浴酸解卡技术在小井眼长裸眼侧钻井中的应用

陈文博， 柳志勇， 曹 欣

(中石油川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司)

靖安油田单井控制储量低、储量动用不充分，长期注水致使水淹井、高含水井、停产井比例增多、剩余油分布零散、高含水地区存在未动用或含油饱和度较高部位，常规挖潜高昂的钻前投资及后期地面管网建设投资无法满足老油田开发后期经济高效的生产要求，利用已有井眼和采输系统可有效降低生产成本，缩短作业周期，提高经济效益，该区块侧钻井以长1层为开窗层，长6层为目的层，侧钻井段一般长400～500 m。C20-17井因井筒落物打捞困难，需在Ø139.7 mm套管内开窗侧钻复产，该井开窗点在599 m，设计完钻井深1 734 m，钻遇直罗组、延安组、富县组、延长组，裸眼井段长达1 135 m，井底位移达600 m，小井眼钻进循环压耗高，祼眼井段越长，钻屑携带、井壁稳定等问题造成施工风险也越高，因此悬浮携砂、润滑防卡是该井施工的难点。

一、C20-17井卡钻过程

C20-17井钻进至长2组1335m处接单根下放钻具时遇阻,发生了粘附卡钻事故，被卡钻具结构：Ø118 mm PDC钻头+Ø95 mm 1.25°单弯马达+Ø105 mm回压凡尔+Ø105 mm定向接头+Ø105 mm NMDC(带MWD)+Ø73 mm HWDP×15柱+Ø73 mm DP。此时钻井液性能：密度1.15 g/cm3，黏度66 mPa·s，滤饼厚度0.4 mm，失水7.5 mL，动塑比：0.55，pH为8。处理粘卡事故时通常采用上提下放活动解卡、减小钻井液与地层压差、减小滤饼摩擦系数、减小钻井液吸附性和破坏滤饼五种方法[1-2]。发生粘卡后多次上提下放活动钻具无法解卡，决定采用浸泡解卡剂解卡。解卡剂的解卡机理包括渗透作用、润湿作用、去水化作用和滤饼脱落作用等[3]。

二、浴酸解卡的处理

借鉴水平井酸浴实现解卡的技术思路，利用酸液与滤饼中钠基膨润土、石灰石粉、地层岩屑发生化学反应。酸液可将钠基膨润土脱水成为氢膨润土，体积缩小80%以上[4]；酸液可使岩石疏松、滤饼破裂、脱落从而使钻具解卡瞬间消除压差来解除粘卡，浸泡酸液通常选用盐酸、氢氟酸、盐酸和氢氟酸配制成混合酸[5]，因发生卡钻时间较长，为了增强浸泡效果，本次决定将氢氟酸与盐酸混合后使用。

1. 混合酸液的选择与确定

取被卡地层钻屑与API失水滤饼，做不同比例和浓度混合酸液的试验，使其混合酸与滤饼和被卡地层的钻屑反应达到最佳效果。

(1)考虑盐酸可以溶解井壁上钻屑、滤饼中的碳酸盐，发生如下反应[6]：

CaCO3+2HCl=CaCl2+H2O+CO2↑

MgCO3+2HCl=MgCl2+H2O+CO2↑

取浓度为5%、10%、15%和31%的盐酸对API失水滤饼、钻屑进行浸泡，盐酸浸泡效果见表1。

表1 盐酸含量对浸泡效率的影响

采用盐酸浸泡反应剧烈，5%盐酸浸泡60 min后滤纸上的滤饼开始脱落，且盐酸浓度越高滤饼脱落速度越快，说明高浓度盐酸能够破坏滤饼的稳定性，对解卡有利，选取15%盐酸作为混合酸基液。

(2)考虑卡钻时间长，粘卡井段已经增长，卡点附近岩性为砂岩，主要成分为石英砂，采用盐酸和氢氟酸对裸眼段进行酸浴，氢氟酸可与黏土矿物如石英、蒙脱石、钠长石等发生如下反应[4-7]：

