唐洪衛(wèi) 劉 偉 李 輝 楊 斌

（1.中國石化西南工程公司鉆井研究院，四川 德陽 618000；2.中國石化西南油氣分公司，四川 成都 610016；3.中國石油大港油田原油運銷公司，天津 300280）

川西淺層長水平段水平井井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化與應(yīng)用

唐洪衛(wèi)1劉 偉2李 輝2楊 斌3

（1.中國石化西南工程公司鉆井研究院，四川 德陽 618000；2.中國石化西南油氣分公司，四川 成都 610016；3.中國石油大港油田原油運銷公司，天津 300280）

川西淺層蓬萊鎮(zhèn)組氣藏天然氣資源豐富，是川西各氣田主力產(chǎn)層之一。針對蓬萊鎮(zhèn)組的長水平段水平井，受埋深淺條件限制，僅依靠套管自身重力下放套管困難。早期部署的淺層水平井通過采用三開制井身結(jié)構(gòu)解決套管下入難題。三開制井身結(jié)構(gòu)鉆井周期長、成本高，減少了長水平段水平井經(jīng)濟(jì)效益。結(jié)合套管下入摩阻影響因素分析，開展淺垂深長水平段水平井井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化論證，提出尾管懸掛兩開制井身結(jié)構(gòu)方案，并配套加重鉆桿送放尾管技術(shù)及套管扶正器優(yōu)化設(shè)計措施。該方案應(yīng)用于川西淺層30余口井，平均節(jié)約鉆井周期約36%。

長水平段 淺垂深 井身結(jié)構(gòu) 摩阻分析

0 引言

2010年以來，為提高川西淺層開發(fā)效率，開始部署長水平段水平井開發(fā)蓬萊鎮(zhèn)組氣藏。川西蓬萊鎮(zhèn)組氣藏埋深較淺，在1000～1600m部署水平井水平段較長，主要在800～1300m。在早期水平井開發(fā)過程中，川西中淺層沙溪廟組兩開制水平井出現(xiàn)套管下入嚴(yán)重遇阻難題，考慮淺層水平井套管下入驅(qū)動力更弱，前期針對蓬萊鎮(zhèn)組水平井采用三開制井身結(jié)構(gòu)，有效保障淺層長水平段水平井順利實施，但由于其自身特性使得鉆井周期長、成本高，需要通過解決套管下入難題從而優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)，實現(xiàn)鉆井工程降本增效。

1 川西淺層前期三開制水平井實施情況

前期采用?339.7mm、?244.5mm、?139.7 mm系列套管程序，?339.7mm表層套管封隔夾關(guān)組及以上地層，?244.5mm技術(shù)套管封至軌跡A靶點附近以降低水平段施工摩阻，?139.7mm油層尾管封隔水平段，形成尾管懸掛三開制井身結(jié)構(gòu)（圖1）。首批部署的13口長水平段水平井，鉆井成功率達(dá)到100%，證明三開制井身結(jié)構(gòu)方案降低了套管下入風(fēng)險，首次在川西淺層實現(xiàn)了水平段超過1500m，位垂比超過1.5的水平井。但該井身結(jié)構(gòu)方案具有以下不足：①二開大尺寸井眼造斜難度大。二開?311.15mm井眼受造斜工具條件限制，實際造斜率最大為20°／100m，使得軌跡設(shè)計受限。②二開大尺寸井眼鉆進(jìn)速度慢。經(jīng)統(tǒng)計，13口井造斜段平均長度約為450m，平均機(jī)械鉆速僅為2.24m／h，對應(yīng)鉆井周期約為13d。而?215.9mm井眼造斜段平均機(jī)械鉆速約為4.0m／h。③全井鉆井周期長，平均完鉆井深約為2700m，平均鉆井周期達(dá)到48.27d。

圖1 川西淺層尾管懸掛三開制井身結(jié)構(gòu)示意圖

2 川西淺層長水平段水平井井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化設(shè)計

2.1 川西淺層必封點理論計算

依據(jù)井身結(jié)構(gòu)設(shè)計原理，利用Landmark-Casing?Seat軟件輔助計算必封點，輸入地層三壓力數(shù)據(jù)，地層分層數(shù)據(jù)，鉆井液安全附加值，設(shè)置允許最大井涌量2m3，壓差卡鉆限制17MPa［1-2］，計算川西淺層值只需設(shè)置1個必封點，必封點深度為400～600m。必封點計算結(jié)果與前期直井、定向井實際施工情況吻合，證明川西淺層長水平段水平井采用兩開制符合井身結(jié)構(gòu)設(shè)計原理。

