渤海油田大位移井下套管技术分析

沈德新，陈建宏

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

大位移井是指水垂比≥2且斜深大于3 000 m的井或水平位移超过3 000 m的井[1]。渤海某油田开发项目主要针对明化镇组、馆陶组地层进行开发，受制于航道、海洋生态保护等因素的影响，丛式井平台位置远离待开发油藏，因此，大位移井成为该油田开发的主要手段。在斜井段下套管过程中，受套管自身重力的影响，套管会贴近下井壁，产生较大的下入摩阻，造成下套管困难，而大位移井由于其稳斜角大的特点会加剧这种状况的发生。

1 基础数据

渤油1井为一口明化镇组大位移水平井，设计井深3 719 m，水平位移3 252 m，完钻垂深1 045 m，水垂比达3.11（表1）。该井采用水平井双增轨迹模式进行设计，第一造斜段从130 m开始，造斜至890 m，井斜增至81°，然后稳斜至3 334 m，稳斜段长2 444 m；第二造斜段为3 334～3 433 m，增斜至井斜90°，水平段长度为286 m。该计划实施三开井身结构，Φ339.7 mm表层套管下至井深1 000 m，二开Φ 311.1 mm井眼钻至着陆井深，下Φ244.5 mm套管，Φ 215.9 mm井眼钻至3 719 m。

表1 渤油1井设计轨道数据表

2 下套管敏感性因素分析

大位移井下套管悬重计算主要是基于井眼轨迹、井身结构、摩擦系数、下入套管磅级、钻井液密度等条件进行套管下入可行性分析，分析套管下入过程中是否需要采用套管漂浮和旋转下入[2-4]。着重分析Φ244.5 mm套管在密度为1.20 g/cm3的改进型PEC钻井液体系环境下，采用常规作业模式下套管，摩擦系数、井身结构以及套管规格等因素对下入悬重的影响。

2.1 摩擦系数

假定摩擦系数为下放悬重计算的唯一变量，利用Landmark软件计算套管段摩擦系数0.25～0.30，裸眼段摩擦系数0.30～0.50时，不同摩擦系数组合下Φ 244.5 mm套管（69.9 kg/m）下放悬重，计算结果如图1所示。

图1 Φ244.5 mm套管下放悬重计算结果

结果表明，随着摩擦系数的增大，Φ244.5 mm套管下放悬重呈逐步减小的趋势。在裸眼段摩擦系数达0.35以上时，由于套管下放悬重小于顶驱悬重（设置为20 t），套管存在下放不到位的风险。进一步分析套管内及裸眼段摩擦系数对下放悬重的影响，计算结果如图2所示。

图2 摩擦系数对Φ244.5 mm套管下放悬重影响分析

从上述分析数据可以看出：①摩擦系数的增加会导致下放悬重的减少，且这种影响会随着摩擦系数的增大愈加明显；②裸眼段摩擦系数对于悬重的影响大于套管段摩擦系数。

2.2 井身结构

从井身结构方面，主要分析表层套管下深及Φ244.5 mm套管磅级对套管下放悬重的影响。

2.2.1 表层套管下深

基于该井轨迹，计算不同表层套管下深时，Φ244.5 mm套管（69.9 kg/m）下放悬重，计算结果如图3所示。

图3 表层套管下深对Φ244.5 mm套管下放悬重影响分析图

计算结果表明，在井深800 m以内，表层套管下深每增加100 m，Φ244.5 mm套管下放悬重增加约1.5 t；但在井深900 m以上时，表层套管下深每增加100 m，悬重增加约0.8 t左右，增加值有所降低。分析原因为：①套管段摩擦系数小于裸眼段摩擦系数；②结合该井轨迹，井深130～890 m处于第一造斜段，井斜较小，但在井深900 m以后，井段处于稳斜状态，井斜角大，因而增加表层套管下深，Φ244.5 mm下放悬重增加量变小。

2.2.2 Φ244.5 mm套管磅级

基于该井轨迹及井身结构，计算Φ244.5 mm套管不同磅级下套管下放悬重，计算结果如图4所示。

图4 不同套管磅级下Φ244.5 mm套管下放悬重随井深变化曲线

针对该井，增加套管磅级反而会使套管下放到位的悬重减小。分析原因为：该井稳斜段井斜达81°，井斜较大，套管自身重力在轴线法线方向上的分量较大，进而增加套管磅级只会增加套管下入摩阻，而下入悬重由于摩阻的增加反而有所下降[5]。

通过分析，与表套下深和Φ244.5 mm套管磅级相比，摩擦系数是影响下放悬重的关键性因素。因此，在大位移钻井过程中，应优选提切剂和润滑剂，加强钻井液性能维护，提高钻井液携岩能力的同时实现降摩减阻。另外，适当减少单次钻井进尺、加强循环，减小岩屑床形成，并适当短起下破坏形成的岩屑床，保障井眼清洁，从而降低摩擦系数，保障套管顺利下放到位。

