朱金智，呂拴錄,，范星輝，劉軍嚴(yán)，秦宏德，艾 勇，彭曉剛，申 彪

(1.中國石油塔里木油田公司 新疆 庫爾勒 841000；2.中國石油大學(xué)材料科學(xué)與工程系 北京 102249)

1 現(xiàn)場情況

HXD30-1定向井二開完鉆井深6 553 m，側(cè)鉆造斜井段4 953.37～5 211.52 m，主要巖性為上泥巖、灰?guī)r和下泥巖。側(cè)鉆造斜井段井眼最大井斜3.72°，最大全角變化率2.41 °/25m，最大井徑擴(kuò)大率為25.81%。鉆井期間漏失鉆井液1 128.2 m3。

該井下套管前通井在5 060～6 360 m井段遇阻9次，經(jīng)過反復(fù)劃眼才完成通井。

2015年7月19日下套管至井深1 782 m出口失返,環(huán)空間斷吊灌密度1.31 g/cm3的鉆井液4.7 m3,環(huán)空液面保持在井口。套管下深6 551.28 m，下套管過程沒有遇阻，累計(jì)漏失鉆井液516 m3。

7月21日開始一級正注施工(見表1)，最高泵壓11 MPa，未碰壓，施工期間出口未返泥漿, 累計(jì)漏失泥漿240 m3。候凝。7月22日上提140 t坐掛200.03 mm套管。

7月22日13:00反擠固井施工正常。

表1 一級固井注水泥體積、密度及重量

7月25日下171.45 mm HJ517G牙輪鉆頭(鉆塞刮壁一體化鉆柱)至井深5 097 m遇阻(第1次遇阻位置)20 t (下套管前通井至井深5 098 m遇阻2次)，下鉆至井深5 107.2 m遇阻7.5 t，下鉆至5 111.5 m遇阻11 t,多次上提下放鉆具通過。下鉆至井深6 434 m探得水泥塞面，正常鉆塞至井深6 541 m。對6 417～6 541 m反復(fù)刮壁3次，起鉆至5 100～5 119 m上提遇卡最大29 t，下放遇阻最大40 t。起鉆發(fā)現(xiàn)液壓刮壁器刮刀和扶正器嚴(yán)重磨損,鉆頭外排齒9個(gè)崩掉,鉆頭損壞形貌如圖1所示。

2015年7月31日，對該井進(jìn)行了60臂井徑成像測井，發(fā)現(xiàn)5 098.3 m～5 114.6 m井段(段長16.3 m)套管局部存在不同程度擴(kuò)徑和縮徑(紅色區(qū)域套管內(nèi)徑大，藍(lán)色區(qū)域套管內(nèi)徑小)變形，套管擴(kuò)徑和縮頸對稱分布，如圖2和圖3所示；在5 101.8 m、5 104.8 m和5 111.7 m井深位置套管可能已經(jīng)穿孔，在5 104.3 m井深位置下部套管對稱擴(kuò)徑和縮徑嚴(yán)重，最小內(nèi)徑為158.50 mm(6.24 in)。套管擴(kuò)徑和縮頸對稱分布，說明該井段套管局部橢圓變形。套管多處穿孔是在鉆塞過程中被鉆頭磨損的結(jié)果。

圖1 171.45 mm(6 in) HJ517G牙輪鉆頭9個(gè)齒斷裂

圖2 5 098.30～5 114.60 m井段套管失效形貌

圖3 5 100.56～5 103.56 m井段套管擴(kuò)徑和縮頸形貌(縮頸和擴(kuò)徑均對稱分布)

2 結(jié)果分析

2.1 套管損壞位置

該井水泥塞面井深6 434 m，鉆塞在套管段不同井深位置遇阻，實(shí)際是鉆頭與套管摩擦干涉的結(jié)果。

依據(jù)現(xiàn)場施工經(jīng)驗(yàn)，對于某一實(shí)際深度,測井井深大于鉆井深度和套管下井深度。鉆塞井深和下套管井深與測井井深存在差異，雖然測井結(jié)果反映了鉆塞之后套管形貌，但是，測井深度可以確定套管失效位置與接箍相對位置。因此，在確定套管失效位置時(shí)應(yīng)當(dāng)以測井深度為準(zhǔn)。該井鉆塞井深、測井井深及第134～138號套管下井井深見表2。

