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塔里木油田非常规井身结构及套管程序二〇〇六年十月11.塔里木现行井身结构及其缺陷1.1.塔里木现行井身结构塔里木油田目前主要采用的井眼套管程序为：20×133/8×95/8×7×5这套井身结构在塔里木油田应用17年，能够满足台盆区的钻井生产需要。这套结构具有套管规格标准、供货渠道通畅、工具及井口配备成熟、使用方便等优点。1.2.塔里木现行井身结构存在的缺陷总体来说，塔里木现行井身结构存在以下一些缺陷：(1)不利于应对复杂地层深井、超深井地质变化引发的复杂钻井工程问题；(1)81/2（井眼）×7（套管）、6（57/8）（井眼）×5（套管）环空间隙窄，固井质量差；(1)套管强度偏低。1.2.1.两层、三层井身结构存在的缺陷目前哈得地区普遍采用两层井身结构，这里以任选的哈得19井为例，图1.1给出了该井的井身结构设计图。三层井身结构主要在塔中地区采用，这里以任选的塔中82井为例，图1.2给出了该井的井身结构设计图。2图1.1哈得19井设计井身结构3图1.2塔中82井井身结构设计图4上面给出的这种两层和三层的井身结构存在的一个突出问题是：81/2裸眼井段长，一般4000米左右，最长达5200米，经常发生电测、阻卡、下套管井漏、开泵不通、开泵不返、固井质量差等问题，2004年到现在此类事故复杂25起，损失时间166天，具体统计情况见表1.1。表1.12004年到现在塔里木探井φ81/2井眼钻井复杂问题统计序号井号完钻井深(m)裸眼段长度(m)复杂（事故）类型损失时间（h）备注1轮南635548.604749.60卡钻２次462轮古395682.004460.00卡钻、钻具落井1665．53轮古8025208.504007.50钻具落井打捞45.34轮南6215643.504147.50卡钻355塔中715015.393811.39下7套管遇阻，开泵不通6塔中1224634.003429.00电测卡电缆417塔中6214854.003652.80下7套管井漏失返8轮古3815516.434015.43电测卡电缆749哈德1175200.003997.65电测卡工具-顿钻-侧钻95410塔中70C4754.00原井开窗钻具断打捞14811轮古376310.004311.78两次钻具落井打捞10912轮南6215643.504147.75传输电测仪器信号中断卡钻701113轮古3763104311.78测井仪器帽落井电缆磨损312914轮南63157784575.8电测仪器卡，穿心打捞4215轮古39158914686.13连续两次穿心打捞固井施工井口不返浆7天13小时16轮南30154964294.78卡钻致使侧钻下套管中途井口不返浆固井井口不返浆24天钻到井深5250.34米卡钻，在2835.10米处侧钻517轮古7井5143.603946.1套管下到底开泵，井口返浆量由大变小，逐渐不返，一级固井不返浆，二级固井返浆18塔中7746803880下套管中途井口返浆，固井施工井口不返浆19塔中744635.503837.31下套管与固井过程间断漏失20塔中7249184119.72套管下到位，不能建立循环，一、二级固井井口不返浆21塔中6234719.203916.7套管下到位，不能建立循环，一、二级固井井口不返浆22塔中26143503150.96两次卡电测仪器，穿心打捞43，6223哈得11852004004.87两次卡电测仪器，穿心打捞卡钻回填侧钻64，42钻至4559米，短起钻至4404.36米卡钻，在1845.52米处侧钻24哈得185545.274342.78套管下到底，无法建立循环，一、二级固井井口不反浆25哈得18C55384335.51电测仪器部件落井套管下到位，无法建立循环，一级固井井口不返浆，二级固井井口返未打捞1.2.2.四层井身结构存在的缺陷目前采用的4层套管程序为：133/8×95/8×7×56英买力地区的井普遍采用这种井身结构。这里以任选的英买36井为例，图1.3给出了该井的井身结构设计图。这种井身结构存在的问题是：97/8套管封盐层，强度不够，若采用103/4套管环空间隙小，下套管风险大。图1.3英买36井井身结构设计图71.2.3.五层井身结构存在的缺陷目前采用的5层套管程序为：20×133/8×95/8×7×5这种井身结构普遍用于山前预探井和评价井，如却勒6井、博孜1井，这里给出却勒6井的井身结构设计图，见图1.4。8图1.4却勒6井井身结构设计图9这种井身结构存在的问题是：（1）、由于地层岩性、层位、深度及压力预测不准，难以封隔多套复杂地层，造成在同一裸眼段应对多种复杂情况，钻井事故复杂时效高，甚至不能钻达地质目的层；（2）、57/8井眼钻井窄压力窗口，油气水层环空压耗大，井底压力平衡极难控制，溢漏严重；（3）、环空间隙小，固井质量差。1.2.4.六层井身结构存在的缺陷目前采用的6层套管程序为：20×133/8×95/8×81/8×61/4×41/2这里给出六层套管设计的羊塔克502井的套管程序设计图，见图1.5。这种井身结构存在的问题是（1）、95/8套管内下81/8套管环空间隙太小，致使下套管速度慢，同时井底作用的回压大，极易压漏地层；（2）、81/2井眼需长段扩眼至91/2，才能下81/8套管，扩眼难度大，时间长；（3）、环空间隙小，无法加工悬挂器，并且回接筒壁薄易变形。10图1.5羊塔克502井井身结构设计图112.塔里木新型井身结构及套管程序设计主要针对解决塔里木现有井身结构存在的缺陷，结合塔里木油田地质情况特点，提出了新的井身结构系列。2.1.两层套管新的两层套管结构为：井眼：121/4×81/2套管：95/8×51/2详细设计数据见表2.1。2.2.三层套管新的三层套管结构为：井眼：131/8×91/2×61/2套管：103/4×75/8×5详细设计数据见表2.2。2.3.