长庆区域油气井套管完井质量问题及监督要点分析

李学贵，唐玉春，魏涛，张亚虎，王楠

中国石油川庆钻探工程有限公司 长庆石油工程监督公司（陕西 西安 710018）

0 引言

套管完井是石油钻井中一种常见的完井作业方式，套管完井的主要优点体现在有效地封隔和支持疏松易坍塌产层、封隔不同特征的油气层、进行选择性作业和测试、多层位完井等。提升套管完井质量是指在整个钻井工程作业周期内围绕套管完井方法，采取一系列措施，减少地质条件、工艺技术等因素对油气层的损害，促使储层更好地发挥其产能作用，便于后期油气田的平稳开采。套管完井质量问题是油气田勘探开发长期平稳发展的关键。如今油气井分布越来越广，自然因素、人为因素等影响套管完井质量，逐渐成为了长庆区域油气井开发的阻碍，影响到了整个油气田的长期平稳发展。尽管近年来公司已制定了相应的完井质量监督办法，但是套管完井质量问题仍然存在。因此如何应对日益复杂的完井质量问题，保证油气资源高效安全地开采，是摆在工程监督面前的重要难题。结合长庆区域油气田施工特点，通过分析近年来套管完井存在的普遍问题，结合现场实际提出了针对性的工程监督方法和措施，为今后套管完井监督管理提供指导和参考，不断提升套管完井质量，为油气田长期经济有效开发提供了坚实保障。

1 套管完井质量问题分析

1.1 套管粘卡

1）地层孔隙压力低于钻井液液柱压力而形成压差，套管与井壁的接触面积大于钻杆的接触面积，增加了粘卡的发生概率[1]。

2）下套管前未进行有效通井以及通井后井内泥浆静置时间过长，没有足够的上下活动拉伸井壁，部分地层层段由于岩性特点造成井壁的坍塌、缩径以及岩屑的沉淀。这些问题如果在下套管作业前未能及时处理，容易造成套管下入粘卡、入井不到底的复杂现象。

3）下套管过程安装扶正器，使得套管居中，提高后期固井质量。但是，扶正器的质量问题以及不合理的安放位置容易造成入井扶正器刮削井壁，从而破坏井壁的稳定性，导致套管出现阻卡，其次安装扶正器后会改变套管的刚度，特别是在通过造斜井段的时候会增加困难，甚至造成套管的强度损坏[2]。因此选择合适的扶正器以及合理安装扶正器位置也是降低套管粘卡的关键。

4）在不同钻井液条件下油基钻井液相对来说好于水基钻井液和盐水钻井液，目前长庆区域主要采用水基钻井液，在钻井液条件不变的情况下，如若降低下套管过程中的摩阻系数，则需要改变下套管的方式及控制钻井液性能来实现。其中钻井液的处理尤为重要，若钻井液性能较差则会导致井眼内壁形成“虚泥饼”；若循环不充分则造成井内大量沉沙。同时在曾经发生过井漏、出水等复杂井，在处理复杂过程中加入过大量的重晶石、堵漏剂，这改变了钻井液性能，润滑性能逐渐降低，若在下套管之前未能及时处理钻井液，则会增加下套管的摩阻系数。

1.2 碰压不符合要求

固井完井碰压，是衡量套管完井质量的一项重要指标。完井碰压不符合要求的影响因素有很多，主要来自以下几方面：①套管未进行有效清洗，丝扣、护丝含有污油、沙粒等杂质，致使在上扣的过程中公扣与母扣之间存在间隙；②套管未预先通内径，下套管过程中附着在套管内壁的一些铁屑杂质落入套管浮箍处造成的浮箍阀门堵塞开泵循环及碰压失效；③套管上扣扭矩设置不符合要求或者未按要求上足扭矩，套管接箍留有余扣造成的密封不严；④浮箍、浮鞋、分级箍自身的密封失效导致的碰压失效；⑤套管本身存在的质量问题以及紧扣扭矩不达标，导致碰压时脱扣，造成重大质量问题。

