塔里木油田連續(xù)油管壓井探索與實踐

周建平郭建春張福祥季曉紅秦世勇張 浩

（1.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川成都 610500；2.塔里木油田分公司，新疆庫爾勒 841000）

塔里木油田連續(xù)油管壓井探索與實踐

周建平1，2郭建春1張福祥2季曉紅2秦世勇2張 浩2

（1.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川成都 610500；2.塔里木油田分公司，新疆庫爾勒 841000）

引用格式：周建平，郭建春，張福祥，等. 塔里木油田連續(xù)油管壓井探索與實踐［J］.石油鉆采工藝，2015，37（6）：81-82，88.

塔里木油田塔中I號氣田屬于典型的高溫深層高含硫碳酸鹽巖氣田，S井在下完井回插管柱過程中，完井管柱底部浮閥失效，儲層圈閉壓力瞬間釋放，導(dǎo)致了溢流后的井口高套壓。由于該井套壓高、井內(nèi)管柱少、正擠壓井無法擠入等特殊情況，常規(guī)壓井方式均無法實施。利用連續(xù)油管壓井方案論證、現(xiàn)場連續(xù)油管流動測試、壓井應(yīng)急預(yù)案演練等方法，證實了連續(xù)油管在該井壓井的可行性，通過現(xiàn)場連續(xù)油管壓井過程中的精細施工，安全處理了溢流高套壓問題并壓井成功，為特殊情況下的壓井作業(yè)提供了一種新的參考方法。

連續(xù)油管；溢流；壓井；塔里木油田

塔里木油田塔中I號氣田儲層埋藏深5 000～7 000 m、溫度高達130～170 ℃、易噴易漏且硫化氫含量高達1×102～40×104mg/L，屬于典型的高溫深層高含硫碳酸鹽巖氣田，連續(xù)油管的使用經(jīng)歷了多年的探索與實踐［1］。近年來，連續(xù)油管在塔中I號氣田各項作業(yè)中不斷取得新突破，其功能不再局限于常規(guī)的氣舉、洗井、沖砂、酸化作業(yè)，在鉆井及事故處理方面也展現(xiàn)出獨特的優(yōu)越性［2-6］。介紹了連續(xù)油管在塔中I號氣田S井的壓井過程，證實了連續(xù)油管在特殊工況下處理溢流的可行性，為后續(xù)類似工況下的壓井積累了寶貴經(jīng)驗［7］。

1　連續(xù)油管在塔里木油田應(yīng)用現(xiàn)狀

2012年之前，連續(xù)油管在塔里木油田主要用于氣舉、洗井、沖砂、酸化等常規(guī)作業(yè)。2013年開始，塔里木油田逐漸引入更大尺寸（?50.8 mm）、適用深度更深的連續(xù)油管（管長8 100 m，工作深度7 400 m），連續(xù)油管也從之前的常規(guī)作業(yè)轉(zhuǎn)化為更為復(fù)雜的作業(yè)項目，例如連續(xù)油管帶壓鉆磨井下安全閥閥瓣（井口最高帶壓32.4 MPa，井口取樣硫化氫濃度120 000 mg/L）、7 400 m水平井油管內(nèi)鉆磨、水平井噴砂射孔等［8］。S井采用連續(xù)油管壓井為塔里木油田溢流壓井的成功處理提供了新方法。

2　S井溢流壓井難點

2.1S井概況

S井為一口碳酸鹽巖儲層開發(fā)井，2013年4月22日鉆至井深6 887 m完鉆，目的層位為上奧陶統(tǒng)良里塔格組良二段，實鉆靶點A井斜深6 367 m、垂深6 162 m，靶點B井斜深6887 m、垂深6205.6 m，水平段長520 m。該井總體試油方案為：下入SHP套管懸掛器+裸眼封隔器+分層滑套改造+完井、投產(chǎn)一體化管柱，分四段進行酸壓改造。

2.2溢流及前期壓井

S井在密度1.16 g/cm3泥漿中下PHP封隔器+錨定密封油管回插管柱（已用鉆桿將分段工具送入到位，套管懸掛器座封、驗封合格），當下至59.35 m發(fā)現(xiàn)溢流0.6 m3，關(guān)環(huán)形防噴器、關(guān)上半封，搶接旋塞關(guān)井成功，觀察套壓由0上升至19.7 MPa后保持不變。后采用密度1.7 g/cm3鉆井液擠壓井方式壓井，排量3 L/s，由于井下工具結(jié)構(gòu)復(fù)雜，套壓由19.7 MPa迅速升至29 MPa，因排量小、套壓上升太快，且井內(nèi)管柱太少，井口控制難度大，擠壓井失敗。

2.3壓井難點

（1）通過擠壓井結(jié)果分析，溢流原因為井底管柱所帶兩支浮閥完全失效，并且為打開滑套所投入的?38.1 mm樹脂球已經(jīng)入座，要想使用壓回法進行壓井需先打掉球座建立井內(nèi)管柱與地層溝通通道，而打掉球座所需的井口壓力經(jīng)過計算為62.4 MPa，井控裝備額定工作壓力70 MPa，安全系數(shù)無保障，不能實施。

（2）井內(nèi)管柱?59.35 m（自重0.81 t），如果打掉球座，管柱需要承受上頂力38.71 t，上頂力太大，不能再繼續(xù)進行擠壓井，擠壓井產(chǎn)生的上頂力可能會使管柱折斷或頂出井口，造成井噴失控的事故。

