某小井眼侧钻井下防砂筛管遇卡分析

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1、某小井眼侧钻井下防砂筛管遇卡分析　　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

2、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。　　1Y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×？?I339.7mm套管（下入深度247.66m）+？?I311.2mm井眼×？?I244.5mm套管（下入深

3、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

4、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

5、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

6、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

7、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