上述问题不仅会造成固井碰压失效，同时也会降低套管柱抗拉强度，不利于后期的油气安全生产开采。

1.3 固井质量差

1.3.1 扶正器使用不当

在大斜度及水平段的井型中，由于套管串自身的重力作用和井眼轨迹全角变化率的影响，套管串容易产生挠曲变形。如果扶正器的刚性强度以及安装位置不符合要求，一方面会导致套管直接“坐”在井壁上，形成偏心环空，偏心环空贴近下井壁部分环空较窄，远离井壁部分环空较大，在固井过程中，往往形成上部水泥胶结较好，下部水泥胶结较差的现象；另一方面在挠曲度大的位置会产生水泥浆串槽，影响固井井身质量，容易造成后期生产过程中,套管因受力的作用或受地层流体物质的腐蚀作用而损坏，影响套管的使用寿命。

1.3.2 水泥浆替量不足

水泥浆替量预算不足或固井过程操作不当造成的水泥浆替量不够，其次部分区域存在漏层，因替量排量过大导致失返等因素，无法满足设计中水泥返出的要求，造成的长区段位套管环空无水泥填充胶结封固。在生产过程中，地层流体物质会加速腐蚀胶结封固较差的套管壁。

1.3.3 水泥浆性能不符合要求

水泥浆性能不合理，达不到设计要求或部分区域存在的水泥浆配方与地层岩性不匹配，切合度较差，导致水泥胶结不达标，起不到支撑、保护套管的作用。

1.4 生产过程套管腐蚀

1）生产过程中化学物质引起套管腐蚀。在石油和天然气开采过程中，油气井产出物中的化学物质，如硫化氢、硫、二氧化碳和其他化学物质，以及生产过程中的注入水和地层水中所含有的各种腐蚀性物质与套管中的铁离子反应而腐蚀套管本体。其中，二氧化碳和硫化氢是最重要的两种腐蚀介质，它们与水相互作用腐蚀套管，硫化氢还会使套管产生硫化物应力和氢脆开裂。实践证明，腐蚀对金属材料的危害很大[3]。

2）不同地层介质引起的套管腐蚀。油水井套管所在各个地层中的土壤结构、水分、盐分及各层中氧气的渗透率等都不均匀，会在各个地层之间产生电位差。这样在不同的土层或水层的过渡地带就会形成一个大电池，致使套管腐蚀穿孔[4]。

3）应力与特定介质相互作用下引起的套管腐蚀。套管在地层中每个部位承受的应力均不相同，在套管生产工作过程中，承受应力大的部分，容易受到特定介质的腐蚀作用，从而会引发局部的腐蚀，即应力腐蚀开裂。

套管腐蚀损坏的影响是决定后期安全平稳生产的主要因素，套管的腐蚀损坏不仅增加了修井的作业频次，加大了井下作业工作量，同时也增加了修井的难度和后期的作业费用。

1.5 套管弯曲变形

套管弯曲变形主要影响原因为：①对送进的套管未进行认真检查，未能检查出外形的损坏部分，其次未按要求进行通径或通径未使用相应规格要求的通径规，测量不出弯曲变形的套管；②在卸套管或者下套管过程中由于人为的操作不当而造成的套管变形弯曲和损坏；③下套管过程中未按要求进行灌浆或者钻井液泥浆密度调配不当，满足不了平衡套管内外压力要求，从而导致套管内外压差过大引起套管挤扁或胀裂。

1.6 下套管造成井漏或井喷

套管柱在充有流体的井内运移的过程相当于一个柱塞排出流体，使流体在井内运动。因此环空流速与运动管柱底端结构及几何尺寸有关[5]。当套管在井内下行过程中会产生激动压力导致井内压力大于地层压力，容易把地层压漏；当套管在上行过程会形成抽汲压力导致井内压力小于地层压力，容易诱发出水、溢流甚至井喷。因此控制好下套管的速度，平衡好井底压力是下套管安全作业的保障。

