渤海油田大位移井下套管技術(shù)分析

沈德新，陳建宏

1.中海油能源發(fā)展股份有限公司 工程技術(shù)分公司（天津 300459）2.中海石油（中國(guó)）有限公司 天津分公司（天津 300459）

大位移井是指水垂比≥2且斜深大于3 000 m的井或水平位移超過3 000 m的井[1]。渤海某油田開發(fā)項(xiàng)目主要針對(duì)明化鎮(zhèn)組、館陶組地層進(jìn)行開發(fā)，受制于航道、海洋生態(tài)保護(hù)等因素的影響，叢式井平臺(tái)位置遠(yuǎn)離待開發(fā)油藏，因此，大位移井成為該油田開發(fā)的主要手段。在斜井段下套管過程中，受套管自身重力的影響，套管會(huì)貼近下井壁，產(chǎn)生較大的下入摩阻，造成下套管困難，而大位移井由于其穩(wěn)斜角大的特點(diǎn)會(huì)加劇這種狀況的發(fā)生。

1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

渤油1井為一口明化鎮(zhèn)組大位移水平井，設(shè)計(jì)井深3 719 m，水平位移3 252 m，完鉆垂深1 045 m，水垂比達(dá)3.11（表1）。該井采用水平井雙增軌跡模式進(jìn)行設(shè)計(jì)，第一造斜段從130 m開始，造斜至890 m，井斜增至81°，然后穩(wěn)斜至3 334 m，穩(wěn)斜段長(zhǎng)2 444 m；第二造斜段為3 334～3 433 m，增斜至井斜90°，水平段長(zhǎng)度為286 m。該計(jì)劃實(shí)施三開井身結(jié)構(gòu)，Φ339.7 mm表層套管下至井深1 000 m，二開Φ 311.1 mm井眼鉆至著陸井深，下Φ244.5 mm套管，Φ 215.9 mm井眼鉆至3 719 m。

表1 渤油1井設(shè)計(jì)軌道數(shù)據(jù)表

2 下套管敏感性因素分析

大位移井下套管懸重計(jì)算主要是基于井眼軌跡、井身結(jié)構(gòu)、摩擦系數(shù)、下入套管磅級(jí)、鉆井液密度等條件進(jìn)行套管下入可行性分析，分析套管下入過程中是否需要采用套管漂浮和旋轉(zhuǎn)下入[2-4]。著重分析Φ244.5 mm套管在密度為1.20 g/cm3的改進(jìn)型PEC鉆井液體系環(huán)境下，采用常規(guī)作業(yè)模式下套管，摩擦系數(shù)、井身結(jié)構(gòu)以及套管規(guī)格等因素對(duì)下入懸重的影響。

2.1 摩擦系數(shù)

假定摩擦系數(shù)為下放懸重計(jì)算的唯一變量，利用Landmark軟件計(jì)算套管段摩擦系數(shù)0.25～0.30，裸眼段摩擦系數(shù)0.30～0.50時(shí)，不同摩擦系數(shù)組合下Φ 244.5 mm套管（69.9 kg/m）下放懸重，計(jì)算結(jié)果如圖1所示。

圖1 Φ244.5 mm套管下放懸重計(jì)算結(jié)果

結(jié)果表明，隨著摩擦系數(shù)的增大，Φ244.5 mm套管下放懸重呈逐步減小的趨勢(shì)。在裸眼段摩擦系數(shù)達(dá)0.35以上時(shí)，由于套管下放懸重小于頂驅(qū)懸重（設(shè)置為20 t），套管存在下放不到位的風(fēng)險(xiǎn)。進(jìn)一步分析套管內(nèi)及裸眼段摩擦系數(shù)對(duì)下放懸重的影響，計(jì)算結(jié)果如圖2所示。

圖2 摩擦系數(shù)對(duì)Φ244.5 mm套管下放懸重影響分析

從上述分析數(shù)據(jù)可以看出：①摩擦系數(shù)的增加會(huì)導(dǎo)致下放懸重的減少，且這種影響會(huì)隨著摩擦系數(shù)的增大愈加明顯；②裸眼段摩擦系數(shù)對(duì)于懸重的影響大于套管段摩擦系數(shù)。

2.2 井身結(jié)構(gòu)

