套管漂浮技术在渤海浅层大位移水平井中的应用

2021-12-27刘晓思李文博

石油化工应用 2021年11期

刘晓思，李文博，林海

（1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452；2.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

渤海油田油气资源丰富，储层埋深较浅，但由于海上作业成本高，依靠直井和定向井开发难以充分动用地层储量，经济收益差[1]。浅层大位移水平井能充分利用现有的钻井设备，降低开发成本，实现浅层油气藏的高效开发[2]。

但如何保证大位移井、水平井，尤其是浅层大位移水平井套管的安全下入，一直是技术难题。国内外在大量研究和试验的基础上认为，套管漂浮技术是目前解决下套管困难最为有效的方法之一[3，4]。该技术通过在套管串结构中加入漂浮接箍，利用漂浮接箍与套管鞋中间内封闭的空气或低密度钻井液的浮力作用，来减少套管下入过程中井壁对套管的摩阻，有效解决了浅层大位移水平井长井段套管下放无悬重的难题，以达到套管安全顺利下入的目的[5]。同时，本文结合施工案例，对比分析不同套管下入方式下的悬重，阐述漂浮下套管技术对大位移井产生的积极作用，为渤海油田浅层大位移水平井提供技术参考。

1 钻井工程概况及套管下入难点分析

1.1 井眼轨迹概况

J31H 井完钻井深3 563 m，完钻垂深1 066.48 m，水平位移3 041.22 m，水垂比为2.85，属典型的大位移井。该井轨迹在180 m 造斜，井深在810 m 增至79°后稳斜稳方位，井深1 982 m 后微增斜增方位，总体为近二维轨迹。钻井采用三开井身结构，其中311.15 mm井段中完井深3 206 m，垂深1 065.5 m，裸眼段长2 546 m（见图1）。

图1 J31H 井水平投影图

1.2 套管下入难点分析

1.2.1 井内岩屑床影响浅层大位移井中影响岩屑床厚度的关键因素为：排量、转速、机械钻速以及钻井液静切力性能。岩屑在底部形成连续移动的岩屑床，随着流体流动速度逐渐降低，不会在1～2 个循环周内将岩屑完全循环出井。同时岩屑床分布和井径密切相关，软件模拟10%的体积扩大率，由于泵压受限于排量，实际井眼如果有扩径严重的地层会更容易形成岩屑床。

根据钻进至中完时的钻井液性能与排量计算，在500 m（井斜超过40°）至井底都有岩屑床产生，最大岩屑床厚度约57 mm，其钻进过程岩屑床分布（见图2）。

图2 J31H 井钻进过程中岩屑床分布

但由于钻具在井内转动，一部分岩屑床被压实在井壁上，形成固定岩屑床，其真实厚度软件无法模拟，但其真实厚度与活动岩屑床厚度呈正相关。井眼内岩屑床无法有效清除，将大大增加套管下入难度。

1.2.2 临界阻力角影响浅层大位移水平井在套管下入过程中，垂直井段内，套管可以通过自身重力来克服井壁摩阻，当套管下入到造斜段以后，由于套管自身的刚度以及井壁的摩擦力，套管沿井眼下入的力逐渐减小，套管下入逐渐困难。在某一点处，套管达到受力平衡状态，此时的套管再沿井眼下入，需要外界力的帮助，这个点叫做临界阻力角（见图3）。

图3 临界阻力角示意图

式中：W-套管自重；θ-临界阻力角（°）；μ-套管与井壁的摩擦系数。由式可得，tan-1θ=1/μ，若311.15 mm井眼在技术套管内摩擦系数取0.25、裸眼内摩擦系数取0.3 的情况下，计算临界阻力角为70.7°。本井在斜深810 m 后，井斜已增至79°，故套管到位非常困难。

2 常规套管下入模拟计算

根据钻井作业过程中的起下钻悬重情况（见表1），反演井内实际摩擦系数。目前套管内和裸眼段最小摩擦系数分别为0.15、0.20，下套管前会加入润滑材料，但基于244.48 mm 套管刚性强于钻具，一般相较套管内摩擦系数附加0.05、裸眼段摩擦系数附加0.10。但不同井况条件好坏也不尽相同，故此摩阻系数取值范围如下：（1）低摩阻系数：套管内、裸眼内摩阻系数分别取0.20、0.30；（2）中摩阻系数：套管内、裸眼内摩阻系数分别取0.25、0.35；（3）高摩阻系数：套管内、裸眼内摩阻系数分别取0.30、0.40。模拟结果（见图4）。

图4 不同摩擦系数套管下入悬重情况

表1 不同摩擦系数套管下入悬重情况

J31H 浅层大位移井中，311.15 mm 井眼段井斜角为79°～86°，远大于临界阻力角。本井244.48 mm 套管下入深度3 203 m，根据软件模拟计算，在套管下放工况下，采用渤海常用的套管下入方式计算，当摩阻系数大于套管内0.20，裸眼内0.30 时，最终套管下放质量小于顶驱质量25 t。上述情况表明，采用常用的手段无法保障本井244.48 mm 套管的安全下入，亟需一种新工艺解决以上难题。

3 漂浮下套管方案优化及实践

漂浮套管组件包括漂浮接箍、止塞浮箍、浮鞋、扶正器及固井胶塞。为了保证套管安全顺利下入，在满足套管居中度的前提下，优化扶正器设计，裸眼段每4 根安装1 只半刚性扶正器，套管内每10 根安装1 只树脂扶正器。全井共下入半刚性扶正器53 只，树脂扶正器7 只。

3.1 不同漂浮长度下悬重模拟

选取高摩阻系数即套管内、裸眼内摩阻系数分别取0.30、0.40，此种工况设计更为安全，选择套管漂浮500 m、1 000 m、1 500 m 及2 000 m 四种情况下进行悬重模拟并对比最终下放悬重（见表2），模拟结果（见图5）。

图5 不同漂浮长度套管下入悬重情况

表2 不同漂浮长度套管下入悬重情况

不漂浮下套管时，最终下放悬重无法保证套管顺利下入；套管漂浮500 m、1 000 m 时，悬重增加效果较小；漂浮2 000 m 时，下套管至漂浮接箍加放位置2 000 m时，下放悬重余量较小，通过模拟可知，套管最小漂浮长度为1 500 m 时，下放悬重30.28 t，套管可以顺利下到位，满足作业要求。通过模拟结果可知，漂浮井段越长，最终下放悬重越大，套管越容易下入。考虑不同井况和套管下入悬重安全余量情况，同时，根据套管实际下入悬重情况可及时调整。为保障套管下入安全，建议下套管前充分将井眼内部循环干净，大量加入钻井液润滑剂，进一步降低下入井内摩阻。

3.2 套管漂浮技术应用效果

下套管前，通井并调整钻井液性能，加入3%的极压润滑剂，石墨，塑料小球，最大限度降低井筒内部摩阻系数。井筒内泥浆密度1.17 g/cm3。将浮鞋、浮箍之间连接的套管内灌满钻井液，在漂浮接下入之前，漂浮井段套管内不灌钻井液，在1 600 m 接完漂浮接后每柱灌满钻井液。套管出上层套管鞋之前，下放悬重最高增至31 t。连接漂浮接之前，下放悬重最低降至顶驱悬重21 t。上提套管串至提活状态，匀速下放并保持一定速度下入套管。井斜达到临界阻力角之前（根据实际下入摩擦系数套管0.22、裸眼0.32，计算临界阻力角为76°），悬重增加至52 t。套管到位之前，下放悬重逐渐降至45 t（见图6）。