江 樂 梅明佳 段宏超 魏周勝 李 勇 吳晉波

(1.中國石油集團(tuán)工程技術(shù)研究院有限公司 2.中國石油川慶鉆探工程有限公司長慶固井公司3.中國石油集團(tuán)渤海鉆探工程有限公司第一固井分公司)

0 引 言

隨著國內(nèi)外石油與天然氣勘探開發(fā)的不斷深入，致密油氣、低滲透氣藏、稠油油氣藏及頁巖氣藏等特殊油氣藏的開發(fā)效果不佳[1]，而長水平段水平井技術(shù)具有更大限度地提高產(chǎn)量和采收率的技術(shù)優(yōu)勢，因此國內(nèi)外各油氣田開始廣泛地實施長水平段水平井技術(shù)，以提高對特殊油氣藏的勘探開發(fā)效益[2]。長水平段水平井與直井和一般水平井相比，技術(shù)優(yōu)勢明顯[3]，然而由于垂深短、水平位移大、鉆井過程中井眼軌跡難以控制、井徑不規(guī)則、套管居中效果不好及施工過程中管柱受井眼摩擦影響較大，采用常規(guī)下套管技術(shù)時，難以順利將套管下入井底[4-7]。漂浮下套管技術(shù)成為解決這一問題的優(yōu)選技術(shù)之一[8-15]。

近年來，長慶油田在隴東地區(qū)的中生界延長組長7 段發(fā)現(xiàn)了儲量豐富的頁巖油，但儲層品位低、物性差、開采難度大，應(yīng)用傳統(tǒng)常規(guī)開發(fā)技術(shù)無法獲得工業(yè)油流。長水平段水平井技術(shù)是實現(xiàn)頁巖油儲層改造經(jīng)濟(jì)實用的手段，能夠增加泄油面積，提高單井產(chǎn)量，有效改善油藏的開發(fā)效果。華H50-7井部署于隴東地區(qū)，完鉆井深6 266 m，水平段長4 088 m，是目前亞洲陸上水平段最長的致密油井，其水垂比高、井眼軌跡波動大、套管下入過程難度較大。本文基于自主開發(fā)的套管下入模擬分析軟件，考慮該井實際工況，開展了套管居中分析及漂浮下套管模擬分析工作，以期指導(dǎo)該井套管的順利下入及后續(xù)固井施工的順利完成。所得結(jié)論可為超長水平段水平井套管下入安全分析提供參考。

1 華H50-7井固井套管下入施工難點

華H50-7井是國家級頁巖油開發(fā)示范區(qū)長慶油田隴東10億t級慶城油田一口超長水平井，套管順利下入井底是該井固井施工成功的第一步，套管下入過程存在以下技術(shù)難點。

(1)水平段過長，套管下入困難。該井垂深為1 994.15 m，水平段長4 088.00 m，水垂比高達(dá)2.05，在大斜度井段和水平井段套管對井壁的側(cè)壓力很大，從而大大增加了下套管的摩擦阻力；水平段較長，套管下入過程驅(qū)動力不足，靠套管自身重力難以下到預(yù)定井深；套管進(jìn)入水平段，若居中效果不佳，則會造成套管與井壁接觸，接觸面積越大，黏著力也越大，其結(jié)果必然大大增加套管下入時的阻力。

(2)井眼軌跡復(fù)雜，影響套管下入。該井在實際鉆進(jìn)過程中，為了提高油層鉆遇率，追蹤多個起伏油層，方位調(diào)整高達(dá)28次，井眼軌跡呈波浪形分布，上下起伏達(dá)13 m，一定程度上影響套管順利下入。

(3)水平段井壁穩(wěn)定性差，易坍塌。水平段泥巖坍塌壓力較高，需采用較高密度的鉆井液才能維持井壁穩(wěn)定，但這易引起井漏。水平段所處的長7 段地層含有灰黑色泥巖、黑色泥巖和碳質(zhì)泥巖，易發(fā)生坍塌，需采用密度1.25～1.40 g/cm3的鉆井液才能維持井壁穩(wěn)定。

本文針對上述難點，開展了模擬分析。

2 華H50-7井套管居中下入模擬分析

華H50-7井水平段長、水垂比高、井眼軌跡波動大導(dǎo)致套管居中難以保證、下入過程難度較大，因此，在施工之前需對套管居中及下入情況進(jìn)行全面詳細(xì)的模擬，從而確保套管在長水平段能夠順利下入井底，為后續(xù)該井施工成功奠定基礎(chǔ)。

