论文部分内容阅读
【摘要】TP45井钻完215.9mm进尺后没有认识到认真通井的重要性，177.8mm套管弹性扶正器没有严格按照钻井设计安放，弹性扶正器加量过多，导致下177.8mm发生卡套管复杂，改变了本井四开钻头尺寸，使钻井周期严重超标，极大地增加了钻井成本，延迟了后期采油作业。本文就TP45井卡套管复杂做出论述，使分公司工区内各个井队引起警惕，并为分公司小井眼钻井提供借鉴经验。
【关键词】TP45 小井眼 钻井 取心 非标钻杆 超深井
关于小井眼的定义，不同国家、不同油田有不同的解释，有的依据环空尺寸，有的依据井径，有的则依据90%或更多井段小于Φ177.8mm钻头钻进的井眼来定义。目前比较普遍认可的定义是：70%的井段直径小于Φ177.8mm的井为小井眼。TP45井依据井径而言，四开114.3mm井段属于小井眼钻井。
1 前言
TP45井是塔河油田托甫台区沙雅隆起阿克库勒凸起西南斜坡构造上的一口探井，目的层为奥陶系，属于碳酸盐岩油藏，其实钻地层自上而下依次为第四系、第三系、白垩系、侏罗系、三叠系、二叠系、石炭系、泥盆系、志留系、奥陶系。本井设计及实钻井身结构见表1。
本井于2010年11月29日一开开钻，钻至500.00m，下入339.7mm表层套管，下深498.88m；2010年12月5日二开开钻，钻至4457.00m，下入244.5mm技术套管，下深4454.91m；2009年4月15日三开开钻，钻至6721m，2011年3月29日开始下177.8mm套管，3月30日15：00钻具送放套管于井深5940m（志留系）出现阻卡现象，悬重由178t下降至142t后回至178t，恢复正常；继续下钻送放套管至井深6096.78m（奥陶系）处遇阻，由原悬重184t上提至221t，未能提开，下压至175t，未能提开放脱，反复上提下放无效，来回活动范围6091～6096.7m。16：00开泵循环，压力为6MPa，继续活动，仍然无效，后连续三次泡解卡剂都未解卡。
鉴于177.8mm套管卡死情况，为了完成钻井施工，满足地质需求，达到后期采油目的，需在下部裸眼井段内下入142.9mm套管，采用悬挂固井，以补救177.8mm无法下至预定位置造成的后果。
2 原因及危害分析
TP45井Φ177.8mm套管出现的上提遇阻、下钻遇卡，Φ177.8mm套管无法下到预定位置，无法有效封隔目的层之上井段，分析其主要原因有以下几点：
（1）通井电测时没有认真通井，井筒内有害固相没有处理干净，导致有害固相悬浮在井筒内，有害固相随着下套管的过程逐渐堆积在一起，造成卡套管事故；钻井时固相含量均按设计上限（13%）值执行，通井时固相含量仍是设计最高限值（13%），根本没有做到认真通井；
（2）套管弹性扶正器安放数量不按设计执行，本井在实际下套管过程中，浮鞋以上135.17～1090.37m每根套管均安放一根套管，本段一共安放85个弹性扶正器，远远超过钻井设计安防18个弹性扶正器，造成下套管过程中摩阻加大；
下套管过程中，由于弹性扶正器安放数量多，刮泥饼现象严重，随着下深的增加，摩阻也不断增加，造成弹性扶正器发生“脱裤子”现象，弹性扶正器堆积在一起，造成套管下放遇卡，上提时弹性扶正器上端插入井壁而导致套管无法下放至设计位置；
其造成危害有以下几点：
（1）177.8mm无法下至设计位置，6096～6721m井段需用142.9mm套管补救，改变了套管尺寸和下开次钻头尺寸；
（2）随着142.9mm套管的下入，四开需采用114.3mm钻头钻进，142.9mm套管需采用S135-73mm非标钻杆，增加钻井施工难度和钻井作业成本；
