套管钻井技术在大庆油田的研究与应用

2021-10-18杨决算刘玉民陈绍云

石油地质与工程 2021年5期

李兵，杨决算，刘玉民，陈绍云，孙妍，方牧

（1.中国石油大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院，黑龙江大庆 163413；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300000）

减少钻井–关井对产量的影响是保障大庆油田“控递减、增产量”的重要途径，本文根据大庆油田开发特点，在不停注条件下，层间压差大，井底压力预测难度大。通过精细地层压力划分、地层压力预测、井深结构优化、控压固井改善等方法，形成了一系列套管钻完井配套技术，验证了零散更新井控压套管钻完井技术的可行性软件的适用性，提高了调整井钻完井技术能力水平，可确保油田整体开采效果。

1 套管钻井适应性和难点分析

套管钻井是指在钻进过程中，用套管代替钻杆对钻头施加扭矩和钻压，向井下传递机械能量和水力能量来实现钻头旋转与钻进。井下钻具组合接在套管柱下面边钻进边下套管，完钻后起到钻柱作用的套管留在井内起完井作用[1–7]。与常规钻杆钻井技术相比，套管钻井具有钻进时间缩短、井下事故降低、井控状况改善等优势，可保持起下钻时泥浆的连续循环，改善水力参数，改善环空上返速度和清洗井筒状况等。

套管钻井技术的实施还存在一些困难，在套管钻井过程中，套管在交变载荷条件下，套管柱同时受到轴向荷载及旋转带来的扭矩荷载的作用，其受力状况与套管柱在非旋转情况下的受力状况有较大的差异[8–12]，如何确保套管的抗扭、密封和连接性能是套管钻井在钻具强度设计过程中急需解决的问题。

2 套管钻井技术及应用效果

针对套管钻井时存在的问题，进行室内实验与数值模拟研究。通过数值模拟软件建立套管钻井的有限元模型，并利用该软件的模态分析模块对套管钻井中套管柱轴向力、套管柱摩阻扭矩、螺旋屈曲受力进行分析计算。计算结果可为减少钻井摩阻、减少管柱屈曲提供依据，能提高套管螺纹的可靠性及套管的寿命。

2.1 套管柱强度实验及数值模拟

2.1.1 套管强度实验

实验采用NZW–3000型管柱拉压扭实验机，如图1所示。设备配套测控软件适用于电液伺服压扭实验机对材料进行拉伸、压缩、扭转等各种实验或组合实验。设备主要用于金属和非金属的拉伸实验，本次测实中为套管提供上、卸扣扭矩及轴向拉伸和径向扭转载荷。实验所用套管为实际钻井所用，长度5 m，外径φ139.7 mm，壁厚9.17 mm，钢级P110，得到不同拉力、扭矩情况下套管本体的杨氏模量可为计算提供依据。

图1 管柱拉压扭（左）、套管本体拉扭（右）实验

分别在不同拉力和扭矩的作用下测试4组套管本体拉力–变形关系，记录拉力为300 kN，扭矩为3 000 N·m时拉力、扭矩和变形情况。

从表1和表2可以知，在拉伸和扭转联合作用下套管柱本体螺纹连接件的平均弹性模量分别为267 580 MPa和225 867 MPa。

表1 套管本体弹性模量

表2 套管螺纹连接件杨氏模量

在不同拉力和扭矩的作用下进行7组实验测试套管螺纹连接件的拉力–变形关系，记录拉力为200 kN，扭矩为3 000 N·m时拉力、扭矩和变形情况。

2.1.2 螺纹连接承载能力分析和密封性能力模拟

建立有限元模型并设置边界条件，套管钻井管柱中心点处，套管管柱受拉压交变载荷，在往复性轴向载荷作用下套管螺纹疲劳严重，容易发生疲劳断裂。由于中心点位置靠近井底，其轴向力波动大，计算精确度较低，这里近似将井底钻压的最大轴向力作为边界条件，即在正负轴向钻压值和稳定扭矩共同作用下进行分析，获得其疲劳寿命（图2）。

