埕海1-1區(qū)二開244.5 mm套管防黏卡安全下入分析

摘" " 要：大港油田埕海區(qū)塊大位移井套管下入困難，卡套管問題頻發(fā)，急需解決方案。針對(duì)大港油田埕海1-1區(qū)塊近年來發(fā)生的卡套管事故進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)分析，發(fā)現(xiàn)卡鉆機(jī)理以壓差黏卡為主。結(jié)合壓差黏卡機(jī)理，構(gòu)建了基于管柱-泥餅接觸模型的壓差卡鉆預(yù)測(cè)模型，并研究了解決方案。分析得出的通過減輕套管重量從而減少與井壁接觸面積來預(yù)防黏卡的作用機(jī)理，在埕海1-1-XX井與埕海1-1-YY井上得到了應(yīng)用，成功實(shí)現(xiàn)了該大位移井244.5 mm套管的安全下入，證明該防黏卡分析機(jī)理正確、技術(shù)可行。其中埕海1-1-XX井以漂浮2 846 m打破中石油244.5 mm套管漂浮段長(zhǎng)紀(jì)錄，埕海1-1-YY井在中石油內(nèi)部首次實(shí)現(xiàn)大位移井244.5 mm套管全漂浮下入。

關(guān)鍵詞：下套管；壓差粘卡；漂??；大位移水平井

Stick-free running of 244.5 mm casing in Chenghai 1-1 block second-spud

WANG Jianmin， LI Qingyong， LU Jian

Drilling Branch of CNPC Offshore Engineering Company Limited， Tianjin 300451， China

Abstract：In the large displacement wells of the Dagang oilfield Chenghai block， problems such as difficult casing running and frequent casing sticking should be urgently solved. A statistical analysis is conducted on the casing sticking accidents in the Chenghai 1-1 block of Dagang oilfield in recent years and find that pressure difference is the main reason for sticking. Integrated with differential pressure sticking mechanism， a differential pressure sticking prediction model based on the pipe string/mud cake contact model is constructed， and the solution is studied. Through the analysis， the mechanism obtained was to prevent sticking by reducing the casing weight and thereby reducing the contact area with the borehole wall.The mechanism has been applied in Chenghai 1-1-XX and Chenghai 1-1-YY wells， achieving safe running of the 244.5 mm casing in this extended reach well. The sticking mechanism from prevention analysis is proved to be correct and the technology was feasible. Floating 2 846 m， Chenghai 1-1-XX well breaks the China National Petroleum Corporation′s record of 244.5 mm casing floating section length. Besides， among all the wells of CNPC， the Chenghai 1-1-YY well is the first to realize full floating 244.5 mm casing running at an extended reach well.

Keywords：casing running; pressure differential sticking; floating; extended reach horizontal well

大港油田埕海1-1區(qū)槽口為4 × 8結(jié)構(gòu)，南、北兩側(cè)各分布16個(gè)槽口，槽口間距2.2 m × 2.7 m，全部為單筒雙井設(shè)計(jì)，布井64口。自2018年項(xiàng)目啟動(dòng)以來，截至2023年年底已累計(jì)開鉆24口，投產(chǎn)21口，累計(jì)鉆井進(jìn)尺80 211 m。伴隨產(chǎn)能建設(shè)與井位布置的逐漸深入，埕海1-1區(qū)布井施工難度日益增大，該區(qū)塊大位移井中二開?244.5 mm套管下入尤為困難。大位移井套管需下入大斜度的長(zhǎng)裸眼段，平均井斜角在80°左右，在正常下入過程中由于穩(wěn)斜段長(zhǎng)、井斜角大，重力效應(yīng)突出，套管壓在井壁上，上提、下放套管的阻力增加，一旦發(fā)生黏卡，很難提活套管，導(dǎo)致套管難以下入至預(yù)定深度。近年來埕海1-1區(qū)多次發(fā)生套管卡鉆事故，且以壓差黏卡為主，而據(jù)統(tǒng)計(jì)美國(guó)墨西哥灣地區(qū)卡鉆事故中70%是由于壓差黏卡造成的[1]。為此，本文從緩解壓差黏卡角度研究相應(yīng)解決措施，以期為類似施工提供借鑒經(jīng)驗(yàn)。

