學探1井非常規下套管技術

任永利，湯鵬，閔鵬，鄢家宇，王衛陽

中國石油塔里木油田分公司 安全環保與工程監督中心（新疆 庫爾勒841000）

0 引言

學探1井原設計采用塔標Ⅰ四開井身結構，二開實鉆過程中在石炭系卡拉沙依組5 284～5 375 m鉆遇純鹽段90 m，該區塊已鉆井情況表明，該區鹽層蠕變性強[1-2]。加之本井上部二疊系發育火山巖，地層破碎，當量漏失安全密度窗口窄，易發生惡性漏失，導致鹽層段鉆進不能建立合理鉆井液密度，更加劇了本井鹽層蠕變[3]。

為保障電測、下套管順利進行，參照該區塊已有做法，對鹽層段進行擴眼[4]。擴眼期間先后發生擴眼器頂部活塞接頭公扣斷裂、擴眼器脫扣事故，后續進行2次回填側鉆后嘗試將塔標Ⅰ四開井身結構更改為塔標Ⅱ四開井身結構，即將原244.47 mm（9?″）+273.05 mm（10?″）（封鹽）套管變更為全井段下273.05 mm（10?″）（鹽上）套管。變更后，面臨套管浮重更大，井架載荷余量不足、環空間隙小，大套管剛度增大，套管下入困難、二疊系當量漏失安全密度窗口窄（0.05），下套管期間極易造成惡性漏失等諸多難點。

通過調研發現，塔里木盆地乃至陸上石油天然氣工程領域鮮有將273.05 mm（10?″）有接箍套管下入311.15 mm（12?″）井眼內的做法，面對微間隙下套管面臨的諸多技術難題，工程技術人員創新實踐，綜合形成非常規下套管技術，豐富了塔里木現場施工工藝，為后續放大井身結構下非常規套管提供了可行方案。

1 學探1井側鉆井身軌跡控制方案

學探1井是部署在塔里木盆地北部坳陷阿滿過渡帶輪南-古城坡折帶的一口風險探井，根據臨井鉆探情況及地震層位分析，預測學探1井地層自上而下依次為新生界第四系、新近系、古近系，中生界白堊系、侏羅系、三疊系，上古生界二疊系、石炭系、泥盆系，下古生界志留系塔塔埃爾塔格組、柯坪塔格組。

原設計一開339.725 mm（13?″）套管下到1 500 m，二開244.47 mm（9?″）+273.05 mm（10?″）（封鹽）下至5 415 m。井身結構變更后，二開全井段下273.05 mm（10?″）（鹽上）套管。

1.1 側鉆井眼井身軌跡先期控制

對273.1 mm套管（外徑：273.1 mm，內徑：250.69 mm，管材屈服強度861 MPa，螺紋連接強度7 533.4 kN，管材承受的有效軸向力200 kN）的通過曲率進行校核，利用API、IADC及某高校的3種計算方式[5-6]計算的管材允許通過曲率分別是9.92°/30 m、19.44°/30 m和28.76°/30 m。可以看出，API計算結果最為保守，273.05 mm（10?″）薄壁套管的允許通過曲率為9.92°/30 m。因此，側鉆狗腿度需適當控制在9.92°/30 m以內。

1.2 側鉆井眼井身軌跡控制方法

1.2.1 優選增斜鉆具組合

增斜鉆具組合：Φ311.2 mm牙輪鉆頭+Φ21 6 mm直螺桿（630×630）+2.75°彎接頭（631×630）+轉換接頭（631×NC560）+Φ203 mm定向接頭（NC561×NC560）+Φ203 mm無磁鉆鋌（NC561×NC560）+Φ 203 mm螺旋鉆鋌（5根）+轉換接頭+Φ149.2 mm加重鉆桿（30根）+Φ149.2 mm鉆桿。

使用2.75°彎接頭+直螺桿側鉆，嚴格控時鉆進，確保一次性側鉆成功，并保持允許套管通過的合理井眼曲率鉆進，側鉆20 m后根據返出地層巖屑情況決定起鉆更換穩斜、降斜鉆具組合。

1.2.2 優選穩斜、降斜鉆具組合

穩斜、降斜鉆具組合：311.2 mm復合鉆頭+Φ216 mm單彎螺桿（1.5°）（630×630）+轉換接頭（631×NC560）+Φ203 mm定 向 接 頭（NC561×NC560）+Φ203 mm無磁鉆鋌（NC561×NC560）+轉換接頭+Φ149.2 mm加重鉆桿（45根）+Φ149.2 mm鉆桿。

