复杂深井尾管固井及回接技术实践

第26卷第3期 天 然 气 工 业 钻井工程

复杂深井尾管固井及回接技术实践*

顾军1 陈怀龙2 高兴原3 杨昌龙4 冷如波5

(1.中国地质大学资源学院 武汉 2.中国石油天然气勘探开发公司 3.吉林油田钻井技术服务公司

4.吐哈石油勘探开发指挥部 5.上海交通大学)

顾军等.复杂深井尾管固井及回接技术实践.天然气工业,2006,26(3):65 67.

摘 要 尾管悬挂固井是一种工程经济效益较高、注水泥环空阻力较低且有利于改善套管柱轴向设计和再钻进水力条件的固井方法,常常应用于深井超深井的固井作业。鄯科1井是一口科学探索井,完井尾管具有井径极不规则(实测井径扩大率最大为139.82%,最小为-6.02%)、施工压力高(15~20MPa)、封固段长(考虑水泥余量的情况下封固段可长达1500m)和尾管回接固井要求封固两头且不使用分级注水泥等难点。文章针对固井难点,总结出一套适用于复杂深井尾管及其回接固井的优化设计关键技术,它主要包括管串选择、套管扶正器加法、水泥浆体系优选、施工压力校核和配套工艺措施。实践证明,这些技术对类似井的固井作业具有实际的参考价值。 主题词 固井 复杂深井 尾管 回接 注水泥

鄯科1井是位于吐哈盆地台北凹陷鄯善弧形构造带的一口科学探索井,目的层为侏罗系、二叠系和三叠系。该井实钻井身结构为 508mm表层套管 301.18m+ 339.7mm技术套管 2704.60m+ 244.5m技术套管 4643.04m+ 139.7mm尾管 (4400.57~5495.32m)。依据我国固井工艺水平和技术条件[1],该井无疑属超深井固井范畴,使本已很难的尾管固井变得更加困难。此外,该井原钻机试油过程中发现井深750m处的 244.5mm技术套管被磨穿而导致油气水窜出地面,要求回接 139.7mm尾管至井口,并封固近井口段(0~1000m)和近井底段(2700~4400m)环空。通过强化固井设计和现场施工,使尾管及其回接固井质量均达到了设计要求。

5383m处),给管柱的下入和质量的保证带来了很大的困难。

(3)施工压力高,如按钻进时排量35L/s进行固井施工,即使不考虑高返,施工压力也高达15~20MPa。

(4)封固段长1100m,考虑水泥余量的情况下封固段可能长达1500m左右,存在固井漏失的可能。 (5)尾管回接固井要求封固两头,同时又要求不使用分级注水泥器,以避免造成人为薄弱环节。

二、固井设计关键技术

1.尾管固井 (1)管串设计

该井设计 139.7mm尾管悬挂器喇叭口位置为

4400.57m,尾管长度1094.75m,重合段长242.47m。管串结构为方钻杆+ 127mm钻杆+送入接头+ 244.5mm 177.8mm尾管悬挂器+ 177.8mm 139.7mm转化接头+139.7mmP110 9.17mm套管串+球座+浮箍+1根P110 9.17mm套管+浮箍+1根P110 9.17mm套管+浮鞋。 (2)套管扶正器设计

据该井油层分布情况,设计使用 216mm

一、固井难点分析

(1)尾管悬挂器处间隙小而导致防漏需要小排量与质量需要大排量的矛盾,即排量大了,固井质量好,但易固井漏失,影响施工安全;排量小了,有利于

防漏,但易引起窜槽,影响固井质量。

(2)井径极不规则,实测井径扩大率最大为139.82%(在5101m处),最小为-6.02%(在

*本文系中国石油天然气集团公司重点科技攻关项目(编号:960405 03)成果。

作者简介:顾军,1966年生,工学博士,副教授,研究生导师;2005年获中国石油大学(北京)博士后证书,从事油气井工程的教学与科研工作。地址:(430074)湖北省武汉市洪山区鲁磨路388号。电话:(027)63413533,13071216858。E mail:gujun.2199@eyou.com

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