從井身結(jié)構(gòu)方面，主要分析表層套管下深及Φ244.5 mm套管磅級(jí)對(duì)套管下放懸重的影響。

2.2.1 表層套管下深

基于該井軌跡，計(jì)算不同表層套管下深時(shí)，Φ244.5 mm套管（69.9 kg/m）下放懸重，計(jì)算結(jié)果如圖3所示。

圖3 表層套管下深對(duì)Φ244.5 mm套管下放懸重影響分析圖

計(jì)算結(jié)果表明，在井深800 m以內(nèi)，表層套管下深每增加100 m，Φ244.5 mm套管下放懸重增加約1.5 t；但在井深900 m以上時(shí)，表層套管下深每增加100 m，懸重增加約0.8 t左右，增加值有所降低。分析原因?yàn)椋孩偬坠芏文Σ料禂?shù)小于裸眼段摩擦系數(shù)；②結(jié)合該井軌跡，井深130～890 m處于第一造斜段，井斜較小，但在井深900 m以后，井段處于穩(wěn)斜狀態(tài)，井斜角大，因而增加表層套管下深，Φ244.5 mm下放懸重增加量變小。

2.2.2 Φ244.5 mm套管磅級(jí)

基于該井軌跡及井身結(jié)構(gòu)，計(jì)算Φ244.5 mm套管不同磅級(jí)下套管下放懸重，計(jì)算結(jié)果如圖4所示。

圖4 不同套管磅級(jí)下Φ244.5 mm套管下放懸重隨井深變化曲線

針對(duì)該井，增加套管磅級(jí)反而會(huì)使套管下放到位的懸重減小。分析原因?yàn)椋涸摼€(wěn)斜段井斜達(dá)81°，井斜較大，套管自身重力在軸線法線方向上的分量較大，進(jìn)而增加套管磅級(jí)只會(huì)增加套管下入摩阻，而下入懸重由于摩阻的增加反而有所下降[5]。

通過分析，與表套下深和Φ244.5 mm套管磅級(jí)相比，摩擦系數(shù)是影響下放懸重的關(guān)鍵性因素。因此，在大位移鉆井過程中，應(yīng)優(yōu)選提切劑和潤(rùn)滑劑，加強(qiáng)鉆井液性能維護(hù)，提高鉆井液攜巖能力的同時(shí)實(shí)現(xiàn)降摩減阻。另外，適當(dāng)減少單次鉆井進(jìn)尺、加強(qiáng)循環(huán)，減小巖屑床形成，并適當(dāng)短起下破壞形成的巖屑床，保障井眼清潔，從而降低摩擦系數(shù)，保障套管順利下放到位。

3 下套管技術(shù)分析

3.1 漂浮下套管

漂浮下套管是目前渤海油田解決大位移井下套管困難的最有效手段，它通過在下部套管串中加入漂浮接箍，將套管串有效分隔為上下兩部分，漂浮接箍以上套管段下入過程中正常灌漿，漂浮接箍以下套管段充入空氣或者輕質(zhì)流體[6]，利用浮力的作用，減少套管段與下井壁的接觸，從而減少套管下入過程中的摩擦阻力，實(shí)現(xiàn)套管的順利下入[7]。

使用漂浮下套管技術(shù)的關(guān)鍵在于漂浮接箍位置的選擇。漂浮段太長(zhǎng)，漂浮段套管所造成的浮力過大，致使漂浮段套管無法下入；漂浮段過短，套管與井壁之間的摩擦阻力過大，下放懸重較小，導(dǎo)致套管下放不到位（圖5）。以該井為例采用試算法，合理選擇接箍的安放位置[8]。

圖5 不同漂浮長(zhǎng)度下Φ244.5 mm套管下放懸重隨井深變化曲線

通過計(jì)算，采用常規(guī)下套管方案時(shí)，套管理論下放懸重（不包含頂驅(qū)和大鉤重量）為負(fù)值。隨著漂浮段長(zhǎng)度的增加，套管下至井底的懸重逐漸增加，當(dāng)漂浮段長(zhǎng)度達(dá)1 200 m時(shí)，下放懸重變?yōu)檎?。但?dāng)漂浮長(zhǎng)度繼續(xù)增大至2 500 m時(shí)，套管下至2 500 m井深時(shí)，套管下入懸重為0?；诓澈５貐^(qū)下套管作業(yè)經(jīng)驗(yàn)，為保證套管下放到位，設(shè)計(jì)時(shí)應(yīng)至少預(yù)留10 t的懸重余量。針對(duì)該井，當(dāng)漂浮段長(zhǎng)度為1 800 m時(shí)，套管下放懸重為10.17 t，最終推薦漂浮接箍下入深度1 800 m。

3.2 漂浮+旋轉(zhuǎn)下套管技術(shù)

