塔河油田长裸眼盐层井套管遇卡处理研究

刘晓民，贾晓斌 (中石化西北油田分公司工程技术研究院，新疆 乌鲁木齐 830011)

塔河油田长裸眼盐层井套管遇卡处理研究

刘晓民，贾晓斌 (中石化西北油田分公司工程技术研究院，新疆 乌鲁木齐 830011)

AT17井是部署在塔河油田盐区的一口探井，该井采用长裸眼井身结构钻穿盐层，在下入∅244.5mm+∅273.1mm(无接箍)复合套管时发生套管遇卡现象。阐述了套管遇卡现象发生的原因并采取了相应对策，即采用降低钻井液密度配合浸泡解卡剂的方法和优化设计套管柱结构，优化后的管柱结构已在8口盐层井成功应用，未发生卡套管故障。实践证明，该管柱结构不但能满足封隔盐层需要，而且增大了套管环空间隙和提高了套管居中度，有效降低了大尺寸套管的下入风险。

塔河油田；套管遇卡；长裸眼；盐层井

AT17井是部署在塔河油田盐区的一口探井，实钻井深6440m，该井在石炭系巴楚组发育膏盐岩段约170m，盐层井段：5100～5271m，针对盐下地层发育较全，跨度大的情况，对该井采用长裸眼封盐膏层的井身结构方案。即三开采用311.15mm钻头钻至盐顶，对上部地层进行承压堵漏，确保盐膏层钻进时的密度要求，盐膏层钻井液密度控制在1.63～1.65g/cm3左右，以控制盐层蠕变的速度，钻穿盐层后，对盐层段扩孔测蠕变速率，确定套管下入安全时间，下入∅244.5mm+∅273.1mm(无接箍)复合套管，该井通过对盐层扩孔，电测蠕变速率及通井后，2次下送套管至井深3685m (舒善河组)和 4360m(三叠系中统阿克库勒组)时遇卡，由于长裸眼穿盐井，如果三开套管下不到位，不能对盐层进行有效封隔，则该井后续作业将无法进行。为此,笔者针对AT17井采用有效降低密度(降低压差)和浸泡解卡剂的方法成功实施解卡，并对大尺寸套管易卡的问题进行分析，在保证套管抗外挤强度满足的条件下，减小套管外径，设计扶正短节，从而有效降低大尺寸套管的下入风险。

1 钻井难点及套管遇卡原因分析

1.1钻进难点

塔河油田南缘盐层发育，埋藏深(5100m以下)，通常采用长裸眼穿盐井身结构，三开下入∅244.5mm+∅273.1mm复合套管封固盐层及以上地层，四开使用∅177.8mm套管封固盐下至奥陶系风化壳之上地层。在盐膏层钻进前，为抑制盐膏层蠕变，一般将钻井液密度提高至1.65g/cm3±，采用欠饱和盐水钻井液体系钻穿盐层，需要对盐上地层进行承压堵漏，强化井壁，提高盐上地层的承压能力。钻穿盐层后，对盐层段进行扩孔，测蠕变速率，计算下套管的安全时间，由于盐上地层压力当量密度在1.15～1.25g/cm3之间，而下套管时井筒内钻井液密度为1.65～1.66g/cm3，压差高达25MPa±，由于下入的273.1mm套管刚性大且为直连扣，无法加扶正器，居中度低，难以保证套管的顺利下入。一旦套管不能正常下入，需要对盐层段进行重复扩孔作业，故障处理耗时长。

1.2套管遇卡原因

AT17井2次卡套管的层位为白垩系下统舒善河组和三叠系中统阿克库勒组，岩性为浅灰、灰白色细粒砂岩粉砂岩。测井资料显示渗透率和孔隙性较好，分析卡钻性质为压差卡钻。按照压差卡钻的理论，摩擦力与钻柱和滤饼的接触面积、井筒静液柱压力和地层压力差、井壁虑饼的磨阻系数成正比[1]。因此，造成该井套管遇卡的原因主要有以下几方面:①滤饼的摩阻系数大。该井在处理解卡过程中，悬重显示套管已解卡，但无法起出管柱，证实了滤饼摩阻系数较大。②根据测井数据分析，套管遇卡井段地层渗透性较好，造成泥饼较厚，该井273.1mm厚壁套管刚性强，无接箍套管无法加扶正器，管壁与井眼直接接触。③压差大。该井遇卡井段压差高达25MPa，是造成该井卡套管的主要原因之一。

2 套管遇卡处理

2.1确定卡点位置

现场常用的测卡点方法是使用测卡仪法和钻具伸长量法，该井下入钻杆加复合套管，但也遵循胡克定理，依据管柱在一定拉力下的弹性伸长量来计算卡点位置。设管柱在一定的拉力下总伸长量为Δl，第一步计算∅139.7mm钻杆的伸长量Δl1，如果Δlgt;Δl1，证明∅139.7mm钻杆未卡，第二步计算244.5mm套管伸长量Δ2，如果Δlgt;Δl1+Δl2，证明∅244.5mm套管未卡，则卡点发生在∅273.1mm套管井段，第三步计算遇卡套管自由段长度，根据未卡套管长度和遇卡套管自由段长度计算出卡点位置，第一次卡点位置为3420m(卡点上移)，第二次卡点位置为4360m。

