塔河油田長裸眼鹽層井套管遇卡處理研究

劉曉民，賈曉斌 (中石化西北油田分公司工程技術研究院，新疆 烏魯木齊 830011)

塔河油田長裸眼鹽層井套管遇卡處理研究

劉曉民，賈曉斌 (中石化西北油田分公司工程技術研究院，新疆 烏魯木齊 830011)

AT17井是部署在塔河油田鹽區的一口探井，該井采用長裸眼井身結構鉆穿鹽層，在下入?244.5mm+?273.1mm(無接箍)復合套管時發生套管遇卡現象。闡述了套管遇卡現象發生的原因并采取了相應對策，即采用降低鉆井液密度配合浸泡解卡劑的方法和優化設計套管柱結構，優化后的管柱結構已在8口鹽層井成功應用，未發生卡套管故障。實踐證明，該管柱結構不但能滿足封隔鹽層需要，而且增大了套管環空間隙和提高了套管居中度，有效降低了大尺寸套管的下入風險。

塔河油田；套管遇卡；長裸眼；鹽層井

AT17井是部署在塔河油田鹽區的一口探井，實鉆井深6440m，該井在石炭系巴楚組發育膏鹽巖段約170m，鹽層井段：5100～5271m，針對鹽下地層發育較全，跨度大的情況，對該井采用長裸眼封鹽膏層的井身結構方案。即三開采用311.15mm鉆頭鉆至鹽頂，對上部地層進行承壓堵漏，確保鹽膏層鉆進時的密度要求，鹽膏層鉆井液密度控制在1.63～1.65g/cm3左右，以控制鹽層蠕變的速度，鉆穿鹽層后，對鹽層段擴孔測蠕變速率，確定套管下入安全時間，下入?244.5mm+?273.1mm(無接箍)復合套管，該井通過對鹽層擴孔，電測蠕變速率及通井后，2次下送套管至井深3685m (舒善河組)和 4360m(三疊系中統阿克庫勒組)時遇卡，由于長裸眼穿鹽井，如果三開套管下不到位，不能對鹽層進行有效封隔，則該井后續作業將無法進行。為此,筆者針對AT17井采用有效降低密度(降低壓差)和浸泡解卡劑的方法成功實施解卡，并對大尺寸套管易卡的問題進行分析，在保證套管抗外擠強度滿足的條件下，減小套管外徑，設計扶正短節，從而有效降低大尺寸套管的下入風險。

1 鉆井難點及套管遇卡原因分析

1.1鉆進難點

塔河油田南緣鹽層發育，埋藏深(5100m以下)，通常采用長裸眼穿鹽井身結構，三開下入?244.5mm+?273.1mm復合套管封固鹽層及以上地層，四開使用?177.8mm套管封固鹽下至奧陶系風化殼之上地層。在鹽膏層鉆進前，為抑制鹽膏層蠕變，一般將鉆井液密度提高至1.65g/cm3±，采用欠飽和鹽水鉆井液體系鉆穿鹽層，需要對鹽上地層進行承壓堵漏，強化井壁，提高鹽上地層的承壓能力。鉆穿鹽層后，對鹽層段進行擴孔，測蠕變速率，計算下套管的安全時間，由于鹽上地層壓力當量密度在1.15～1.25g/cm3之間，而下套管時井筒內鉆井液密度為1.65～1.66g/cm3，壓差高達25MPa±，由于下入的273.1mm套管剛性大且為直連扣，無法加扶正器，居中度低，難以保證套管的順利下入。一旦套管不能正常下入，需要對鹽層段進行重復擴孔作業，故障處理耗時長。

1.2套管遇卡原因

AT17井2次卡套管的層位為白堊系下統舒善河組和三疊系中統阿克庫勒組，巖性為淺灰、灰白色細粒砂巖粉砂巖。測井資料顯示滲透率和孔隙性較好，分析卡鉆性質為壓差卡鉆。按照壓差卡鉆的理論，摩擦力與鉆柱和濾餅的接觸面積、井筒靜液柱壓力和地層壓力差、井壁慮餅的磨阻系數成正比[1]。因此，造成該井套管遇卡的原因主要有以下幾方面:①濾餅的摩阻系數大。該井在處理解卡過程中，懸重顯示套管已解卡，但無法起出管柱，證實了濾餅摩阻系數較大。②根據測井數據分析，套管遇卡井段地層滲透性較好，造成泥餅較厚，該井273.1mm厚壁套管剛性強，無接箍套管無法加扶正器，管壁與井眼直接接觸。③壓差大。該井遇卡井段壓差高達25MPa，是造成該井卡套管的主要原因之一。

2 套管遇卡處理

2.1確定卡點位置

現場常用的測卡點方法是使用測卡儀法和鉆具伸長量法，該井下入鉆桿加復合套管，但也遵循胡克定理，依據管柱在一定拉力下的彈性伸長量來計算卡點位置。設管柱在一定的拉力下總伸長量為Δl，第一步計算?139.7mm鉆桿的伸長量Δl1，如果Δlgt;Δl1，證明?139.7mm鉆桿未卡，第二步計算244.5mm套管伸長量Δ2，如果Δlgt;Δl1+Δl2，證明?244.5mm套管未卡，則卡點發生在?273.1mm套管井段，第三步計算遇卡套管自由段長度，根據未卡套管長度和遇卡套管自由段長度計算出卡點位置，第一次卡點位置為3420m(卡點上移)，第二次卡點位置為4360m。

