埕海XX大位移水平井244.5 mm套管全漂浮下入研究與分析

摘" " 要：大港油田埕海XX井完鉆井深3 850 m，水平位移 3 098 m，其中244.5 mm技術(shù)套管采用全漂浮工藝下深至3 485 m，中完水垂比達(dá)2.58，創(chuàng)造中石油244.5 mm套管漂浮下套管漂浮段長度紀(jì)錄。該井311.1 mm井眼下244.5 mm套管，高水垂比的井身結(jié)構(gòu)決定了較大的井筒摩阻，進(jìn)而導(dǎo)致套管下入懸重不足、易遇阻、易黏卡等難題的發(fā)生。結(jié)合全漂浮下套管原理、下入工藝與工程配套、現(xiàn)場實施與應(yīng)用效果評價開展了套管下入研究與分析。分析結(jié)果推薦該井身結(jié)構(gòu)的大位移水平井采用全漂浮下套管工藝進(jìn)行套管下入，采用全漂浮工藝不僅可以使套管懸重下入至預(yù)定深度，下入過程中大幅減少側(cè)向壓力，顯著地減小下套管黏卡風(fēng)險，且施工安全性大為提高。

關(guān)鍵詞：大位移水平井；大水垂比；全漂浮下套管；比較優(yōu)勢

Full-floating 244.5 mm casing running at Chenghai XX extended reach"horizontal well

YANG Shuo， ZHANG Munan， ZOU Long， WANG Jianmin

Drilling" Branch of CNPC Offshore Engineering Company Limited， Tianjin 300451， China

Abstract：The Chenghai XX well drilling depth is 3 850 m and horizontal displacement is 3 098 m. The full-floating 244.5 mm intermediate casing running reaches a depth of 3 485 m with a water vertical ratio of 2.58， setting a record for the longest floating segment of 244.5 mm casing among CNPC wells. The running of a 244.5 mm casing in a 311.1 mm wellbore， combined with the high water vertical ratio of the casing program， resulted in significant friction resistance， leading to difficulties during casing running such as insufficient hook load， resistance， and sticking. Research and analysis were conducted on casing running by combining the principles of full-floating casing running， casing running techniques， and engineering support， as well as effect evaluation of on-site implementation and application. It was recommended in the result that， for extended reach horizontal wells with this kind of casing program， full-floating casing running should be ideal. With the above method， casing running can reach the designed depth with sufficient hook-load， significantly reducing lateral pressure during installation and the risk of casing sticking. Therefore， construction safety can be significantly improved.

Keywords：extended reach horizontal well; high water vertical ratio; full-floating casing running; comparative advantage

隨著國內(nèi)外邊界石油與天然氣勘探開發(fā)的不斷深入，海上薄油藏大位移水平井逐漸部署。水平井卸油面積大，滲透性高，貫穿能力強(qiáng)，具有更大限度地提高產(chǎn)量和采收率的技術(shù)優(yōu)勢。大港油田埕海1-1區(qū)塊為薄油藏高孔高滲油藏，下入244.5 mm套管可給三開儲層段預(yù)留更大的裸眼及篩管尺寸，為油田后期維持日產(chǎn)量、采收率提供更好的基礎(chǔ)。該區(qū)塊為海上導(dǎo)管架叢式井布井，輻射儲層砂體面積大，水平位移大，垂深淺，且薄油藏井眼軌跡的曲折度大，井徑不規(guī)則，套管居中效果難保障。在下244.5 mm套管施工過程中，這些綜合因素導(dǎo)致管柱與井壁的摩擦系數(shù)增高，采用常規(guī)下套管技術(shù)時懸重不足，因而難以順利將套管下入井底。而采用常規(guī)漂浮下套管技術(shù)，則可以通過在大井斜部分套管串漂浮、在上部套管串內(nèi)灌漿的辦法減少漂浮段套管的摩擦力，與此同時也增加了上部套管的下入懸重，由此起到提高套管下深的作用。但采用大位移井常規(guī)漂浮技術(shù)會導(dǎo)致套管串與井筒低邊的接觸長度較長，因此造成套管低邊側(cè)向力較大，套管低邊與井壁發(fā)生黏附卡鉆風(fēng)險較高，當(dāng)多口井發(fā)生套管遇阻時，則會迅速發(fā)展為套管黏卡的施工事故，因此對于該類井，下套管的防范重點需由防懸重不足轉(zhuǎn)變?yōu)榉捞坠莛たā?/p>