2.2泡解卡剂与降密度相结合

根据确定的卡点位置，在保证井下安全的情况下，在遇卡井段浸泡低密度解卡液[2]，这样一方面能有控制地降低环空液柱压力，降低卡点处正压差，另一方面通过浸泡解卡液使滤饼收缩，减小钻柱与滤饼间的封闭面积，同时解卡液中的油相沿裂纹渗透而降低摩阻系数，最终达到解卡的目的。

2.3处理故障过程

该井先配置密度1.66g/cm3解卡剂35m3对遇卡井段(2998～3685m)进行浸泡，解卡剂配方如下：柴油(17m3)+淡水(15m3)+WFA-1(4t)或PIPE-LAX(3.5t)+快T(2t)+有机土(0.2t)+重晶石(43t)。浸泡时每30min活动管柱一次，未能解卡，考虑到压差较大，逐步降低井筒内钻井液密度至1.18g/cm3，多次活动后成功解卡。处理井眼后，第2次下入套管至4360m再次遇卡，采用相同的配方进行浸泡，并将井筒内钻井液密度降至1.26g/cm3解卡。由于该井下套管发生2次遇卡，因而故障处理时间较长。

3 盐层段套管柱优化设计

塔河油田长裸眼穿盐井身结构三开裸眼段长达2300m±，下入套管尺寸大，井眼尺寸为311.15mm，与∅273.1mm直联扣厚壁高抗挤套管间隙仅有19mm，无法加扶正器，套管居中度低，易发生套管粘卡复杂情况。塔河工区曾先后有5口井发生套管粘卡复杂情况，其中AT17井发生2次套管粘卡复杂情况，处理故障共耗时近90d。为了降低套管下入难度及风险，优化论证后采用TP155V×∅265.13mm×22mm×TPFJ套管替代TP140V×∅273.1mm×26.24mm×TPFJ套管(见表1)，在套管本体设置扶正短节，从而增大环空面积，减小套管与井壁接触面积和下套管摩阻。

表1 套管性能参数比较表

3.1TP155V×∅265.13mm套管下深计算

根据套管柱结构与强度计算行业标准，按照塑性蠕变地层套管外载方法计算代替套管的抗外挤特性，考虑全掏空，上覆地层压力当量密度取2.45g/cm3,利用以下公式计算[3]：

式中，Pce为套管有效外压力；υ为泊松比；Gv为上覆岩层压力；ρmin为下次钻井最小钻井液密度；km为掏空系数；h为盐层段最大井深。

经计算265.13mm套管下入深度可达6095m，该套管满足塔河油田封隔盐层的抗外挤要求。

3.2导管本体扶正短节设计

设计导管本体扶正短节时，应注意如下几方面：①∅265.13mm×TP155V×22mm扶正短节通径为217.13mm，与井眼间隙10.6mm；②每2根套管加1个扶正短节，直接与套管连接。导管本体扶正短节设计参数如表2所示。

表2 套管本体扶正短节设计参数

4 应用实例

对塔河油田TK1126X井采用长裸眼穿盐井身结构，大尺寸套管下入井段5178～5372m，裸眼段长2174m，井斜2.1°，最大狗腿度为9.98°/30m。为防止发生卡套管，在盐膏层段首次采用∅265.13mm套管代替∅273.1mm套管，下入管柱结构：浮鞋(244.5mmBTC)+ 变扣短节(244.5mmBTC公×265.13mmTP-FJ母)+套管组合(TP-FJ265.1mm)+变扣短节(265.13mmTP-FJ公×244.5mmBTC母)+1根套管(244.5mmBT)+1#浮箍(244.5mmBTC)+2根套管(244.5mm BTC)+2#浮箍(244.5mmBTC)+1根套管(244.5mmBTC)+球座(244.5mmBTC)+套管组合(244.5mmBTC)+抗硫尾管悬挂器(244.5mm×339.7mm)+送放钻具。下套管过程中无阻卡现象，返浆正常，固井施工顺利，套管下入后满足抗挤要求。该套管柱结构为后期塔河油田长裸眼穿盐井身结构套管设计提供了新方法，目前已在工区内8口井上成功应用。

5 结 语

塔河油田长裸眼盐层井盐层段大尺寸套管下入时压差大，易遇卡。一旦遇卡，应认真分析卡钻原因，确定卡点位置，制定解卡方案，在井眼及井控条件满足的前提下，降低钻井液密度和泡解卡剂是解决大尺寸套管遇卡的有效措施。针对塔河油田长裸眼穿盐井大压差条件下大尺寸厚壁高抗挤直联扣套管粘卡问题，设计出265.13mm×22mm×TP155V直联扣套管和扶正短节，通过增大套管环空间隙和提高套管居中度，大大降低了大尺寸套管下入的遇卡风险。

[1]蒋希文.钻井事故与复杂问题[M].北京：石油工业出版社，2006.

[2]郑述全，胡卫东， 欧云东.长裸眼多压力系统卡钻事故处理工艺技术应用[J].钻采工艺，2007，30(5):139-141.

[3]SY/T5724-2008，套管柱结构与强度设计[S].

[编辑] 李启栋

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.02.020

TE256.2

A

1673-1409(2012)02-N064-03

2011-11-25

刘晓民(1981-)，男，2004年大学毕业，硕士，工程师，现主要从事钻井工艺优化方面的研究工作。