Z88P4井雙漂浮下套管技術研究與應用

李偉峰，王 艷，于小龍

(延長石油(集團)有限責任公司研究院，西安 710075)

0 引言

漂浮下套管技術是應對大位移井、長水平段水平井套管下入難題的一項有效技術[1]。該技術可以實現在漂浮接箍以下至阻流環位置采用低密度鉆井液或空氣填充，從而降低套管與井壁之間的摩擦阻力，起到提高套管下入能力的效果[2]。

漂浮下套管工藝的核心是漂浮長度的優化設計問題[3-4]。現有設計方法主要有2種，一種是通過計算套管下入臨界阻力角，將漂浮接箍安裝在臨界阻力角附近，另外一種是通過求取井底的最大鉤載值，以調整漂浮長度。但是，這2種方法均不適用于淺層大位移水平井。原因是臨界阻力角法，無法保證套管下至井底的鉤載余量;井底最大鉤載法，有可能導致漂浮接箍安裝時，鉤載荷余量過小的問題[5]。該文針對淺層大位移水平井合理漂浮長度設計問題，形成了兼顧漂浮接箍安裝以及套管下至井底2個關鍵位置鉤載余量的設計方法，并在一口高難度淺層大位移水平井中成功應用。

1 Z88P4井基本情況

Z88P4井位于陜西省子長縣西部，區域構造位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡，主要開發層系為三疊系延長組長6層[6-7]。儲層埋深500～900 m，平均孔隙度9.7%，滲透率為0.64 mD，屬典型的低孔特低滲儲層。研究區地處黃土高原南部，地面溝谷縱橫、峁梁交錯，屬典型的黃土塬地貌[8]，導致修建井場的干擾因素極多[9-10]，因此，必須利用有限的井場條件，采用淺層大位移水平井技術，才能充分動用地下原油資源。

1.1 井眼軌道設計

根據油藏地質設計要求，Z88P4井目的層為三疊系延長組長613油層，以井口為原點，A點垂深847 m，相對坐標(+E/-W370，+N/-S)為(370.3，60.22)，B點垂深835 m，相對坐標(+E/-W370，+N/-S)為(1 756.30，256.22)。據此，該井設計井深2 489.59 m，垂深834.70 m，設計閉合位移1 809.89 m，水平段1 434.89 m，位垂比2.17，屬典型的淺層長水平段大位移水平井。軌道詳細設計參數如表1所示。

表1 井眼軌道設計參數Table 1 The wellpath planning parameters

1.2 井身結構設計

為節約建井成本，Z88P4井采用二開制井身結構設計:一開采用Φ311 mm鉆頭鉆至穩定基巖后，下入Φ244.5 mm表層套管固井，井深280 m;二開采用Φ222.3/215.9 mm鉆頭，鉆至設計井深2 489.59 m后，下入Φ139.7 mm油層套管，固井完井。

因此，根據井眼軌道設計和井身結構設計要求，二開下套管過程，將有2 210 m為純裸眼段，水平井復雜的空間軌跡和較高的摩阻，將會導致套管在下放過程中承受較大的阻力，水平位移過大，加之套管在長水平段中屈曲變形的影響[11]，使其難以通過自重到達預定位置。

目前行業通用的大位移水平井下套管方法為漂浮下套管、井口加壓以及旋轉下套管方法。井口加壓需要配置專門的井口加壓設備或頂驅裝置，旋轉下套管作業不僅成本高，而且對套管接箍的抗扭強度要求也非常高，均無法在Z88P4井中采用。因此，必須采用漂浮下套管作業方法，保證套管順利下放到位。

2 漂浮下套管技術

漂浮下套管技術可以實現在漂浮接箍以下至阻流環位置采用低密度鉆井液或空氣填充，從而降低套管與井壁之間的接觸力，進而降低摩擦阻力，提高套管下入能力。漂浮下套管的核心技術是套管下放過程的摩阻特征分析和漂浮長度優化設計。

2.1 摩阻系數分析

在下套管摩阻計算中，摩阻系數是摩阻力計算的基礎[12]。摩阻系數客觀反映了管柱和井筒表面的接觸狀況[13]，其大小和井眼曲率、泥餅的黏滯程度、井壁不規則程度、鉆具結構等因素密切相關[14]，難以通過室內實驗或理論計算獲取。可以把它當做是一個以摩擦力為表象的綜合阻力系數[15]，通過反算法，以求取近似平均摩阻系數，然后作為摩阻力計算的依據。