2.1 套管居中分析

2.1.1 居中度計算模型

套管居中度計算式如下：

(1)

式中：ε為居中度；Dh為井徑，mm；Dco為本層套管外徑，mm；e為套管偏心距，mm。

剛性扶正器處的偏心距erc計算式如下：

(2)

式中：Drc為剛性扶正器的外徑，mm。

彈性扶正器處的載荷撓度曲線由試驗獲得，其偏心距計算公式如下：

eec=f(Fs)

(3)

式中：eec為彈性扶正器處的偏心距，mm；Fs為扶正器處的徑向載荷，kN；f(Fs)為彈性扶正器載荷撓度曲線函數(shù)式，mm，一般由廠家提供。

2.1.2 扶正器安放設(shè)置

該井2 200 m以下基本進(jìn)入水平段，直井段與斜井段采用相同的扶正器安放方式，水平段采用4種不同的安放方式開展居中模擬分析。扶正器安放設(shè)置方案如表1～表4所示，其中套管外徑均為139.7 mm。

表1 安放設(shè)置方案1Table 1 Placement scheme one

表2 安放設(shè)置方案2Table 2 Placement scheme two

表3 安放設(shè)置方案3Table 3 Placement scheme three

表4 安放設(shè)置方案4Table 4 Placement scheme four

2.1.3 居中度分析結(jié)果對比

根據(jù)居中度計算模型，按照上述4種扶正器安放方式分段計算，最終可以模擬得出不同安放方式下居中度分析結(jié)果，如圖1所示。從圖1可以看出：水平段2根套管安放1個扶正器，無論是彈性扶正器還是剛性扶正器，效果均不佳；水平段1根套管安放1個扶正器，剛性扶正器效果優(yōu)于彈性扶正器，居中度可達(dá)72%。因此，本文推薦施工過程中水平段1根套管安放1個?210 mm剛性扶正器。

圖1 不同安放方式下居中分析結(jié)果Fig.1 Centering analysis results of different placement schemes

2.2 套管下入模擬分析

本文還開展了漂浮接箍安放前、后及位置優(yōu)化的鉤載對比分析，并且從漂浮下套管摩阻計算及下入過程管柱屈曲分析兩方面出發(fā)，選取不同安放深度開展模擬研究，擬選取適合該井的最佳漂浮接箍安放位置。

2.2.1 初始基本參數(shù)及關(guān)鍵步驟

套管下入鉤載及屈曲模擬分析的初始參數(shù)如下。

(1)套管數(shù)據(jù)：外徑139.7 mm，壁厚9.17 mm，頂深0 m，底深6 266 m；

(2)井斜關(guān)鍵數(shù)據(jù)：造斜點深度117.31 m，井斜角2.11°，方位角4°，A點深度2 285 m，井斜角89.6°，方位角167.4°，B點深度6 266 m，井斜角90.2°，方位角166.43°；

(3)井徑數(shù)據(jù)：重合段井徑224.44 mm，裸眼段井徑226.70 mm；

(4)鉆井液性能：密度1.25 g/cm3，賓漢流變模式，塑性黏度25 mPa·s，動切力8 Pa；

(5)其他初始參數(shù)：裸眼段摩擦因數(shù)0.10～0.45，套管重合段摩擦因數(shù)0.2，套管下放速度為3 min/根。

計算過程關(guān)鍵步驟：

(1)根據(jù)井眼軌跡測斜數(shù)據(jù)將管柱分為相應(yīng)的計算單元(微元)；

(2)根據(jù)套管外徑和壁厚等數(shù)據(jù)計算出其單位長度浮重，由微元下端軸向力可以計算出該微元的接觸正壓力、摩阻和上端軸向力；

(3)默認(rèn)最下面一個微元的下端軸向力為0，自下而上逐個微元進(jìn)行計算，即可計算出整個管柱的摩阻扭矩和大鉤載荷。

管柱微元上端軸向力、接觸正壓力和摩阻扭矩計算公式如下：

(4)

(5)