2 监督要点及预防措施

为提高套管完井质量，及时有效预防套管完井作业的各项问题，在执行长庆油田公司钻井工程设计的基础上，从安全、高效、稳定方面，对下套管作业的前、中、后3个时间段进行重点监督把控。

2.1 下套管前的作业监督

2.1.1 全角变化率的控制

全角变化率是井眼轨迹设计中的一个重要参数，也是衡量井身质量的重要指标，它在很大程度上决定了下套管的难易程度。全角变化率大的井眼，由于井眼的弯曲使得管柱产生挠曲变形的效应更加显著，下套管的摩阻也就更大。因此，在施工过程中控制好合理的全角变化率是很有必要的。施工过程全角变化率控制有如下要求。

①直井段：0＜H＜1 000 m连续三点中至少一点的全角变化率≤2.1°/30 m；1 000 m≤H＜3 000 m连续三点中至少一点的全角变化率≤2.7°/30 m；3 000m≤H＜5 000 m连续三点中至少一点的全角变化率≤3°/30 m。②斜井段：全角变化率（连续三点即90 m井段）造斜段最大连续三点中至少一点的全角变化率≤5°/30 m；其他斜井段最大连续三点中至少一点的全角变化率≤2°/30 m。③水平井段：斜井段全角变化率≤10°/30 m，测斜间距≤10 m。

通过查找自动记录仪卡片、班报表、测斜记录痕迹，检查是否按照规定测斜，再通过测斜记录，检查全角变化率是否超标。

2.1.2 套管及其附件的检查

套管及其附件的检查是提前发现问题的关键，也是有效控制套管质量关键措施。套管的检查讲究全面细致，能及时发现问题并解决问题。

1）套管的丈量、清洗、外观检查、通径。①核对送进套管的数量，检查套管外观有无变形弯曲，钢级、型号、扣型是否符合设计要求，抽查套管的丈量记录，确保丈量数据准确。其次丝扣清洗干净，摆放高度不超过三层，层间应铺设垫杠，防腐套管有保护措施，送井套管应按照入井顺序逐根编好序号并排放整齐。在检查套管过程中发现套管有损伤，特别是防腐套管，要及时联系套管厂家在下套管作业前对套管的损伤部位进行补漆或更换。②选择合适的通径规，通径规大小的选择以直径等于套管内径值减3.18 mm，Φ139.7 mm和Φ114.3 mm套管通径规长度不小于150 mm，Φ177.8 mm套管通径规长度不小于200 mm。对每根套管进行通径并留存记录。

2）套管串及附件的检查。常规油气井套管附件主要包括扶正器、浮箍浮鞋、短套管、联顶节、循环接头等。①扶正器检查。具有正规厂家的出厂合格证；刚度、规格及数量达到设计要求；外观无变形，扶正条厚度不小于4 mm，扶正条三边焊接牢靠，与套管尺寸配套配套相应数量的127.0 mm(5")销钉；在条件允许的情况下建议使用整体式扶正器。②浮箍、浮鞋检查。具有正规厂家出厂合格证，外观完好。浮箍必须采用弹簧复位式，能正常复位，检查密封牢靠。③短套管、联顶节、循环接头。短套管钢级壁厚等同于套管串钢级壁厚，具有相应资质厂家出具的合格检验报告及商检报告，长度一般为2～5 m；联顶节丝扣完好，接箍无变形及松扣，用套管内径规通内径。联顶节丝扣无磨损，一根联顶节使用不能超过3次往复卸扣的标准；循环接头丝扣完好，无变形。

