汪曦

摘 要：大位移井水平段下套管因為摩阻大、管串屈曲、套管弱抗扭性能等因素，在不使用特殊工具的情況下很難往下傳遞重量和扭矩，導致套管下入困難或無法下至預定位置。本文介紹了古巴兩口大位移井在長水平段通過摩阻分析、優(yōu)選無接箍套管、使用CRTi下套管工具和漂浮工藝成功下入了10 3/4”、9 5/8”和8 5/8”套管，總結(jié)了現(xiàn)場大位移井水平段下套管的一些經(jīng)驗做法。

關鍵詞：大位移井;下套管;摩阻分析;無節(jié)箍套管;CRTi;漂浮工藝

VDW-1009井和VDW-1008井是古巴國家石油公司（CUPET）在巴拉德羅油田西部布局的兩口難度極大的海油陸采大位移水平井，設計井深均在8000m以上，由長城鉆探GW91隊施工。VDW地區(qū)的大位移井具有垂深淺、裸眼水平段長、井身結(jié)構復雜等特點，制約著完井作業(yè)效率。通過摩阻分析、優(yōu)選套管、采用新工具和工藝，該地區(qū)逐漸摸索出了一套較為有效的大位移井下套管經(jīng)驗。

1 VDW-1009井施工工藝

VDW-1009井設計井深8000m，設計六開次，垂深、水平位移分別為1678m、7068.81m，水垂比4.2。該井共鉆2個分支，主井眼完鉆井深6891m，水平位移5933.79m，垂深1580.95m，最大井斜89.21°，方位346.13°，水垂比3.75;東分支完鉆井深6850m，進尺683m，水平位移5872.68m，垂深1553.54m，水垂比3.78;西分支完鉆井深7018m，進尺895m，水平位移6005.08m，垂深1607.43m，水平段長度5302m，水垂比3.73。

1.1 VDW-1009的8 1/2”井眼情況介紹

該井四開8 1/2”井眼使用水基鉆井液完鉆于6099m，完鉆密度1.60g/cm3。準備在3660m-6088m共2428m水平段下入K55-23# 7”尾管并掛于9 5/8”尾管內(nèi)。四開鉆進頂驅(qū)轉(zhuǎn)速保持80-90rpm，后期的旋轉(zhuǎn)扭矩高達48kNm。完鉆后起出旋轉(zhuǎn)導向BHA，更換為雙穩(wěn)定器通井BHA。劃眼到底短起下鉆1次然后起鉆下尾管。

1.2 第一次下入尾管工藝

7”尾管下完后使用920m5 1/2”鉆桿+1480m5 1/2”加重鉆桿+380m6 5/8”加重鉆桿+840m6 58/”鉆桿倒裝送入尾管。套管和送入鉆具在下人中受到重力、浮力、摩阻等作用產(chǎn)生較大的變形和彎曲應力，下鉆到5450m后依靠自重和配重鉆具、游動系統(tǒng)的重量無法再將尾管繼續(xù)送入，決定起出尾管重新通井。起出的上部66根尾管發(fā)生了屈曲。

分析下入過程中的懸重--下深關系可以看出：尾管下入初期雖然下速較慢，但提放懸重差值很小尾管正常下入;隨著尾管進入裸眼段提放懸重的振幅明顯增大，從4788m開始送入變得困難;送入后期提放懸重進一步增大，5393m后下放懸重只剩30t（游動系統(tǒng)和頂驅(qū)重量為44t），由于管柱屈曲無法再繼續(xù)下送尾管。

7”尾管無法下入與定向軌跡、鉆井液體系及潤滑性、井眼清潔程度、套管選型都有關系，但根本在于：①只進行了1次通井，通井沒有掌握全井眼情況;②由于摩阻大尾管和送入鉆柱在后期發(fā)生了螺旋屈曲，屈曲又反增了附加摩阻;③受限于使用的常規(guī)下套管工藝，下入過程不能轉(zhuǎn)動套管無法傳遞扭矩、減小摩阻;④長水平井段尾管和地層接觸面大，未采取有效方法降低摩阻。

