張 宇，吳義發(fā)，秦雪峰，張遠軍，史玉才，劉夢飛

（1.中國石化河南油田分公司石油工程技術(shù)研究院，河南南陽，473132；2.中國石化河南石油勘探局鉆井工程公司；3.中國石油大學（華東）石油工程學院；4.中國石油大學（北京）石油工程學院）

稠油淺井套管鉆井防斜打直技術(shù)探討

張 宇1，吳義發(fā)2，秦雪峰1，張遠軍2，史玉才3，劉夢飛4

（1.中國石化河南油田分公司石油工程技術(shù)研究院，河南南陽，473132；2.中國石化河南石油勘探局鉆井工程公司；3.中國石油大學（華東）石油工程學院；4.中國石油大學（北京）石油工程學院）

由于套管鉆井工藝的特殊性，防斜鉆具組合設(shè)計和井眼軌跡監(jiān)測均有一定的局限性。結(jié)合河南油田套管鉆井實際情況，應(yīng)用模擬計算分析方法，研究了稠油淺井套管鉆井防斜打直技術(shù)，給出了防斜鉆具組合設(shè)計及鉆進參數(shù)優(yōu)選方案。根據(jù)理論計算分析結(jié)果及現(xiàn)場實踐，建議研制套管鉆井防斜專用穩(wěn)定器，采用單穩(wěn)定器鐘擺組合來提高套管鉆井直井井斜控制技術(shù)水平。

套管鉆井；井斜控制；鉆具組合；鉆進參數(shù)；稠油淺井

鑒于合理應(yīng)用套管鉆井技術(shù)有助于降低鉆井成本和鉆井風險［1－2］的優(yōu)點，國外公司已研發(fā)出較成熟的套管鉆井系統(tǒng)，國內(nèi)也有多家石油院校和油田開展了套管鉆井技術(shù)研究和實踐［3－7］。由于套管鉆井工藝的特殊性，下部鉆具組合多采用無穩(wěn)定器鉆具組合（類似光鉆鋌組合），且不能用測斜儀測量或監(jiān)測井的軌跡（陀螺測斜儀費用高、效率低），造成套管鉆井防斜打直工程效率低、效果差。這些已成為套管鉆井工程急待解決的技術(shù)難題。為此河南油田專門開展了稠油淺井套管鉆井技術(shù)研究和實踐，探討防斜鉆具組合設(shè)計及鉆進參數(shù)優(yōu)選方案實施的可行性。

1 模擬計算方法及條件

參照文獻［8］推薦的縱橫彎曲連續(xù)梁法，建立了油田套管鉆井鉆具組合力學模型，并利用“井斜趨勢角”指標，綜合評價防斜打直效果（建模和求解過程略去），進而優(yōu)化套管鉆井防斜鉆具組合設(shè)計和鉆進參數(shù)。

根據(jù)河南油田稠油淺井套管鉆井實際情況，模擬計算條件為：①單穩(wěn)定器鐘擺鉆具組合：244.5 mm牙輪鉆頭（或241.3 mmPDC鉆頭）＋177.8 mm套管（壁厚9.19 mm）＋240 mm穩(wěn)定器＋177.8 mm套管（壁厚9.19 mm）；②套管參數(shù)：外徑177.8 mm，壁厚8.05～13.72 mm；③井眼條件：斜直井眼，井斜角為3.0°；④鉆進參數(shù)：鉆壓在10.0～80.0kN，轉(zhuǎn)速在60～90 r／min之間；⑤鉆井液密度為1.10 g／cm3；⑥其他條件：鉆頭各向異性指數(shù)為0.3，井眼擴大率為0。

2 套管鉆井防斜打直技術(shù)研究［8－9］

2.1 鉆具組合類型與防斜打直技術(shù)分析

套管鉆井的下部鉆具組合多采用無穩(wěn)定器鉆具組合（類似光鉆鋌組合），該組合與單穩(wěn)定器鉆具組合的防斜打直技術(shù)對比分析見圖1，從中可看出，當鉆壓大于20 kN后，無穩(wěn)定器鉆具組合已基本上沒有糾斜能力，鑒于此，重點開展單穩(wěn)定器鐘擺鉆具組合的防斜打直技術(shù)研究。此外，由圖1還可看出，由于套管柱的重量和剛度均小于同尺寸（外徑相同）的鉆鋌，使得套管鉆井時鐘擺力和井斜趨勢角均較小，無論是無穩(wěn)定器鉆具組合還是單穩(wěn)定器鐘擺鉆具組合，其防斜打直能力均十分有限。因此，必要的時候，必須犧牲鉆井速度，采用小鉆壓吊打來控制井斜。