2.1.3 套管串结构的核查

进行套管串设计，应考虑以下3个方面的要求:①要能够满足钻井作业、油气层开发和产层改造的需要；②在设计套管承受外载荷时，具有一定的储备能力，不至于立马拉断、压扁或挤坏，也就是说套管实际强度应该稍大于套管在固井地层中所承受的最大外载荷，设计套管的强度稍微有点盈余[6]；③能满足套管顺利入井的原则，即通过合理的套管串设计来减小井身结构、钻井液及井壁等诸多因素的影响，从而达到降低摩擦阻力顺利下入套管的目的。

根据套管通知单要求，在设置套管串结构过程中，要考虑套管串与附件及其套管串与井身结构、钻井液及井壁等诸多因素的匹配性。套管串设计执行以下要求：①套管下深不能超过套管通知单完钻井深。②浮箍位置执行地质要求，浮箍位置必须在套管通知单阻流环位置以下，浮鞋、浮箍之间距离，油井10 m左右，气井20 m左右。③扶正器加放位置执行钻井工程设计，扶正器安装在套管接箍部位，穿销钉并折弯90°，安装扶正器时注意做好井口防护，避免销钉及手工具等杂物落入井内。④短套管位置在套管通知单短套范围内。⑤不能在套管通知单中要求避开接箍范围内有接箍。⑥调节“短套位置”的调节短套放在短套以上200 m。⑦调节阻流环（浮箍位置）的调节短套直接放在浮箍上边。⑧下滑套的井，滑套位置必须与项目组滑套通知单位置一致。⑨套管等级要求。直/定向井小井眼上古井全井段下P110套管，双公全部使用钢级为P110双公短套。直/定向井小井眼下古井全井段特殊螺纹金属密封，0～2 500 m下95S防硫套管+下部P10。直/定向井常规井眼下古井下Φ139.7 mm套管的，全井段特殊螺纹金属密封。0～2 000 m下80S防硫+下部N80Q；或者0～2 500 m下80S防硫+下部N 80。⑩所有附件（双公、调节短套、短套、浮箍浮鞋）的钢级、防硫特性、扣型与该井段内的主体管串一致或高于现场套管钢级。自己加工的短套等必须提供具有相应资质的公司出具的加工证明。⑪套管通知单数据及附件位置，在套管数据表中应用颜色标记和备注。

2.1.4 下套管队伍资质的核查

核查下套管作业队伍人数及人员的资质证书，所配备套管钳应运行完好并配备1套作为备用，避免因下套管过程套管钳故障，影响下套管的连续性。下套管扭矩检测队伍设备配置及人员要求应符合工程技术管理部相关规定，且必需经过项目组现场核查和认可；在下套管前根据各套管厂家套管型号调试好套管钳的扭矩值大小，做好下套管准备。

2.1.5 泥浆的处理要求

下套管的整个过程都是在钻井液中进行的。钻井液的密度、黏度、失水和润滑性能对下套管的摩阻系数有着非常重要的影响。在斜井段和稳斜段及其延伸井段，泥浆循环过程中流速分层加剧，岩屑沉沙在高边的流体高速区容易偏离，从而沉至井眼下部，形成厚度较大的岩屑床，导致井眼清洁困难，套管下入岩屑床容易造成粘卡。因此在下入套管之前，应进行充分通井循环，且进行全套性能测试，将振动筛筛目调整至180目及以上，通过循环将井内岩屑沉沙充分循环出来，保证井内清洁。其次在下套管之前根据井身结构及水平位移长度要求，每千米水平段位移配置1～1.5 t的聚合醇或者石墨等润滑剂，以减少下套管的摩阻系数。

2.2 下套管的过程监督

2.2.1 密封脂的使用

套管螺纹脂质量关系到套管串的密封效果。不同的套管螺纹及使用工况，要选择相应型号的螺纹脂，才能实现有效的螺纹保护和密封。若是错误地选择了套管螺纹脂或使用了假冒螺纹脂，不但起不到密封和保护作用，反而会影响套管螺纹保护和密封特性。