图2 70 kN往复载荷、10 kN·m扭矩下套管螺纹计算结果

以高132井为参考对象，设定钻压为70 kN，扭矩为7 kN·m，分5个水平的不同钻压和不同扭矩下进行研究，共计10次。表3为偏梯型螺纹轴向往复数值模型统计。

表3 中心点处偏梯型螺纹轴向往复数值模型工况统计

分析固定扭矩、不同轴向压力循环载荷下的套管螺纹疲劳寿命，得出关系曲线如图3。从计算结果的关系曲线可以看出，螺纹处的疲劳寿命随着压缩载荷的增大而下降，且下降趋势随之增大。疲劳位置发生在公母螺纹的端部和尾部，且母螺纹的寿命低于公螺纹。将扭矩转换成系数等效到钻压上，满足关系：Y=8×106×（F+14.3M）-0.44，即可求得不同钻压扭矩下的螺纹疲劳寿命。

图3 100 kN往复载荷及7 N·m扭矩下套管螺纹疲劳寿命

2.1.3 套管钻井管串力学分析软件介绍

根据上述实验数据与数值模拟结果编制套管钻井管串力学分析软件平台，使其能够实现对套管钻井管串多种力的计算校核。

借助软件开发平台，采用GUI可视化技术，根据B/S开发模式，构建了良好的用户界面，输入输出直观，操作灵活方便。该系统主要包括套管钻井套管柱轴向力分析、套管钻井旋转扭矩计算、套管钻井套管柱屈曲行为分析等计算模块。以套管钻井管柱力学分析模块为例，包括直井、定向井套管柱轴向载荷计算两部分。在软件中选择“套管钻井套管柱轴向力分析”后，可选择系统数据库中已存在的基础api等数据，若系统中没有想用数据则可根据现场时间工况自行输入相应参数进行数据修正。每个子菜单中可实现套管钻井管柱轴向力、外挤压力以及内压力的计算，并结合三轴应力强度校核方法，分别计算管柱三轴抗压、抗挤以及三轴的抗内压强度，据此得到各处管柱的安全系数，并自动修正校核危险点的最小安全系数，将其与套管许用安全系数进行对比，从而判断套管钻井管串设计选择的合理性，并通过导出图表报告等形式进行输出（图4）。

图4 套管柱轴向力分析

2.2 压力窜槽采取精细压力预测之外的工程措施

套管钻井在不停注条件下，层间压差显著增大，地层压力预测难度大。通过精细地层压力划分、地层压力预测、优化井深结构，提高固井质量的方法，形成了一系列套管钻完井配套技术，实现了套管钻井技术安全完井。

在钻前压力预测方面，绘制了精细的地层孔隙压力、破裂压力梯度曲线，为钻井液密度的确定提供了理论依据。针对地层压力存在的不确定性，采用渐进式优化方法。第一口井设计为三层井身结构[13–16]，通过第一口实验井，对地层压力的影响有了一定的认识。第二口实验井二开采用常规钻杆钻进至萨一顶769 m，然后采用控压套管钻井工艺钻至设计井深完钻，缩短建井周期约5.25 d。

针对固井质量差这一问题开展不同密度的加重冲洗隔离液体系研究，给出不同密度重晶石最优配比范围，稳定性小于0.02 g/cm3。以加重冲洗隔离液体系室内评价为基础，开展高密度水泥浆体系的稳定和强度等评价，实验设计冲洗液、水泥浆等浆体结构，形成控压固井技术措施。

2.3 实钻效果

对高124–更30井及高132–更33井成功地进行了零散更新井控压套管钻完井实验，其中高124–更30井套管钻进井段机械钻速10.06 m/h，钻进周期14.31 d，建井周期8.88 d；高124–更33井套管钻进井段机械钻速24.84 m/h，钻进周期7.75 d，建井周期6.50 d。

钻井费用从第一口实验井的288.77万元减到第二实验口井的249.25万元。高124–更30井周围450 m共涉及注水井74口，正常钻井–关井影响注水量15×104m3，影响产油量709 t；高132–更33井周围450 m共涉及注水井95口，正常钻井–关井影响注水量20×104m3，影响产油量910 t。