測井結(jié)果表明：在5 098.3～5 114.6 m井段(段長16.3 m)套管存在不同程度對稱分布的擴(kuò)徑和縮徑井段，該井段正好處在開窗側(cè)鉆造斜井段。鉆塞首次遇阻位置是在測井井深5 098.3 m處，該位置在136號套管接箍下方6.148 m處。這說明在井深5 098.3處的套管發(fā)生了變形。

表2 鉆塞井深、測井深度及第30、31號套管下井深度 m

備注：1)括號內(nèi)數(shù)據(jù)是依據(jù)實(shí)測數(shù)據(jù)推算的。

2)依據(jù)測井結(jié)果，首次鉆塞遇阻套管變形磨損位置井深5 098.3 m，該位置在136號套管接箍下方6.148 m(5 098.3～5 092.152 m)處。136號套管測井長度與下套管長度僅差0.048 m，屬于測量誤差，由此判斷該位置沒有斷裂。

2.2 套管損壞形式及時(shí)間

套管擠毀、爆裂和斷裂均會(huì)導(dǎo)致鉆塞遇阻、鉆頭外排齒損壞。下面分別進(jìn)行分析。

1)假設(shè)套管承受外壓擠毀

研究表明[1，2]，一旦外壓導(dǎo)致套管擠毀，整根套管會(huì)發(fā)生擠毀。實(shí)際鉆塞在5 097～5 102 m (5 m)和5 102.0～5 111.5 m(9.5 m)井段間斷遇阻,該井段涉及到136號套管和135號套管。如果第136號套管和135號套管整根擠毀，牙輪鉆頭在鉆至整根擠毀的套管時(shí)應(yīng)當(dāng)嚴(yán)重遇阻。第136號套管長度11.148 m，處在5 090.852～5 102.000 m井段(鉆塞深度)，在5 090.852～5 097.000 m(6.148 m)井段沒有遇阻。第135號套管長度為10.693 m，處在5 102.000～5 112.693 m井段(鉆塞深度)，在5 111.500～5 112.693 m(1.193 m)井段沒有遇阻，這說明第136號和第135號套管整體擠毀的假設(shè)不成立。

2)假設(shè)整根套管受內(nèi)壓縱向開裂

在套管橫向韌性不足的情況下，套管受內(nèi)壓后可能會(huì)發(fā)生整體縱向破裂[3]。如果第136號和135號套管整體縱向破裂，牙輪鉆頭外排齒通過整體縱向破裂套管內(nèi)壁不規(guī)則位置時(shí)應(yīng)當(dāng)一直摩擦干涉遇阻。實(shí)際鉆塞僅在5 097～5 102 m(5 m)和5 102.0～5 111.5 m(9.5 m)井段間斷遇阻，而沒有在第136號套管所處的鉆塞深度5 090.852～5 102.000 m(11.148 m)整根套管井段遇阻，也沒有在第135號套管所處的鉆塞深度5 102.000～5 112.693 m(10.693 m)整根套管井段遇阻。另外，失效套管為無縫管，依據(jù)該批套管材料檢驗(yàn)原始記錄，在0 ℃橫向沖擊功已經(jīng)達(dá)到159 J，套管材料韌性這么高，受內(nèi)壓后一般不會(huì)發(fā)生整體縱向脆性開裂。這說明第136號和135號套管整體縱向破裂的假設(shè)不成立。

3)假設(shè)套管受內(nèi)壓過載局部爆裂

如果在下套管過程中套管破裂，從套管破裂位置會(huì)發(fā)生短路[4]。該井下套管至井深1 782 m出口失返,至下套管完，出口一直未返，但井隊(duì)采用環(huán)空間斷吊灌鉆井液的方法，保持環(huán)空液面在井口，套管內(nèi)壓和外壓基本保持平衡。沒有內(nèi)外壓差，套管不可能內(nèi)壓過載。因此，可以排除套管在下井過程中由于環(huán)空液面下降而受內(nèi)壓過載爆裂的可能性。