3 下套管技术分析

3.1 漂浮下套管

漂浮下套管是目前渤海油田解决大位移井下套管困难的最有效手段，它通过在下部套管串中加入漂浮接箍，将套管串有效分隔为上下两部分，漂浮接箍以上套管段下入过程中正常灌浆，漂浮接箍以下套管段充入空气或者轻质流体[6]，利用浮力的作用，减少套管段与下井壁的接触，从而减少套管下入过程中的摩擦阻力，实现套管的顺利下入[7]。

使用漂浮下套管技术的关键在于漂浮接箍位置的选择。漂浮段太长，漂浮段套管所造成的浮力过大，致使漂浮段套管无法下入；漂浮段过短，套管与井壁之间的摩擦阻力过大，下放悬重较小，导致套管下放不到位（图5）。以该井为例采用试算法，合理选择接箍的安放位置[8]。

图5 不同漂浮长度下Φ244.5 mm套管下放悬重随井深变化曲线

通过计算，采用常规下套管方案时，套管理论下放悬重（不包含顶驱和大钩重量）为负值。随着漂浮段长度的增加，套管下至井底的悬重逐渐增加，当漂浮段长度达1 200 m时，下放悬重变为正值。但当漂浮长度继续增大至2 500 m时，套管下至2 500 m井深时，套管下入悬重为0。基于渤海地区下套管作业经验，为保证套管下放到位，设计时应至少预留10 t的悬重余量。针对该井，当漂浮段长度为1 800 m时，套管下放悬重为10.17 t，最终推荐漂浮接箍下入深度1 800 m。

3.2 漂浮+旋转下套管技术

漂浮下套管能有效克服大位移井长稳斜段使用常规下套管方法摩阻大的问题，使套管串突破正常的下入极限，加大套管下放到位的可能性。但从南海东部大位移井漂浮下套管的作业实践来看，该技术的实施存在一定的不确定性，比如漂浮接箍存在失效的风险、漂浮接箍破裂盘击破压力过大压漏地层的风险等。为此，借鉴中海油深圳分公司全漂浮+旋转下套管的成功经验，对该井采用漂浮+旋转下套管的技术方案进行适用性分析[9-10]。

全漂浮+旋转下套管技术是指在套管内全程不灌浆，使套管在管外钻井液的浮力悬浮下，减少与下井壁接触，有效减小下入摩阻；同时当管柱悬重降低及下放困难时，采取旋转的方式继续下放，从而增加悬重、修正井眼及降低激动压力，使套管顺利下放到位。

基于前文分析，该井若采用漂浮下套管，套管下至2 500 m井深时，下入悬重为0，此时开始旋转下套管且不灌浆直至套管下放到位，整个过程的下入悬重及扭矩情况如图6、图7所示。

图6 不同转速下漂浮下Φ244.5 mm套管下放悬重随井深变化曲线

图7 不同转速下全漂浮下Φ244.5 mm套管扭矩随井深变化曲线

从计算结果可以看出，对于全漂浮下套管，旋转套管能一定程度上增加套管的下入悬重，且下入悬重随着转速的增加而增大，但与此同时，扭矩也会随着转速的增加而增大。在转速为20 r/min时，下至井底的扭矩达15 kN·m，接近普通扣型的上扣扭矩，因此，若采用全漂浮+旋转下套管的作业模式，需配合使用高抗扭扣。该井采用全漂浮下套管的作业模式下，下入悬重较低，即便是在转速为20 r/min时，下入悬重也仅为1.83 t。这对于渤海油田明化镇组、馆陶组的大位移井具有普遍性，由于油藏埋深较浅，若采用全漂浮下套管，下到井底时悬重较小。

针对上述问题，在渤海油田某项目提出全漂浮+旋转+灌浆下套管的尝试，即先采用全漂浮下套管的作业方式，当管柱悬重降低及下放困难时，在上部套管段灌浆并配合顶驱下套管工具进行旋转，增加下入悬重，使套管下放到位。模拟结果如图8、图9所示。

图8 转速为20 r/min时不同灌浆长度下全漂浮下Φ244.5 mm套管下放悬重随井深变化曲线

图9 转速为20 r/min时不同灌浆长度下全漂浮下Φ244.5 mm套管扭矩随井深变化曲线

从计算结果可以看出，上部灌浆能有效增加全漂浮+旋转下套管时套管的下放悬重，灌浆长度越大，悬重增加越明显。如灌浆300 m，该井下套管至井底时的下放悬重为15.24 t，较不灌浆增加13.41 t。但相比于全漂浮+旋转下套管，上部灌浆对套管下入过程中的扭矩增加不明显，灌浆600 m时，扭矩仅增加1.87 kN·m。

4 结论

1）下套管摩擦系数，尤其是裸眼段摩擦系数是影响大位移井套管下入悬重的关键因素，与之相比较，表层套管下深的影响较小，而增加套管磅级未必有利于套管下放。

2）漂浮下套管是目前解决渤海油田大位移井下套管困难最有效的手段，合理选择漂浮接箍的安放位置是关键。

3）全漂浮+旋转下套管能有效应对漂浮下套管过程中可能出现的工具失效等风险，但对套管的抗扭性能有较高的要求。针对渤海油田采用全漂浮+旋转下套管作业模式下放悬重不足的问题，可以尝试采用上部灌浆的方式增加悬重。