延长气田延303平1井下套管遇阻原因分析及方案优化

白 杰，毛亚军，余明龙，庞方言，许永华

（陕西延长石油（集团）有限责任公司延长气田采气一厂，陕西 延安 716000）

水平井下套管遇阻卡情况普遍存在，处理下套管遇阻，不但会消耗大量人力、物力、财力，还会增加井下安全风险，增大作业成本，影响油气田开发进度[1]。为了总结经验教训，避免类似情况再次发生，下面结合延303平1井下套管遇阻案例，进行了分析总结。

1 基本情况

延长气田于鄂尔多斯盆地东南部，区内延303平1井是一口三开水平井，位于陕西省延安市延长县境内，设计斜深3844.06m，目的层位山12段。该井于2019年8月1日开钻，2019年9月21日17时00分钻至2714.31m时，计划下入二开技术套管，当时泥浆密度1.15g/cm3，该井井眼直径222.2mm，井内套管串结构为Φ177.8mm浮鞋+Φ177.8mm套管2根+Φ177.8mm浮箍+转换套管+Φ177.8mm套管串+联顶节。

2 遇阻情况及处理措施

2.1 下套管前通井

该井按设计二开钻至2860m后，开始单扶通井下至井底，开泵正常，期间无遇阻情况。循环好后起钻至直井段，后又下至井底循环至振动筛处无砂子，起钻后测井，2趟传输测井至井底，无遇阻遇卡现象。其后下双扶钻具组合通井，下钻至井底也无遇阻现象，循环至振动筛处无砂子后起钻到直井段，再次下至井底循环，循环2周后注入含塑料小球钻井液1t至井底，起钻正常无遇阻显示。

2.2 下套管遇阻及固井情况

2019年9月21 日2：00开始下套管，期间下套管正常，扶正器按照设计要求下入，17：00下套管至2714m遇阻（设计下深2850m），上提正常，活动几次后无明显缓解，接循环头后单凡尔开泵，泵压较高，间断循环顶通，发生渗透性漏失，套管上提下放均有显示，配堵漏浆进行堵漏；22日堵漏成功，三凡尔开泵泵压6MPa，泵压正常，上提下放均有显示，中部约有0.5m自由段；23日2：30注入浓度8%烧碱水，静止浸泡解卡，至20：00上提套管未能提出，自由活动间距仍为0.5m；24日16：00-25日9：00套管活动解卡后持续循环下至2775m再次遇阻（设计下深2850m）；26日9：00上提下放位置不动，活动间距2m，泵压6MPa，现场以活动循环为主；27日1：00注入5吨柴油、解卡剂4桶，进行静止浸泡解卡。27日13：00后开始间断的上提下放套管；28日8：00套管未解卡，尝试活动钻具，开泵循环，发现泵压为7MPa，若持续开泵循环，则泵压继续上升，28日12：00仍无法活动套管，且循环时环空仍出现憋压情况，套管继续下放难度大，且套管鞋处井斜达83°，泥浆性能又不是很理想，再加上井壁极不稳定，存在井壁垮塌而导致无法固井，及井眼报废的风险，为了降低损失，挽救该井，决定提前实施固井作业，套管最终下深2775m；28日22：00开始固井，直至29日0:34分碰压，固井施工顺利完成。

3 认识与分析

3.1 套管遇阻分析

1）井眼准备方面。该井套管遇阻位置岩性为泥岩，井斜83°，井壁经过长时间循环冲刷，泥饼被破坏，处于近水平段，井壁极不稳定，出现掉块及垮塌现象，且遇阻位置以下井径突然减小，套管下放困难，导致套管被卡死。

2）该井下入套管直径为177.8mm，扶正器直径为210mm，井眼直径为222.2mm，套管、扶正器与井眼三者之间的间隙较小，套管又相较钻杆，与井壁接触面积大，套管静止时间过长会导致黏卡[2]。