采用長漂浮甚至全漂浮下套管技術(shù)，運(yùn)用全漂浮手段，最大限度地減少套管向低邊側(cè)向力，在套管負(fù)懸重可控的基礎(chǔ)上，通過頂驅(qū)下壓或者其他方法將244.5 mm套管下入至設(shè)計深度，是該類井順利安全實施套管下入的有效手段。埕海XX井是部署于渤海灣埕海區(qū)塊的館陶組生產(chǎn)井，完鉆井深3 850 m，水平位移3 098 m，其中244.5 mm技術(shù)套管采用全漂浮工藝下深至3 485 m，中完垂深1 201 m，中完水垂比達(dá)2.58，創(chuàng)造中石油244.5 mm套管漂浮下套管漂浮段長度紀(jì)錄。本文結(jié)合該井的井身與套管結(jié)構(gòu)、全漂浮下套管技術(shù)原理、全漂浮下244.5 mm套管技術(shù)工藝與工程配套、技術(shù)現(xiàn)場實施與應(yīng)用效果評價，開展了該類井244.5 mm套管下入的研究與分析。研究結(jié)果可為該類井身結(jié)構(gòu)的大位移水平井采用全漂浮下套管工藝提供依據(jù)，可提高244.5 mm套管下入施工的安全性，還可節(jié)約時效，減少后續(xù)施工風(fēng)險并大幅降低技術(shù)服務(wù)費(fèi)用。

1" " 漂浮下244.5 mm套管技術(shù)原理

大位移井套管因自身重力作用會緊貼井眼下井壁，摩擦阻力較大，套管下入困難。將漂浮狀態(tài)的套管看成微小的單元[1]，則套管漂浮單元的受力示意如圖1所示。

由圖1套管漂浮單元受力分析可得到：

Fμ=μN(yùn)=μFN" （1）

FN+F浮=（G1+G2）sinα" " "（2）

G1=ρ套gV本體" "（3）

G2=ρ內(nèi)gV內(nèi)腔" "（4）

F浮=ρ外gV浮筒sinα" "（5）

式中：Fμ為管柱所受摩擦力；μ為摩擦系數(shù)；N為管柱對井壁的壓力；V本體為套管本體體積；V內(nèi)腔為套管內(nèi)腔體積；V浮筒為套管浮筒體積；FN為井壁對管柱的支持力；F浮為管柱所受浮力；G1為套管重力；G2為套管內(nèi)流體的重力；ρ套為套管密度；ρ內(nèi)為管柱內(nèi)流體密度；ρ外為管柱外流體密度；g為重力加速度。

由式（1）～式（5）得到：

Fμ=μsinα（ρ套V本體-ρ外gV浮筒） （6）

F懸重=gV本體ρ套cosα+μgV浮筒ρ外cosα-gV本體μρ套sinα"（7）

由上述公式可以得出如下結(jié)論：第一，小井斜段，套管本體的自重越大，井口的懸重越大；第二，井斜角度越大，管柱受井筒內(nèi)壁的摩擦阻力越大；第三，套管柱外流體密度越大，管柱所受摩擦力越??；第四，隨著井斜角的增大，通過減小摩擦系數(shù)可顯著降低套管柱所受摩擦阻力。

根據(jù)對大位移水平井套管難以下入的力學(xué)分析，建立了漂浮下套管技術(shù)。其技術(shù)原理（見圖2）是：通過漂浮接箍和浮箍封閉一段空氣介質(zhì)在套管串尾部，增加漂浮接箍以下部分套管柱的浮力，減少套管柱對井壁的壓力，從而降低下套管時的摩擦阻力；同時上部直井段和小井斜段套管串內(nèi)灌漿（小井斜段灌漿，摩擦系數(shù)增長不明顯），增加了下入懸重，由此提高套管安全下入的成功率。該技術(shù)大幅提高了套管安全下入的成功率，在國內(nèi)外多個油田取得了很好的應(yīng)用效果?；诹W(xué)分析，再結(jié)合套管串的有限元方法，多家鉆井軟件公司已形成了漂浮下套管的計算模型與軟件模擬模塊。