（3）四开需要取心两筒，原设计使用川5-4取心筒取心，现不得不使用外径更小取心筒，采用CK5X89-45取心筒取心，本取心工具外径89mm，岩心45mm，比川5-4取心工具岩心小21mm。由于取心筒外径变小，导致取心时钻压较小，现场操作难度加大，取心收获率得不到保证，井底风险高。
3 142.9mm补救套管
鉴于本井套管未下至设计位置，为了完成钻井、地质任务，达到顺利采油目的，现场先将3745～6096m177.8mm就地固井，固井后采用149.2mm钻头将6096m之下215.9mm裸眼井段扫塞并通井一次，扫塞钻具组合：149.2mm牙轮钻头+330×310 +120.6mm钻铤×18根+88.9m m斜坡钻杆×318根+311×410+127mm斜坡钻杆，扫塞至6132m出现放空。
为了保证下层142.9mm套管顺利下入和固井质量，防止177.8mm套管管鞋处水泥掉块硬卡149.2mm套管，主要采取了如下措施：
（1）将6096～6134m井段，即177.8mm管鞋至149.2扫塞放空段下2m井段扩孔至177.8mm，也即对177.8mm套管之下水泥环扩孔，扩孔钻具组合：149.2mm钻头+330×310 +扩孔器×1根+120.6mm钻铤×2根+149mm扶正器×1根+120.6mm钻铤×16根+88.9mm斜坡钻杆×318根+311×410+127mm斜坡钻杆，扩孔器采用DBS公司的液力扩孔器UK800扩孔至177.8mm；
（2）142.9mm套管采用悬挂固井，在下入142.9mm套管前用刮壁器对177.8mm套管6065-6000m段刮壁三次，刮壁钻具组合：铣齿接头+177.8mm刮壁器+88.9mm斜坡钻杆×318根+311×410+127mm斜坡钻杆，保证悬挂器的坐挂质量； （3）最后下入带双扶正器通井钻具组合，对177.8mm套管之下裸眼段通井，通井钻具组合：149.2mm钻头+330×310+120.6mm钻铤×2根+149.2mm扶正器×1根+120.6mm钻铤1根+149.2mm扶正器×1根×120.6mm钻铤15根+88.9mm斜坡钻杆×318根+311×410 +127mm斜坡钻杆，并间断循环调优钻井液性能，将有害固相循环出井，确保井壁稳定。
通过以上扩孔、刮壁、通井等三种有效手段，为142.9mm套管顺利下入做了充足准备。142.9mm套管顺利下至井底6721m，悬挂器顶深位于6046.96m。
4 四开钻井、取心准备
本井142.9mm套管为天钢生产，FJ扣型，壁厚12.13mm，内径为118.64mm，通径为115mm。受本井142.9mm套管限制，为了满足TP45井四开钻进，需要从钻头、钻铤长度选择、钻杆选择、取心钻头、取心工具上等几个层面上做出充分考虑，其分析如下：
4.1 钻头选择
为了满足四开钻进，钻头尺寸选择114.3mm。考虑到钻头尺寸较小，三牙轮钻头使用起来风险较高，单牙轮钻头鲜有在超深井使用，唯有PDC钻头不管从使用寿命和井底安全上都符合本井要求，最后选择川石产GP0845钻头，本钻头有三个水眼，在TP45超深井段中，钻压推荐不超过30KN。
4.2 钻铤长度选择
上层套管内径为118.64mm，根据塔河工区内钻铤使用情况，本井使用88.9mm钻铤，根据钻具中和点[1]计算公式（1）：
式中：
L：钻铤长度 m；
P：钻压 KN，本井取30KN；
根据钻具中和点计算公式（1），得出本井四开最少需要18根88.9mm钻铤。
4.3 钻杆选择
根据目前塔河钻杆情况，在142.9mm套管仅能使用60.3mm、73.0mm钻杆，但是本井为超深井，钻头尺寸已经变小，这两种钻杆外径小，下入井底风险太高，满足不了本井安全施工要求。