2.2 兩開制井身結(jié)構(gòu)工程因素分析

水平段套管下入困難是川西淺層水平井井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化面臨的主要難題，主要表現(xiàn)在：①套管下入摩擦阻力大；②僅依靠套管自重下入套管驅(qū)動力不足。由于管柱力學(xué)理論分析方法在生產(chǎn)現(xiàn)場推廣應(yīng)用難度大［3-4］，采用Landmark-WellPlan軟件模擬各種井筒條件下下入套管時大鉤載荷變化情況，以期找到影響套管下入摩阻的主要因素。

2.2.1 套管下入摩擦阻力及其主要影響因素分析

套管下入摩阻主要受井筒條件和管串結(jié)構(gòu)兩大類因素影響。井筒條件包括井眼軌跡、井徑、地層特性、泥餅性能、鉆井液性能等，該類因素主要影響摩擦系數(shù)和管串應(yīng)力及空間狀態(tài)。管串結(jié)構(gòu)主要包括扶正器安放、套管性能、送放工具性能、其他特殊工具性能等，該類因素主要影響管串應(yīng)力狀態(tài)和空間狀態(tài)［3-6］。

1）井眼軌跡

扶正器按照鉆井工程設(shè)計方案安放，采用加重鉆桿送放油層尾管，對比分析實鉆軌跡與設(shè)計軌跡條件下大鉤載荷（圖2和圖3）。該井實鉆軌跡條件下大鉤載荷比設(shè)計軌跡減少約20kN。大量模擬對比分析顯示：全角變化率小于35°／100m時，套管下入摩阻增加不超過15%，全角變化率大于35°／100m時，由于管柱受力狀態(tài)發(fā)生變化［7］，摩阻急劇增加，建議川西淺層控制實鉆全角變化率不超過35°／100m。

2）井筒摩擦系數(shù)

軟件默認(rèn)套管內(nèi)摩擦系數(shù)為0.25，裸眼段摩擦系數(shù)為0.35。結(jié)合通井時大鉤載荷反演計算，某井上層套管內(nèi)摩阻系數(shù)為0.25，裸眼段摩阻系數(shù)為0.5，因此增加一開套管下入深度，可以降低二開油層套管下入摩阻。井筒摩阻系數(shù)是鉆井液、泥餅、井徑等各種因素的綜合反應(yīng)，摩阻系數(shù)對套管下入大鉤載荷影響較大。該井裸眼段摩阻系數(shù)大于0.35后，模擬顯示套管已發(fā)生螺旋彎曲［8-9］，導(dǎo)致大鉤載荷急劇下降（圖4）。建議下套管前調(diào)整好鉆井液潤滑性能，做好通井作業(yè)修正井壁，降低裸眼段摩阻系數(shù)。

圖2 加重送放尾管時大鉤載荷（應(yīng)實鉆軌跡）圖

圖3 加重送放尾管時大鉤載荷（設(shè)計軌跡）圖

圖4 計算不同摩阻系數(shù)條件下大鉤載荷情況圖

3）套管扶正器

水平段每兩根套管安裝1只整體式扶正器，直井段及斜井段每3根套管安裝1只彈性扶正器，模擬計算，某井下入油層尾管時大鉤載荷進(jìn)入水平段后仍大于140kN。同等條件下，如不安裝套管扶正器，大鉤載荷最低下降至12kN，綜合阻力增加128kN，存在較大的卡套管風(fēng)險。扶正器對套管下入摩阻影響最大，實際施工中，扶正器可能因為質(zhì)量問題或局部承受過高側(cè)向力而擠毀，從而改變管串空間狀態(tài)及受力狀態(tài)，導(dǎo)致管柱屈曲，摩擦力和阻力急劇上升［7-9］。建議在下套管前根據(jù)測井結(jié)果，模擬計算側(cè)向力分布情況后，優(yōu)化扶正器安放方案。

2.2.2 采用加重鉆桿增加套管下入驅(qū)動力分析

僅依靠優(yōu)化扶正器等措施仍不能保障套管安全下入到位，采用加重鉆桿送放尾管增加下入驅(qū)動力能有效延伸水平段套管下入長度。模擬計算不同送放管串時大鉤載荷情況，形成川西淺層長水平段水平井尾管送放管串推薦圖版（圖5）。?

