埕海1-1區二開244.5 mm套管防黏卡安全下入分析

摘" " 要：大港油田埕海區塊大位移井套管下入困難，卡套管問題頻發，急需解決方案。針對大港油田埕海1-1區塊近年來發生的卡套管事故進行了統計分析，發現卡鉆機理以壓差黏卡為主。結合壓差黏卡機理，構建了基于管柱-泥餅接觸模型的壓差卡鉆預測模型，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防黏卡的作用機理，在埕海1-1-XX井與埕海1-1-YY井上得到了應用，成功實現了該大位移井244.5 mm套管的安全下入，證明該防黏卡分析機理正確、技術可行。其中埕海1-1-XX井以漂浮2 846 m打破中石油244.5 mm套管漂浮段長紀錄，埕海1-1-YY井在中石油內部首次實現大位移井244.5 mm套管全漂浮下入。

關鍵詞：下套管；壓差粘卡；漂浮；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區槽口為4 × 8結構，南、北兩側各分布16個槽口，槽口間距2.2 m × 2.7 m，全部為單筒雙井設計，布井64口。自2018年項目啟動以來，截至2023年年底已累計開鉆24口，投產21口，累計鉆井進尺80 211 m。伴隨產能建設與井位布置的逐漸深入，埕海1-1區布井施工難度日益增大，該區塊大位移井中二開?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裸眼段，平均井斜角在80°左右，在正常下入過程中由于穩斜段長、井斜角大，重力效應突出，套管壓在井壁上，上提、下放套管的阻力增加，一旦發生黏卡，很難提活套管，導致套管難以下入至預定深度。近年來埕海1-1區多次發生套管卡鉆事故，且以壓差黏卡為主，而據統計美國墨西哥灣地區卡鉆事故中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解決措施，以期為類似施工提供借鑒經驗。

1" " 事故井情況介紹及原因剖析

本文統計了大港油田埕海1-1區塊近年來三口244.5 mm套管未下入至預定位置的案例井，三口井都在二開井段發生卡套管事故，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生黏卡，導致套管未下入至預定深度。其中兩口為常規下套管，一口為漂浮下套管（漂浮段長1 000 m），三口井卡套管事故詳細過程如下。

1）埕海AA井：?244.5 mm套管下至2 490 m以后啟動摩阻逐漸變大，在2 570 m遇阻（接循環頭），上提卡套管，活動套管上提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以后啟動摩阻逐漸變大，上提拉力140 t（提出吊卡），下放時需頂驅下壓1～3 t才能活動開，活動開后的下放懸重55～60 t，下入至3 274 m時，套管錯扣靜停20 min黏卡，上提310 t無效。

2" " 壓差卡鉆機理

壓差卡鉆又稱泥餅黏附卡鉆，其機理如下：當管柱旋轉時，其被一層鉆井液薄膜所潤滑，管柱各邊的壓力均相等；當管柱在井中靜止時，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致的卡鉆[2]。

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

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持續降低，泥餅的剪切屈服力將增大，當管柱傳遞的有效拉力大于泥餅的剪切力時，即圖中泥餅壓力曲線在管柱傳遞的極限拉力線以上時，管柱在井眼中可自由移動，此時卡鉆沒有發生；當泥餅壓力曲線在管柱傳遞的極限拉力線以下時，管柱不能移動，此時卡鉆發生。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。

壓差卡鉆時鉆柱會埋入泥餅中，因此鉆柱運動阻力，即泥餅的剪切屈服力，可應用下式來計算[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；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

根據式（1）分析影響黏卡的因素。式（1）中F為泥餅剪切屈服力，大小等于解卡力，也就是發生黏卡后的最小上提力。Ac·ΔP為黏卡正壓力，該力是產生黏卡的主要驅動力，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，與正常鉆井過程不同，正常鉆井時鉆井液體系對管柱與井壁之間的摩擦系數有很大影響，尤其是當鉆井液中加入了潤滑劑后，摩擦系數明顯降低，但對壓差卡鉆而言，發生黏卡時管柱與泥餅之間幾乎不存在鉆井液，因此難以通過調整鉆井液潤滑性來降低解卡力。但需要指出的是，鉆井液性能會影響泥餅性質，進而影響摩擦系數μ，但其影響機理尚不明確，因此仍難以通過調整摩擦系數來降低黏卡發生概率。