漂浮下套管能有效克服大位移井長(zhǎng)穩(wěn)斜段使用常規(guī)下套管方法摩阻大的問題，使套管串突破正常的下入極限，加大套管下放到位的可能性。但從南海東部大位移井漂浮下套管的作業(yè)實(shí)踐來看，該技術(shù)的實(shí)施存在一定的不確定性，比如漂浮接箍存在失效的風(fēng)險(xiǎn)、漂浮接箍破裂盤擊破壓力過大壓漏地層的風(fēng)險(xiǎn)等。為此，借鑒中海油深圳分公司全漂浮+旋轉(zhuǎn)下套管的成功經(jīng)驗(yàn)，對(duì)該井采用漂浮+旋轉(zhuǎn)下套管的技術(shù)方案進(jìn)行適用性分析[9-10]。

全漂浮+旋轉(zhuǎn)下套管技術(shù)是指在套管內(nèi)全程不灌漿，使套管在管外鉆井液的浮力懸浮下，減少與下井壁接觸，有效減小下入摩阻；同時(shí)當(dāng)管柱懸重降低及下放困難時(shí)，采取旋轉(zhuǎn)的方式繼續(xù)下放，從而增加懸重、修正井眼及降低激動(dòng)壓力，使套管順利下放到位。

基于前文分析，該井若采用漂浮下套管，套管下至2 500 m井深時(shí)，下入懸重為0，此時(shí)開始旋轉(zhuǎn)下套管且不灌漿直至套管下放到位，整個(gè)過程的下入懸重及扭矩情況如圖6、圖7所示。

圖6 不同轉(zhuǎn)速下漂浮下Φ244.5 mm套管下放懸重隨井深變化曲線

圖7 不同轉(zhuǎn)速下全漂浮下Φ244.5 mm套管扭矩隨井深變化曲線

從計(jì)算結(jié)果可以看出，對(duì)于全漂浮下套管，旋轉(zhuǎn)套管能一定程度上增加套管的下入懸重，且下入懸重隨著轉(zhuǎn)速的增加而增大，但與此同時(shí)，扭矩也會(huì)隨著轉(zhuǎn)速的增加而增大。在轉(zhuǎn)速為20 r/min時(shí)，下至井底的扭矩達(dá)15 kN·m，接近普通扣型的上扣扭矩，因此，若采用全漂浮+旋轉(zhuǎn)下套管的作業(yè)模式，需配合使用高抗扭扣。該井采用全漂浮下套管的作業(yè)模式下，下入懸重較低，即便是在轉(zhuǎn)速為20 r/min時(shí)，下入懸重也僅為1.83 t。這對(duì)于渤海油田明化鎮(zhèn)組、館陶組的大位移井具有普遍性，由于油藏埋深較淺，若采用全漂浮下套管，下到井底時(shí)懸重較小。

針對(duì)上述問題，在渤海油田某項(xiàng)目提出全漂浮+旋轉(zhuǎn)+灌漿下套管的嘗試，即先采用全漂浮下套管的作業(yè)方式，當(dāng)管柱懸重降低及下放困難時(shí)，在上部套管段灌漿并配合頂驅(qū)下套管工具進(jìn)行旋轉(zhuǎn)，增加下入懸重，使套管下放到位。模擬結(jié)果如圖8、圖9所示。

圖8 轉(zhuǎn)速為20 r/min時(shí)不同灌漿長(zhǎng)度下全漂浮下Φ244.5 mm套管下放懸重隨井深變化曲線

圖9 轉(zhuǎn)速為20 r/min時(shí)不同灌漿長(zhǎng)度下全漂浮下Φ244.5 mm套管扭矩隨井深變化曲線

從計(jì)算結(jié)果可以看出，上部灌漿能有效增加全漂浮+旋轉(zhuǎn)下套管時(shí)套管的下放懸重，灌漿長(zhǎng)度越大，懸重增加越明顯。如灌漿300 m，該井下套管至井底時(shí)的下放懸重為15.24 t，較不灌漿增加13.41 t。但相比于全漂浮+旋轉(zhuǎn)下套管，上部灌漿對(duì)套管下入過程中的扭矩增加不明顯，灌漿600 m時(shí)，扭矩僅增加1.87 kN·m。

4 結(jié)論

1）下套管摩擦系數(shù)，尤其是裸眼段摩擦系數(shù)是影響大位移井套管下入懸重的關(guān)鍵因素，與之相比較，表層套管下深的影響較小，而增加套管磅級(jí)未必有利于套管下放。

2）漂浮下套管是目前解決渤海油田大位移井下套管困難最有效的手段，合理選擇漂浮接箍的安放位置是關(guān)鍵。

3）全漂浮+旋轉(zhuǎn)下套管能有效應(yīng)對(duì)漂浮下套管過程中可能出現(xiàn)的工具失效等風(fēng)險(xiǎn)，但對(duì)套管的抗扭性能有較高的要求。針對(duì)渤海油田采用全漂浮+旋轉(zhuǎn)下套管作業(yè)模式下放懸重不足的問題，可以嘗試采用上部灌漿的方式增加懸重。