四层套管新的四层套管结构为：井眼：171/2×131/8×91/2×61/2套管：143/8×103/4×75/8×5详细设计数据见表2.3。2.4.五层套管新的五层套管结构为：井眼：26×171/2×131/8×91/2×61/2套管：20×143/8×103/4（111/8）×73/4×5详细设计数据见表2.4。2.5.山前深井、超深井探井井身结构新的山前深井、超深井探井套管结构为：井眼：26×171/2×131/8×91/2×65/8-71/2×5-51/2套管：20×143/8×103/4(111/8)×8×61/4×41/2详细设计数据见表2.5。12表2.1两层井身结构及套管程序方案套管层次井眼（mm）本层预计最大深度（m）套管规格（mm）钢级ksi接箍外径（mm）内径（mm）通径（mm）套管井眼间隙（mm）套管强度接头套管线重(kg/m）备注抗挤(MPa)内压(MPa)屈服（KN）扣型连接强度（KN）第一层311.15（121/4）1200244.48×11.99（95/8）110269.88220.50216.5433.3436.563.26643API偏梯667469.94第二层215.9（81/2）5900139.7×9.17（51/2）110153.67121.36118.1938.176.585.22852*API偏梯296829.76*对于表中所给51/2套管，不考虑钻井液浮力时，按照下深5900米计算，套管的抗拉安全系数为1.66。表2.2三层井身结构及套管程序方案套管层次井眼（mm）本层预计最大深度（m）套管规格（mm）钢级ksi接箍外径（mm）内径（mm）通径（mm）套管井眼间隙（mm）套管强度接头套管线重(kg/m）备注抗挤(MPa)内压(MPa)屈服（KN）扣型连接强度（KN）第一层333.38（131/8）1200273.05×13.84（103/4）110298.45245.36241.4030.1740.551.48551API偏梯850790.33第二层241.3（91/2）5900193.68×10.92（75/8）110215.90171.83168.6623.8154.2674.884756API偏梯486349.22第三层165.1（6½）6500127.0×9.19（5）110141.3108.61105.4419.0593.096.02581API长圆220226.79尾管*对于表中所给75/8套管，不考虑钻井液浮力时，按照下深5900米计算，套管的抗拉安全系数为1.67。13表2.3四层井身结构及套管程序方案套管层次井眼（mm）本层预计最大深度（m）套管规格（mm）钢级ksi接箍外径（mm）内径（mm）通径（mm）套管井眼间隙（mm）套管强度接头套管线重(kg/m）备注抗挤(MPa)内压(MPa)屈服（KN）扣型连接强度（KN）第一层444.5（171/2）800365.13×13.88（143/8）110390.50337.38333.4339.6919.1850.4311610API偏梯11610119.47第二层333.38（131/8）4900273.05×13.84（103/4）110298.45245.36241.4030.1740.551.48551API偏梯850790.33第三层241.3（91/2）6600193.68×10.92（75/8）110215.90171.83168.6623.8154.2674.884756API偏梯486349.22尾管第四层165.1（6½）6900127.0×9.19（5）110141.3108.61105.4419.0593.096.02581API长圆220226.79尾管*对于表中所给103/4套管，不考虑钻井液浮力时，按照下深5000米计算，套管的抗拉安全系数为1.88。**表中浅绿色底纹对应的套管为非标套管，其强度均按照API公式计算。14表2.4五层井身结构及套管程序方案套管层次井眼（mm）本层预计最大深度（m）套管规格（mm）钢级ksi接箍外径（mm）内径（mm）通径（mm）套管井眼间隙（mm）套管强度接头套管线重(kg/m）备注抗挤(MPa)内压(MPa)屈服（KN）扣型连接强度（KN）第一层660.4（26）300508×12.7（20）55533.4482.60477.8276.25.315.977095API偏梯7488158.49第二层444.5（171/2）3500365.13×13.88（143/8）110390.50337.38333.4339.6919.1850.4311610API偏梯11610119.47第三层不封盐333.38（131/8）5500273.05×13.84*（103/4）140298.45245.36241.4030.1744.0690.3211443API偏梯1138490.33封盐282.58×18.64（111/8）（下段800m）+273.05×13.84**140301.70特殊间隙245.30241.3325.490.35111.4114917API偏梯7300.5120.56第四层（盐）241.3（91/2）6300196.85×13.89（73/4）140219.85169.07165.122.23105***119.207706.5API偏梯750062.27尾管第五层165.1（61/2）7000127.0×9.19（5）110141.3108.61105.4419.0593.096.02581API长圆220226.79尾管*对于表中所给103/4套管，不考虑钻井液浮力时，按照下深5500米计算，套管的抗拉安全系数为2.35。如何按照103/4套管与111/8（下段800米）复合管柱计算，则103/4套管的抗拉安全系数为2.23。**这里之所以采用复合套管柱，是因为111/8套管的重量太大，单纯采用此套管时套管柱重量太大。***此值为API公式计算值，若按照高抗挤套管考虑，其挤毁强度可高于此值。15表2.5山前深井、超