某小井眼侧钻井下防砂筛管遇卡分析

开篇：润墨网以专业的文秘视角，为您筛选了一篇某小井眼侧钻井下防砂筛管遇卡分析范文，如需获取更多写作素材，在线客服老师一对一协助。欢迎您的阅读与分享！

摘 要：随着陆地油田和海上油田的不断深入开发，小井眼侧钻水平井因为建井周期短、增产效果好等得到越来越多的推广应用。但是侧钻水平井中的造斜井段井眼曲率大，管柱刚度作用明显增强，使得在这些井中下入筛套管的难度增加。文章通过对渤海某油田Y井小井眼下入筛套管遇阻卡的深入分析，从管柱刚性、井眼曲率、摩擦阻力等方面进行论证，最终得到筛套管阻卡的原因，给出小井眼筛套管下入的推荐技术措施。

关键词：小井眼侧钻井；筛套管；刚性；井眼曲率；相容性

采用小井眼开窗侧钻不仅可以充分利用低效井、关停井的上部井段套管，减少施工井段，缩短建井周期，而且可以提高剩余油的开采效果，恢复停产井生产能力，因此成为陆地油田和海上油田大力推广的一项成果应用[1-3]。本井是渤海某油田平台设计开发的一口调整井，是为了进一步动用砂体的储量，利用低效井D的槽口进行套管内开窗侧钻的水平井。

1 Y井基本情况介绍

（1）定向井轨迹设计数据。开窗设计点在1030m，侧钻点井斜角66.29°、方位角103.38°、设计造斜率3-3.25°/30m，完钻深度1923m。

（2）井身结构设计。Y井井身结构上部是利用老井眼套管层次，下部是下入套管和筛管的管柱结构，即：？I444.5mm井眼×？I339.7 mm套管（下入深度247.66m）+？I311.2mm井眼×？I244.5mm套管（下入深度999m）+？I215.9mm井眼×？I177.8套管（开窗深度1030m）+？I152.4mm井眼×？I114.3mm筛套管（下入深度1923m）。

（3）钻井工程情况。开窗作业结束后，钻具组合：？I152.4mPDC钻头+？I120.65mm旋转导向+？I120.65地质导向随钻测井+？I120.65mm随钻测斜仪器+？I120.65mm非磁钻铤+？I120.65mm浮阀+？I120.65mm震击器+？I88.9mm加重@杆+？I88.9mm钻杆。

2 筛套管下入遇阻卡及后续处理过程

Y井连接完防砂外层管柱和内层服务管柱。下钻至1264m，接立柱后下放遇阻10t，接顶驱开泵循环（排量380L/mina），最大上提至90t提活管柱（正常上提悬重50t，下放悬重41t），下放管柱通过遇阻点。继续下钻至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。接顶驱开泵循环，最大上提至100t，下放至40t（正常上提悬重53t，下放悬重38t），未能提活管柱，筛套管柱遇卡。

解卡过程：通过浸泡解卡液无效，决定进行脱手顶部封隔器，然后进行切割套管回收顶部封隔器。最后通过组下卡瓦打捞筒管柱，上提多次震击将筛套管柱解卡，检查落鱼全部出井，遇油封隔器外观无损。

落鱼打捞成功后进行了扩眼作业，将？I152.44mm井眼扩至？I177.8mm，筛套管柱下入顺利到位。扩眼钻具组合为：？I152.44mm牙轮钻头+变扣接头+浮阀接头+？I177.8mm扩眼器+？I120.65mm非磁钻铤+？I120.65mm随钻测斜仪+？I120.65mm非磁钻铤+？I120.65mm震击器+？I88.9mm加重钻杆+？I88.9mm钻杆。

3 遇阻卡原因分析

根据该井通井管柱的悬重计算出摩擦系数，再利用专业软件得出本井在筛套管下到井底处悬重还有13.39吨（除去顶驱悬重）的余量。但是，计算条件里面的摩擦系数只是动摩擦系数，只能反映管柱在运动过程中的悬重，不能反映出管柱在接立柱后从静止状态转为运动状态时的悬重[4-6]。通过通井钻具的刚性对比、井眼曲率对比和摩阻悬重计算结果，各项数据显示本井筛套管的下入不会出现遇阻卡现象。但是因为各项计算条件受限，所得结果与实际下入情况不相符。因此，我们需要从管柱结构和遇卡时对应的井眼曲率进行一一对比，从而详细分析遇阻卡原因。