根据邻近油田使用过的宝钢Φ73×9.19mmIU-S135-BGXT26钻杆的使用情况，本钻杆从钻杆本体外径、壁厚、钢级、接头外径（88.9mm）上都满足本井需要。
4.4 取心筒、取心钻头选择
本井四开原设计钻头尺寸为149.2mm，取心筒选用川5-4，取心筒外径121mm，内径93mm。但是本井套管尺寸发生改变，通径变小，需选择CK5X89-45取心筒，取心筒外径89mm，内径45mm，对比川5-4取心筒，岩心尺寸严重变小。
本井原设计取心钻头为149.2mm取心钻头，后选择104.3mmCK5T508取心钻头，取心钻头较设计严重变小，取心过程中钻压较小，不能超过30KN。
有了以上钻头、钻铤尺寸、钻杆、取心钻头、取心筒等五个条件，为四开114.3mm井眼顺利钻进打下了坚实基础。
5 四开钻井、取心工艺
通过解决了钻头、钻头以及取心筒等问题，四开得以正常施工，四开钻井、取心工艺如下：
5.1 四开钻井钻具组合
114.3mmGP0845钻头+230×DS260+单流阀+ 88.9m m钻铤18根+旁通阀+DS261×XT260+73mm非标钻杆90根（接头外径88.9mm）+XT261 ×310+88.9mm斜坡钻杆×258根+311×410+127mm斜坡钻杆；钻井参数：钻压30KN，转速55r/min，排量12L/s，泵压22MPa。四开井段均使用GP0845-PDC钻头，平均机械钻速2.04m/h，比预期钻速高。
5.2 四开取心钻具组合
104.3mm-CK5T508钻头+CK5X89-45取芯筒+88.9mm钻铤18根+DS261×XT260+73mm非标钻杆90根（接头外径88.9mm）+XT261×310+88.9mm斜坡钻杆×258根+311×410+127mm斜坡钻杆；
第一趟取心钻井参数：钻压20KN，转速30r/min，泵压12MPa；排量6L/s。由于CK5X89-45首次在塔河油田使用，无任何经验可以借鉴，纯属摸索，第一趟取心情况如下：取芯井段6754.02-6757.60m，进尺3.58m，心长0.85m，取心收获率23.74%，取心收获率偏低。
鉴于第一趟取心钻压偏低，第二趟取心时钻压加大至30KN，其它钻井参数不变，并制定了下钻控制速度，到底后先小排量顶通，逐步增加排量，充分循环清洁井底等钻井技术措施。第二趟取心较第一趟很成功，其情况如下：取心井段6757.60m-6759.65m，进尺2.05m，芯长1.95m，收获率95.12%。
6 结论
尽管TP45井177.8mm套管位置下至设计位置，但通过142.9mm套管进行补救，依旧完成了钻井、地质任务，为后期采油打下了基础。通过TP45井小井眼钻井、取心可以得出如下结论：
（1）塔河油田大部分井属于深井、超深井，下套管前务必做到认真通井，调整好泥浆性能，使井壁保持稳定，满足下套管要求；
（2）井队、固井队务必严格按照钻井设计安装扶正器，不能按照自己意愿，随意添加或减少扶正器数量；
（3）塔河油田常规四级结构井177.8mm套管未下至设计位置，不必惊慌失措，要充分论证补救措施，积极准备补救工具及下开次工具，做到心中有数；
（4）CK5X89-45取芯筒首次在塔河油田使用，为塔河油田小井眼取心积累了宝贵经验，但CK5X89-45取芯筒外径较小，施工钻压较低，难以操作，安全风险高，建议以后尽量使用此类小取心筒；
（5）TP45井实际钻井周期超设计周期36.42天，极大地增加了钻井费用。
参考文献
[1] 法国石油研究院 编.钻井数据手册（第六版）[M].北京：地质出版社，1995.10