对于气井所用长圆螺纹（LC）套管，应选用黏接型螺纹脂Catt101或TOP101。气井所用特殊螺纹金属密封套管，是靠金属挤压变形实现有效的气密封，只能选用润滑型螺纹脂，如CS-5（内加有润滑油、润滑脂、粒度很小的软金属材料等），上扣过程中起到润滑、保护密封面的作用。油田所用长圆螺纹（LC）套管，选用普通有机螺纹脂，内含有润滑脂、无机填料（石磨粉）、金属填料（铜粉等），上扣过程中起到润滑防止粘扣的作用，是通过填料堵塞通道，实现有效地流体密封。套管专用密封脂涂抹均匀。

2.2.2 套管上扣操作

1）气井和油田水平井套管上扣时，必须使用带扭矩仪的套管钳，要求下套管扭矩检测队伍必须在现场出具每根套管的扭矩曲线图。

2）防腐套管上扣后，对损伤部位必须进行补漆，在上扣的过程中要平稳操作，控制好下放速度，同时注意好井口的防护，避免杂物落入井内造成井下复杂。

3）上扣过程应一次上扣到位，中途不应停顿，若出现上斜的情况严禁强行上扣，避免造成扣损坏。

4）扶正器的安放执行套管串设计要求，安放位置应于套管接箍之间，穿好销钉，下放过程注意防止碰到转盘面。

2.2.3 灌浆及中途循环

1）灌浆前检查灌浆装置的完好性，灌浆管线应连接牢靠，避免造成无效灌浆。

2）正常情况下油井每下50根套管灌满钻井液一次，气井、油田水平井每下30根套管灌满钻井液一次，每下60根顶通一次，特殊情况要加密灌浆次数；下套管至1 000 m左右，同时在避开易垮塌层位的前提下必须循环一周，若遇到特殊情况则需要加密循环次数；对于水平段下套管过程中，尽量利用接套管间隙，进行连续性罐浆，确保套管内泥浆灌满，利用套管自身悬重推动套管下行；水平段超过2 000 m应使用漂浮接箍。

3）套管下行遇阻时，必须及时接方钻杆进行循环，避免造成粘卡。

2.3 下套管后的监督要求

1）下套管结束后，应进行座封，根据不同厂家套管头要求调解顶丝剩余长度，确保座封到位，避免后期采油（气）树无法安装或密封失效。

2）先将套管串内灌满泥浆，然后接方钻杆。小排量启动钻井泵顶通，待出口返出正常后逐步提高钻井泵排量，泵压待正常后恢复正常排量进行循环。期间应全程井控坐岗，仔细核对循环罐液面。

3）检查施工现场生产水储备是否满足固井需求，同时核对水泥灰量及种类是否符合固井设计要求。确保固井施工过程的连续性。

4）检查固井施工队伍设备身份证号及人员资质。核对固井设计，固井所用的水泥车工作状态必须符合要求，严禁现场只有一辆水泥车的情况下进行固井作业。固井过程全程测量好水泥浆密度，根据测量结果按照固井设计要求，及时调整水泥浆密度。

5）对易漏失地层固井过程要控制好排量，调试好水泥性能，预算好水泥稠化时间，避免水泥漏失无法返出或提前胶结。

3 结论

1）井眼轨迹控制要控制在合理范围，全角变化率不应超过设计要求。

2）下套管作业前核对、丈量、通径、清洗套管及其附件；充分循环钻井液确保井内清洁，钻井液转换要考虑摩阻因素；下套管人员充足，设备设施完好，套管钳扭矩设置合理。

3）下套管过程必须按照套管串设计要求的顺序入井，套管附件安装符合设计要求，中途做好灌浆与循环，预防井下复杂。

4）固井施工人员数量充足，车辆及灰量、水量满足施工要求，按照固井设计预算好水泥替量，施工过程作业连续，测量好水泥密度。