1" " 事故井情況介紹及原因剖析

本文統(tǒng)計(jì)了大港油田埕海1-1區(qū)塊近年來三口244.5 mm套管未下入至預(yù)定位置的案例井，三口井都在二開井段發(fā)生卡套管事故，井眼尺寸均為311.1 mm，鉆井液體系為鉀鹽聚合物，其他信息見表1。

由表1可知，這三口井均是因靜停發(fā)生黏卡，導(dǎo)致套管未下入至預(yù)定深度。其中兩口為常規(guī)下套管，一口為漂浮下套管（漂浮段長(zhǎng)1 000 m），三口井卡套管事故詳細(xì)過程如下。

1）埕海AA井：?244.5 mm套管下至2 490 m以后啟動(dòng)摩阻逐漸變大，在2 570 m遇阻（接循環(huán)頭），上提卡套管，活動(dòng)套管上提330 t、下放0 t無效，黏卡。

2）埕海BB井：?244.5 mm套管下入至1 836 m接短套錯(cuò)扣，靜停15 min黏卡，上提280 t無效。

3）埕海CC井：?244.5 mm套管下入至3 100 m以后啟動(dòng)摩阻逐漸變大，上提拉力140 t（提出吊卡），下放時(shí)需頂驅(qū)下壓1～3 t才能活動(dòng)開，活動(dòng)開后的下放懸重55～60 t，下入至3 274 m時(shí)，套管錯(cuò)扣靜停20 min黏卡，上提310 t無效。

2" " 壓差卡鉆機(jī)理

壓差卡鉆又稱泥餅黏附卡鉆，其機(jī)理如下：當(dāng)管柱旋轉(zhuǎn)時(shí)，其被一層鉆井液薄膜所潤(rùn)滑，管柱各邊的壓力均相等；當(dāng)管柱在井中靜止時(shí)，管柱的一部分重量壓在泥餅上，迫使泥餅中的孔隙水流入地層，造成泥餅的孔隙壓力降低，見圖1。在鉆井液與地層孔隙壓力之間的壓差作用下，管柱緊壓在井壁泥餅上而導(dǎo)致的卡鉆[2]。

卡鉆可以看作是管柱不能在井眼中自由活動(dòng)。當(dāng)管柱在井中長(zhǎng)時(shí)間靜止時(shí)，隨著泥餅中鉆井液的濾失，泥餅的孔隙壓力將降低，而且當(dāng)泥餅和地層巖石之間存在足夠的壓力差時(shí)，泥餅中的鉆井液將持續(xù)濾失。當(dāng)濾失停止時(shí)，泥餅壓力與地層壓力相等時(shí)，則在管柱與井壁之間產(chǎn)生了壓差，從而導(dǎo)致了卡鉆。如圖2所示，泥餅的剪切屈服力可以看作是卡鉆發(fā)生的主要因素。當(dāng)管柱拉力大于泥餅的剪切屈服力時(shí)，卡鉆就不會(huì)發(fā)生；反之，則卡鉆發(fā)生。

如圖3所示，隨著泥餅的濾失，管柱與井壁接觸面的泥餅壓力將會(huì)持續(xù)降低，泥餅的剪切屈服力將增大，當(dāng)管柱傳遞的有效拉力大于泥餅的剪切力時(shí)，即圖中泥餅壓力曲線在管柱傳遞的極限拉力線以上時(shí)，管柱在井眼中可自由移動(dòng)，此時(shí)卡鉆沒有發(fā)生；當(dāng)泥餅壓力曲線在管柱傳遞的極限拉力線以下時(shí)，管柱不能移動(dòng)，此時(shí)卡鉆發(fā)生。綜上所述，控制壓差卡鉆的原則就是使鉆柱可傳遞的拉力大于泥餅的剪切力。