作者简介
路子阳，男，1984年生，汉族，河南邓州人，助理工程师，2008年本科毕业于长江大学资源勘查工程专业，新疆油田公司百口泉采油厂，现主要从事地质工作。
【关键词】TP45 小井眼 钻井 取心 非标钻杆 超深井
关于小井眼的定义，不同国家、不同油田有不同的解释，有的依据环空尺寸，有的依据井径，有的则依据90%或更多井段小于Φ177.8mm钻头钻进的井眼来定义。目前比较普遍认可的定义是：70%的井段直径小于Φ177.8mm的井为小井眼。TP45井依据井径而言，四开114.3mm井段属于小井眼钻井。
1 前言
TP45井是塔河油田托甫台区沙雅隆起阿克库勒凸起西南斜坡构造上的一口探井，目的层为奥陶系，属于碳酸盐岩油藏，其实钻地层自上而下依次为第四系、第三系、白垩系、侏罗系、三叠系、二叠系、石炭系、泥盆系、志留系、奥陶系。本井设计及实钻井身结构见表1。
本井于2010年11月29日一开开钻，钻至500.00m，下入339.7mm表层套管，下深498.88m；2010年12月5日二开开钻，钻至4457.00m，下入244.5mm技术套管，下深4454.91m；2009年4月15日三开开钻，钻至6721m，2011年3月29日开始下177.8mm套管，3月30日15：00钻具送放套管于井深5940m（志留系）出现阻卡现象，悬重由178t下降至142t后回至178t，恢复正常；继续下钻送放套管至井深6096.78m（奥陶系）处遇阻，由原悬重184t上提至221t，未能提开，下压至175t，未能提开放脱，反复上提下放无效，来回活动范围6091～6096.7m。16：00开泵循环，压力为6MPa，继续活动，仍然无效，后连续三次泡解卡剂都未解卡。
鉴于177.8mm套管卡死情况，为了完成钻井施工，满足地质需求，达到后期采油目的，需在下部裸眼井段内下入142.9mm套管，采用悬挂固井，以补救177.8mm无法下至预定位置造成的后果。
2 原因及危害分析
TP45井Φ177.8mm套管出现的上提遇阻、下钻遇卡，Φ177.8mm套管无法下到预定位置，无法有效封隔目的层之上井段，分析其主要原因有以下几点：
（1）通井电测时没有认真通井，井筒内有害固相没有处理干净，导致有害固相悬浮在井筒内，有害固相随着下套管的过程逐渐堆积在一起，造成卡套管事故；钻井时固相含量均按设计上限（13%）值执行，通井时固相含量仍是设计最高限值（13%），根本没有做到认真通井；
（2）套管弹性扶正器安放数量不按设计执行，本井在实际下套管过程中，浮鞋以上135.17～1090.37m每根套管均安放一根套管，本段一共安放85个弹性扶正器，远远超过钻井设计安防18个弹性扶正器，造成下套管过程中摩阻加大；
下套管过程中，由于弹性扶正器安放数量多，刮泥饼现象严重，随着下深的增加，摩阻也不断增加，造成弹性扶正器发生“脱裤子”现象，弹性扶正器堆积在一起，造成套管下放遇卡，上提时弹性扶正器上端插入井壁而导致套管无法下放至设计位置；
其造成危害有以下几点：
（1）177.8mm无法下至设计位置，6096～6721m井段需用142.9mm套管补救，改变了套管尺寸和下开次钻头尺寸；
（2）随着142.9mm套管的下入，四开需采用114.3mm钻头钻进，142.9mm套管需采用S135-73mm非标钻杆，增加钻井施工难度和钻井作业成本；
（3）四开需要取心两筒，原设计使用川5-4取心筒取心，现不得不使用外径更小取心筒，采用CK5X89-45取心筒取心，本取心工具外径89mm，岩心45mm，比川5-4取心工具岩心小21mm。由于取心筒外径变小，导致取心时钻压较小，现场操作难度加大，取心收获率得不到保证，井底风险高。