式中：Fe為有效軸向力，N；E為彈性模量，Pa；I為慣性矩，m4；k為井眼曲率，m-1；wbp為管柱單位長度浮重，N/m；tz、nz、bz分別為管柱微元的單位切向量、正法向量、副法向量在鉛垂方向的分量；μd為軸向摩阻系數(shù)，下放時為正，上提時為負(fù)；wc為管柱單位長度接觸力，N；ro為管柱外徑，m；wυ為鉆井液動力黏滯阻力，N/m；θ為管柱接觸方向線與n向量之間的夾角，(°)；Mt為扭矩，N·m；μt為周向摩阻系數(shù)；mυ為鉆井液黏性扭矩，N·m；τ為井眼撓率，m-1。

2.2.2 漂浮下套管模擬結(jié)果分析

(1)采用上述初始基本參數(shù)，按照關(guān)鍵步驟流程計算，不安放漂浮接箍，套管下放大鉤載荷模擬結(jié)果如圖2所示。

圖2 ?139.7 mm套管下放模擬(不安放漂浮接箍)Fig.2 Simulation of ?139.7 mm casing running

從理論上計算，該井在不安放漂浮接箍的情況下，重合段摩擦因數(shù)為0.20，當(dāng)裸眼段摩擦因數(shù)大于0.26時，?139.7 mm生產(chǎn)套管將無法順利下入井底。

考慮到該井水平段較長，再結(jié)合井底工況(鉆井液和井壁并非完全理想狀態(tài))，在不安放漂浮接箍的情況下，套管順利下入井底難度非常大，因此需要采用漂浮下套管技術(shù)下放套管，需對漂浮接箍安放位置進(jìn)行優(yōu)化，選取最佳漂浮接箍安放位置，以確保套管可順利下入井底。

(2)漂浮接箍安放位置優(yōu)化。影響安放漂浮接箍的主要因素是含空氣段管柱的線重力。管柱的線重力計算公式如式(6)所示。

(6)

式中：G為最終線重力，N/m；G1為不安放漂浮接箍時管柱線重力，N/m；D為管柱外徑，m；ρ為鉆井液密度，kg/m3；g為重力加速度，m/s2。

結(jié)合漂浮段長，基于前文的初始基本參數(shù)，可計算出管柱漂浮段的總重力，進(jìn)而得到漂浮后管柱在井內(nèi)的總浮重，按照關(guān)鍵步驟流程，最終計算出漂浮接箍安放在不同位置對應(yīng)的最大井深處的大鉤載荷，取最大的大鉤載荷對應(yīng)的漂浮接箍安放位置，即為漂浮接箍的最佳安放位置。

該井考慮安放漂浮接箍開展套管下入模擬分析，模擬得出漂浮接箍安放位置優(yōu)化結(jié)果，如圖3所示。從圖3可以看出，漂浮接箍安放位置在井深2 116 m(漂浮段長4 150 m)時，套管下放過程中摩阻最小。

圖3 漂浮接箍安放位置優(yōu)化結(jié)果Fig.3 Optimization curve of floating coupling position

由于漂浮接箍外徑小于套管外徑，安放之后會造成一定程度縮徑，若安放在水平段入窗口(2 200 m)附近，會導(dǎo)致后續(xù)水平段下入難度增大，所以本文結(jié)合實際情況，從漂浮下套管摩阻計算及下入過程管柱屈曲分析兩方面出發(fā)，選擇漂浮接箍安放在水平段內(nèi)2 300、2 700和3 950 m等3個深度開展模擬研究，選取適合該井的最佳漂浮接箍安放位置，指導(dǎo)套管下入施工過程。

(3)漂浮接箍安放在2 300 m，套管下放模擬鉤載與正弦、螺旋屈曲模擬結(jié)果分別如圖4和圖5所示。

圖4 ?139.7 mm套管下放模擬(漂浮接箍安放在2 300 m)Fig.4 Simulation of ?139.7 mm casing running

圖5 ?139.7 mm套管下放屈曲模擬Fig.5 Buckling simulation of ?139.7 mm casing running

從圖4和圖5可得：漂浮接箍安放在2 300 m時，從理論上計算，重合段摩擦因數(shù)0.20，裸眼段摩擦因數(shù)從0.10～0.45(套管下入井底鉤載為236.55 kN)變化時，?139.7 mm生產(chǎn)套管均可順利下放至井底；裸眼段摩擦因數(shù)取0.3或小于0.3時，套管下放不會發(fā)生屈曲，裸眼段摩擦因數(shù)取0.45時，套管下放會發(fā)生屈曲，發(fā)生屈曲的臨界井深為4 366 m。

