套管鉆井技術在大慶油田的研究與應用

李 兵，楊決算，劉玉民，陳紹云，孫 妍，方 牧

（1.中國石油大慶鉆探工程公司鉆井工程技術研究院，黑龍江大慶 163413；2.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300000）

減少鉆井–關井對產量的影響是保障大慶油田“控遞減、增產量”的重要途徑，本文根據大慶油田開發特點，在不停注條件下，層間壓差大，井底壓力預測難度大。通過精細地層壓力劃分、地層壓力預測、井深結構優化、控壓固井改善等方法，形成了一系列套管鉆完井配套技術，驗證了零散更新井控壓套管鉆完井技術的可行性軟件的適用性，提高了調整井鉆完井技術能力水平，可確保油田整體開采效果。

1 套管鉆井適應性和難點分析

套管鉆井是指在鉆進過程中，用套管代替鉆桿對鉆頭施加扭矩和鉆壓，向井下傳遞機械能量和水力能量來實現鉆頭旋轉與鉆進。井下鉆具組合接在套管柱下面邊鉆進邊下套管，完鉆后起到鉆柱作用的套管留在井內起完井作用[1–7]。與常規鉆桿鉆井技術相比，套管鉆井具有鉆進時間縮短、井下事故降低、井控狀況改善等優勢，可保持起下鉆時泥漿的連續循環，改善水力參數，改善環空上返速度和清洗井筒狀況等。

套管鉆井技術的實施還存在一些困難，在套管鉆井過程中，套管在交變載荷條件下，套管柱同時受到軸向荷載及旋轉帶來的扭矩荷載的作用，其受力狀況與套管柱在非旋轉情況下的受力狀況有較大的差異[8–12]，如何確保套管的抗扭、密封和連接性能是套管鉆井在鉆具強度設計過程中急需解決的問題。

2 套管鉆井技術及應用效果

針對套管鉆井時存在的問題，進行室內實驗與數值模擬研究。通過數值模擬軟件建立套管鉆井的有限元模型，并利用該軟件的模態分析模塊對套管鉆井中套管柱軸向力、套管柱摩阻扭矩、螺旋屈曲受力進行分析計算。計算結果可為減少鉆井摩阻、減少管柱屈曲提供依據，能提高套管螺紋的可靠性及套管的壽命。

2.1 套管柱強度實驗及數值模擬

2.1.1 套管強度實驗

實驗采用NZW–3000型管柱拉壓扭實驗機，如圖1所示。設備配套測控軟件適用于電液伺服壓扭實驗機對材料進行拉伸、壓縮、扭轉等各種實驗或組合實驗。設備主要用于金屬和非金屬的拉伸實驗，本次測實中為套管提供上、卸扣扭矩及軸向拉伸和徑向扭轉載荷。實驗所用套管為實際鉆井所用，長度5 m，外徑φ139.7 mm，壁厚9.17 mm，鋼級P110，得到不同拉力、扭矩情況下套管本體的楊氏模量可為計算提供依據。

圖1 管柱拉壓扭（左）、套管本體拉扭（右）實驗

分別在不同拉力和扭矩的作用下測試4組套管本體拉力–變形關系，記錄拉力為300 kN，扭矩為3 000 N·m時拉力、扭矩和變形情況。

從表1和表2可以知，在拉伸和扭轉聯合作用下套管柱本體螺紋連接件的平均彈性模量分別為267 580 MPa和225 867 MPa。

表1 套管本體彈性模量

表2 套管螺紋連接件楊氏模量

在不同拉力和扭矩的作用下進行7組實驗測試套管螺紋連接件的拉力–變形關系，記錄拉力為200 kN，扭矩為3 000 N·m時拉力、扭矩和變形情況。

2.1.2 螺紋連接承載能力分析和密封性能力模擬

建立有限元模型并設置邊界條件，套管鉆井管柱中心點處，套管管柱受拉壓交變載荷，在往復性軸向載荷作用下套管螺紋疲勞嚴重，容易發生疲勞斷裂。由于中心點位置靠近井底，其軸向力波動大，計算精確度較低，這里近似將井底鉆壓的最大軸向力作為邊界條件，即在正負軸向鉆壓值和穩定扭矩共同作用下進行分析，獲得其疲勞壽命（圖2）。