圖5 川西淺層油層尾管送放管串組合推薦圖版

針對實鉆軌跡連續(xù)3個點全角變化率不超過35°／100m，水平段長小于740m，可采用全管柱兩開制井身結(jié)構(gòu)；水平段長大于740m，需采用加重鉆桿送放。當(dāng)加重鉆桿長度和水平段長度處于A區(qū)時，可采用加重鉆桿送放套管到位。當(dāng)加重鉆桿和水平段長度處于B區(qū)時，在不具備其他增加套管驅(qū)動力工具條件下，不能采用尾管懸掛兩開制井身結(jié)構(gòu)。

2.3 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化方案

結(jié)合前述必封點計算及套管下入難題分析結(jié)論，在原有三開制井深結(jié)構(gòu)基礎(chǔ)上，適當(dāng)延伸一開套管下入深度，二開套管采用加重鉆桿送放尾管形式，結(jié)合開發(fā)部署，適當(dāng)縮短水平段長度，形成尾管懸掛兩開制井身結(jié)構(gòu)。一開采用?311.15mm鉆頭施工直井段至800～1000m，下入244.5mm套管，二開采用?215.9mm施工斜井段及水平段，完鉆下入?139.7mm尾管。

3 應(yīng)用效果

實際施工中油層套管下入困難基本解決，統(tǒng)計30口井，只有4口井下入不到位，且4口井套管下入距井底不超過80m。

兩開制井深結(jié)構(gòu)有效規(guī)避了大尺寸井眼造斜困難問題，且比三開制減少一套施工程序，使得全井平均機(jī)械鉆速大幅度提高，統(tǒng)計30口井，全井平均機(jī)械鉆速6.46m／h，同比三開制（4.64m／h）提高了28%；平均鉆井周期30.60d，同比三開制水平井（48.27d）縮短了36%，取得了較好的經(jīng)濟(jì)效益。

4 結(jié)論與建議

1）尾管懸掛兩開制井身結(jié)構(gòu)方案結(jié)合加重鉆桿送放尾管措施能滿足川西淺層長水平段水平井鉆井施工需求。

2）尾管懸掛兩開制井身結(jié)構(gòu)在川西淺層取得良好的經(jīng)濟(jì)效益。

3）針對完井期間存在尾管竄氣問題，建議開展尾管懸掛兩開制方案長期采氣安全評估。

［1］陳平.鉆井與完井工程［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2005.

［2］葛洪魁.水平井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計探討［J］.石油鉆探技術(shù)，1994，22（2）：60-62.

［3］Brett， J.F.； Bechett， A. D.； Holt， C. A.； and Smith，D. L. Uses and Limitations of Drillstring Tension and Torque Model to Monitor Hole Conditions. SPE 16664.

［4］Klinkenberg， A.， Royal Dutch Shell Group， South West?ern Division of Production， Beaumont，Texas. The Neu?tral Zonesin Drill Pipe and Casing and Their Signifi?cance in Relation to Buckling and Collapse. March 1951.

［5］Lesso Jr.； W.G.， Mullens， E.； and Daudey， J. Develop?ing a Platform Strategy and Predicting Torque Losses for Modeled Directional Wells in the Amauligak Field of the Beaufort Sea， Canada. SPE 19550.

［6］Samuel，G. Robello，The Effect of Hole Curvatureon the Wellbore Pressure Loss Prediction for Highly Tortu ?ous Ultra-Deep Wells. SPE 87183. IADC Drilling Confer?ence，March 2004.

［7］Paslay，P. R. and Cernocky，E. P. Bending Stress Mag?nification in Constant Curvature Doglegs With Impacton Drillstringand Casing. SPE 22547.

［8］Brown and Poulson，University of Swansea. Background to Buckling. Section 3.4，Analysis of Elastic Rigid Joint?ed Frameworks (withsway).

［9］Cheatham，J.B.，and Chen，Y.C. New Design Consider ?ations for Tubing and Casing Bucklingin Inclined Wells. OTC 5826 (May 1988).

（編輯：李臻）

B

2095-1132（2014）01-0046-03

10.3969／j.issn.2095-1132.2014.01.013

2013-05-30

2014-01-13

唐洪衛(wèi)（1983-），工程師，從事鉆井工程設(shè)計及研究工作。E-mail：tanghongwei310@sina.com。