值得注意的是，從上述分析可知，在小井斜的灌漿段，由套管自重產(chǎn)生的垂直于井筒低邊的側(cè)向力，仍會增加套管對井壁低邊的下壓力。

對于水垂比大于2.0的大位移井、水平井或超長段水平井，當(dāng)套管下入懸重低于套管凈懸重的30%或存在黏附卡鉆的風(fēng)險時，適合使用常規(guī)漂浮下套管技術(shù)[2]。對于更大位移井，大尺寸套管在淺垂深、淺造斜井筒中的低居中度問題仍然較難克服，套管低邊側(cè)向力依然較大，套管低邊與井壁發(fā)生黏附卡鉆的風(fēng)險仍然較高。漂浮1 002 m下244.5 mm套管的埕海區(qū)塊YY井，在距離設(shè)計下深603 m位置發(fā)生下放遇阻，之后迅速發(fā)展為套管黏卡的事故，后續(xù)采取懸掛尾管方式進(jìn)行補(bǔ)救。

因此，對于大位移水平井244.5 mm技術(shù)套管的下入問題，急需把思路從“克服摩阻、下入鉤載不足”轉(zhuǎn)變到“克服摩阻、提供適量鉤載、防套管黏卡”上，并具體通過采用增長漂浮段、全漂浮（全套管串不灌漿）下套管技術(shù)措施，從根本上解決上述問題。

2" " 埕海XX井下入244.5 mm套管的施工難點分析

2.1" " 軌跡設(shè)計及井身結(jié)構(gòu)

埕海XX井軌跡設(shè)計及井身結(jié)構(gòu)見表1、圖3。

2.2" " 摩阻預(yù)測分析

利用Landmark公司的鉆井工程設(shè)計和分析軟件WellPlan“摩阻與扭矩分析”模塊，可對井身結(jié)構(gòu)、軌跡條件、摩阻系數(shù)、鉆井液性能、套管結(jié)構(gòu)等綜合條件下的摩阻進(jìn)行預(yù)測計算。主要條件為：其一，實際或設(shè)計井身結(jié)構(gòu)，包含一開套管下深、套管內(nèi)徑，二開鉆頭尺寸與經(jīng)驗井眼擴(kuò)大率；其二，實際或設(shè)計軌跡，包含井斜、方位、軌跡插值計算方法等；其三，表層套管內(nèi)的摩阻系數(shù)值，裸眼段不同地層的摩阻系數(shù)賦值；其四，鉆井液密度、鉆井液體系對應(yīng)流體模型的選擇、流變參數(shù)值；其五，下入套管串的鋼級、壁厚、漂浮段長度等。

確定上述條件（或影響因素）后，可借助WellPlan的“摩阻與扭矩分析”模塊，模擬計算套管下入過程中的井口鉤載。在這些條件因素里，一開套管下深、井眼擴(kuò)大率、軌跡平滑度是可優(yōu)化項；鉆井液性能在設(shè)計范圍內(nèi)可進(jìn)行微調(diào)優(yōu)化；表層、技術(shù)套管選型是先期配套項，基于可選范圍可微調(diào)；套管內(nèi)、裸眼段的摩阻系數(shù)值是特定鉆井液體系內(nèi)的范圍值，為可優(yōu)化項，目標(biāo)值應(yīng)趨近鉆井液體系的最小值；漂浮段長度為工藝選擇量，可進(jìn)行設(shè)計調(diào)整。

2.3" " 套管下入設(shè)計模擬

在軟件計算模型中，對可調(diào)整項進(jìn)行極優(yōu)篩選后，再通過設(shè)定裸眼段差、中、好三種摩阻系數(shù)值和不漂浮、不同漂浮段長、全漂浮等工況，對244.5 mm套管的下入進(jìn)行設(shè)計模擬。

頂部驅(qū)動載荷取250 kN，全井灌滿泥漿下套管。模擬管內(nèi)摩阻系數(shù)取0.20，管外摩阻系數(shù)為0.30～0.40，該摩阻系數(shù)值可通過通井的鉤載值與軟件計算值進(jìn)行回歸，取得的系數(shù)取值范圍為0.20～0.40，擬合回歸線性散點關(guān)系見圖4，頂驅(qū)凈重取250 kN，套管下入過程中大鉤載荷如圖5所示。

通過計算，可以得到不同摩阻系數(shù)條件下?244.5 mm套管下入至3 486 m位置時的下放載荷，具體見表2。在管外摩阻大于0.40時，套管下至井底載荷將會小于靜載的30%，采用常規(guī)套管下入工藝將?244.5 mm套管下入至3 486 m，存在較大風(fēng)險，并且自下入3 000 m后摩阻影響趨勢變大，增加了套管下入的遇阻風(fēng)險。