（3）井口套壓高達29 MPa，管柱懸重小，不能使用帶壓下鉆的方法增加井內(nèi)管柱深度后循環(huán)壓井，易造成環(huán)形防噴器膠芯刺漏而引發(fā)井噴失控。

3　連續(xù)油管壓井實施方案

3.1方案制定

3.1.1連續(xù)油管參數(shù)選擇 受井口防噴工具搶接旋塞內(nèi)徑?44 mm制約，連續(xù)油管尺寸選擇?38.1 mm，再輔以雙機雙泵水泥車作為壓井機具，具體參數(shù)見表1。

表1　連續(xù)油管參數(shù)

3.1.2連續(xù)油管地面試驗 為保證連續(xù)油管下至設(shè)計深度后能正常作業(yè)，在地面上進行了連續(xù)油管泵壓、排量的地面流動測試，測試結(jié)果表明當壓井液密度為1.65 g/cm3、排量150 L/min時泵壓為41 MPa，可以滿足壓井排量，見表2。

表2　連續(xù)油管地面流動性測試結(jié)果

為保證連續(xù)油管在壓井施工中抗拉安全性，提前對連續(xù)油管進行強度校核計算［9-12］。在下至設(shè)計井深后進行了連續(xù)油管抗拉試驗：控制上提下放速度12 m/min以內(nèi)，上提下放過程中采取開泵、停泵方式進行測試，試驗證明在4 600 m處上提連續(xù)油管開泵時張力13 122 kg，小于該點理論值14 611 kg，小于連續(xù)油管的極限拉力18 378 kg，可安全實施壓井作業(yè)。

3.1.3連續(xù)油管節(jié)流循環(huán)壓井通道 連續(xù)油管注入頭額定工作壓力105 MPa，接在井口內(nèi)防噴工具旋塞之上，節(jié)流循環(huán)壓井通道為：泥漿罐-泥漿泵-雙機雙泵水泥車-井口旋塞內(nèi)-連續(xù)油管內(nèi)-連續(xù)油管與套管環(huán)空-井隊節(jié)流管匯-泥漿罐。

3.2壓井施工過程

連續(xù)油管下深至4 600 m后，開始泵入密度為1.65 g/cm3壓井液（排量120 L/min，泵壓36 MPa，套壓20 MPa）進行節(jié)流循環(huán)壓井。泵入1.65 g/cm3壓井液104 m3后改用1.8 g/cm3壓井液“蓋帽”，套壓逐漸下降至4 MPa，停泵后套壓落0，觀察出口無異常，壓井成功（累計泵入量為1.65 g/cm3壓井液104 m3、1.8 g/cm3壓井液39.8 m3），后起出連續(xù)油管，檢查連續(xù)油管完好。

4　結(jié)論

（1）S井在無法實施常規(guī)壓井的特殊情況下，運用連續(xù)油管成功完成了節(jié)流循環(huán)壓井任務(wù)，證實了（2）在井內(nèi)管柱少，發(fā)生溢流關(guān)井的情況下，搶接旋塞作為井口內(nèi)防噴工具，為后期壓井作業(yè)或處理井下復(fù)雜情況提供足夠的管柱通徑。

連續(xù)油管壓井方法在高溫、高壓、高硫化氫深井應(yīng)用的可行性，是塔里木油田在連續(xù)油管使用上的新突破，為今后解決類似復(fù)雜工況的壓井問題提供了新方法。

（3）井口帶壓情況下使用連續(xù)油管壓井極大降低了井控風險，提高了作業(yè)成功率。現(xiàn)場壓井施工情況表明，?38.1 mm連續(xù)油管在?200 mm套管中正循環(huán)壓井，頂替效率較好。

［1］李大公，朱長發(fā).連續(xù)油管綜述［J］.國外石油機械，1995，6（3）：22-33.

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（修改稿收到日期 2015-10-29）

〔編輯 李春燕〕

Exploration and practice on well killing by coiled tubing in Tarim Oilfeld

ZHOU Jianping1，2，GUO Jianchun1，ZHANG Fuxiang2，JI Xiaohong2，QIN Shiyong2，ZHANG Hao2
（1. State Key Laboratory of Oil & Gas Reserνoir Geology and Exploitation，Southwest Petroleum Uniνersity，Chengdu 610500，China；2. Tarim Oilfield Company，Korla 841000，China）

Tazhong I gas field of Tarim Oilfield is a typical deep carbonatite gas field of high temperature and high content of sulphur. While the string was run back after completion of Well S，the float valve at the bottom of completion string failed and the trapped pressure was released instantly，leading to high casing pressure at wellhead after well flow. This well had high casing pressure and not much down-hole string，and well killing by forward squeezing could not squeeze kill fluid into the wellbore，so conventional well killing methods could not be executed. By demonstrating the well kill method using coiled tubing，field tests on coiled tubing flow and emergency drill on well killing，the feasibility of well killing with coiled tubing was proved. Through careful well killing using coiled tubing，the problem of high casing pressure at overflow was safely addressed and the well was killed successfully，providing a new reference method for well killing jobs under special cases.

coiled tubing； overflow； well killing； Tarim Oilfield

TE933.8

B

1000-7393（ 2015 ） 06-0081-02 doi:10.13639/j.odpt.2015.06.020

周建平，1981年生。2008年畢業(yè)于西南石油大學(xué)油氣井工程專業(yè)，現(xiàn)主要從事試油完井技術(shù)及管理工作，工程師。電話：0996-2173775。E-mail：zhoujp-tlm@petrochina.com.cn。