2.2泡解卡劑與降密度相結合

根據確定的卡點位置，在保證井下安全的情況下，在遇卡井段浸泡低密度解卡液[2]，這樣一方面能有控制地降低環空液柱壓力，降低卡點處正壓差，另一方面通過浸泡解卡液使濾餅收縮，減小鉆柱與濾餅間的封閉面積，同時解卡液中的油相沿裂紋滲透而降低摩阻系數，最終達到解卡的目的。

2.3處理故障過程

該井先配置密度1.66g/cm3解卡劑35m3對遇卡井段(2998～3685m)進行浸泡，解卡劑配方如下：柴油(17m3)+淡水(15m3)+WFA-1(4t)或PIPE-LAX(3.5t)+快T(2t)+有機土(0.2t)+重晶石(43t)。浸泡時每30min活動管柱一次，未能解卡，考慮到壓差較大，逐步降低井筒內鉆井液密度至1.18g/cm3，多次活動后成功解卡。處理井眼后，第2次下入套管至4360m再次遇卡，采用相同的配方進行浸泡，并將井筒內鉆井液密度降至1.26g/cm3解卡。由于該井下套管發生2次遇卡，因而故障處理時間較長。

3 鹽層段套管柱優化設計

塔河油田長裸眼穿鹽井身結構三開裸眼段長達2300m±，下入套管尺寸大，井眼尺寸為311.15mm，與?273.1mm直聯扣厚壁高抗擠套管間隙僅有19mm，無法加扶正器，套管居中度低，易發生套管粘卡復雜情況。塔河工區曾先后有5口井發生套管粘卡復雜情況，其中AT17井發生2次套管粘卡復雜情況，處理故障共耗時近90d。為了降低套管下入難度及風險，優化論證后采用TP155V×?265.13mm×22mm×TPFJ套管替代TP140V×?273.1mm×26.24mm×TPFJ套管(見表1)，在套管本體設置扶正短節，從而增大環空面積，減小套管與井壁接觸面積和下套管摩阻。

表1 套管性能參數比較表

3.1TP155V×?265.13mm套管下深計算

根據套管柱結構與強度計算行業標準，按照塑性蠕變地層套管外載方法計算代替套管的抗外擠特性，考慮全掏空，上覆地層壓力當量密度取2.45g/cm3,利用以下公式計算[3]：

式中，Pce為套管有效外壓力；υ為泊松比；Gv為上覆巖層壓力；ρmin為下次鉆井最小鉆井液密度；km為掏空系數；h為鹽層段最大井深。

經計算265.13mm套管下入深度可達6095m，該套管滿足塔河油田封隔鹽層的抗外擠要求。

3.2導管本體扶正短節設計

設計導管本體扶正短節時，應注意如下幾方面：①?265.13mm×TP155V×22mm扶正短節通徑為217.13mm，與井眼間隙10.6mm；②每2根套管加1個扶正短節，直接與套管連接。導管本體扶正短節設計參數如表2所示。

表2 套管本體扶正短節設計參數

4 應用實例

對塔河油田TK1126X井采用長裸眼穿鹽井身結構，大尺寸套管下入井段5178～5372m，裸眼段長2174m，井斜2.1°，最大狗腿度為9.98°/30m。為防止發生卡套管，在鹽膏層段首次采用?265.13mm套管代替?273.1mm套管，下入管柱結構：浮鞋(244.5mmBTC)+ 變扣短節(244.5mmBTC公×265.13mmTP-FJ母)+套管組合(TP-FJ265.1mm)+變扣短節(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)+套管組合(244.5mmBTC)+抗硫尾管懸掛器(244.5mm×339.7mm)+送放鉆具。下套管過程中無阻卡現象，返漿正常，固井施工順利，套管下入后滿足抗擠要求。該套管柱結構為后期塔河油田長裸眼穿鹽井身結構套管設計提供了新方法，目前已在工區內8口井上成功應用。

5 結 語

塔河油田長裸眼鹽層井鹽層段大尺寸套管下入時壓差大，易遇卡。一旦遇卡，應認真分析卡鉆原因，確定卡點位置，制定解卡方案，在井眼及井控條件滿足的前提下，降低鉆井液密度和泡解卡劑是解決大尺寸套管遇卡的有效措施。針對塔河油田長裸眼穿鹽井大壓差條件下大尺寸厚壁高抗擠直聯扣套管粘卡問題，設計出265.13mm×22mm×TP155V直聯扣套管和扶正短節，通過增大套管環空間隙和提高套管居中度，大大降低了大尺寸套管下入的遇卡風險。

[1]蔣希文.鉆井事故與復雜問題[M].北京：石油工業出版社，2006.

[2]鄭述全，胡衛東， 歐云東.長裸眼多壓力系統卡鉆事故處理工藝技術應用[J].鉆采工藝，2007，30(5):139-141.

[3]SY/T5724-2008，套管柱結構與強度設計[S].

[編輯] 李啟棟

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

TE256.2

A

1673-1409(2012)02-N064-03

2011-11-25

劉曉民(1981-)，男，2004年大學畢業，碩士，工程師，現主要從事鉆井工藝優化方面的研究工作。