1.3 第二次下入尾管工藝

起出尾管后進行了三次通井，根據(jù)第一次下尾管的實測懸重數(shù)據(jù)，擬合計算出尾管與裸眼段的摩擦系數(shù)為0.5-0.65。隨著送入鉆具的下入，在由5 1/2”鉆桿變?yōu)? 1/2”加重鉆桿、6 5/8”加重鉆桿的過程中下壓重量增大，鉆柱屈曲增大，對側(cè)壁的擠壓力增大;在不同時刻的同樣下深位置，隨著送入鉆具的增多側(cè)向力變大。在下尾管的過程中，尾管和送入鉆柱發(fā)生了明顯的屈曲。

根據(jù)分析結(jié)果現(xiàn)場決定使用29#P110和L80尾管，以平衡浮力和管柱屈曲的互相影響。同時采用全井漂?。杭聪挛补苋^程不灌漿，尾管順利下至6088m。

2 VDW-1008井施工概況

VDW-1008井設計井深8260m，設計六開次備用七開次，垂深1664m、水平位移7352m、水垂比4.42，為目前古巴設計最深、施工難度最大的一口井。

2.1 四開井眼下入無節(jié)箍套管工藝

為了保證后續(xù)施工選用了L80-51#的10 3/4”尾管，尾管本體與井壁理論間隙19mm。常規(guī)偏梯扣接箍外徑11 3/4”與井壁間隙僅6mm，存在下入困難、卡套管風險，所以優(yōu)選了瓦盧瑞克VAM SLIJ-II扣型的10 3/4”無節(jié)箍套管，準備下入2230m-4404m。

為了減小下入阻力、避免管柱屈曲采用了半漂浮工藝：環(huán)空為密度1.55g/cm3的鉆井液，管內(nèi)灌密度1.25g/cm3的輕鉆井液，下到底后替換出輕鉆井液。下尾管過程使用氣動卡盤配合扭矩記錄儀。

2.2 五開井眼下乳無節(jié)箍套管工藝

五開9 5/8”井眼使用油基泥漿完鉆于6063m，完鉆密度1.55 g/cm3。為確保完井作業(yè)順暢，裸眼段擴眼至10 1/8”。持續(xù)使用瓦盧瑞克VAM SLIJ-II扣型8 5/8”無節(jié)箍套管，配合使用CRTi下套管工具準備將尾管下在3624m-6063m。

3 總結(jié)

通過分析以上兩口大位移井水平段下套管的實例，在大位移井長水平段下套管要考慮到：①良好的井眼是套管能下入的首要條件，因軌跡不良、事故側(cè)鉆、井眼坍塌等因素造成的井眼復雜要通過有效的通井、調(diào)整鉆井液性能等措施加以改善，通井過程中詳細記錄扭矩、懸重、摩阻數(shù)據(jù)作為下套管參考;②根據(jù)該地區(qū)其他同類型井獲取套管與地層的摩阻系數(shù);③軟件計算下套管鉤載變化，確認套管最大可下入深度;④采取漂浮下套管技術能有效減小下部管柱的摩阻，比如充填氣體、輕質(zhì)襯套套管、選擇性漂浮裝置、漂浮接箍，漂浮長度和方式要以摩阻情況、裸眼段長度、井眼軌跡數(shù)據(jù)、套管參數(shù)、鉆井液體系和性能、頂驅(qū)質(zhì)量、管柱的屈曲情況等為依據(jù)，通過軟件模擬確認;⑤下尾管時在送入鉆具中增加鉆鋌和加重鉆桿數(shù)量，用增大整個入井管柱質(zhì)量的方法來克服摩阻是目前大位移井最后一層完井管柱常用的一種下入方法。但增加的數(shù)目要以計算的屈曲余量為限;⑥使用無節(jié)箍套管，如旋轉(zhuǎn)下套管優(yōu)選高抗扭性能的套管;⑦利用旋轉(zhuǎn)管柱的方法可以清除下入過程中由摩擦阻力引起的正弦和螺旋屈曲或更為嚴重的自鎖現(xiàn)象以降低摩阻，比如使用Swivel master、內(nèi)（外）卡式頂驅(qū)下套管裝置、接箍卡緊式頂驅(qū)下套管裝置、水力尾管釋放工具等。但要求套管必須具有高抗扭性能，送入工具必須與尾管柱容易脫開;⑧結(jié)合以上工具工藝，雙選甚至多選，能大幅提高大位移井套管下入成功率。

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