SiO2+6HF=H2SiF6+2H2O

Al[Si8O20](OH)4+72HF=4H3AlF6+8H2SiF6+24H2O

Na2O·Al2O3·6SiO2+50HF=2H3AlF6+6H2SiF6+2NaF+16H2O

取浓度为15%的盐酸作为基液，加入不同浓度的氢氟酸，对滤饼和卡点附近钻屑进行浸泡，混合酸浸泡效果见表2。

表2 氢氟酸含量对反应速度的影响

浸泡过程中随着氢氟酸浓度的增加，滤饼脱落速度加快，但氢氟酸浓度过高，浸泡地层后井筒易形成糖葫芦井段，对后期施工不利，决定选用15%的盐酸与3%氢氟酸对裸眼段进行酸浴解卡作业。

(3)为避免酸液对侧钻开窗点上部老套管及钻具造成严重腐蚀影响后期固井、试压及后期生产，需向混合酸中加入缓蚀剂和铁离子稳定剂减缓对套管及钻具的腐蚀[8]，参考酸化酸液配方添加1.5%缓蚀剂HJF-94和1%铁离子稳定剂TWJ-10，在温度为70℃、N80钢级挂片酸浴4 h为条件下，模拟浴酸作业过程对套管腐蚀情况，挂片情况见图1。

图1 添加1.5%缓蚀剂、1%铁离子稳定剂前后酸液对挂片腐蚀图

由图1观察挂片的表面情况，发现未加缓蚀剂和铁离子稳定剂的酸液挂片的局部区域上附着有少量黑色沉淀，边缘腐蚀较严重，添加1.5%缓蚀剂HJF-94和1%铁离子稳定剂TWJ-10后挂片表面仅个别点蚀和坑蚀现象，可有效减缓酸液腐蚀速率。

2. 酸量的确定

用15%的盐酸与3%氢氟酸进行浸泡解卡，所需酸液量：V酸=裸眼段长度×环空容积×附加系数，附加系数一般选择1.2～1.5，本次按1.5进行计算，浸泡井段为599～1 335 m(736 m)，需要注入9.5 m3的混合酸，现场共配备混合酸液10 m3。

3. 浴酸作业过程

连接好泥浆泵顶替流程与酸液返出流程后开始对注酸管线进行试压，试压合格后开始注酸施工，上提钻具50 kN，注入钻井液5.58 m3对酸液替到预定位置后，静止浸泡，每10 min活动一次钻具，浸泡60 min后利用转盘正转至第7圈半时方钻杆下方钻具扭矩释放，成功解卡。利用泥浆泵循环替入钻井液替出酸液，替出酸液后转盘憋卡严重上提仍有遇阻现象，配制3%GD-K+2.5%G309 +2.5%SMP+0.2%NaOH低黏降滤失钻井液25 m3，循环参数：排量650～700 L/min，转盘转速25～40 r/min，循环划眼3 h后井下恢复正常，起出钻具，成功的解除了本次小井眼长裸眼段卡钻事故。

三、认识与建议

(1)本次预算解卡为小井眼侧钻井粘卡事故处理积累了经验，浴酸解卡速度快，成功率高，但浴酸后地层渗流能力增加强，后期钻进时应落实好井控制度，做好防喷防漏工作。

(2)循环替酸时井口挡泥伞有大量CO2及残酸返出，施工前要检查井控装备并保证安全可靠，连接好井口残酸回收流程，隔离井口区域，防止CO2气体与酸液突然从井口涌出对人员造成伤害。

(3)小井眼钻进时应合理控制井眼轨迹，避免直接往井筒干加重晶石提高钻井液密度，防止压差急剧增大引发粘卡，应利用原浆配制加重浆后以逐渐混入方式加入。

(4)利用酸液浸泡后井壁稳定性变差，易形成大肚子井眼，起下钻时应严格控制速度，遇阻及时开泵划眼防止管柱遇卡。