塔里木油田连续油管压井探索与实践

周建平郭建春张福祥季晓红秦世勇张 浩

（1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 610500；2.塔里木油田分公司，新疆库尔勒 841000）

塔里木油田连续油管压井探索与实践

周建平1，2郭建春1张福祥2季晓红2秦世勇2张 浩2

（1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 610500；2.塔里木油田分公司，新疆库尔勒 841000）

引用格式：周建平，郭建春，张福祥，等. 塔里木油田连续油管压井探索与实践［J］.石油钻采工艺，2015，37（6）：81-82，88.

塔里木油田塔中I号气田属于典型的高温深层高含硫碳酸盐岩气田，S井在下完井回插管柱过程中，完井管柱底部浮阀失效，储层圈闭压力瞬间释放，导致了溢流后的井口高套压。由于该井套压高、井内管柱少、正挤压井无法挤入等特殊情况，常规压井方式均无法实施。利用连续油管压井方案论证、现场连续油管流动测试、压井应急预案演练等方法，证实了连续油管在该井压井的可行性，通过现场连续油管压井过程中的精细施工，安全处理了溢流高套压问题并压井成功，为特殊情况下的压井作业提供了一种新的参考方法。

连续油管；溢流；压井；塔里木油田

塔里木油田塔中I号气田储层埋藏深5 000～7 000 m、温度高达130～170 ℃、易喷易漏且硫化氢含量高达1×102～40×104mg/L，属于典型的高温深层高含硫碳酸盐岩气田，连续油管的使用经历了多年的探索与实践［1］。近年来，连续油管在塔中I号气田各项作业中不断取得新突破，其功能不再局限于常规的气举、洗井、冲砂、酸化作业，在钻井及事故处理方面也展现出独特的优越性［2-6］。介绍了连续油管在塔中I号气田S井的压井过程，证实了连续油管在特殊工况下处理溢流的可行性，为后续类似工况下的压井积累了宝贵经验［7］。

1　连续油管在塔里木油田应用现状

2012年之前，连续油管在塔里木油田主要用于气举、洗井、冲砂、酸化等常规作业。2013年开始，塔里木油田逐渐引入更大尺寸（Ø50.8 mm）、适用深度更深的连续油管（管长8 100 m，工作深度7 400 m），连续油管也从之前的常规作业转化为更为复杂的作业项目，例如连续油管带压钻磨井下安全阀阀瓣（井口最高带压32.4 MPa，井口取样硫化氢浓度120 000 mg/L）、7 400 m水平井油管内钻磨、水平井喷砂射孔等［8］。S井采用连续油管压井为塔里木油田溢流压井的成功处理提供了新方法。

2　S井溢流压井难点

2.1S井概况

S井为一口碳酸盐岩储层开发井，2013年4月22日钻至井深6 887 m完钻，目的层位为上奥陶统良里塔格组良二段，实钻靶点A井斜深6 367 m、垂深6 162 m，靶点B井斜深6887 m、垂深6205.6 m，水平段长520 m。该井总体试油方案为：下入SHP套管悬挂器+裸眼封隔器+分层滑套改造+完井、投产一体化管柱，分四段进行酸压改造。

2.2溢流及前期压井

S井在密度1.16 g/cm3泥浆中下PHP封隔器+锚定密封油管回插管柱（已用钻杆将分段工具送入到位，套管悬挂器座封、验封合格），当下至59.35 m发现溢流0.6 m3，关环形防喷器、关上半封，抢接旋塞关井成功，观察套压由0上升至19.7 MPa后保持不变。后采用密度1.7 g/cm3钻井液挤压井方式压井，排量3 L/s，由于井下工具结构复杂，套压由19.7 MPa迅速升至29 MPa，因排量小、套压上升太快，且井内管柱太少，井口控制难度大，挤压井失败。

2.3压井难点

（1）通过挤压井结果分析，溢流原因为井底管柱所带两支浮阀完全失效，并且为打开滑套所投入的Ø38.1 mm树脂球已经入座，要想使用压回法进行压井需先打掉球座建立井内管柱与地层沟通通道，而打掉球座所需的井口压力经过计算为62.4 MPa，井控装备额定工作压力70 MPa，安全系数无保障，不能实施。

（2）井内管柱Ø59.35 m（自重0.81 t），如果打掉球座，管柱需要承受上顶力38.71 t，上顶力太大，不能再继续进行挤压井，挤压井产生的上顶力可能会使管柱折断或顶出井口，造成井喷失控的事故。

