渤中某深井套管阻卡原因及应对措施分析

朱 培，和鹏飞，侯冠中，胡润泽

1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司（天津300452）

2.中海石油（中国）有限公司天津分公司（天津300452）

渤中某深井套管阻卡原因及应对措施分析

朱 培1，和鹏飞1，侯冠中2，胡润泽1

1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司（天津300452）

2.中海石油（中国）有限公司天津分公司（天津300452）

随着钻完井技术的不断进步和油藏开发的需要，大斜度井、水平井及小井眼大曲率侧钻井等越来越多，在此种情况下，硬地层曲率井眼中下套管柱的遇阻卡现象随之增多。渤中某井定向井完钻井深达到4 716.0m，在Φ177.8mm套管在下入过程中阻卡，处理较为困难。从套管柱不同受力状态下的弯曲挠度变化和振动载荷等方面分析在硬地层曲率井眼中下套管柱出现遇阻时容易卡套管的原因，从而探索出处理套管下入时阻卡的处理操作细节，达到指导现场实际作业的目的。

套管柱；阻卡处理；弯曲挠度；振动载荷；渤海油田

下套管作业是钻井作业中的重要环节，常见的下套管复杂情况或者事故为套管阻卡，套管阻卡情况一般可分为4类：①套管粘卡；②井眼缩经卡；③井眼坍塌或砂桥卡；④井眼曲率导致卡[1-3]。在硬地层曲率井眼中下入套管柱作业中，经常会出现下放遇阻时上提活动套管柱遇卡的情况[4-6]。渤海油田A8井位于渤中区块，目的层位于沙河街和潜山，埋藏较深在海拔-4 200.0m左右，完钻井深4 716.0m，在Φ177.8mm尾管在下入过程中阻卡，处理困难，严重影响作业时效。

1 作业背景及基本情况

1.1 地质特征

1）储层埋藏深，钻井揭开层系多。自上而下依次揭开第四系平原组，上第三系明化镇组、馆陶组，下第三系东营组、沙河街组，钻探主要目的层为沙河街和太古界潜山。浅部地层疏松。平原组为疏松的黏土表层，成岩性差，易垮塌；明化镇组地层为泥岩、砂岩、粉砂岩互层，地层中黏土矿物以蒙脱石或伊蒙无序间层为主，易水化，分散性极强，膨胀率高；馆陶组地层以砂砾岩为主，夹薄层泥岩。

2）东营组地层为厚层泥岩夹砂岩，泥岩地层随着埋深增加压实程度更好，属中软地层，平均抗压强度23.78MPa（3 448.8psi）。

3）沙河街组地层为厚层泥岩夹砂岩，泥岩地层随着埋深增加压实程度更好，地层致密，较硬，属中等硬度地层，平均抗压强度42.69MPa（6 189.6psi）。

1.2 井身结构

A8井采用5级井身结构，Φ244.5mm气密套管实际下入深度4 042.3m，位于东营组顶部，四开Φ215.9mm井眼及Φ177.8mm尾管封隔至东二下段易坍塌井段，采用Φ152.4mm井眼揭开生产层段沙河街和太古界潜山。井身结构见表1。

表1 某A8井井身结构

1.3定向井轨迹

A8井是一口定向井。该井自310.0m开始造斜定向，610.0m以后设计井斜角以28°稳斜钻至完钻，见表2。

表2 某A8井定向井轨迹设计

1.4 卡尾管情况实例

下Φ177.8mm尾管至4 080.0m遇阻10.0t（Φ244.5 mm套管鞋4 042.0m）；缓慢上提至206.0t（顶驱悬重30.0t）未提活。接顶驱开泵，逐渐提排量至1 200.0 L/min。期间在150.0～280.0t之间活动钻具，无法解卡。汇报基地，决定下放钻具至中和点（155.0t），对顶驱施加正转蹩扭至29.0kN·m，逐步下压30.0t，未放活。蹩扭29.0kN·m，在悬重145.0～165.0t之间活动钻具，期间泵压返出均正常。缓慢释放扭矩，在悬重170.0～280.0t之间重复快速活动钻具，未活。下放钻具至中和点悬重155.0t，蹩扭至27.0kN·m，下压至115.0t，未活。逐步提高扭矩至31.0kN·m，在115.0～155.0t之间活动钻具，未活。期间泵压及返出均正常。释放扭矩，在悬重85.0～290.0t之间快速活动钻具，未活。

泵入6.5m3解卡剂，并顶替至尾管与裸眼环空42.0m，尾管内留高310.0m，每间隔30.0min顶替10冲。下压钻具至顶驱悬重30.0t，钻具悬重突然增加至正常悬重147.0t，继续缓慢下放钻具7.0m，悬重维持在147.0t，缓慢上提至悬重170.0t，解卡。

2 卡尾管原因分析

2.1 地层因素

从岩屑录井图1看该段为砂泥岩互层泥岩段。地层压实强度高，井壁较硬。起钻期间钻具无明显阻挂。

2.2 定向井轨迹

定向井轨迹。轨迹方面井斜基本无变化，方位稍有变化，见表3。

2.3 工具串刚性变化

1）最后一趟为测井+通井钻具组合。最大尺寸位置为钻头位置，通井效果有一定的局限性。组合：Φ215.9mm牙轮钻头+变扣接头+Φ171.4mm成像测井工具+Φ171.4mm LWD工具+Φ171.4mm MWD工具+Φ171.4mm无磁钻铤+Φ165.1mm浮阀接头+ Φ177.8mm旁通循环接头+Φ165.1mm随钻震击器+ Φ127.0mm加重钻杆14根。