壓差卡鉆時(shí)鉆柱會(huì)埋入泥餅中，因此鉆柱運(yùn)動(dòng)阻力，即泥餅的剪切屈服力，可應(yīng)用下式來計(jì)算[3]。

F ＝ μ·Ac·ΔP" （ 1 ）

ΔP ＝ Pm-Pff" " （ 2 ）

式中：F為泥餅剪切屈服力，×103 kN；μ為摩擦系數(shù)；Ac為接觸面積，m2；Pm為鉆井液壓力，MPa；Pff為地層孔隙壓力，MPa。

3" " 黏卡影響因素分析

根據(jù)式（1）分析影響?zhàn)たǖ囊蛩?。式?）中F為泥餅剪切屈服力，大小等于解卡力，也就是發(fā)生黏卡后的最小上提力。Ac·ΔP為黏卡正壓力，該力是產(chǎn)生黏卡的主要驅(qū)動(dòng)力，由接觸面積和壓差兩部分組成。μ為管柱與泥餅之間的摩擦系數(shù)，與正常鉆井過程不同，正常鉆井時(shí)鉆井液體系對(duì)管柱與井壁之間的摩擦系數(shù)有很大影響，尤其是當(dāng)鉆井液中加入了潤(rùn)滑劑后，摩擦系數(shù)明顯降低，但對(duì)壓差卡鉆而言，發(fā)生黏卡時(shí)管柱與泥餅之間幾乎不存在鉆井液，因此難以通過調(diào)整鉆井液潤(rùn)滑性來降低解卡力。但需要指出的是，鉆井液性能會(huì)影響泥餅性質(zhì)，進(jìn)而影響摩擦系數(shù)μ，但其影響機(jī)理尚不明確，因此仍難以通過調(diào)整摩擦系數(shù)來降低黏卡發(fā)生概率。

因此防黏卡應(yīng)從減小黏卡正壓力著手，一旦出現(xiàn)大的黏卡正壓力，則必然導(dǎo)致黏卡事故的發(fā)生。黏卡正壓力的兩個(gè)影響因素中，ΔP為井的液柱壓力與地層孔隙壓力之差，地層壓力由地質(zhì)條件、油氣水層壓力、注水情況、采油量多少、地層虧空等情況所決定，不可調(diào)節(jié)；而井筒壓力是可以調(diào)節(jié)的，降低井筒壓力有助于降低黏卡發(fā)生概率，但井筒壓力的選擇還需要考慮平衡地層壓力，防止井噴，因此其可調(diào)節(jié)范圍很小。只有管柱與井壁的接觸面積Ac為可調(diào)變量。本文提出了通過減輕套管重量來減少管柱與井壁的接觸面積，從而預(yù)防套管黏卡的方案。

4" " 管柱-泥餅接觸模型

本文基于赫茲接觸理論[4]建立了管柱-井壁接觸模型（見圖4），該模型的建立基于兩點(diǎn)假設(shè)：第一，滿足接觸理論無限半空間，即接觸物體為均質(zhì)、同性且表面光滑，接觸區(qū)域的幾何尺寸遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于接觸物體；第二，接觸區(qū)域內(nèi)曲率保持恒定。