3 142.9mm补救套管
鉴于本井套管未下至设计位置，为了完成钻井、地质任务，达到顺利采油目的，现场先将3745～6096m177.8mm就地固井，固井后采用149.2mm钻头将6096m之下215.9mm裸眼井段扫塞并通井一次，扫塞钻具组合：149.2mm牙轮钻头+330×310 +120.6mm钻铤×18根+88.9m m斜坡钻杆×318根+311×410+127mm斜坡钻杆，扫塞至6132m出现放空。
为了保证下层142.9mm套管顺利下入和固井质量，防止177.8mm套管管鞋处水泥掉块硬卡149.2mm套管，主要采取了如下措施：
（1）将6096～6134m井段，即177.8mm管鞋至149.2扫塞放空段下2m井段扩孔至177.8mm，也即对177.8mm套管之下水泥环扩孔，扩孔钻具组合：149.2mm钻头+330×310 +扩孔器×1根+120.6mm钻铤×2根+149mm扶正器×1根+120.6mm钻铤×16根+88.9mm斜坡钻杆×318根+311×410+127mm斜坡钻杆，扩孔器采用DBS公司的液力扩孔器UK800扩孔至177.8mm；
（2）142.9mm套管采用悬挂固井，在下入142.9mm套管前用刮壁器对177.8mm套管6065-6000m段刮壁三次，刮壁钻具组合：铣齿接头+177.8mm刮壁器+88.9mm斜坡钻杆×318根+311×410+127mm斜坡钻杆，保证悬挂器的坐挂质量； （3）最后下入带双扶正器通井钻具组合，对177.8mm套管之下裸眼段通井，通井钻具组合：149.2mm钻头+330×310+120.6mm钻铤×2根+149.2mm扶正器×1根+120.6mm钻铤1根+149.2mm扶正器×1根×120.6mm钻铤15根+88.9mm斜坡钻杆×318根+311×410 +127mm斜坡钻杆，并间断循环调优钻井液性能，将有害固相循环出井，确保井壁稳定。
通过以上扩孔、刮壁、通井等三种有效手段，为142.9mm套管顺利下入做了充足准备。142.9mm套管顺利下至井底6721m，悬挂器顶深位于6046.96m。
4 四开钻井、取心准备
本井142.9mm套管为天钢生产，FJ扣型，壁厚12.13mm，内径为118.64mm，通径为115mm。受本井142.9mm套管限制，为了满足TP45井四开钻进，需要从钻头、钻铤长度选择、钻杆选择、取心钻头、取心工具上等几个层面上做出充分考虑，其分析如下：
4.1 钻头选择
为了满足四开钻进，钻头尺寸选择114.3mm。考虑到钻头尺寸较小，三牙轮钻头使用起来风险较高，单牙轮钻头鲜有在超深井使用，唯有PDC钻头不管从使用寿命和井底安全上都符合本井要求，最后选择川石产GP0845钻头，本钻头有三个水眼，在TP45超深井段中，钻压推荐不超过30KN。
4.2 钻铤长度选择
上层套管内径为118.64mm，根据塔河工区内钻铤使用情况，本井使用88.9mm钻铤，根据钻具中和点[1]计算公式（1）：
式中：
L：钻铤长度 m；
P：钻压 KN，本井取30KN；
根据钻具中和点计算公式（1），得出本井四开最少需要18根88.9mm钻铤。
4.3 钻杆选择
根据目前塔河钻杆情况，在142.9mm套管仅能使用60.3mm、73.0mm钻杆，但是本井为超深井，钻头尺寸已经变小，这两种钻杆外径小，下入井底风险太高，满足不了本井安全施工要求。
根据邻近油田使用过的宝钢Φ73×9.19mmIU-S135-BGXT26钻杆的使用情况，本钻杆从钻杆本体外径、壁厚、钢级、接头外径（88.9mm）上都满足本井需要。