本井筛套管柱上安装有两个遇油膨胀封隔器，胶片密封长度2.165m，外径139.7mm。第一个遇油膨胀封隔器距离管柱底部155m，第二个遇油膨胀封隔器距离管柱底部301m。在第一个遇阻点1264m处全角变化率4.7°/30m，对应1#遇油封隔器位置1109m处全角变化率3.6°/30m，对应2#遇油封隔器位置963m处全角变化率1°/30m。在第二个遇阻点1434m处全角变化率3.4°/30m，对应1#遇油封隔器位置1279m处全角变化率3.4°/30m，对应2#遇油封隔器位置1132m处全角变化率3.9°/30m。通过井深与造斜率对比可以看出，本井造斜率极不均匀，筛套管遇卡时管柱底部、1#遇油膨胀封隔器和2#遇油膨胀封隔器均处于全角变化率最大的井段。

完井筛套管柱的抗拉弱点在顶部封隔器处，设计抗拉60t。根据LANDMARK软件计算下到位正常上提悬重为69t（扩眼后实际下筛套管到位时正常上提吨位为65t，与计算结果基本一致）。正如上文所述，摩阻悬重计算软件里面的摩擦系数为动摩擦系数，其计算结果为管柱运动状态下的悬重，不能真实反映管柱在接立柱后克服静摩擦时的悬重。实际作业中，本井在1000m、1200m、1400m处接立柱后提活管柱的最大悬重分别为43t、53t、64t，以此简单推算管柱下到井底1900m时最大提活悬重应为90t。计算管柱提活时，顶部封隔器处受拉已达45t，只有15t的过提余量，处理复杂情况时上提吨位受限，容易发生管柱遇阻卡现象。

4 经验与认识

（1）下筛套管前的摩阻悬重专业软件所计算的上提下放悬重均为管柱运动状态下的悬重，不能真实反映接立柱后克服静止的悬重。在设计阶段，小井眼侧钻井应根据摩阻悬重和管柱弱点的计算预留出处理复杂情况时的上提下放吨位余量。

（2）根据筛套管与曲率井眼的相容性几何模型，可以看出在大曲率小井眼中筛套管的不可变形长度较短，容易发生遇阻卡现象，需要提前考虑刚性扶正器的加放数量及位置，并尽可能简化筛套管柱上大尺寸的器材结构。

（3）本井下入的完井筛套管抗拉弱点在于顶部封隔器，抗拉吨位低不足以应对复杂情况的处理。因此，后续作业中使用尾管挂代替顶部封隔器以增加管柱抗拉能力。以威德福尾管挂为例，？准114.3mm尾管挂的抗拉为180t，送入工具抗拉为107t，改用尾管挂后处理复杂情况时的上提吨位增加很多，保障了下筛套管作业的顺利完成。

参考文献

[1]刘鹏飞，和鹏飞，李凡，等.欠位移水平井C33H井裸眼悬空侧钻技术[J].石油钻采工艺，2014（1）：44-47.

[2]王剑波，胡大梁.元坝12-1H超深井开窗侧钻技术[J].石油钻采工艺，2015（6）.

[3]孙庆仁，郭盛堂，孟祥波.达深CP302开窗侧钻水平井钻井实践与认识[J].探矿工程：岩土钻掘工程，2014（4）：36-38.

[4]和鹏飞，孔志刚.Power Drive Xceed指向式旋转导向系统在渤海某油田的应用[J].探矿工程：岩土钻掘工程，2013（11）：45-48.

[5]和鹏飞，侯冠中，朱培，等.海上Φ914.4mm井槽弃井再利用实现单筒双井技术[J].探矿工程：岩土钻掘工程，2016（3）.

[6]王允海，和鹏飞，万祥，等.渤海152.4mm小井眼长裸眼段筛管完井技术[J].石油化工应用，2016（5）：27-29.

作者简介：袁则名（1980-），男，工程师，主要从事海洋石油钻井技术监督与管理工作。