(4)漂浮接箍安放在2 700 m，套管下放模擬鉤載與正弦、螺旋屈曲模擬結(jié)果分別如圖6和圖7所示。

圖6 ?139.7 mm套管下放模擬(漂浮接箍安放在2 700 m)Fig.6 Simulation of ?139.7 mm casing running

圖7 ?139.7 mm套管在裸眼段摩擦因數(shù)為0.45時屈曲模擬Fig.7 Buckling simulation of ?139.7 mm casing running with the borehole friction factor of 0.45

從圖6和圖7可得：漂浮接箍安放在2 700 m時，從理論上計算，重合段摩擦因數(shù)0.20，裸眼段摩擦因數(shù)從0.10～0.45變化時，?139.7 mm生產(chǎn)套管均可順利下放；取裸眼段摩擦因數(shù)為0.45(套管下入井底鉤載為264.31 kN)的條件下，與漂浮接箍安放在2 300 m相比，套管下入井底時最大鉤載減小27.76 kN；裸眼段摩擦因數(shù)取0.33或小于0.33時，套管下放不會發(fā)生屈曲，裸眼段摩擦因數(shù)取0.45時，套管下放會發(fā)生屈曲，發(fā)生屈曲的臨界井深為5 166 m。

(5)漂浮接箍安放在3 950 m，套管下放模擬鉤載與正弦、螺旋屈曲模擬結(jié)果分別如圖8和圖9所示。

圖8 ?139.7 mm套管下放模擬(漂浮接箍安放在3 950 m)Fig.8 Simulation of ?139.7 mm casing running

圖9 ?139.7 mm套管在裸眼段摩擦因數(shù)為0.45時屈曲模擬(漂浮接箍安放在3 950 m)Fig.9 Buckling simulation of ?139.7 mm casing running with the borehole friction factor of 0.45

從圖8和圖9可得：漂浮接箍安放在3 950 m時，從理論上計算，重合段摩擦因數(shù)在0.20，裸眼段摩擦因數(shù)不大于0.45時，?139.7 mm生產(chǎn)套管才能順利下放或上提，否則無法下入；在裸眼段摩擦因數(shù)為0.45(套管下入井底鉤載為8.61 kN)的條件下，與漂浮接箍安放在2 300 m相比，套管下入井底時最大鉤載減小227.94 kN；裸眼段摩擦因數(shù)取0.26或小于0.26時，套管下放不會發(fā)生屈曲，裸眼段摩擦因數(shù)取0.45時，套管下放會發(fā)生屈曲，發(fā)生屈曲的臨界井深為5 366 m。

經(jīng)模擬分析，漂浮接箍安放在2 700 m時套管下入過程摩阻比安放在2 300 m略大，但是管柱發(fā)生屈曲的風(fēng)險明顯降低；漂浮接箍安放在3 950 m，套管下入過程摩阻較大，下入井底風(fēng)險較大，另外2 700 m所處井段井斜較為平穩(wěn)。因此本軟件推薦漂浮接箍安放位置在2 700 m。

2.3 與國外軟件對比分析

為充分保證華H50-7井生產(chǎn)套管下入的施工安全，同時也為了與國外知名軟件互為對比，本文就漂浮接箍安放位置的判斷還與PVI Drilling SoftWare的分析結(jié)果進(jìn)行了對比。

PVI Drilling SoftWare的分析結(jié)果如圖10所示，本文軟件分析結(jié)果如圖3所示。

圖10 PVI Drilling SoftWare分析結(jié)果Fig.10 PVI Drilling SoftWare analysis results

PVI Drilling SoftWare漂浮下套管模擬結(jié)果認(rèn)為，漂浮接箍的最佳位置在2 166 m，本軟件分析結(jié)果認(rèn)為漂浮接箍的最佳位置在2 116 m，兩個軟件對于漂浮接箍最佳安放位置的分析非常接近。

漂浮接箍安放在2 700 m，套管重合段摩擦因數(shù)取0.20，國外軟件分析結(jié)果如圖11所示，本文軟件分析結(jié)果如圖6所示。

圖11 國外軟件分析結(jié)果Fig.11 Analysis results of foreign software

通過對比分析，重合段摩擦因數(shù)取0.20，漂浮接箍安放在2 700 m時，兩套軟件分析結(jié)果如下：套管下入過程模擬曲線趨勢基本一致，均為增大-減小-增大-減小趨勢；套管下入過程模擬曲線拐點值深度基本一致(3 600 m附近)，在裸眼段摩擦因數(shù)相同的情況下，拐點鉤載大小差距不大(分別為100～140 kN和80～100 kN)。

