西北油田成功实施超深井多级套管井筒处理

　　[中国石化新闻网2014-08-07]8月1日，西北油田塔河采油一厂井下作业项目管理部创新研讨超深井多级套管复杂井筒处理工艺技术优化，在YJ2-11X井成功应用，创XJ750修井机超深井“解封、推胶筒、定位打塞”多项记录，较设计工期提前17天，在保障安全、优质完成修井任务的同时优化作业成本59.5万。
　　YJ2-11X井属于超深（人工井底7442m）、三级套管结构（133/8″×97/8″×7″×149.2裸眼）、复杂井筒（97/8″环空容积200方，裸眼段长达155米，最大井斜19.11度，上奥陶统灰质泥岩坍塌扩径）类型油井，修井难点及风险较大。原井管串有两个封隔器、3个水力锚，裸眼封隔器下部有136毫米扶正器，酸压时最高泵压96兆帕，存在封隔器无法解封、切割油管分段打捞风险；井筒容积248方，后期扫塞岩屑不能充分携带出井，存在卡钻风险；打塞过程受斜井、坍塌因素可能出现埋钻、卡钻事故，钻具自重125吨，XJ750极限吨位150吨，解卡能力有限，风险极高。
　　针对上述难点及风险，塔河采油一厂井下作业项目部优化设计工序，辨识各工序风险制定相应技术防范措施，集思广益、领导深入现场靠前指挥，成功攻克上述难题。针对多级封隔器、水力锚酸压管柱解封，形成超深井多级封隔器解封技术；针对封隔器胶筒裸眼段遇卡，优化钻具+斜坡油管组合（悬重约90吨），采用旋转加间歇反打推胶筒至7300米，具备打塞条件，形成钻具“瘦身”复杂井筒处理技术；针对超深井挤堵采用超高温、抗盐水泥浆体系，考虑地层坍塌、套管膨胀挤入经验，合理控制反挤量及泵压，控制塞面达到酸压要求，形成超深井挤水泥控塞面技术。
　　目前跃进片区共21口井，该区块产层均属于超深井（平均垂深7211米），多级套管结构组合，超深井多级套管复杂井筒处理工艺的成功应用为该区块后期作业具有指导意义。