如果在注水泥過程中套管受內(nèi)壓過載爆裂，套管柱從爆裂位置將短路，泵壓會(huì)異常降低。該井固井施工采取正注反擠固井工藝，固井施工連續(xù)順利，沒有發(fā)生泵壓異常降低的情況。這可以排除套管在固井注水泥過程中由于環(huán)空液面下降而受內(nèi)壓過載爆裂的可能性。

另外，如果套管柱由于受內(nèi)壓過載爆裂，套管爆裂后套管內(nèi)外失去壓差，套管不會(huì)發(fā)生第二處爆裂。實(shí)際鉆塞在5 097～5 102m(5 m)和5 102.0～5 111.5 m(9.5 m)井段兩處遇阻。這進(jìn)一步排除了受內(nèi)壓過載爆裂的可能性。

4)假設(shè)套管斷裂

如果套管斷裂，套管上下斷口會(huì)發(fā)生錯(cuò)位，測井儀器不可能通過套管斷裂位置[5]。該井測井儀器通過了鉆塞首次遇阻位置，并測到了其下部緊鄰的接箍位置。另外，如果套管斷裂，落魚部分套管柱會(huì)下沉，致使上下套管斷口在軸向分開一定距離，即136號套管測井長度應(yīng)遠(yuǎn)大于實(shí)際長度。實(shí)際136號套管測井長度與下套管長度基本相同。以上證據(jù)說明鉆塞首次遇阻位置套管沒有斷裂，即套管斷裂的假設(shè)不成立。

5)假設(shè)在注水泥過程中套管過載變形

如果在注水泥過程中套管受內(nèi)壓過載變形，鉆塞至套管變形位置時(shí)會(huì)發(fā)生遇阻。該井下鉆還沒有到達(dá)水泥塞面就在5 097～5 111.5 m井段多次遇阻，在起鉆過程中又在遇阻井段多次遇卡，鉆塞阻卡井段應(yīng)是套管嚴(yán)重變形井段。

測井結(jié)果表明，套管變形位置在5 098.3～5 114.6 m開窗側(cè)鉆造斜井段，在4 942～4 967 m井段井徑擴(kuò)大率最嚴(yán)重。

在造斜井段和井眼擴(kuò)大井段套管會(huì)承受彎曲載荷，有可能使套管發(fā)生橢圓變形。即在注水泥過程中開窗側(cè)鉆造斜井段套管受內(nèi)壓過載變形的假設(shè)成立，2015年7月21日固井注水泥期間開窗造斜井段套管受內(nèi)壓和彎曲過載變形。

2.3 套管變形原因分析

2.3.1 鉆塞工藝對套管磨損的影響

1)鉆頭尺寸對套管磨損的影響

鉆頭尺寸偏大容易磨損套管。那么，套管磨損與鉆塞鉆頭尺寸有關(guān)嗎？下面予以分析。

該井鉆水泥塞采用171.45 mm(6 3/4 in)牙輪鉆頭。200.03 mm×10.92 mm TP95 TP-CQ套管內(nèi)徑為178.19 mm，通徑為175.01 mm。鉆頭外徑比套管內(nèi)徑小6.74 mm，比套管通徑小3.56 mm。因此，可以排除由于鉆頭外徑偏大將套管磨損的可能性。也即，套管磨損與鉆塞鉆頭尺寸無關(guān)。

2)鉆塞鉆具組合和工藝參數(shù)對套管變形的影響

如上所述，套管在鉆塞之前已經(jīng)變形。因此，鉆塞鉆具組合和工藝參數(shù)對套管變形的影響可以不予考慮。

2.3.2 固井注水泥過程套管受力分析

固井水泥候凝時(shí)溫度變化大，由于井眼不規(guī)則或固井時(shí)存在混漿井段，在水泥封固井段，水泥漿候凝期間放熱不均勻，溫度變化使套管熱脹冷縮，容易導(dǎo)致套管變形破裂[6]。