本文軟件及PVI Drilling SoftWare下套管模擬結(jié)果均表明，該井漂浮接箍宜安放在2 700 m，套管可以順利安全下入井底。

3 現(xiàn)場實施及應(yīng)用情況

下套管前通井。通井鉆具組合：?215.9 mm牙輪鉆頭(不裝噴嘴)+ ?210.0 mm剛性穩(wěn)定器+?127.0 mm S135鉆桿 × 120.0 m + ?165.0 mm巖屑床清除器1 + ?127.0 mm S135鉆桿×120.0 m + ?165.0 mm巖屑床清除器2 + ?127.0 mm S135鉆桿×120.0 m + ?165.0 mm 巖屑床清除器3 + ?127.0 mm S135鉆桿 × 120.0 m + ?165.0 mm巖屑床清除器4 + ?127.0 mm S135鉆桿。 在入窗點、水平段每500.0 m大排量循環(huán)1周，以破壞巖屑床，通井到底后大排量循環(huán)2周，短起下驗證泥巖井壁穩(wěn)定可靠，監(jiān)測上提下放摩阻。

水平段泥巖坍塌壓力較高，采用了較高密度(1.25 g/cm3)的鉆井液維持井壁穩(wěn)定，確保不坍塌和不漏失。鉆井液加入3.0%～4.0%的液體潤滑劑和 6.0%～8.0%的固體潤滑劑，以降低水平段的摩擦因數(shù)。

采用銷釘式漂浮接箍和盲板式漂浮接箍，以降低水平段摩阻?？紤]該井油層套管下入摩阻大，下套管作業(yè)時間長，水平段套管緊貼下井壁易發(fā)生壓差卡鉆，經(jīng)過泥巖段時易遇阻，難以保證一次性順利下至設(shè)計井深，采用了漂浮下套管技術(shù)下放套管，確保套管可順利下至設(shè)計井深。

利用本文軟件，優(yōu)選漂浮段長。計算不同摩擦因數(shù)和漂浮接箍安放位置下，套管下放時的大鉤載荷和套管所受軸向力，以優(yōu)選漂浮接箍安放位置。施工過程中漂浮接箍安放在水平段井斜較為平穩(wěn)的2 700 m處，套管下入過程鉤載值變化趨勢為增大-減小-增大-減小，最終該井套管下放過程非常順利，包含上扣時間總共用時僅26.5 h，套管下入井底大鉤載荷為350 kN。

現(xiàn)場漂浮接箍安放位置、下放過程鉤載變化趨勢及套管下入井底時鉤載與本文模擬分析結(jié)論基本一致，較好地驗證了本文軟件分析結(jié)果的正確性。

4 結(jié) 論

(1)經(jīng)模擬分析，針對長水平段水平井，漂浮接箍安放深度越深，套管下放摩阻越大，越不利于套管順利下入；漂浮接箍安放深度越淺，套管下放過程長水平段發(fā)生屈曲的風(fēng)險越大，套管本體損壞概率越大，后期固井施工順利完成難度越大。因此，漂浮接箍安放位置一般選擇在井斜較為穩(wěn)定、井壁規(guī)則的水平段。

(2)本文針對華H50-7井開展了套管下入模擬分析研究，從居中角度分析推薦水平井段1根套管安放1個?210 mm剛性扶正器，套管在長水平段居中度可達(dá)72%以上；結(jié)合該井實際工況，從漂浮下套管角度分析，推薦漂浮接箍安放位置在2 700 m，確保套管下入摩阻及發(fā)生屈曲風(fēng)險較小，套管可以順利下入井底。最終該井在現(xiàn)場施工過程選取了該推薦深度作為漂浮接箍的安放位置，套管下放過程鉤載變化趨勢、套管下入井底的鉤載值與本文分析結(jié)果也基本一致，施工過程套管下入非常順利，總計用時僅26.5 h，較好地驗證了軟件分析結(jié)果的正確性，為后續(xù)超長水平段水平井套管安全下入奠定了技術(shù)基礎(chǔ)。