3）该井套管壁厚为10.36mm，本身刚性较强，水平井井眼轨迹相较直井更为复杂，遇到调整井斜段不易通过，使得套管柱卡在弯曲井段而无法下入。

4）根据施工经验，该井扶正器采用旋流刚性滚珠扶正器和弹性扶正器交替下入，目前扶正器的选择及间距，水平井摩阻大对套管的顺利下入也会造成一定的影响，所以扶正器间距、用量及选择还有待优化。

3.2 处理过程认识

3.2.1 套管下放遇阻后固井队待命及时

套管下放遇阻后，固井队一直在井场待命，以应对突发情况，为钻井队在处理套管遇阻情况时，免去后顾之忧，防止事故进一步扩大，减小损失，这个经验值得总结和应用。

3.2.2 套管下放遇阻后第一次处理有效

套管下放遇阻后，第一时间活动套管，并开泵循环，避免套管进一步卡死，然后注入浓度8%烧碱水，浸泡解卡，最后解卡成功，起到了一定的处理效果。

3.2.3 第二次处理无效原因

井壁经过长时间循环冲刷，泥饼被破坏，又因遇阻位置井斜达83°，接近水平段，井壁不稳定，出现掉块及垮塌现象，导致套管被卡死，处理无效。因井筒循环出现憋压情况，事发突然，需紧急处理，决定提前固井，防止井眼报废。

3.3 处理对后期施工的影响分析

3.3.1 固井质量分析

经查看延303平1井二开固井质量图，1030～1380m，1916～2760m，声幅值显示 20%以内，属于固井质量良好。

3.3.2 三开钻进情况

该井10月22日三开开钻，钻井施工一切正常，再未出现掉块、垮塌、起下钻遇阻等情况，水平段钻进1000m，目前该井已经顺利完钻，砂体钻遇率80.6%，完钻井深3886m。

4 下步优化方案

1）加强井眼质量控制，保证井眼轨迹圆滑。大力提升地质导向与定向人员的专业素质，同时优化导向和定向软件技术性能，为井眼质量控制提供坚强的技术保障。

2）优化钻井液性能，充分发挥钻井液的润滑与携砂作用，清洁净化井眼，降低下套管时的摩阻，以此来降低卡钻几率。

3）合理选用扶正器数量、类型以及间距。①扶正器安放间距太小，套管不易弯曲，通过弯曲段时会变得非常困难。相反，如果扶正器安放间距较大，套管就容易弯曲，但是假如其弯曲过大，受井眼条件的约束，而增加其与井壁的接触面积，产生更大的摩擦力，影响套管下入井内[3]。②扶正器类型方面，因为滚珠扶正器与井壁接触方式为滚动接触，其与井壁接触面积相比刚性扶正器、弹性扶正器最小，所以滚珠扶正器的摩阻系数最小，建议区内可以推广使用滚珠扶正器[4]。③考虑扶正器安放间距太小，套管刚度大，易擦挂井壁发生掉块，从利于套管下入考虑，建议每三根套管安放一个扶正器[5]。

4）合理设计井身结构，降低下套管作业难度。合理选取钻头尺寸与套管尺寸，尽量增大井内初始环空间隙，减小套管与井壁接触面积，从而减小下套管的摩阻力。借鉴本区块前期经验，建议开次由三开优化为四开井。

5 结论

为防止下套管遇阻，可从以下方面预防：1）在下套管前期作业中，加强井眼质量控制，特别是斜井段的全角变化率的控制，保证井眼轨迹圆滑，降低下套管阻力。2）注入性能优良的润滑剂，改善钻井液的润滑性能，降低下放摩阻。3）下套管前必须进行通井作业，对阻、卡井段应认真划眼。单扶通井一次，双扶通井两次。一般通井钻具组合的最大外径和刚度应不小于原钻具组合。对于深井、大斜度井和水平井，通井钻具组合的最大外径和刚度应不小于下入套管的外径和刚度。