使用1.5°單彎螺桿進行穩斜、降斜鉆進，監測好井底參數，確保側鉆狗腿度嚴格控制在9.92°/30 m以內的同時，保持中心距在5 m以上，實現防碰目的，為后續微間隙下套管打下良好的井身軌跡條件。

1.2.3 側鉆井身軌跡控制結果

通過優選增斜、穩斜、降斜側鉆鉆具組合，側鉆井眼狗腿度最大值為2.9°/30 m，成功控制在273.05 mm（10?″）薄壁套管的允許通過曲率9.92°/30m以內。

2 微擴眼通井技術

下套管前通常采用多種通井鉆具組合進行通井劃眼作業，主要是為了修整井壁，以保證套管順利下入到設計井深。鑒于本井井身結構調整后，273.05 mm（10?″）有接箍套管下入過程中理論單邊最小間隙只有6 mm，且套管浮重達到7 000 m鉆機極限載荷，過程中“只能下放，不能上提”，現場通過對比論證，決定引入微擴眼通井技術+優化常規通井鉆具組合相結合的方式對井壁進行修整。施工次序為：修窗+雙扶通井+微擴眼+三扶通井，其中，最為關鍵的就是微擴眼鉆具組合優化及微擴眼施工參數優選[7-8]。

2.1 微擴眼鉆具組合優化

因考慮使用鉆柱型擴眼器（偏心擴眼器）進行擴眼作業，通過調研文獻，從保證井下安全和順利下入273.1 mm套管的角度，鉆柱式擴眼器BHA組合從兩個方面考慮：①鉆柱型擴眼器在鉆具組合中所處的位置需盡量避免中性點，防止滑扣脫扣現象；②鉆柱型擴眼器所處位置需要保持一定的剛度，防止離心作用過大產生橫向擺動，造成鉆具疲勞。

綜合以上兩個方面，擬優化鉆后擴眼鉆具組合。同時，針對BHA第一跨長度和第二跨長度進行優化分析，從與實鉆井眼相擬合的角度推薦跨梁柱長度，實現平穩鉆后擴眼的目的。

2.1.1 第一跨梁柱長度

設定第一跨梁柱的長度（鉆頭至偏心擴眼器長度）按照2 m間隔由3 m增加至9 m，對鉆具組合的穩斜能力進行分析。鉆壓按照3 t施加，計算結果如圖1所示。

圖1 井斜角隨第一跨梁柱長度變化趨勢

通過圖1可以看出：隨著第一跨梁柱長度的增加（由3 m短鉆鋌（SDC）增加至9 m長度鉆鋌DC），井斜趨勢的變化逐漸由降斜向增斜轉變。3 m短鉆鋌井斜處于降斜趨勢，5 m短鉆鋌長度井斜角穩定較好，7 m和9 m鉆鋌井斜變化波動較大。因此，第一跨梁柱使用5 m短鉆鋌能夠實現平穩擴眼的目的。

2.1.2 第二跨梁柱長度

設定第二跨梁柱的長度（偏心擴眼器至上扶正器長度）按照3 m間隔由9 m增加至18 m，對鉆具組合的穩斜能力進行分析。鉆壓按照3 t施加，第一跨梁柱使用5 m短鉆鋌，計算結果如圖2所示。

圖2 井斜角隨第二跨梁柱長度變化趨勢

通過圖2可以看出：隨著第二跨梁柱長度的增加（由9 m增加至18 m），井斜趨勢的變化逐漸由穩斜向增斜轉變。9 m長度的鉆鋌能夠實現穩斜的目的。因此，第二跨梁柱使用9 m長度鉆鋌能夠實現平穩擴眼的目的。

因此，從學探1井二開整體井斜變化不大的角度考慮，推薦使用如下微擴眼鉆具組合：311.15 mm（12?″）PDC+203.2 mm(8″)DC×5 m+偏心擴眼器+203.2 mm(8″)DC×1根+Φ308 mm扶正器+8″DC×12根+NC56公×520+149.225 mm（5?″）HWDP×15根+149.225 mm（5?″）DP。