具體做法是，現場采集起、下鉆時的鉆桿結構、大鉤載荷等工程參數，通過記錄不同井深時的鉤載值，根據上述公式，反算出近似平均摩阻系數，作為下套管摩阻系數預測的依據[16]。

根據文獻調研和現場施工經驗，一開表層套管與入井管柱之間的摩阻系數相對較小，且接觸長度僅280 m，因此固定為0.25[17-18]。裸眼段與鉆桿之間接觸段長，摩阻系數不確性程度高，所以假定為0.30～0.55，步長0.05，采取反算法求取鉤載值，然后與實際鉤載進行對比。求取的結果如表2所示。

表2 摩阻系數取值表Table 2 The friction coefficient calculation table

根據上表計算結果，實際大鉤載荷為7.82，因此平均摩阻系數應為0.35～0.40，采取插入法，計算近似平均摩阻系數如式(1)所示:

因此，實際平均摩阻系數約為0.37，以此作為求取摩阻力的依據。

2.2 漂浮長度分析

套管下放過程為較為復雜的半剛性管柱三維受力模型[5]，重力、浮力、摩擦阻力、機械變形的附加阻力，均會對套管下入過程產生不同程度影響[19]。因此，該文采用三維彎曲井眼的半剛性管柱受力分析模型[20]，計算套管下入摩阻。現場實時大鉤載荷為套管瞬時自重減去浮力、摩擦阻力、機械變形附加阻力的結果[9]。重力取套管沿重力方向分量，浮力為套管體積與鉆井液比重的乘積，摩擦阻力和附加阻力采取近似平均摩阻系數法估算[20]。基于以上方法，對Z88P4井下套管過程鉤載變化規律進行計算，結果如圖1所示。從圖中可知，采用常規下套管工藝，套管下至井深約2 000 m時，鉤載已歸零，剩余490 m套管無法入井。必須采取漂浮下套管或其他輔助工藝[20]，才能將套管下放到位。

圖1 常規下套管鉤載變化規律Fig.1 The hook load of conventional casing running

采用同樣方法，對漂浮長度1 000～1 600 m(步長100 m)的鉤載隨井深變化規律進行計算，結果如圖2所示。

從圖2中可以看出，不同漂浮長度的下套管方案，在漂浮接箍安裝之前，大鉤載荷隨井深變化的規律完全一致。安裝漂浮接箍以后，大鉤載荷隨套管入井深度增加，初期均會呈現一定程度的回升，這是由于漂浮接箍以上的泥漿重力作用導致的;但是，隨著套管入井深度的繼續增加，鉤載值上升到一定程度后，均會出現不同程度的下降趨勢，但不同方案的鉤載上升與下降趨勢各不相同。

圖2 漂浮下套管大鉤載荷變化規律Fig.2 The hook load tendency of floating casing

當漂浮井段過小時(1 100～1 300 m)，套管下至井底位置的鉤載為負，或基本接近于零，無法下放到位。因此必須保證漂浮長度達到1 400 m以上，才能保證套管下至井底的鉤載余量;但是，漂浮井段也并非越長越好，當漂浮井段達到1 700 m以上時，雖然井底鉤載余量還比較充裕，但是在安裝漂浮時鉤載為負，套管也是無法順利入井的。根據以上分析，該井合理的漂浮長度為1 500～1 600 m。

2.3 雙漂浮下套管設計

漂浮長度區間明確以后，如何兼顧漂浮接箍安裝以及井底這2個關鍵環節的鉤載余量，就是影響套管是否順利入井的關鍵[21-23]。當漂浮長度為1 500 m時，套管下至井底的鉤載約為1.6 t，余量偏小。當漂浮長度為1 600 m時，井底鉤載余量充裕，但是安裝漂浮接箍時的鉤載僅約為1.5 t，套管入井風險仍舊很大。該文考慮采用雙漂浮下套管設計方案。