該井采用雙級固井施工工藝，一級采用正注水泥固井，二級采用反擠水泥固井。一級固井施工井口始終未返泥漿，說明一級固井井漏，水泥返高不正常，實(shí)際有相當(dāng)一部分液體從4 389～5 009 m二疊系井段的漏失層流失，但井隊(duì)采用灌漿方式使環(huán)空液面始終保持在井口。

不同井深位置溫度不同，套管屈服強(qiáng)度隨著溫度增加而降低。原因是在套管生產(chǎn)過程中，冷加工增加了材料的強(qiáng)度，能量儲(chǔ)存于材料的位錯(cuò)和缺陷中。在這種情況下冷加工材料不穩(wěn)定，給予適當(dāng)?shù)臋C(jī)會(huì)，將回到預(yù)變形的狀態(tài)導(dǎo)致能量降低。通過加熱，材料將恢復(fù)到更低能量狀態(tài)。不同溫度位置套管屈服強(qiáng)度降低程度不同。在高溫井中，會(huì)導(dǎo)致屈服強(qiáng)度減小。隨著溫度升高套管屈服強(qiáng)度降低比例按照0.04%/℃[6]計(jì)算，在套管變形位置(5 098.3 m)的溫度會(huì)使套管材料屈服強(qiáng)度降低到625 MPa(90.7 ksi)。

套管所受的復(fù)合應(yīng)力超過材料屈服強(qiáng)度才會(huì)發(fā)生失效。在固井注水泥過程中，由于水泥有一定粘稠度，套管內(nèi)壓會(huì)產(chǎn)生一定活塞效應(yīng)，即會(huì)產(chǎn)生附加拉伸載荷。

該井是在固井注水泥期間發(fā)生套管失效事故的，注水泥最高泵壓11 MPa。依據(jù)井漏情況，按照655 MPa(95.0 ksi)鋼級和625 MPa(90.7 ksi)對一級固井期間套管受力計(jì)算，結(jié)果為：在注水泥過程中考慮內(nèi)壓產(chǎn)生的活塞效應(yīng)和全角變化率的情況下，套管外環(huán)空液面井深為0 m(井口)時(shí)套管變形位置內(nèi)壁復(fù)合應(yīng)力達(dá)到655 MPa(95.0 ksi)鋼級材料屈服強(qiáng)度的77.51%，對應(yīng)的安全系數(shù)為1.29，符合設(shè)計(jì)要求的材料三軸應(yīng)力安全系數(shù)(≥1.25)；套管外環(huán)空液面井深為0 m(井口)時(shí)套管變形位置內(nèi)壁復(fù)合應(yīng)力達(dá)到625 MPa(90.7 ksi)鋼級材料屈服強(qiáng)度的81.19%，對應(yīng)的安全系數(shù)為1.23，不符合該井200.03 mm套管設(shè)計(jì)要求的材料三軸應(yīng)力安全系數(shù)(≥1.25)。

2.3.3 井眼質(zhì)量及套管坐掛工藝對套管變形的影響

井眼全角變化率嚴(yán)重，容易使套管承受彎曲載荷。該井開窗造斜井段井斜和全角變化率符合設(shè)計(jì)要求，但在4 942～4 967 m側(cè)鉆造斜井段(圖3)井徑擴(kuò)大率最嚴(yán)重，最大井徑擴(kuò)大率達(dá)到59.0%。

該井下套管前下鉆通井在5 060～6 360 m井段遇阻9次，通井遇阻井段由于井壁嚴(yán)重垮塌，井眼不規(guī)則，就無法保證固井質(zhì)量，很容易使套管承受異常彎曲載荷。套管變形位置處正好在5 098.3～5 114.6 m開窗側(cè)鉆造斜井段，這說明井眼質(zhì)量對套管變形有很大影響。

