大庆油田致密油平台三维水平井钻柱摩阻分析

2022-04-13邵帅

石油钻采工艺 2022年5期

邵帅

1.中国石油大庆油田有限责任公司采油工程研究院；2.黑龙江省油气藏增产增注重点实验室

为了高效开发致密油储层，大庆油田采用平台水平井配合大规模压裂的工艺技术［1］。平台水平井具有便于压裂施工，减少征地面积，降低地面管线和采油设备维护费用的优点［2］，但对于钻井施工而言，则增加了井下复杂情况发生的概率。由于平台水平井中各个井靶区相对位置的不确定性，导致一部分井必须采用三维扭方位的轨道设计方式。在钻井施工过程中，三维水平井相对于二维水平井钻柱所受摩阻扭矩大，托压现象更严重［3］，水平井延伸长度受到限制，甚至出现无法钻达目的井深，被迫提前完钻的情况，制约着致密油平台的开发。通过分析三维水平井钻柱摩阻规律，提出解决摩阻过大问题的针对性措施，以提高水平井延伸极限。

1 平台水平井钻井施工难点

平台水平井将靶区距离较近井的井口采用平台式分布，将原本为二维井的井口移动至统一平台，这样就增加了造斜段长度，而且轨道中出现三维扭方位井段。如图1所示，以靶前距300 m的二维水平井为例，将井口移动300 m至平台井口位置进行轨道设计，则该井造斜段长度由531 m增加至737 m，且设计轨道变为三维轨道，出现411 m三维扭方位井段。钻进过程中，水平段钻柱受力相对造斜段简单，如果油层预测准确，水平段轨迹井斜角在90°左右、方位角保持不变，以稳斜方式钻进，水平段钻柱所受轴向力均为推力，所受摩阻力只与延伸长度有关。但在三维扭方位段钻柱受力相对复杂［4-5］，随着钻进深度和钻进参数的变化，部分钻柱反复受到轴向拉力和压力，并且由于井眼轨迹呈曲线形式，产生摩擦阻力的正压力不仅来源于钻柱自身重力，随着井斜和方位角的变化，轴向力会转化为正压力［6］，这就增大了钻柱摩擦阻力，特别是当实钻过程中轨迹曲率突变会加强这种趋势。采用平台布井增大了水平井钻柱摩阻，限制了水平井延伸长度，尤其三维井段的出现给水平井施工带来更大的困难。

图1 平台水平井轨道Fig.1 Platform horizontal well trajectory

2 三维水平井钻柱摩阻分析

计算钻柱摩阻的模型主要有2类：软杆模型和刚杆模型。软杆模型在井眼曲率不大的情况下精度能够满足施工要求，且求解简单。软杆模型假设钻柱形状与井眼形状一致、井眼内钻柱和井壁之间没有间隙、不考虑钻柱的刚度、忽略断面上剪力的影响，其他影响因素均以摩阻系数进行衡量［7-8］。基于软杆模型理论，增加三维井段钻柱与井壁相对运动分析，将这种相对运动对摩阻的影响综合到摩阻系数中。

2.1 钻柱受力分析

基于软杆模型假设，对起下钻和滑动钻进工况中位于三维扭方位井段的钻柱微元段进行受力分析，如图2所示。Nf为井壁对钻柱的支持力，在三维扭方位井段钻柱会受到由于方位角改变而造成的力Nb，其方向与重力方向垂直，Ng和Na的方向与重力一致，钻柱在这种受力情况下不会稳定在井壁最低侧，而是会有沿着Nb方向挫动的趋势，当钻柱产生这个运动趋势时，会受到Nb反方向的静摩擦力F，而Nb大于F时则钻柱开始沿着井壁运动。

图2 钻柱微元受力分析Fig.2 Analysis of micro-force upon drill string

如图3所示，当钻柱移动至受力平衡点时，钻柱相对井壁静止，且没有沿井壁的运动趋势，钻柱与井壁的接触点由A点移动到B点，此时Nf与重力方向的夹角为β，根据受力分析可知

图3 钻柱微元挫动示意图Fig.3 Schematic diagram of micro-shifting of drill string

式中，Ng为钻柱浮重在井斜平面上的侧向正压力，N；Nb为由于方位角的改变造成在方位平面上的侧向正压力，N；Na为由于井斜角的改变造成的侧向正压力，N；W为钻柱微元段浮重，N；ΔL为微元段的长度，m；α为微元段的井斜角，rad；FL为微元段受到的轴向力，N； Δ φ为微元段上下两部分的方位角差，rad；Δα为微元段上下两部分的井斜角差，rad；LAB为AB之间的圆弧长，m；D为井眼直径，m。

由受力分析可知，在受拉和受压状态下钻柱挫动的方向相反，由于三维扭方位井段钻柱在各种工况下受到的轴向力方向和大小是变化的，这就造成钻柱沿井壁往复挫动。如图4所示，在不考虑岩屑沉积的情况下，受压状态时钻柱与井壁的接触点由A移动至B1，受拉状态下钻柱与井壁的接触点则由A移动至B2，二维井段中钻柱微元与井壁的接触为AA′线接触，而在三维井段中钻柱微元与井壁的接触为B1B1′B2′B2面接触，接触面积S0为

