.7mm非标套管的侧钻水平井, 该井的井身结构见表1。

一、主要技术难点

1. 受上开次193.7mm套管通径165.1mm限制, 难以选择合适的套管既满足下入间隙, 又要满足下开次钻进通径121mm的要求。

2.165.1mm井眼下入139.7mm尾管固井为窄间隙固井, 套管居中度差, 固井质量难以保证。

3.139.7mm尾管浮重小, 悬挂器坐挂后丢手判断十分困难。

4. 侧钻井段为石炭系地层, 钻进过程中出现掉块, 存在“大肚子”井段, 影响水泥浆顶替效率。

5. 环空间隙小, 循环及施工压力高, 容易出现高泵压现象。

二、技术措施

1. 套管及固井附件优选

为满足上开次套管通径165.1mm (Ф193.7mm×12.7mm) 限制, 以及下开次120.65mm小钻头定向钻进, 根据《钻井手册 (甲方) 》推荐最小环空间隙9.5~12.7mm, 优化出接箍外径150mm的139.7mm×7.72mm非标套管。由于钻遇石炭系高压地层, 地层压力1.24~1.25g/cm3, 考虑地层对套管的外挤按套管全套空设计, 选择P140V钢级。同时, 由于侧钻水平井的井斜和方位角较大, 弯曲井眼严重影响套管的连接强度, 因此, 优选TP-G2气密封扣型。

2. 预防阻卡和地层漏失的措施

(1) 确保通井钻具刚度满足下套管要求, 对开窗点附近、遇阻井段、全角变化率较大井段进行认真通井, 确保井眼平滑。

(2) 进行有效灌浆, 缩短套管静止时间, 严防静止时间太长造成套管粘卡。

(3) 严格控制下放速度, 每根套管下放时间不小于30s, 每柱钻具下放时间不小于90s, 速度均匀, 严禁猛提猛放, 防止激动压力过大造成井漏。

(5) 下钻至坐挂井深时, 准确记录悬重, 为判断丢手提供可靠依据。

3. 浆体优化及提高顶替效率的措施

(1) 选用高效冲洗液, 低速易达到紊流顶替。

(2) 选择高粘加重隔离液, 加入微硅增强悬浮能力, 采用塞流顶替。

(3) 由于井底温度>110℃, 设计加入35%硅粉的抗高温水泥浆体系。

(4) 流变性 (塑性粘度和动切力) :钻井液<隔离液<水泥浆。浆体流变性呈梯度驱替, 提高水泥浆的顶替效率。

4. 其他措施

(1) 使用德州大陆架公司生产的139.7mm×159mm专用刚性扶正器, 提高套管居中度。

(2) 封固段短, 水泥浆量较少, 容易发生替空, 井底设计100m的水泥塞。

(3) 固井前注入不混油的坂土浆, 冲洗油膜, 提高固井质量[1]。

(4) 采用紊流+塞流的顶替工艺, 先大排量顶替保证冲洗液和隔离液紊流冲洗井壁, 后降低排量进行水泥浆的塞流顶替[2]。

三、现场应用

TH10245CH井身结构见表1, 浆体性能见表2。

1. 模拟施工

根据浆体流态计算紊流、塞流的临界排量[2], 调整并进行模拟施工。施工过程中随施工排量的变化, 井底压力波动不大, 不易压漏地层, 井口压力<25MPa, 无高泵压现象。冲洗液和隔离液环空返速较高, 随井深变化基本为紊流顶替。

2. 施工过程

(1) 注坂土浆10m3, 密度1.29g/cm3, 排量0.67m3/min。

(2) 注冲洗液和隔离液各4m3, 密度分别为1.05g/cm3、1.45g/cm3, 排量0.57m3/min。

(3) 注水泥浆9m3, 密度1.89g/cm3, 排量0.5m3/min。

(4) 注压塞液4m3, 密度1.45g/cm3, 排量0.8m3/min。

(5) 共替浆27m3, 密度1.29g/cm3, 先以前1.1m3/min大排量顶替20m3, 后以0.77m3/min排量替浆7m3。声幅测量固井质量优秀。

结论

(1) 使用专用的139.7mm套管, 配套的固井工具和固井附件等进行窄间隙固井, 固井质量优良。

(2) 侧钻水平井的套管居中较差, 必须合理设计固井浆体流变性, 采用紊流+塞流的顶替工艺才能提高顶替效率。

(3) 小尺寸窄间隙尾管固井存在多种难点, 实际施工必须严格计量替浆量, 良好的井眼质量有利于提高固井质量。

参考文献

[1] 刘永胜.TH12513CH井长裸眼小间隙尾管固井技术[J].国钻井液与完井液, 2010, 27 (6) :58-60.

[2] 丁世东.塔河油田紊流、塞流复合顶替固井技术[J].石油钻采工艺, 2002, 24 (1) :20-22.