2.2 微擴眼參數優選

2.2.1 鉆壓優選

1）1 t鉆壓。1 t鉆壓條件下，中性點在鉆頭以上7.41 m的位置，如果領眼鉆頭吃上鉆壓，鉆柱型擴眼器的位置在5～6 m，再加上鉆壓波動，擴眼器可能同時受力，造成更大的扭矩波動。

2）2 t鉆壓。2 t鉆壓條件下，中性點在鉆頭以上12.79 m的位置，即使領眼鉆頭吃上鉆壓，鉆柱型擴眼器的位置在5～6 m，可以避免鉆壓波動造成的擴眼器受力，形成同時受力，造成更大的扭矩波動。

3）3 t鉆壓。3 t鉆壓條件下，中性點在鉆頭以上18.29 m的位置，中性點更加遠離鉆柱型擴眼器，可能產生的扭矩波動更小。

綜上，鉆壓參數方面，根據現場扭矩設定，推薦使用2～3 t的擴眼鉆壓配合，同時避免1 t及以下的鉆壓。

2.2.2 轉速優選

1）應力組成。如圖3所示，從應力組成的角度看：隨著轉速的增加，軸向、彎曲、扭轉應力都處于逐漸增加的狀態。但彎曲應力由于臨界轉速影響，在40 r/min、70 r/min、100 r/min達到共振轉速，應力劇增，因此，需避開使用這些共振轉速點。推薦低轉速20～30 r/min，高轉速50～60 r/min。

圖3 應力組成隨轉速的變化趨勢

2）扭轉相位。如圖4所示，通過對不同轉速條件下的扭轉相位變化看，當轉速大于60 r/min后，扭轉相位角將快速增加。因此，在擴眼過程中，需避免使用60 r/min以上的轉速。

圖4 扭轉相位隨轉速的變化趨勢

因此，轉速參數推薦使用20～30 r/min的小轉速和50～60 r/min的高轉速，避免使用60 r/min以上的轉速。

3 下井架大噸位承載安全余量分析

學探1井由ZJ70D鉆機承鉆，該鉆機在塔里木盆地連續作業多年，且整個二開中完作業期間立根盒擺滿鉆具，因此務必對井架底座載荷及提升能力進行復核[9]，準確計算套管合理掏空長度及甩鉆具噸位（表1）。

表1 井架承載安全余量分析關鍵數據

由表1可知，井架底座安全載荷余量=底座安全載荷-套管浮重-鉆具總重=-56.65 t，即下套管前需甩56.65 t鉆具才能保障井架安全。此外，為防止后續下套管作業過程中若遇復雜情況，由于井架提升能力受限“只能下放，不能上提”的被動局面出現，宜按照掏空800 m下套管。

4 大噸位下套管過程控制

學探1井二開使用1.40 g/cm3鉆井液密度平穩鉆穿二疊系，中完處理事故期間，為抑制鹽層蠕變速率逐步提密度至1.45 g/cm3時發生井漏失返，后降密度至1.40 g/cm3不漏，結合臨井實鉆資料，判斷本井二疊系漏失當量密度為1.45 g/cm3，漏失安全密度窗口僅有0.05。因此，微間隙下套管應綜合考慮泥漿靜液柱壓力及激動壓力[10]的影響。

通過分析，首先分段降密度至1.36 g/cm3，其次通過設定鉤速，以確定每根套管下放時間[11]，實現對下套管期間產生的激動壓力的精細過程控制。從100 m至5 282 m（井底）分別截取500 m一個點進行展示，見表2。

表2 下套管期間激動壓力精細控制表

5 結論

1）優選側鉆鉆具組合、監測好井底參數能實現對側鉆井眼井身軌跡的先期控制，保證實鉆井眼曲率滿足套管允許通過曲率要求，為套管的順利下入打下良好的井筒條件。

2）合理優化微擴眼鉆具組合中偏心擴眼器距離鉆頭及上扶正器的位置，配合最優鉆壓和轉速，有效地實現了平穩鉆后擴眼的目的。

3）準確計算需甩鉆具噸位，合理設計下套管掏空長度，減少了底座載荷，增加了鉆機提升能力，增加了下套管時的安全系數。

4）通過分段降密度結合對套管下放速度的精細控制，實現了動態下套管過程中泥漿靜液柱壓力+激動壓力不超過二疊系漏失當量密度的目標，避免了下套管過程中二疊系漏失風險。

5）學探1井非常規下套管技術的成功運用，為油田后續放大井身結構下非常規套管提供了實踐路徑，為安全順利完井打下了基礎。