具體做法是，最下部漂浮接箍距離井底1 500 m，2個漂浮接箍間隔150 m，其中100 m套管進行灌漿作業，增加下壓力，保障漂浮接箍安裝后的鉤載余量。對雙漂浮方案鉤載變化規律進行計算，結果如圖3所示。

圖3 Z88P4井雙漂浮下套管設計鉤載變化圖Fig.3 The hook load of double floating casing design

從圖3可見，井深1 500 m之前，鉤載隨井深變化規律與其他漂浮方案完全一致，安裝漂浮接箍時，大鉤載荷為2.15 t;1 500～1 600 m，漂浮接箍安裝完畢，鉤載緩慢抬升至2.63 t，這是由于灌漿作業導致的;1 600 m之后，鉤載出現50 m的降低，在井深1 650 m，回落至約2.1 t，于是安裝第2個漂浮接箍，繼續進行灌漿作業;在井深1 650～2 250 m，鉤載出現第2次抬升，峰值出現在井深約2 250 m，最大鉤載4.3 t;井深2 250 m之后，鉤載緩慢降低，直至井底位置時，鉤載余量2.7 t。可見，采用雙漂浮設計時，鉤載余量明顯高于單個漂浮(1 500 m和1 600 m)方案。這樣，既可以解決漂浮接箍安裝前鉤載過小的問題，同時在套管下至井底時，也能有足夠的余量，降低套管入井風險。

2.4 現場應用情況

現場作業階段，依次安裝浮鞋、套管、浮箍等附件，套管串結構為:Φ139.7 mm浮鞋+Φ139.7 mm套管1根+Φ139.7 mm浮箍+Φ139.7 mm套管1根+Φ139.7 mm浮箍+Φ139.7 mm套管串(1 500 m)+漂浮接箍(1)+Φ139.7 mm套管串(150 m)+漂浮接箍(2)+Φ139.7 mm套管串+聯頂節。

現場施工階段，現場鉤載變化規律如圖4所示。

圖4 Z88P4井現場下套管過程鉤載變化圖Fig.3 The actual hook load of casing running in Z88P4

第一階段:按照上述套管結構，組裝套管串。套管串下入1 500 m后，現場鉤載顯示約為2 t，開始安裝1號漂浮接箍;

第二階段:1號漂浮接箍與2號漂浮接箍間隔150 m套管，其中100 m進行灌漿作業。現場發現，開始灌漿作業后，鉤載值回升至約0.8 t;

第三階段:安裝2號漂浮接箍，2號漂浮接箍以后的套管全部進行灌漿作業，直至套管全部入井。套管下至井深2 250 m前后，鉤載最大4.6 t，隨后出現緩慢下滑。直至套管全部入井，鉤載值一直維持在2 t以上。

從實際鉤載變化規律可以明顯看出，實際鉤載與圖3中設計鉤載變化規律非常一致，漂浮接箍安裝和井底2個關鍵位置的鉤載值與設計基本吻合，均保留了充足的余量，套管成功下至預定位置。現場試驗充分說明，采用反算法求取的綜合摩阻系數與井筒實際綜合摩阻特征一致。

雙漂浮下套管的作業方法，可以有效解決漂浮段過長導致的安裝漂浮接箍時，鉤載余量過小的問題。該技術不僅在延長油田具有較高的實用性，也為同行業淺層大位移水平井下套管作業提供了一種新方法。

3 結論

1)摩阻系數大小與井眼曲率、泥餅的黏滯程度等多種因素密切相關，理論計算受限因素多，參數求取難度大。該文采用反算法求取的近似平均摩阻系數為0.37，現場應用后，實際鉤載變化與設計曲線非常吻合。因此，采用反算綜合平均摩阻系數法，能夠為現場摩阻計算提供較為準確的依據。

2)淺層大位移水平井的下套管作業，必須兼顧漂浮接箍安裝以及套管下放到位2個關鍵環節的鉤載余量，如果任何一個環節的鉤載不足，都有可能導致套管無法下放到位。

3)Z88P4井位垂比達到2.17，水平段1 400 m，為典型的淺層長水平段大位移水平井。該研究首創了雙漂浮下套管作業方法，成功解決了由于漂浮段過長導致的鉤載余量過小問題。實現了無頂驅條件下，油層套管一次性下放成功。