以赫茲接觸模型為基礎(chǔ)，建立管柱吃入泥餅深度的計(jì)算公式，以及管柱與井壁接觸面積和附加壓差黏附阻力的計(jì)算公式。

等效彈性模量E*：

[1/E*=（[1-v21]）/E1+（[1-v22]）/E2] （ 3 ）

等效半徑R：

1/R = 1/R1 + 1/R2 （ 4 ）

管柱吃入深度d：

d = 4F/[π]E* （ 5 ）

接觸半長(zhǎng)α：

[a=Rd]" "（ 6 ）

接觸長(zhǎng)度?s：

[Δs=2asin（a/R）R]" （ 7 ）

接觸面積Ac：

[Ac=ΔsLep]" "（ 8 ）

附加接觸摩阻力Fdp：

[Fdp=μ·Ac·ΔP]" （ 9 ）

式中：E1、E2分別為套管和泥餅的彈性模量，Pa；E*為套管和泥餅的等效接觸剛度，Pa；v1、v2分別為套管和泥餅的泊松比；R1、R2分別為套管和泥餅的接觸半徑長(zhǎng)度，m；R為接觸等效半徑，m；d為管柱吃入深度，m；F為法向力，N；α為接觸半長(zhǎng)，m；?s為接觸長(zhǎng)度，m；Lep為最大可能的連續(xù)接觸長(zhǎng)度，m；Fdp為附加接觸摩阻力，N；μ為摩擦系數(shù)；?P為黏附壓差，MPa。

由式（5）可知，壓入深度與法向力F成正比，又從式（7）、式（8）可知，管柱與井壁接觸面積與接觸長(zhǎng)度、接觸半長(zhǎng)成正比，即接觸面積與法向力F（管柱作用于井壁的垂直壓力分量）成正比。常規(guī)減少管柱與井壁接觸面積的措施包括：降低鉆井液濾失量（特別是高溫、高壓濾失量），改善泥餅質(zhì)量，使其薄、堅(jiān)韌、致密并具有低的滲透率和良好的可壓縮性；提高鉆具活動(dòng)頻次，減少鉆具與井壁的接觸時(shí)間；對(duì)于直井，應(yīng)盡可能將井打直，避免過大井斜角以及井斜角和方位角的劇變[5]。

本文提出的減少接觸面積方案的原理為：通過減輕壓在泥餅上的管柱重量以減少管柱入泥深度，從而減小其與井壁接觸面積，同時(shí)減少泥餅中流入地層的孔隙水，降低泥餅孔隙壓力，由此可有效防止壓差卡鉆事故的發(fā)生。

5" " 應(yīng)用實(shí)例

本文以2023年4月完鉆的埕海1-1-XX井與同年9月完鉆的埕海1-1-YY井為例進(jìn)行說明。

5.1" " 埕海1-1-XX井

埕海1-1-XX井二開完鉆井深4 473 m，垂深1 383 m，最大水平位移3 775 m，水垂比2.73，為大港油田埕海1-1區(qū)塊截至2023年年底311.1 mm井眼施工難度最高的井。后因地質(zhì)原因，打水泥塞回填至井深4 000 m，回填后垂深1 364 m，水平位移3 350 m，水垂比2.46。

該井井身結(jié)構(gòu)數(shù)據(jù)見表2，軌跡剖面見表3，鉆井液性能見表4。

套管鋼級(jí)N80、壁厚10.03 mm、線重59.53 kg/m。經(jīng)過計(jì)算，漂浮段浮力為542.8 N/m，漂浮段重力減少91%。

下套管前使用滿眼扶正器進(jìn)行了全程通井，消除可能因井塌、縮徑、砂橋或沉砂等產(chǎn)生的阻卡因素，通井順暢到底后進(jìn)行短程起下鉆，驗(yàn)證井筒通暢情況。通井鉆具組合：311.1 mm牙輪鉆頭 × 0.3 m +浮閥（630 × 630）× 0.91 m+?311 mm扶正器× 1.89 m + ?203 mm鉆鋌× 27.30 m+接頭（631 × 520）× 1.10 m + ?139.7 mm加重鉆桿×2柱+?139.7 mm鉆桿。

軟件擬合結(jié)果見圖5，通過擬合反算，套管內(nèi)摩阻系數(shù)為0.20，裸眼摩阻系數(shù)為0.25，滿足安全下套管條件。

通過溯源該區(qū)塊3口井卡套管事故原因，并應(yīng)用減少接觸面積預(yù)防黏卡方案，同時(shí)按下套管至井底剩余載荷為最大的要求，進(jìn)行漂浮下套管段長(zhǎng)優(yōu)選。根據(jù)鄰井施工經(jīng)驗(yàn)并附加一定安全余量，最終摩阻系數(shù)取0.25/0.35進(jìn)行模擬，得到如圖6所示結(jié)果?？紤]頂驅(qū)下壓能力及井眼的不規(guī)則程度，最優(yōu)漂浮段長(zhǎng)度選在2 800 m左右（藍(lán)線）。