4.4 取心筒、取心钻头选择
本井四开原设计钻头尺寸为149.2mm，取心筒选用川5-4，取心筒外径121mm，内径93mm。但是本井套管尺寸发生改变，通径变小，需选择CK5X89-45取心筒，取心筒外径89mm，内径45mm，对比川5-4取心筒，岩心尺寸严重变小。
本井原设计取心钻头为149.2mm取心钻头，后选择104.3mmCK5T508取心钻头，取心钻头较设计严重变小，取心过程中钻压较小，不能超过30KN。
有了以上钻头、钻铤尺寸、钻杆、取心钻头、取心筒等五个条件，为四开114.3mm井眼顺利钻进打下了坚实基础。
5 四开钻井、取心工艺
通过解决了钻头、钻头以及取心筒等问题，四开得以正常施工，四开钻井、取心工艺如下：
5.1 四开钻井钻具组合
114.3mmGP0845钻头+230×DS260+单流阀+ 88.9m m钻铤18根+旁通阀+DS261×XT260+73mm非标钻杆90根（接头外径88.9mm）+XT261 ×310+88.9mm斜坡钻杆×258根+311×410+127mm斜坡钻杆；钻井参数：钻压30KN，转速55r/min，排量12L/s，泵压22MPa。四开井段均使用GP0845-PDC钻头，平均机械钻速2.04m/h，比预期钻速高。
5.2 四开取心钻具组合
104.3mm-CK5T508钻头+CK5X89-45取芯筒+88.9mm钻铤18根+DS261×XT260+73mm非标钻杆90根（接头外径88.9mm）+XT261×310+88.9mm斜坡钻杆×258根+311×410+127mm斜坡钻杆；
第一趟取心钻井参数：钻压20KN，转速30r/min，泵压12MPa；排量6L/s。由于CK5X89-45首次在塔河油田使用，无任何经验可以借鉴，纯属摸索，第一趟取心情况如下：取芯井段6754.02-6757.60m，进尺3.58m，心长0.85m，取心收获率23.74%，取心收获率偏低。
鉴于第一趟取心钻压偏低，第二趟取心时钻压加大至30KN，其它钻井参数不变，并制定了下钻控制速度，到底后先小排量顶通，逐步增加排量，充分循环清洁井底等钻井技术措施。第二趟取心较第一趟很成功，其情况如下：取心井段6757.60m-6759.65m，进尺2.05m，芯长1.95m，收获率95.12%。
6 结论
尽管TP45井177.8mm套管位置下至设计位置，但通过142.9mm套管进行补救，依旧完成了钻井、地质任务，为后期采油打下了基础。通过TP45井小井眼钻井、取心可以得出如下结论：
（1）塔河油田大部分井属于深井、超深井，下套管前务必做到认真通井，调整好泥浆性能，使井壁保持稳定，满足下套管要求；
（2）井队、固井队务必严格按照钻井设计安装扶正器，不能按照自己意愿，随意添加或减少扶正器数量；
（3）塔河油田常规四级结构井177.8mm套管未下至设计位置，不必惊慌失措，要充分论证补救措施，积极准备补救工具及下开次工具，做到心中有数；
（4）CK5X89-45取芯筒首次在塔河油田使用，为塔河油田小井眼取心积累了宝贵经验，但CK5X89-45取芯筒外径较小，施工钻压较低，难以操作，安全风险高，建议以后尽量使用此类小取心筒；
（5）TP45井实际钻井周期超设计周期36.42天，极大地增加了钻井费用。
参考文献
[1] 法国石油研究院 编.钻井数据手册（第六版）[M].北京：地质出版社，1995.10
作者简介
路子阳，男，1984年生，汉族，河南邓州人，助理工程师，2008年本科毕业于长江大学资源勘查工程专业，新疆油田公司百口泉采油厂，现主要从事地质工作。