膨胀悬挂器固井技术在TH12326CH井的应用

随着塔河油田的持续开发, 老井产能逐渐下降, 老井开窗侧钻所占比例不断增加, 原有技术手段主要是使用卡瓦式尾管悬挂器进行封固作业, 虽然使用成本较低, 但具有一些弊端, 如重叠段密封性能差, 内径小, 增加扫上塞时间等;随着膨胀悬挂器固井技术的开发和应用, 解决了传统固井工艺的不足, 在固井领域逐渐得到认可。

1TH12326CH井基本情况

1.1基本数据

本井一开采用Ф149.2×165.1mm偏心扩孔钻头, 侧钻点5820m, 钻遇石炭系巴楚组, 泥盆系东河塘组和奥陶系一间房组, 钻进至6073m (垂深6030.27m) 中完, 下入Ф139.7mm套管进行悬挂尾管固井, 悬挂器位置5768.09-5774.46m;完钻泥浆密度1.30g/cm3, 粘度57s, 混油5%。

1.2管串结构

143.5mm浮鞋+ 8 根套管+ 143.5mm浮箍#1 + 8 根套管+143.5mm浮箍#2 (含碰压塞座) +套管串+145mm膨胀尾管悬挂器+送入钻具

2膨胀悬挂器结构及原理

本井采用中石化胜利钻井院研发生产的PZXG型膨胀悬挂器, 该悬挂器主要由中心管、防落物胶筒、膨胀锥、固定短节、胶筒、膨胀悬挂筒、密封变扣以及固井附件部件组成。其基本工作原理是:首先使用中心管工具将悬挂器系统下至设计位置, 然后通过中心管加压使液体压力作用在膨胀锥上, 膨胀锥在膨胀悬挂器内轴向运动, 使膨胀悬挂器本体在径向发生永久塑性变形并挤压悬挂器本体上的密封橡胶, 使其与外层套管内壁紧密结合, 达到悬挂密封的目的。

3优选水泥浆体系

因膨胀悬挂器的工作特性, 若不能正常碰压则存在膨胀失败风险, 一旦膨胀失败则需循环洗出全部水泥浆后再起出全部钻具及套管。故对水泥浆的稠化时间要求较长, 满足安全施工要求, 同时还要保证高温下水泥石的强度发展满足设计需要。通过室内试验, 优选出了一套性能优良的水泥浆体系, 其配方如下, 主要性能参数如表1所示。

配方:嘉华G级水泥+4.5%CG610S-D+25%Si O2+1.0%USZ+0.5%G401+1.6%

GH-9+0.3%QJ625+0.1%XP-1+50%轮台淡化水

4主要技术措施

(1) 本井进入一间房组6m, 地层易漏。为确保固井时不漏失, 考虑循环压耗等因素, 下套管前通井时做地层承压, 压力7MPa。

(2) 本井为定向钻井, 井斜大, 最大井斜53.32°, 环空间隙小, 存在套管不能顺利到位和到位后循环时环空蹩堵的风险。故要求下套管前下 Φ149.2mm牙轮钻头+Φ150mm六棱通径规模拟通井, 通井至井底, 如有遇阻则进行划眼至无遇阻显示, 保证套管下入安全。同时下套管前最后一次通井, 井队配置超级纤维循环携砂, 充分循环洗井2周以上, 彻底清洁井眼, 为套管能够顺利下到位创造良好的井眼条件。最后一次通井起钻前, 在泥浆中加入润滑材料, 提高润滑性能, 降低下套管摩阻。

(3) 本次采用膨胀悬挂器, 胶塞正常碰压是保证膨胀悬挂器后续打压膨胀的关键和前提, 而胶塞在深井中正常顶替碰压面临较大考验。要求使用符合标准的通径规对送入钻具进行通径;钻具接头、配合接头不允许有直角台阶, 确保替浆胶塞通过。使用固井车进行替浆作业, 施工前对固井车的流量计进行校核, 确保替浆到量实现碰压。采用人工、机械双重计量, 精确掌握替浆量, 防止套管替空。当钻杆胶塞到达复合空心胶塞位置时, 注意压力表变化, 校核替浆量。

(4) 本井属小间隙尾管固井施工, 固井排量受到限制, 难以保证顶替效率;泥浆混油, 如顶替不干净, 将影响水泥环与一、二界面胶结强度。井队配置一罐不混油坂土泥浆, 密度、粘度与原井浆一致, 保证入井10m3, 固井前注入井内;前置液选用高效驱油冲洗液及高效驱油加重隔离液, 冲洗液低速下易达到紊流顶替;水泥浆出套管后降低替浆排量, 采用塞流顶替, 排量控制在6l/s。

(5) 套管吨位小, 悬挂器丢手操作难度大, 不易判断。要求最后一次通井起钻至膨胀悬挂器下放位置对钻具称重, 为判断丢手提供依据。

(6) 严格控制套管下放速度, 严禁猛提猛放, 防止套管遇阻卡死和激动压力过大造成井漏;若中途遇阻, 可在工具服务方指导下开泵循环, 严禁强拉硬压, 上提、下压解卡不得超过15t。

(7) 水泥注入完成后, 关防喷器, 卸开泵入接头, 投胶塞, 重新连接泵入接头, 避免水泥浆“U”型管效应, 自动下行。

(8) 做好水泥浆停机试验及污染试验, 保证施工安全。

5现场应用情况

固井施工前注入坂土浆10m3, 密度1.30g/cm3;固井管线试压30MPa, 合格;注冲洗液4m3, 密度1.05 g/cm3, 排量0.5m3/min, 压力10MPa;放回水正常;注隔离液4m3, 密度1.45 g/cm3, 排量0.5m3/min, 压力10MPa;注水泥浆7.5m3, 平均密度1.90g/cm3, 排量0.5m3/min, 压力7MPa;关封井器, 卸泵入接头, 投胶塞, 接好泵入接头, 打开封井器, 注压塞液2m3, 密度1.05 g/cm3;替井浆30.3m3, 密度1.30g/cm3, 初期排量0.6m3/min, 替浆至25m3时降排量至0.3m3/min, 采用塞流顶替, 替浆至28.8m3, 大小胶塞复合, 压力7 MPa↑13 MPa↓8 MPa, 继续替浆到量碰压, 压力10 MPa↑26 MPa, 悬重144 吨下降至138 吨, 上提钻具2m, 压力由25MPa下降至8MPa, 膨胀过程结束;关封井器, 反循环洗井两周, 返浆正常, 排量0.65m3/min, 泵压15MPa;起钻候凝。

通过测井资料显示, 该井固井质量优良, 说明膨胀悬挂器固井技术在该井取得了较好的应用效果, 值得借鉴推广。

摘要：TH12326CH井是新疆塔河油田的一口老井开窗侧钻井, 一开Ф139.7mm尾管固井具有井深、井斜大、环空间隙小、地层承压能力低等难点, 采用膨胀悬挂器固井技术进行固井施工, 经测井资料显示, 固井质量优良。

关键词：固井,膨胀悬挂器,塔河油田,TH12326CH

参考文献

[1] 吴柳根, 马建忠, 宁学涛, 唐明.膨胀悬挂器技术在石油工程中的应用[J].石油矿场机械, 2012, 41 (9) :59-63.

[2] 王超, 孙荣, 王银剑.膨胀尾管悬挂器与直连扣套管在塔河油田的应用研究[J].内蒙古石油化工, 2015, 20:35-37.

[3] 谢果, 任虹宇.探讨膨胀式尾管悬挂器技术在尾管固井中的应用[J].化工管理, 201604:193.