渤海油田大位移井下套管技術分析

沈德新，陳建宏

1.中海油能源發展股份有限公司 工程技術分公司（天津 300459）2.中海石油（中國）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的井或水平位移超過3 000 m的井[1]。渤海某油田開發項目主要針對明化鎮組、館陶組地層進行開發，受制于航道、海洋生態保護等因素的影響，叢式井平臺位置遠離待開發油藏，因此，大位移井成為該油田開發的主要手段。在斜井段下套管過程中，受套管自身重力的影響，套管會貼近下井壁，產生較大的下入摩阻，造成下套管困難，而大位移井由于其穩斜角大的特點會加劇這種狀況的發生。

1 基礎數據

渤油1井為一口明化鎮組大位移水平井，設計井深3 719 m，水平位移3 252 m，完鉆垂深1 045 m，水垂比達3.11（表1）。該井采用水平井雙增軌跡模式進行設計，第一造斜段從130 m開始，造斜至890 m，井斜增至81°，然后穩斜至3 334 m，穩斜段長2 444 m；第二造斜段為3 334～3 433 m，增斜至井斜90°，水平段長度為286 m。該計劃實施三開井身結構，Φ339.7 mm表層套管下至井深1 000 m，二開Φ 311.1 mm井眼鉆至著陸井深，下Φ244.5 mm套管，Φ 215.9 mm井眼鉆至3 719 m。

表1 渤油1井設計軌道數據表

2 下套管敏感性因素分析

大位移井下套管懸重計算主要是基于井眼軌跡、井身結構、摩擦系數、下入套管磅級、鉆井液密度等條件進行套管下入可行性分析，分析套管下入過程中是否需要采用套管漂浮和旋轉下入[2-4]。著重分析Φ244.5 mm套管在密度為1.20 g/cm3的改進型PEC鉆井液體系環境下，采用常規作業模式下套管，摩擦系數、井身結構以及套管規格等因素對下入懸重的影響。

2.1 摩擦系數

假定摩擦系數為下放懸重計算的唯一變量，利用Landmark軟件計算套管段摩擦系數0.25～0.30，裸眼段摩擦系數0.30～0.50時，不同摩擦系數組合下Φ 244.5 mm套管（69.9 kg/m）下放懸重，計算結果如圖1所示。

圖1 Φ244.5 mm套管下放懸重計算結果

結果表明，隨著摩擦系數的增大，Φ244.5 mm套管下放懸重呈逐步減小的趨勢。在裸眼段摩擦系數達0.35以上時，由于套管下放懸重小于頂驅懸重（設置為20 t），套管存在下放不到位的風險。進一步分析套管內及裸眼段摩擦系數對下放懸重的影響，計算結果如圖2所示。

圖2 摩擦系數對Φ244.5 mm套管下放懸重影響分析

從上述分析數據可以看出：①摩擦系數的增加會導致下放懸重的減少，且這種影響會隨著摩擦系數的增大愈加明顯；②裸眼段摩擦系數對于懸重的影響大于套管段摩擦系數。

2.2 井身結構

從井身結構方面，主要分析表層套管下深及Φ244.5 mm套管磅級對套管下放懸重的影響。

2.2.1 表層套管下深

基于該井軌跡，計算不同表層套管下深時，Φ244.5 mm套管（69.9 kg/m）下放懸重，計算結果如圖3所示。

圖3 表層套管下深對Φ244.5 mm套管下放懸重影響分析圖

計算結果表明，在井深800 m以內，表層套管下深每增加100 m，Φ244.5 mm套管下放懸重增加約1.5 t；但在井深900 m以上時，表層套管下深每增加100 m，懸重增加約0.8 t左右，增加值有所降低。分析原因為：①套管段摩擦系數小于裸眼段摩擦系數；②結合該井軌跡，井深130～890 m處于第一造斜段，井斜較小，但在井深900 m以后，井段處于穩斜狀態，井斜角大，因而增加表層套管下深，Φ244.5 mm下放懸重增加量變小。

2.2.2 Φ244.5 mm套管磅級

基于該井軌跡及井身結構，計算Φ244.5 mm套管不同磅級下套管下放懸重，計算結果如圖4所示。

圖4 不同套管磅級下Φ244.5 mm套管下放懸重隨井深變化曲線

針對該井，增加套管磅級反而會使套管下放到位的懸重減小。分析原因為：該井穩斜段井斜達81°，井斜較大，套管自身重力在軸線法線方向上的分量較大，進而增加套管磅級只會增加套管下入摩阻，而下入懸重由于摩阻的增加反而有所下降[5]。

通過分析，與表套下深和Φ244.5 mm套管磅級相比，摩擦系數是影響下放懸重的關鍵性因素。因此，在大位移鉆井過程中，應優選提切劑和潤滑劑，加強鉆井液性能維護，提高鉆井液攜巖能力的同時實現降摩減阻。另外，適當減少單次鉆井進尺、加強循環，減小巖屑床形成，并適當短起下破壞形成的巖屑床，保障井眼清潔，從而降低摩擦系數，保障套管順利下放到位。

