古巴巴拉德罗地区大位移井水平段下套管实例分析及借鉴

汪曦

摘 要：大位移井水平段下套管因为摩阻大、管串屈曲、套管弱抗扭性能等因素，在不使用特殊工具的情况下很难往下传递重量和扭矩，导致套管下入困难或无法下至预定位置。本文介绍了古巴两口大位移井在长水平段通过摩阻分析、优选无接箍套管、使用CRTi下套管工具和漂浮工艺成功下入了10 3/4”、9 5/8”和8 5/8”套管，总结了现场大位移井水平段下套管的一些经验做法。

关键词：大位移井;下套管;摩阻分析;无节箍套管;CRTi;漂浮工艺

VDW-1009井和VDW-1008井是古巴国家石油公司（CUPET）在巴拉德罗油田西部布局的两口难度极大的海油陆采大位移水平井，设计井深均在8000m以上，由长城钻探GW91队施工。VDW地区的大位移井具有垂深浅、裸眼水平段长、井身结构复杂等特点，制约着完井作业效率。通过摩阻分析、优选套管、采用新工具和工艺，该地区逐渐摸索出了一套较为有效的大位移井下套管经验。

1 VDW-1009井施工工艺

VDW-1009井设计井深8000m，设计六开次，垂深、水平位移分别为1678m、7068.81m，水垂比4.2。该井共钻2个分支，主井眼完钻井深6891m，水平位移5933.79m，垂深1580.95m，最大井斜89.21°，方位346.13°，水垂比3.75;东分支完钻井深6850m，进尺683m，水平位移5872.68m，垂深1553.54m，水垂比3.78;西分支完钻井深7018m，进尺895m，水平位移6005.08m，垂深1607.43m，水平段长度5302m，水垂比3.73。

1.1 VDW-1009的8 1/2”井眼情况介绍

该井四开8 1/2”井眼使用水基钻井液完钻于6099m，完钻密度1.60g/cm3。准备在3660m-6088m共2428m水平段下入K55-23# 7”尾管并挂于9 5/8”尾管内。四开钻进顶驱转速保持80-90rpm，后期的旋转扭矩高达48kNm。完钻后起出旋转导向BHA，更换为双稳定器通井BHA。划眼到底短起下钻1次然后起钻下尾管。

1.2 第一次下入尾管工艺

7”尾管下完后使用920m5 1/2”钻杆+1480m5 1/2”加重钻杆+380m6 5/8”加重钻杆+840m6 58/”钻杆倒装送入尾管。套管和送入钻具在下人中受到重力、浮力、摩阻等作用产生较大的变形和弯曲应力，下钻到5450m后依靠自重和配重钻具、游动系统的重量无法再将尾管继续送入，决定起出尾管重新通井。起出的上部66根尾管发生了屈曲。

分析下入过程中的悬重--下深关系可以看出：尾管下入初期虽然下速较慢，但提放悬重差值很小尾管正常下入;随着尾管进入裸眼段提放悬重的振幅明显增大，从4788m开始送入变得困难;送入后期提放悬重进一步增大，5393m后下放悬重只剩30t（游动系统和顶驱重量为44t），由于管柱屈曲无法再继续下送尾管。

7”尾管无法下入与定向轨迹、钻井液体系及润滑性、井眼清洁程度、套管选型都有关系，但根本在于：①只进行了1次通井，通井没有掌握全井眼情况;②由于摩阻大尾管和送入钻柱在后期发生了螺旋屈曲，屈曲又反增了附加摩阻;③受限于使用的常规下套管工艺，下入过程不能转动套管无法传递扭矩、减小摩阻;④长水平井段尾管和地层接触面大，未采取有效方法降低摩阻。