圖2 70 kN往復載荷、10 kN·m扭矩下套管螺紋計算結果

以高132井為參考對象，設定鉆壓為70 kN，扭矩為7 kN·m，分5個水平的不同鉆壓和不同扭矩下進行研究，共計10次。表3為偏梯型螺紋軸向往復數值模型統計。

表3 中心點處偏梯型螺紋軸向往復數值模型工況統計

分析固定扭矩、不同軸向壓力循環載荷下的套管螺紋疲勞壽命，得出關系曲線如圖3。從計算結果的關系曲線可以看出，螺紋處的疲勞壽命隨著壓縮載荷的增大而下降，且下降趨勢隨之增大。疲勞位置發生在公母螺紋的端部和尾部，且母螺紋的壽命低于公螺紋。將扭矩 轉換成系數等效到鉆壓 上，滿足關系：Y=8×106×（F+14.3M）-0.44，即可求得不同鉆壓扭矩下的螺紋疲勞壽命。

圖3 100 kN往復載荷及7 N·m扭矩下套管螺紋疲勞壽命

2.1.3 套管鉆井管串力學分析軟件介紹

根據上述實驗數據與數值模擬結果編制套管鉆井管串力學分析軟件平臺，使其能夠實現對套管鉆井管串多種力的計算校核。

借助軟件開發平臺，采用GUI可視化技術，根據B/S開發模式，構建了良好的用戶界面，輸入輸出直觀，操作靈活方便。該系統主要包括套管鉆井套管柱軸向力分析、套管鉆井旋轉扭矩計算、套管鉆井套管柱屈曲行為分析等計算模塊。以套管鉆井管柱力學分析模塊為例，包括直井、定向井套管柱軸向載荷計算兩部分。在軟件中選擇“套管鉆井套管柱軸向力分析”后，可選擇系統數據庫中已存在的基礎api等數據，若系統中沒有想用數據則可根據現場時間工況自行輸入相應參數進行數據修正。每個子菜單中可實現套管鉆井管柱軸向力、外擠壓力以及內壓力的計算，并結合三軸應力強度校核方法，分別計算管柱三軸抗壓、抗擠以及三軸的抗內壓強度，據此得到各處管柱的安全系數，并自動修正校核危險點的最小安全系數，將其與套管許用安全系數進行對比，從而判斷套管鉆井管串設計選擇的合理性，并通過導出圖表報告等形式進行輸出（圖4）。

圖4 套管柱軸向力分析

2.2 壓力竄槽采取精細壓力預測之外的工程措施

套管鉆井在不停注條件下，層間壓差顯著增大，地層壓力預測難度大。通過精細地層壓力劃分、地層壓力預測、優化井深結構，提高固井質量的方法，形成了一系列套管鉆完井配套技術，實現了套管鉆井技術安全完井。

在鉆前壓力預測方面，繪制了精細的地層孔隙壓力、破裂壓力梯度曲線，為鉆井液密度的確定提供了理論依據。針對地層壓力存在的不確定性，采用漸進式優化方法。第一口井設計為三層井身結構[13–16]，通過第一口實驗井，對地層壓力的影響有了一定的認識。第二口實驗井二開采用常規鉆桿鉆進至薩一頂769 m，然后采用控壓套管鉆井工藝鉆至設計井深完鉆，縮短建井周期約5.25 d。

針對固井質量差這一問題開展不同密度的加重沖洗隔離液體系研究，給出不同密度重晶石最優配比范圍，穩定性小于0.02 g/cm3。以加重沖洗隔離液體系室內評價為基礎，開展高密度水泥漿體系的穩定和強度等評價，實驗設計沖洗液、水泥漿等漿體結構，形成控壓固井技術措施。

2.3 實鉆效果

對高124–更30井及高132–更33井成功地進行了零散更新井控壓套管鉆完井實驗，其中高124–更30井套管鉆進井段機械鉆速10.06 m/h，鉆進周期14.31 d，建井周期8.88 d；高124–更33井套管鉆進井段機械鉆速24.84 m/h，鉆進周期7.75 d，建井周期6.50 d。

鉆井費用從第一口實驗井的288.77萬元減到第二實驗口井的249.25萬元。高124–更30井周圍450 m共涉及注水井74口，正常鉆井–關井影響注水量15×104m3，影響產油量709 t；高132–更33井周圍450 m共涉及注水井95口，正常鉆井–關井影響注水量20×104m3，影響產油量910 t。

3 結論

（1）采用GUI可視化技術，構建了套管鉆井管串力學分析軟件。能夠處理實際工程設計中的多種復雜問題。

（2）零散更新井控壓套管鉆完井技術有效可行，控壓套管鉆完井管柱、工具、技術參數及裝備滿足鉆井要求，達到了一次性成井的目標。

（3）在高124–更30井和高132–更33井、北3–342–更P51井的套管鉆井結果表明，扣除非生產時間因素，建井周期縮短了2.38 d。