因此防黏卡應從減小黏卡正壓力著手，一旦出現大的黏卡正壓力，則必然導致黏卡事故的發生。黏卡正壓力的兩個影響因素中，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，不可調節；而井筒壓力是可以調節的，降低井筒壓力有助于降低黏卡發生概率，但井筒壓力的選擇還需要考慮平衡地層壓力，防止井噴，因此其可調節范圍很小。只有管柱與井壁的接觸面積Ac為可調變量。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假設：第一，滿足接觸理論無限半空間，即接觸物體為均質、同性且表面光滑，接觸區域的幾何尺寸遠遠小于接觸物體；第二，接觸區域內曲率保持恒定。

以赫茲接觸模型為基礎，建立管柱吃入泥餅深度的計算公式，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α：

[a=Rd]" "（ 6 ）

接觸長度?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，m；?s為接觸長度，m；Lep為最大可能的連續接觸長度，m；Fdp為附加接觸摩阻力，N；μ為摩擦系數；?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度、接觸半長成正比，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），改善泥餅質量，使其薄、堅韌、致密并具有低的滲透率和良好的可壓縮性；提高鉆具活動頻次，減少鉆具與井壁的接觸時間；對于直井，應盡可能將井打直，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生。

5" " 應用實例

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區塊截至2023年年底311.1 mm井眼施工難度最高的井。后因地質原因，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。

該井井身結構數據見表2，軌跡剖面見表3，鉆井液性能見表4。

套管鋼級N80、壁厚10.03 mm、線重59.53 kg/m。經過計算，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行了全程通井，消除可能因井塌、縮徑、砂橋或沉砂等產生的阻卡因素，通井順暢到底后進行短程起下鉆，驗證井筒通暢情況。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。

軟件擬合結果見圖5，通過擬合反算，套管內摩阻系數為0.20，裸眼摩阻系數為0.25，滿足安全下套管條件。

通過溯源該區塊3口井卡套管事故原因，并應用減少接觸面積預防黏卡方案，同時按下套管至井底剩余載荷為最大的要求，進行漂浮下套管段長優選。根據鄰井施工經驗并附加一定安全余量，最終摩阻系數取0.25/0.35進行模擬，得到如圖6所示結果。考慮頂驅下壓能力及井眼的不規則程度，最優漂浮段長度選在2 800 m左右（藍線）。

現場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，降低了運動摩阻；下入至800 m時，僅靠套管自重的下入速度變慢，需用頂驅重量適當下壓來提高下入速度，最大下壓80～100 kN，最終漂浮段長2 846 m，創中石油244.5 mm套管漂浮下套管漂浮段長度紀錄，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，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，后續正常下套管至預定深度。該事實也證明了通過減少接觸面積而達到防黏卡目標的可行性。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。井身結構數據見表5，軌跡剖面見表6，鉆井液性能見表7。

入井套管為復合套管串：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據擬合計算，得出短起下摩阻系數為0.2/0.25，擬合結果見圖9。

再次溯源該區塊3口井卡套管事故原因，并應用減小接觸面積預防黏卡方案進行漂浮下套管段長優選。根據鄰井施工經驗并附加一定安全余量，最終摩阻系數取0.25/0.35進行模擬（見圖10），考慮頂驅下壓能力及埕海1-1-XX井成功經驗，創新性采用全漂浮下套管，實現244.5 mm套管全漂浮下入，漂浮段長3 485 m，現場跟蹤結果見圖11。

6" " 結論

1）增加鉆井液潤滑性無法有效減小泥餅摩阻系數，也不能有效降低壓差黏卡力。

2）通過減輕管柱重量進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區塊近10口井的試驗證明，通過減少接觸面積預防黏卡是可行的。

參考文獻

[1]" 王文超，吳迎春，馬寶金，等.對鉆井工程防粘卡的新認識[J].石油鉆探技術，1998（4）：17-18.

[2]" 謝鑫.壓差卡鉆的控制方法[J].國外油田工程，2010，26（12）：45-47.

[3]" 鄢捷年. 鉆井液工藝學[M]．北京：石油工業出版社，2012.

[4] （德）瓦倫丁 L，波波夫，著. 接觸力學與摩擦學的原理及其應用[M]. 李強，雒建斌，譯. 北京：清華大學出版社，2019.

[5]" 王德承. 阻卡下入套管的因素及其預防[J]. 石油鉆采工藝，1991（3）：16-34.

基金項目：

中國石油天然氣集團有限公司課題“淺海大平臺叢式井組優快鉆完井技術研究”（2021DJ2502）。

作者簡介：

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

編輯：林" " 鮮