3 下套管技術分析

3.1 漂浮下套管

漂浮下套管是目前渤海油田解決大位移井下套管困難的最有效手段，它通過在下部套管串中加入漂浮接箍，將套管串有效分隔為上下兩部分，漂浮接箍以上套管段下入過程中正常灌漿，漂浮接箍以下套管段充入空氣或者輕質流體[6]，利用浮力的作用，減少套管段與下井壁的接觸，從而減少套管下入過程中的摩擦阻力，實現套管的順利下入[7]。

使用漂浮下套管技術的關鍵在于漂浮接箍位置的選擇。漂浮段太長，漂浮段套管所造成的浮力過大，致使漂浮段套管無法下入；漂浮段過短，套管與井壁之間的摩擦阻力過大，下放懸重較小，導致套管下放不到位（圖5）。以該井為例采用試算法，合理選擇接箍的安放位置[8]。

圖5 不同漂浮長度下Φ244.5 mm套管下放懸重隨井深變化曲線

通過計算，采用常規下套管方案時，套管理論下放懸重（不包含頂驅和大鉤重量）為負值。隨著漂浮段長度的增加，套管下至井底的懸重逐漸增加，當漂浮段長度達1 200 m時，下放懸重變為正值。但當漂浮長度繼續增大至2 500 m時，套管下至2 500 m井深時，套管下入懸重為0。基于渤海地區下套管作業經驗，為保證套管下放到位，設計時應至少預留10 t的懸重余量。針對該井，當漂浮段長度為1 800 m時，套管下放懸重為10.17 t，最終推薦漂浮接箍下入深度1 800 m。

3.2 漂浮+旋轉下套管技術

漂浮下套管能有效克服大位移井長穩斜段使用常規下套管方法摩阻大的問題，使套管串突破正常的下入極限，加大套管下放到位的可能性。但從南海東部大位移井漂浮下套管的作業實踐來看，該技術的實施存在一定的不確定性，比如漂浮接箍存在失效的風險、漂浮接箍破裂盤擊破壓力過大壓漏地層的風險等。為此，借鑒中海油深圳分公司全漂浮+旋轉下套管的成功經驗，對該井采用漂浮+旋轉下套管的技術方案進行適用性分析[9-10]。

全漂浮+旋轉下套管技術是指在套管內全程不灌漿，使套管在管外鉆井液的浮力懸浮下，減少與下井壁接觸，有效減小下入摩阻；同時當管柱懸重降低及下放困難時，采取旋轉的方式繼續下放，從而增加懸重、修正井眼及降低激動壓力，使套管順利下放到位。

基于前文分析，該井若采用漂浮下套管，套管下至2 500 m井深時，下入懸重為0，此時開始旋轉下套管且不灌漿直至套管下放到位，整個過程的下入懸重及扭矩情況如圖6、圖7所示。

圖6 不同轉速下漂浮下Φ244.5 mm套管下放懸重隨井深變化曲線

圖7 不同轉速下全漂浮下Φ244.5 mm套管扭矩隨井深變化曲線

從計算結果可以看出，對于全漂浮下套管，旋轉套管能一定程度上增加套管的下入懸重，且下入懸重隨著轉速的增加而增大，但與此同時，扭矩也會隨著轉速的增加而增大。在轉速為20 r/min時，下至井底的扭矩達15 kN·m，接近普通扣型的上扣扭矩，因此，若采用全漂浮+旋轉下套管的作業模式，需配合使用高抗扭扣。該井采用全漂浮下套管的作業模式下，下入懸重較低，即便是在轉速為20 r/min時，下入懸重也僅為1.83 t。這對于渤海油田明化鎮組、館陶組的大位移井具有普遍性，由于油藏埋深較淺，若采用全漂浮下套管，下到井底時懸重較小。

針對上述問題，在渤海油田某項目提出全漂浮+旋轉+灌漿下套管的嘗試，即先采用全漂浮下套管的作業方式，當管柱懸重降低及下放困難時，在上部套管段灌漿并配合頂驅下套管工具進行旋轉，增加下入懸重，使套管下放到位。模擬結果如圖8、圖9所示。

圖8 轉速為20 r/min時不同灌漿長度下全漂浮下Φ244.5 mm套管下放懸重隨井深變化曲線

圖9 轉速為20 r/min時不同灌漿長度下全漂浮下Φ244.5 mm套管扭矩隨井深變化曲線

從計算結果可以看出，上部灌漿能有效增加全漂浮+旋轉下套管時套管的下放懸重，灌漿長度越大，懸重增加越明顯。如灌漿300 m，該井下套管至井底時的下放懸重為15.24 t，較不灌漿增加13.41 t。但相比于全漂浮+旋轉下套管，上部灌漿對套管下入過程中的扭矩增加不明顯，灌漿600 m時，扭矩僅增加1.87 kN·m。

4 結論

1）下套管摩擦系數，尤其是裸眼段摩擦系數是影響大位移井套管下入懸重的關鍵因素，與之相比較，表層套管下深的影響較小，而增加套管磅級未必有利于套管下放。

2）漂浮下套管是目前解決渤海油田大位移井下套管困難最有效的手段，合理選擇漂浮接箍的安放位置是關鍵。

3）全漂浮+旋轉下套管能有效應對漂浮下套管過程中可能出現的工具失效等風險，但對套管的抗扭性能有較高的要求。針對渤海油田采用全漂浮+旋轉下套管作業模式下放懸重不足的問題，可以嘗試采用上部灌漿的方式增加懸重。