現(xiàn)場(chǎng)施工中套管串合理加裝了套管扶正器，提高了套管在井眼中的居中度，縮小與井壁的接觸面積，降低了運(yùn)動(dòng)摩阻；下入至800 m時(shí)，僅靠套管自重的下入速度變慢，需用頂驅(qū)重量適當(dāng)下壓來提高下入速度，最大下壓80～100 kN，最終漂浮段長(zhǎng)2 846 m，創(chuàng)中石油244.5 mm套管漂浮下套管漂浮段長(zhǎng)度紀(jì)錄，下套管鉤載跟蹤曲線見圖7。

下套管過程中，下入至井深3 650 m時(shí)，因套管吊卡故障緊急更換備用吊卡，靜停14 min，上提懸重740 kN，套管輕松提活，后續(xù)正常下套管至預(yù)定深度。該事實(shí)也證明了通過減少接觸面積而達(dá)到防黏卡目標(biāo)的可行性。錄井曲線見圖8。

5.2" " 埕海1-1-YY井

埕海1-1-YY井完鉆井深3 850 m，垂深1 342 m，最大水平位移達(dá)3 098 m，水垂比2.31；二開中完井深3 487 m，垂深1 338 m，水平位移2 777 m，水垂比2.07。井身結(jié)構(gòu)數(shù)據(jù)見表5，軌跡剖面見表6，鉆井液性能見表7。

入井套管為復(fù)合套管串：244.5 mm × N80×10.03 mm × 48根（59.53 kg/m）+ 244.5 mm × P110×11.05 mm × 131根（64.74 kg/m） + 244.5 mm × P110 × 11.99 mm×131根（69.94 kg/m）。通過通井短起下鉤載數(shù)據(jù)擬合計(jì)算，得出短起下摩阻系數(shù)為0.2/0.25，擬合結(jié)果見圖9。

再次溯源該區(qū)塊3口井卡套管事故原因，并應(yīng)用減小接觸面積預(yù)防黏卡方案進(jìn)行漂浮下套管段長(zhǎng)優(yōu)選。根據(jù)鄰井施工經(jīng)驗(yàn)并附加一定安全余量，最終摩阻系數(shù)取0.25/0.35進(jìn)行模擬（見圖10），考慮頂驅(qū)下壓能力及埕海1-1-XX井成功經(jīng)驗(yàn)，創(chuàng)新性采用全漂浮下套管，實(shí)現(xiàn)244.5 mm套管全漂浮下入，漂浮段長(zhǎng)3 485 m，現(xiàn)場(chǎng)跟蹤結(jié)果見圖11。

6" " 結(jié)論

1）增加鉆井液潤(rùn)滑性無法有效減小泥餅?zāi)ψ柘禂?shù)，也不能有效降低壓差黏卡力。

2）通過減輕管柱重量進(jìn)而減少接觸面積能起到較理想的防黏卡效果。

3）大港油田埕海1-1區(qū)塊近10口井的試驗(yàn)證明，通過減少接觸面積預(yù)防黏卡是可行的。

參考文獻(xiàn)

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基金項(xiàng)目：

中國(guó)石油天然氣集團(tuán)有限公司課題“淺海大平臺(tái)叢式井組優(yōu)快鉆完井技術(shù)研究”（2021DJ2502）。

作者簡(jiǎn)介：

王建民（1987—），男，天津人，工程師，2010年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)（北京）電子信息工程專業(yè)，目前主要從事鉆井施工、技術(shù)支持和相關(guān)研究工作。Email：wangjm.cpoe@cnpc.com.cn

編輯：林" " 鮮