定向井在下套管過程中摩阻較大，套管柱下部很容易承受壓縮彎曲載荷，在水泥凝固之前應(yīng)當(dāng)上提一定載荷坐掛套管，以免下部套管柱承受壓縮彎曲載荷。該井為定向井，實(shí)際是在水泥凝固之后上提載荷為145 t坐掛200.03 mm套管的，這就無法消除下部套管柱承受的壓縮彎曲載荷，很容易在開窗側(cè)鉆造斜井段和井徑變大井段導(dǎo)致套管發(fā)生彎曲變形，如圖4所示[7-10]。該井鉆塞遇阻的套管變形井段與下套管前通井遇阻井段位置一致，說明套管變形與井眼質(zhì)量有關(guān)。

2.4 套管失效預(yù)防

2.4.1 預(yù)防固井過程中井漏

按照現(xiàn)有井身結(jié)構(gòu)和鉆井工藝，要防止在固井過程中二疊系漏失幾乎不可能。因此，要防止套管過載失效，首先應(yīng)當(dāng)在固井之前堵漏，提高地層承壓能力。堵漏具體措施為：現(xiàn)有井身結(jié)構(gòu)不變，二開鉆井至二疊系后堵漏，然后再鉆到設(shè)計(jì)井深后下套管固井。這樣可以避免在下套管和固井過程中二疊系漏失，防止套管內(nèi)壓過載失效。為了證實(shí)這種堵漏工藝實(shí)施效果，可以先在幾口井進(jìn)行試驗(yàn)，試驗(yàn)成功之后再大面積推廣。

圖4 直套管與彎曲套管60臂井徑測井示意圖

2.4.2 增加下部管柱套管壁厚和鋼級

套管失效部位在套管柱下部，增加下部管柱套管壁厚和鋼級可以增加套管承載能力[11]，有利于防止套管失效事故。

對200.03 mm×14.20 mm 110套管在固井注水泥過程中井深5 098.3 m失效位置VME應(yīng)力計(jì)算結(jié)果如下：

在注水泥過程中考慮內(nèi)壓產(chǎn)生的活塞效應(yīng)的情況下，套管外環(huán)空液面井深為0 m(井口)時(shí)變形位置套管內(nèi)壁復(fù)合應(yīng)力分別達(dá)到758 MPa(110 ksi)鋼級和711 MPa(103 ksi)鋼級料(因溫度升到降低)屈服強(qiáng)度的49.95%和53.25%，對應(yīng)的安全系數(shù)分別提高為2.00和1.88。當(dāng)套管外環(huán)空液面井深處在套管變形位置(5 098.3 m)時(shí)，套管內(nèi)壁復(fù)合應(yīng)力分別達(dá)到758 MPa(110 ksi)鋼級和711 MPa(103 ksi)(因溫度升到降低)鋼級屈服強(qiáng)度的84.59%和90.16%，對應(yīng)的安全系數(shù)分別為1.18和1.11。

以上計(jì)算表明，隨著套管壁厚和強(qiáng)度增加，套管承載能力大幅度提高。建議采用200.03 mm×14.20 mm 110套管。

3 結(jié)論及建議

1)2015年7月21日，在固井在水泥過程中，入井序號為136號的200.03 mm×10.92 mm T95套管在5 098.3～5 114.6 m井段存在不同程度橢圓變形(對稱分布的擴(kuò)徑和縮徑變形)，套管變形井段正好處在開窗側(cè)鉆造斜井段。首次鉆塞遇阻套管變形位置測井井深5 098.3 m，該位置在136號套管接箍下方6.148 m(5 098.3～5 092.152 m)處。

2)內(nèi)壓和彎曲等載荷共同導(dǎo)致套管變形。

3)套管變形導(dǎo)致鉆塞遇阻。

4)建議在注水泥之后立即按照標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的上提載荷坐掛套管。

5)建議二開鉆井至二疊系后若發(fā)生井漏，應(yīng)首先堵漏，然后再鉆到設(shè)計(jì)井深后下套管固井。在固井注水泥過程中萬一發(fā)生井漏，應(yīng)及時(shí)補(bǔ)充套管環(huán)空泥漿，確保套管環(huán)空泥漿液面在井口。

6)建議在4 000 m井深以下，采用200.03 mm×14.20 mm110套管。

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