（3）井口套压高达29 MPa，管柱悬重小，不能使用带压下钻的方法增加井内管柱深度后循环压井，易造成环形防喷器胶芯刺漏而引发井喷失控。

3　连续油管压井实施方案

3.1方案制定

3.1.1连续油管参数选择 受井口防喷工具抢接旋塞内径Ø44 mm制约，连续油管尺寸选择Ø38.1 mm，再辅以双机双泵水泥车作为压井机具，具体参数见表1。

表1　连续油管参数

3.1.2连续油管地面试验 为保证连续油管下至设计深度后能正常作业，在地面上进行了连续油管泵压、排量的地面流动测试，测试结果表明当压井液密度为1.65 g/cm3、排量150 L/min时泵压为41 MPa，可以满足压井排量，见表2。

表2　连续油管地面流动性测试结果

为保证连续油管在压井施工中抗拉安全性，提前对连续油管进行强度校核计算［9-12］。在下至设计井深后进行了连续油管抗拉试验：控制上提下放速度12 m/min以内，上提下放过程中采取开泵、停泵方式进行测试，试验证明在4 600 m处上提连续油管开泵时张力13 122 kg，小于该点理论值14 611 kg，小于连续油管的极限拉力18 378 kg，可安全实施压井作业。

3.1.3连续油管节流循环压井通道 连续油管注入头额定工作压力105 MPa，接在井口内防喷工具旋塞之上，节流循环压井通道为：泥浆罐-泥浆泵-双机双泵水泥车-井口旋塞内-连续油管内-连续油管与套管环空-井队节流管汇-泥浆罐。

3.2压井施工过程

连续油管下深至4 600 m后，开始泵入密度为1.65 g/cm3压井液（排量120 L/min，泵压36 MPa，套压20 MPa）进行节流循环压井。泵入1.65 g/cm3压井液104 m3后改用1.8 g/cm3压井液“盖帽”，套压逐渐下降至4 MPa，停泵后套压落0，观察出口无异常，压井成功（累计泵入量为1.65 g/cm3压井液104 m3、1.8 g/cm3压井液39.8 m3），后起出连续油管，检查连续油管完好。

4　结论

（1）S井在无法实施常规压井的特殊情况下，运用连续油管成功完成了节流循环压井任务，证实了（2）在井内管柱少，发生溢流关井的情况下，抢接旋塞作为井口内防喷工具，为后期压井作业或处理井下复杂情况提供足够的管柱通径。

连续油管压井方法在高温、高压、高硫化氢深井应用的可行性，是塔里木油田在连续油管使用上的新突破，为今后解决类似复杂工况的压井问题提供了新方法。

（3）井口带压情况下使用连续油管压井极大降低了井控风险，提高了作业成功率。现场压井施工情况表明，Ø38.1 mm连续油管在Ø200 mm套管中正循环压井，顶替效率较好。

［1］李大公，朱长发.连续油管综述［J］.国外石油机械，1995，6（3）：22-33.

［2］夏健，杨春林，卫俊杰，等.连续油管带压冲砂洗井技术在注水井中的应用［J］.石油钻采工艺，2013，35（6）：105-108.

［3］余江.连续油管技术应用研究［J］.新疆石油科技，2011，21（4）：34-36，69.

［4］车洪昌，冀成楼，刘琦，等.连续油管氮气举升工艺在鲁迈拉油田的应用［J］.石油钻采工艺，2014，36（2）：78-81.

［5］彭在美，窦树柏，董帅，等.连续油管国内外应用概况及国内的研制方向［J］.焊管，2008，31（4）：7-13.

［6］苏新亮，李根生，沈忠厚，等.连续油管钻井技术研究与应用进展［J］.天然气工业，2008，28（8）：55-57.

［7］贾映友，赵明凯，叶青科，等.连续油管压井工艺在丘东七井的应用［J］.钻采工艺，2002，25（5）：26-27.

［8］姚昌宇，王迁伟，高志军，等.连续油管带底封分段压裂技术在泾河油田的应用［J］.石油钻采工艺，2014，36（1）： 94-96.

［9］赵广慧，梁振.连续油管的力学行为研究［J］.西南石油大学学报，2007，29（3）：115-117.

［10］何东升，武学尧，雷建安.连续油管的工作能力计算［J］.西安石油学院学报：自然科学版，2002，17（2）：37-40.

［11］李长印，李冬毅，蒋济成.连续油管在作业过程中的受力分析［J］.内蒙古石油化工：2009，35（16）：54-56.

［12］杜龙，王青艳，张伟.连续油管下入深度的影响因素分析［J］.石油仪器，2009，23（2）：48-50，53.

（修改稿收到日期 2015-10-29）

〔编辑 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年毕业于西南石油大学油气井工程专业，现主要从事试油完井技术及管理工作，工程师。电话：0996-2173775。E-mail：zhoujp-tlm@petrochina.com.cn。