图1 卡点附近地层岩性

表3 卡点附近定向井轨迹变化

2）尾管串组成。组合：浮鞋+单根套管（带半刚性扶正器）+浮鞋+套管单根若干。底部浮鞋外径Φ200.0m，在浮鞋上面单根加半刚性扶正器最大外径Φ203.2mm。

根据上述分析，可知尾管串最大外径处在半刚性浮鞋，采用套装在尾管本体方式，为最可能阻卡的位置，但是如果是扶正器卡，则存在管串可旋转以及上下一个套管单根的位移量，据此分析是浮鞋卡。导致此次卡套管的主要原因是深部地层井壁较硬、局部较小的方位变化以及套管刚性强于钻具等因素叠加导致卡套管，通过下文计算进一步验证判断结果。

3 尾管串力学计算

3.1 管柱弯曲挠度计算

根据姜伟等人对定向井套管建立的挠曲方程[7]，计算本井不同受力状态下的挠度，结果见表4。

1）套管柱的弯曲挠度随轴向压力的增大而增加，随轴向拉力的增加而减小。换言之，轴向压力有增加挠度的趋势，而轴向拉力有减少挠度的趋势。因此，在造斜井段下套管柱遇阻时其管柱底部发生了挠度弯曲，顺应井眼趋势已经进入到了曲率井眼中；如果想通过上提活动管柱，套管柱改变了受力状态，在受拉力下其挠度弯曲减少，因受曲率井眼井壁束缚，势必其侧向力大大增加，表现为套管柱轴向运行的受阻卡力增大。定性分析可以看出，在曲率井眼中下套管柱遇阻10.0t时，若想提活管柱需要比过提10.0t更大的力才能提活。

2）在受压20.0t的状态下，理论上套管柱已经发生了5.25cm的挠度弯曲，但实际上套管柱在井下受到井壁的侧向力支持，弯曲程度不会超出井眼与套管环空间隙（1.9cm）。所以，套管柱受压力越大，其弯曲变形的能量越大，受到井壁作用的侧向力也越大，表现在套管柱的轴向运行上受阻卡的力度也越大。因此在硬地层中试图通过增加下压吨位来通过遇阻点的做法不一定可取，应具体情况具体分析。

3.2 振动载荷的计算

根据《海洋钻井手册》中的套管柱运动急停状态下产生的最大轴向振动[8]，计算振动载荷结果见表5。

表4 Φ177.8mm套管柱在不同受力状态下的挠度计算数据

表5 Φ177.8mm套管柱振动载荷计算结果

通过以上计算数据可以看出：下套管柱遇阻时产生的振动载荷跟速度成正比，速度越大，产生的振动载荷越大，遇阻时的惯性力也就越大。一般情况下建议现场下套管作业时控制速度在0.5m/s以内，以免遇阻时产生的振动载荷过大，导致套管柱下放无法通过，上提无法提活。计算结果与实际作业基本吻合。

4 结论与建议

在硬地层中或曲率井眼中下套管柱时，如果遇阻若措施不当会导致管柱无法提活产生卡套管事故，基于上述分析可知在渤中地区沙河街组（或者埋藏较深、抗压强度较高）地层下套管作业时需要注意以下几点：

1）控制遇阻吨位。根据弯曲挠度分析数据，下套管柱遇阻时切不可硬压，控制合适的遇阻吨位，一般控制遇阻吨位不超过10.0t。

2）采取合适的下放速度。过快的下放速度在下套管柱发生遇阻时不容易及时作出反应，过慢的下放速度则影响作业时效，因此建议套管的下放速度在0.2～0.3m/s，不超过0.5m/s。

3）遇阻时应立即上提活动管柱防止卡套管，根据钻机的提升能力、套管柱最薄弱点的抗拉能力等提前计算出最大上提吨位，第一时间将管柱上提至最大吨位，以避免复杂情况的发生。

[1]朱可尚.胜利油田埕北1D-3井卡套管事故处理工艺[J].钻采工艺,2003,26(2):92.

[2]李子杰,巩同标.梁38-平6井套管事故原因分析及处理措施[J].石油钻采工艺,2009,31(6):107-109.

[3]王德金,周建文,陈广超,等.小套管井几种典型事故的处理技术[J].Petroleum Geology and Engineering,2008,22(5):90-92.

[4]张小辉.复杂条件下套管柱优化设计研究[D].大庆:东北石油大学,2013.

[5]汪智能.复杂深井超深井套管柱优化设计及下套管技术研究[D].北京:中国石油大学(北京),2011.

[6]何英明.川东北不确定地质条件下套管柱优化设计方法[D].东营:中国石油大学(华东),2011.

[7]姜伟.定向井套管柱弯曲挠度的计算及研究[J].中国海上油气(工程),1992(6):25-30.

[8]董星亮,曹式敬,唐海雄，等.海洋钻井手册[M].北京：石油工业出版社，2011.

With the continuous progress of drilling and completion well technology and the need of reservoir development,highly-deviat⁃ed well,horizontal well and slim-hole large-curvature sidetracking well are more and more,and therefore the blocking phenomenon of casing string in the curvature borehole in hard formation becomes more and more.The design depth of a directional well in the middle part of Bohai Oilfield is 4 716m,and the blocking phenomenon of casing string occurred when the casing string of Φ177.8mm entering hole,which is difficult to deal with.The causes leading to the blocking of casing string in the curvature borehole in hard formation are an⁃alyzed from the bending deflection change and the vibration load of casing string under different stress states so as to discuss on the mea⁃sures for dealing with the casing blocking and to guide field operation.

casing string;casing blocking processing;bending deflection;vibration load;Bohai Oilfield

尉立岗

2016-03-30

朱培（1983-），男，工程师，主要从事海洋石油钻井技术监督与管理工作。