1.3 第二次下入尾管工艺

起出尾管后进行了三次通井，根据第一次下尾管的实测悬重数据，拟合计算出尾管与裸眼段的摩擦系数为0.5-0.65。随着送入钻具的下入，在由5 1/2”钻杆变为5 1/2”加重钻杆、6 5/8”加重钻杆的过程中下压重量增大，钻柱屈曲增大，对侧壁的挤压力增大;在不同时刻的同样下深位置，随着送入钻具的增多侧向力变大。在下尾管的过程中，尾管和送入钻柱发生了明显的屈曲。

根据分析结果现场决定使用29#P110和L80尾管，以平衡浮力和管柱屈曲的互相影响。同时采用全井漂浮：即下尾管全过程不灌浆，尾管顺利下至6088m。

2 VDW-1008井施工概况

VDW-1008井设计井深8260m，设计六开次备用七开次，垂深1664m、水平位移7352m、水垂比4.42，为目前古巴设计最深、施工难度最大的一口井。

2.1 四开井眼下入无节箍套管工艺

为了保证后续施工选用了L80-51#的10 3/4”尾管，尾管本体与井壁理论间隙19mm。常规偏梯扣接箍外径11 3/4”与井壁间隙仅6mm，存在下入困难、卡套管风险，所以优选了瓦卢瑞克VAM SLIJ-II扣型的10 3/4”无节箍套管，准备下入2230m-4404m。

为了减小下入阻力、避免管柱屈曲采用了半漂浮工艺：环空为密度1.55g/cm3的钻井液，管内灌密度1.25g/cm3的轻钻井液，下到底后替换出轻钻井液。下尾管过程使用气动卡盘配合扭矩记录仪。

2.2 五開井眼下乳无节箍套管工艺

五开9 5/8”井眼使用油基泥浆完钻于6063m，完钻密度1.55 g/cm3。为确保完井作业顺畅，裸眼段扩眼至10 1/8”。持续使用瓦卢瑞克VAM SLIJ-II扣型8 5/8”无节箍套管，配合使用CRTi下套管工具准备将尾管下在3624m-6063m。

3 总结

通过分析以上两口大位移井水平段下套管的实例，在大位移井长水平段下套管要考虑到：①良好的井眼是套管能下入的首要条件，因轨迹不良、事故侧钻、井眼坍塌等因素造成的井眼复杂要通过有效的通井、调整钻井液性能等措施加以改善，通井过程中详细记录扭矩、悬重、摩阻数据作为下套管参考;②根据该地区其他同类型井获取套管与地层的摩阻系数;③软件计算下套管钩载变化，确认套管最大可下入深度;④采取漂浮下套管技术能有效减小下部管柱的摩阻，比如充填气体、轻质衬套套管、选择性漂浮装置、漂浮接箍，漂浮长度和方式要以摩阻情况、裸眼段长度、井眼轨迹数据、套管参数、钻井液体系和性能、顶驱质量、管柱的屈曲情况等为依据，通过软件模拟确认;⑤下尾管时在送入钻具中增加钻铤和加重钻杆数量，用增大整个入井管柱质量的方法来克服摩阻是目前大位移井最后一层完井管柱常用的一种下入方法。但增加的数目要以计算的屈曲余量为限;⑥使用无节箍套管，如旋转下套管优选高抗扭性能的套管;⑦利用旋转管柱的方法可以清除下入过程中由摩擦阻力引起的正弦和螺旋屈曲或更为严重的自锁现象以降低摩阻，比如使用Swivel master、内（外）卡式顶驱下套管装置、接箍卡紧式顶驱下套管装置、水力尾管释放工具等。但要求套管必须具有高抗扭性能，送入工具必须与尾管柱容易脱开;⑧结合以上工具工艺，双选甚至多选，能大幅提高大位移井套管下入成功率。

参考文献：

[1]祝效华，高原，刘少胡等.水平井弯曲段套管下入可行性分析[J].石油矿场机械，2011，40（4）：6-8.

[2]韩飞，纪友哲，贾涛等.顶驱下套管装置的技术现状及发展趋势[J].石油机械，2012，40（1）：84-86.

[3]王君书.大位移井下套管工艺技术[J].科学之友，2011 （4）：36-37.