對采用漂浮下套管方式進(jìn)行模擬計算，為減小中途下入難度，進(jìn)行了空氣段長度的優(yōu)選計算，頂部驅(qū)動載荷取250 kN，泥漿密度取1.18 g/cm3；對不同摩擦系數(shù)進(jìn)行模擬，管內(nèi)/管外摩擦系數(shù)分別取值為：0.20/0.30、0.20/0.35、0.20/0.40，采用不同空氣段長度（1 200～2 300 m）的漂浮方案進(jìn)行計算分析。在管內(nèi)/管外摩擦系數(shù)取值為0.25/0.35、空氣段長度為1 500 m時，?244.5 mm套管下放的漂浮鉤載分析如圖6所示。

采用1 500 m以內(nèi)的漂浮長度，全程下入載荷均大于靜載的30%，理論上可以將套管下入至設(shè)計井深，但區(qū)塊前期作業(yè)2口井發(fā)生套管遇阻并迅速發(fā)展為套管黏附卡套管事故，分析為側(cè)向力原因?qū)е绿坠艹掷m(xù)貼邊與壓緊，最終迅速黏附。因此，套管側(cè)向力消減為重點風(fēng)險防范因素，這可通過多漂浮段長度的調(diào)整使側(cè)向力維持較低值水平，從而提高套管下入的安全性。空氣段長度1 500、2 300 m和全漂浮工況下側(cè)向力分析如圖7所示。

經(jīng)分析，漂浮1 500 m時，分段側(cè)向力分別達(dá)到了5 000、1 200、1 100 N，漂浮2 300 m時，分段側(cè)向力僅為1 100、700、200 N，全漂浮時分段側(cè)向力為1 200、670、200 N?？梢?，較短漂浮段，在井深1 250 m～井底，承受較明顯的側(cè)向力，采用長漂浮或者全漂浮可減少側(cè)向力45%～80%，在減少套管黏附卡鉆風(fēng)險方面效果明顯。

再對比全漂浮工藝和長漂浮工藝，全漂浮工藝盡管在下入鉤載上小于長漂浮，但通過頂驅(qū)附加載荷的下壓，仍具備套管下入的鉤載條件。長漂浮工藝仍需要使用漂浮接箍工具，該工具分為傳統(tǒng)機(jī)械滑套式與破裂盤式，機(jī)械滑套式的鋁制附件在大位移水平井內(nèi)由于大井斜因素，三開鉆磨過程中不可避免地會出現(xiàn)偏磨，造成鋁制附件的殘余，給后續(xù)三開鉆完井施工造成很大的卡鉆、蹩扭風(fēng)險，使用機(jī)械滑套式的漂浮下套管工藝出現(xiàn)了多次卡鉆具、通井遇阻、蹩停頂驅(qū)等井下復(fù)雜情況；破裂盤式漂浮接箍，由于破裂盤尺寸大、厚度大，破碎后易造成浮鞋、浮箍套管循環(huán)通道的堵塞，給后續(xù)循環(huán)、固井造成施工風(fēng)險[3]。全漂浮下套管工藝不使用漂浮接箍，這為后續(xù)作業(yè)時提高時效、提高作業(yè)安全性創(chuàng)造條件。

3" " XX井全漂浮下244.5 mm套管技術(shù)分析與工藝配套

基于上述理論分析與計算，對全漂浮下套管搭建工藝配套。

3.1" " 套管選型

根據(jù)井身結(jié)構(gòu)的基本設(shè)計進(jìn)行套管選型，對套管強(qiáng)度進(jìn)行校核，主要校核抗外擠強(qiáng)度、套管軸向受力的正弦螺旋屈曲。在強(qiáng)度校核的基礎(chǔ)上，根據(jù)全漂浮受力分析，為增大套管下入鉤載，可在上部小井斜段采用壁厚較厚套管。

3.2" " 套管附件選型

選擇反向承壓能力合格的浮鞋及浮箍，為增加全漂浮的可靠性，可選擇浮鞋+雙浮箍。為加強(qiáng)套管串在長裸眼段、井眼不規(guī)則井段、大狗腿井段的通過能力，可選用偏心旋轉(zhuǎn)浮鞋，增大套管的裸眼可通過性。