2.2 穩(wěn)定器位置與防斜打直技術(shù)研究

穩(wěn)定器的安放位置是單穩(wěn)定器鐘擺鉆具組合設(shè)計的關(guān)鍵。在穩(wěn)定器直徑為240 mm，鉆壓為30 kN，穩(wěn)定器安放位置對防斜打直效果的影響見圖2。從中可看出，穩(wěn)定器位置對井斜趨勢角影響較大，只有穩(wěn)定器與鉆頭距離超過某個值（約為12.0m）后，井斜趨勢角才小于0，鉆具組合才有糾斜能力，且適當加長第1跨套管的長度，才有利于提高糾斜能力。根據(jù)上述研究結(jié)果，選取第1跨177.8 mm套管的長度為18.0m，且將穩(wěn)定器與鉆頭的距離控制在16.0～20.0m。建議第1跨套管選擇“一長一短”兩個單根套管，較長的單根接鉆頭，使套管接箍位于該跨套管中部位置，這樣可避免套管接箍提前接觸井壁并提高防斜打直的效果。

圖1 兩種鉆具組合防斜打直能力對比分析

圖2 穩(wěn)定器位置與防斜打直效果

2.3 穩(wěn)定器直徑與防斜打直技術(shù)研究

圖3 穩(wěn)定器直徑與防斜打直效果

2.4 套管壁厚與防斜打直技術(shù)研究

第1跨套管柱壁厚對單穩(wěn)定器鐘擺鉆具組合的防斜打直效果的影響見圖4。從中可看出，增大第1跨套管柱的剛度和重量，均有利于提高井斜控制效果。對于244.5 mm的井眼和177.8 mm套管，根據(jù)計算，第1跨套管應(yīng)采用11.51～13.72 mm的厚壁，這有助于增加鐘擺力，提高直井井斜控制效果。

圖4 套管壁厚與防斜打直效果

2.5 鉆壓與防斜打直技術(shù)研究

鉆壓對單穩(wěn)定器鐘擺鉆具的防斜打直效果的影響見圖5，從中可看出，鉆壓對井斜趨勢角影響較大。鉆壓較小時（50 kN以內(nèi)），井斜趨勢角小于0，且當絕對值較大時，防斜打直效果較好；鉆壓較大時（大于50 kN），井斜趨勢角略小于0，防斜打直效果的較差。根據(jù)研究結(jié)果，考慮套管鉆井實際情況，推薦鉆壓不超過30 kN；這樣能明顯提高單穩(wěn)定器鐘擺鉆具組合的防斜打直效果。

圖5 鉆壓與防斜打直效果

3 實際應(yīng)用及分析

2011年，河南油田完成了Y8305井、Y8306井、Y8401井和Y8403井的稠油淺井套管鉆井試驗。采用單行程套管鉆井技術(shù)和無穩(wěn)定器鉆具組合方式，完鉆井深550～600 m。

4口井的井斜角和方位角隨井深變化情況見圖6，從中可看出，各井的中下部井段，井斜角達到了3°～4°，井底水平位移在12～16 m之間，井斜控制效果不夠理想，與前文的無穩(wěn)定器鉆具組合的防斜打直分析是一致的。

由圖6還可看出，4口試驗井的中下部井段的方位角基本上都在210°～300°范圍內(nèi)，井斜角隨井深變化規(guī)律也比較接近，說明試驗井所在區(qū)塊的地層造斜能力較強。

圖6 試驗井井身質(zhì)量控制效果

4 結(jié)論與認識

（1）對于套管鉆井來說，無穩(wěn)定器鉆具組合的防斜打直能力比較弱，建議研制套管鉆井防斜專用穩(wěn)定器，采用單穩(wěn)定器鐘擺組合來提高套管鉆井井斜控制效果。

（2）河南油田稠油淺井套管鉆井試驗區(qū)塊地層造斜能力較強，建議采用單穩(wěn)定器鐘擺鉆具組合，且第1跨套管采用厚壁套管，使用小鉆壓來提高直井井斜控制效果。

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［8］管志川，史玉才，夏焱.底部鉆具組合運動狀態(tài)及鉆進趨勢評價方法研究［J］.石油鉆探技術(shù)，2005，33（5）：24－27.

［9］史玉才，管志川，夏焱.以井斜趨勢角為指標優(yōu)化防斜鉆具設(shè)計［J］.石油鉆探技術(shù)，2004，32（5）：30－33.

編輯：劉洪樹

TE21

A

1673－8217（2012）03－0091－03

2011－12－05；改回日期：2012－03－21

張宇，高級工程師，1970年生，1994年畢業(yè)于西南石油學院鉆井工程專業(yè)，現(xiàn)主要從事鉆井科研與管理工作。

中國石油化工股份有限公司科技項目“河南油田稠油淺井套管鉆井技術(shù)研究”（PO6O66）部分成果。