TP172井下7″尾管复杂和处理.doc

TP172井下7″尾管复杂和处理 　　【摘 要】塔河油田托普区块因具有良好的油气勘探前景，是塔河油田进一步外扩，实现油气勘探开发战略接替的重点地区，是实现西北油田分公司增储上产的有力地区。TP172井是该区块一口开发直井，设计井深6696m，三开中完井深6606m，三开中完下尾管前裸眼长1378.89m，三开完钻层位是恰尔巴克组，采用尾管悬挂方式封闭地层。下7″尾管过程中，下至6428m遇阻，且越活动越浅，出现下尾管复杂情况，经过一系列的处理，本井最后恢复正常。本文对该井出现的下尾管复杂的发生经过、原因进行分析，并详细叙述处理过程，可供业内同行参考。 【关键词】TP172井；7″尾管；复杂 1 TP172井前期施工基本情况 1.1 井深结构 一开Φ444.5mm钻头×802m，表套Φ339.7mm×801.34mm；二开Φ311.2mm钻头×5230m，技套Φ244.5mm×5227.11mm；三开Φ215.9mm钻头×6606m 1.2 地层情况 本井先后钻遇第四系、库车组、康村组、吉迪克组、苏维依组、巴什基奇克组、巴西盖组、舒善河组、亚格列木组、侏罗系、哈拉哈塘组、阿克库勒组、柯吐尔组、二叠系、卡拉沙依组、巴楚组、泥盆系、志留系、奥陶系（一间房组结束） 2 下7″尾管复杂发生经过 2.1 下尾管前井下情况 下尾管前进行综合电测，电测作业顺利，电测最大井斜：1.18°/5927m，井底闭合位移25.29m，平均井径233.81mm，平均井径扩大率8.3%。 下套管前通井、短起下钻至井底均正常，裸眼段无阻卡，井底无沉砂。 下套管前通井钻具组合：Φ215.9mmHJ517G+Φ158.8mm钻铤×2根+Φ211mm螺旋扶正器+Φ158.8mm钻铤×16根+Φ127mm加重钻杆×15根+Φ127mm钻杆+Φ139.7mm钻杆。 下套管前钻井液性能：密度1.32g/cm3、粘度51s、塑粘21mPa.s、动切力7Pa、静切力3/7Pa、中压失水4ml、高温高压失水12ml、泥饼厚0.5mm、含砂0.2%、固相含量12%、坂含32、pH值9、CL-8000、Kf0.062。 2.2 下7″尾管复杂发生经过 2013年7月11日22：00开始下7″尾管，套管串组合为：浮鞋+2根7″套管+1号浮箍+2根7″套管+2号浮箍+1根7″套管+球座+7″套管串+尾管悬挂器（套管串总长1486.03m）。7月12日7：00接下套管完，8：00接悬挂器后开始下钻具送尾管，7月12日20：50下钻具送尾管至井深6428m（层位：桑塔木组），下放过程中突然遇阻，最大遇阻15t（原悬重198t），然后上提至230t提出钻具。至21：30多次采用上提下放活动钻具（范围185-240t），在上提下放活动过程中，钻具不但不下行反而越活动越浅，上提挂卡严重，阻卡位置不固定，被迫活动出1根单根。根据现场分析：通过上提下放活动钻具不能解决遇阻情况。现场开泵顶通，顶通正常（3MPa顶通），小排量循环最高压力4MPa，开泵后上提下放及遇阻卡过程中泵压一直平稳，返浆正常，尾管位置越活动越浅，开泵活动钻具与不开泵活动钻具情况基本一样，通过上提下放仍无法解决阻卡情况，活动钻具至22：30，又被迫拆1根单根。后现场被迫进行起套管、通井作业。 起7″尾管过程中多处遇阻，遇阻卡时控制最大上提下放20t范围活动，个别点阻卡严重，需活动十余次才能起出，直到尾管全部快进入上层95/8″技套前，阻卡仍然很严重；尾管进入技套后阻卡情况减弱，但仍有个别点出现阻卡。 7月14日0：00起出全部7″套管。起出套管情况：底部6根长圆扣7″套管其中5根丝扣损坏，1根完好，其它125根FOX扣套管丝扣完好；附件浮鞋完好，其余两只浮箍及一只球座丝扣全部损坏；弹性扶正器入井14只，出井6只（其中3只完好，3只损坏的均掉一根支撑片），8只弹性扶正器未见（判定落井）；刚性扶正器4只全部出井且完好；树脂扶正器4只全部出井（其中3只完好，1只损坏不完整），尾管悬挂器卡瓦牙脱落6片，悬挂器部分销钉剪断。 3 下7″尾管复杂原因分析 3.1 本井电测完通井正常，未发现阻卡现象，短起下钻正常，井底无沉砂，开泵正常。下套管遇阻卡前，井眼通畅，下套管过程中无阻卡现象，返浆正常。下套管至6428m遇阻后，开泵3MPa开通，在遇阻卡后上提下放时泵压仍然平稳。在起尾管过程中及尾管快进入9 5/8″技套内，以及尾管全部进入套管内仍然有阻卡，说明起套管阻卡与是否在裸眼段无直接关系。 3.2 从起套管遇阻卡情况及起完套管发现扶正器脱落8只、悬挂器卡瓦牙脱落6片；悬挂器部分销钉剪断，分析此次下套管遇阻卡是因为尾管悬挂器卡瓦机构提