優(yōu)化套管扶正器數(shù)量及安放方式，使用整體式螺旋彈性扶正器、剛性直流滾輪扶正器、半剛性扶正器的復(fù)合安放方式，針對水平段、造斜段、儲層段、長穩(wěn)斜段不同的固井風(fēng)險進(jìn)行扶正器的合理優(yōu)化，提高套管居中度[4]。半剛性扶正器具有以下物理特性：低摩擦力的特性，在井下運(yùn)動時的摩擦力小、耐磨損、堅固耐用的特點，且機(jī)械性能在高溫220 ℃條件下穩(wěn)定性強(qiáng)[5]。

3.3" " 簡易頂驅(qū)下壓工具

經(jīng)軟件模擬計算，全漂浮下套管實際下入鉤載比計算載荷小50～100 kN，且伴隨裸眼井壁與套管壁的逐漸接觸，側(cè)向力作用下的靜啟動摩阻逐漸增大，體現(xiàn)在套管單根上扣后，提出套管卡瓦開始下放套管時套管串慣性小、啟動慢。因此在鉤載的理論計算滿足下入的條件下，仍需提供一定的下壓力。頂驅(qū)重力為130 kN，開發(fā)簡易頂驅(qū)下壓工具，可克服套管串輕微遇阻、摩阻畸高點、靜啟動等條件下的鉤載衰減，利用頂驅(qū)重力提供附加下壓力。全漂浮下244.5 mm套管工藝配套工具見圖8。

4" " 現(xiàn)場實施效果與應(yīng)用評價

埕海XX井是部署于渤海灣埕海區(qū)塊的館陶組生產(chǎn)井，完鉆井深3 850 m，水平位移3 098 m，其中244.5 mm技術(shù)套管采用全漂浮工藝下深至3 485 m，中完垂深1 201 m，中完水垂比達(dá)2.58，創(chuàng)造中石油244.5 mm套管漂浮下套管漂浮段長度紀(jì)錄。該井通過軟件模擬計算，對套管串結(jié)構(gòu)進(jìn)行優(yōu)化，采用三種不同壁厚（11.99、11.05、10.03 mm）套管、不同段長的下入結(jié)構(gòu)，滿足了下入鉤載要求，并克服了套管屈曲問題，采用偏心旋轉(zhuǎn)浮鞋和不同扶正器的合理安放提高了通過性與套管居中度，在理論計算采用裸眼摩阻系數(shù)0.35的基礎(chǔ)上，實際通過鉆井液攜砂、井壁潤滑的改善、通井井壁穩(wěn)定性的鞏固，使得實際套管下入時裸眼摩阻系數(shù)優(yōu)化到0.25，提高了套管下入安全冗余。實際下入鉤載散點數(shù)據(jù)與軟件模擬鉤載對比見圖9。

該井在施工過程中套管下入順利，僅用時26 h，且減少中完時間及輔助時間近20 h，充分證明了大位移水平井244.5 mm套管全漂浮下入研究及分析的正確性與可實施性。

5" " 結(jié)束語

專業(yè)軟件分析表明，對于311.1 mm井眼下244.5 mm套管的大位移水平井，可采用全漂浮下套管工藝下入。第一，通過合理設(shè)計一開套管的下深，良好控制井眼井壁的潤滑，從而減小全井的摩擦阻力。第二，通過合理選擇套管結(jié)構(gòu)以提供盡可能高的下入懸重和控制較低的負(fù)懸重安全冗余；借助工具實現(xiàn)一定的頂驅(qū)下壓，為套管提供下入的附加驅(qū)動力。第三，通過高效通井與循環(huán)，保證井筒的清潔與通暢；通過匹配鉆井液性能，保證井筒穩(wěn)定性；通過合理的套管附件選型，形成較好的套管串引導(dǎo)性；結(jié)合活動套管，以克服大位移井裸眼段較長與曲折度的影響?；谏鲜?種途徑和關(guān)鍵點的控制，可進(jìn)行有效的全漂浮下套管分析與風(fēng)險控制。

本文針對埕海XX井開展了套管下入分析研究，最終該井的現(xiàn)場套管下放過程鉤載變化趨勢、套管下入井底的鉤載值與分析結(jié)果符合，套管下入施工過程順利，較好地驗證了上述研究及分析結(jié)果的正確性，為后續(xù)大位移水平井套管安全、高效下入奠定了技術(shù)基礎(chǔ)。

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作者簡介：

楊" " 碩（1984—），男，天津人，高級工程師，2008年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（華東）船舶與海洋工程專業(yè)，目前主要從事海上石油鉆井專業(yè)工作。Email：yangshuo.cpoe@cnpc.com.cn

編輯：林" " 鮮