图4 钻柱微元相对井壁运动切向和轴向示意图Fig.4 Tangential and axial diagram of micro-drilling-string motion relative to borehole wall

面接触所产生的摩擦阻力大于线接触，因此使用软杆模型在计算摩阻扭矩时，应考虑三维井眼的摩阻系数比二维井眼摩阻系数要更大。实钻过程中造斜段下井壁必然会有岩屑沉积，如按钻柱吃入岩屑床高度H计算，二维井段钻柱微元与岩屑的接触面积S1为

式中，S0为三维井段中钻柱微元与井壁的接触面积，m2；S1为二维井段钻柱微元与岩屑的接触面积，m2；H为钻柱吃入岩屑床高度，m。

2.2 计算结果分析

根据以上受力分析，通过式(4)、式(5)可计算三维井段内钻柱挫动角度及弧度，通过式(6)可计算三维井段钻柱与井壁的接触面积。以Ø215.9 mm井眼三维扭方位井段中Ø127 mm钻杆为例进行计算，钻井液密度为1.5 g/cm3，分别以井斜角、轴向力、方位变化率为变量，得到三维井段内钻柱相对井壁的挫动角度，计算结果见表1。

表1 三维井段钻柱相对井壁的挫动角度Table 1 Shifting angle of drill string relative to borehole wall in 3D well section

由计算结果可知，钻柱相对井壁的挫动角度与井斜角、方位变化率、轴向力均成正相关。挫动角度越大，钻柱与井壁接触面积越大。在轨道设计中选择在井斜角较小的井段进行扭方位、在上部井段进行扭方位、降低方位变化率均可减小三维井段钻柱与井壁的接触面积。

根据式(6)、式(7)计算在井斜角70°、方位变化率6(°) /30 m、不同轴向力条件下0.1 m长度钻柱与井壁的接触面积，将三维井段钻柱与井壁接触面积等效为二维井段钻柱吃入岩屑床深度，来评价挫动对摩阻的影响，计算结果见表2。随着岩屑床高度增加，摩擦因数会相应增加，钻柱受到的摩阻力增大则井下出现复杂情况的概率增大［9-10］，可采用技术套管封固三维扭矩方位井段和提高钻井液润滑性等方法［11］，以减小该井段摩擦因数，降低钻柱摩阻，增大水平段延伸长度。

表2 钻柱与井壁接触面积与等效岩屑床高度Table 2 Equivalent cutting bed height and the contact area between drill string and borehole wall

3 施工实例分析

ZP23-P1井为致密油平台的三维水平井，设计井深为3 713 m，井眼轨迹数据见表3。该井采用3层套管的井身结构，技术套管外径244.5 mm，下深1 526 m；三开采用水基钻井液体系，水平段钻具组合：Ø215.90 mm PDC钻头×0.35 m+Ø172.0 mm螺杆×8.08 m+Ø214.0 mm螺旋扶正器×1.0 m+Ø172.0 mm LWD×9.37 m + Ø172.0 mm 无磁钻铤×9.33 m +Ø127.0 mm加重钻杆× 65.16 m + Ø127.0 mm钻杆×1 991.15 m+Ø127.0 mm加重钻杆×226.09 m +Ø127.0 mm钻杆。该井在三开钻进至3 070 m时，机械钻速为4.74 m/h，钻压100～150 kN，钻井液排量35 L/s。大庆地区致密油水平井水平段机械钻速一般达到10 m/h以上［12］，该钻速情况异常。出现钻速过低的异常情况后，进行划眼、倒划眼，提升钻井泵排量，稠浆举砂等措施，没有大量岩屑返出。起钻检查钻头磨损正常，分析原因为井眼摩阻过大托压导致的钻速过低，为防止井下复杂情况的发生进行通井作业后再继续钻进。下钻通井过程中出现困难，在下钻至2 100～2 500 m井段下放遇阻、上提遇卡，需开泵配合顶驱旋转下放钻柱。通井后钻进速度仍未改善，根据油藏需求调整轨迹找层后机械钻速进一步下降，钻至3 392 m时，机械钻速仅为0.87 m/h。由于水平段油层显示较差，该井提前完钻。

表3 ZP23-P1井轨道设计数据Table 3 Trajectory design data for Well ZP23-P1

使用Landmark软件对该井钻柱摩阻进行计算，采用水基钻井液的情况下，常规水平井裸眼段摩阻系数为0.3，本井在摩阻系数为0.3时计算结果显示下钻及滑动钻进皆不会发生遇阻，摩阻系数在0.4～0.55之间进行计算，则相继出现钻柱螺旋屈曲、钻柱锁死的情况，与本井所遇复杂吻合。通井遇阻井段为三维扭方位裸眼井段，在井眼清洁的前提下该井段仍会出现高摩阻的情况，整体摩阻系数增加30%以上，推荐致密油三维水平井使用油基钻井液和降摩减阻工具，以降低摩阻系数。