漂浮下套管工藝在長水平段水平井的應用

摘 要：隨著“水平井+大型體積壓裂”開發方式的日漸成熟，各油田水平井占比逐年增大，水平段長度也屢創新高。部分平臺水平井為三維井身結構，造斜段增斜并調整方位，導致下套管摩阻進一步增大，套管安全下入風險不斷增加。漂浮下套管工藝具有獨特的技術優勢，能夠解決長水平段摩阻大、套管無法下入的難題，使油氣田作業高效、安全而經濟。本文介紹了漂浮下套管工藝特點和配套工具，以夏HW93XX井為例分析了長水平段水平井下套管難點，制定了漂浮下套管工藝措施，并在現場成功應用，為后期同類井套管安全下入積累了經驗。

關鍵詞：水平井；長水平段；漂浮下套管

中圖分類號：TE 256" " 文獻標志碼：A

新疆油田某油藏地質構造復雜，儲層物性差，埋深普遍為1600m～1900m，屬于低孔、低滲和低壓的復雜斷塊油藏。為了保證開采效益，主要采用“水平井＋大型體積壓裂”的開發思路，目前部署的水平井水平段越來越長，位垂比逐漸增大，導致下套管摩擦阻力增大，套管安全下入風險不斷增加，制約后期開發方案實施，影響預期投產效果。本文應用了漂浮下套管工藝措施，使套管安全下入，為后期同類井積累了經驗，并促進水平井水平段長度的進一步延伸。

1 漂浮下套管工藝簡介

漂浮下套管技術主要應用于水平井或大位移井，該技術利用套管漂浮裝置，在下部套管內將一定的低密度鉆井液或者氣體進行密封，降低下部套管自重，減少套管在井眼中所受的支撐力，從而減少套管在下入過程中與井壁的摩擦阻力，相對增加井口載荷，提高套管下入的安全性和通過性，以達到使套管安全下入的目的。理論和作業實踐也充分證明，采用漂浮下套管工藝可以有效降低水平段套管的摩阻，為長水平段水平井或者大位移井套管串的安全順利下入提供技術保障。

1.1 漂浮下套管工藝的技術優勢

與常規下套管相比，漂浮下套管工藝的技術優勢如下所示。1） 減少摩阻。在套管串中加入漂浮裝置，并在漂浮裝置與套管鞋間封閉空氣或低密度鉆井液，使其產生一定浮力，可以顯著減少套管下入過程中與井壁的摩阻，使套管在下放過程中更順暢，降低了作業難度和風險。2） 提高作業效率。由于漂浮下套管工藝能夠減少摩阻，因此套管下入速度更快，作業周期更短，對提高油氣田勘探開發效率具有重要意義。3） 保護井筒完整性。減少摩阻可以減少對井筒的磨損和破壞，有助于保護井筒的完整性，并延長井筒的使用壽命。4） 適應復雜井況。漂浮下套管工藝具有較強的適應性，能夠應用于各種復雜井況，例如大位移水平井、上翹井等，使油氣田作業在復雜地質條件下更靈活、高效。

1.2 配套工具

1.2.1 漂浮接箍

漂浮接箍是漂浮下套管工藝的核心附件，其作用是隔離套管串中高、低密度流體，承受上部套管串內的液柱壓力，在下套管過程中降低下部套管重力，降低摩阻，增加井口載荷，有利于水平段或大斜度段套管的順利下入。漂浮接箍主要由接箍外筒、破裂盤、“O”形密封圈3個部分構成，如圖1所示。外筒由上、下端的套管螺紋與管柱相連，使用與套管相同的材料。破裂盤采用耐高溫、高壓的“炸裂型無堿鋁硅酸鹽玻璃”盲板，能夠整體瞬間爆破，不產生小空洞，不留任何殘體，真正實現全通徑開啟，不影響膠塞碰壓。同時破裂盤破碎后碎屑小（最大值6mm，最小值3mm）、無強度，不影響泵送，不堵塞浮箍、浮鞋循環孔。套管下至預定深度后，井口憋壓打開破裂盤便可進行后續循環固井作業，打開壓力等于漂浮接箍額定工作壓力與漂浮接箍上部套管內液柱壓力之差。

1.2.2 高反向旋轉盲板引鞋

高反向旋轉盲板引鞋主要由導向頭和高反向承壓接頭組成，導向頭可旋轉，頂部為錐形偏心結構，能夠自動微幅調整下入角度，經過旋轉能夠越過臺階，顯著提高套管的通過性。同時帶有3個旁通孔，循環過程中流體螺旋上升，固井過程中能夠提高頂替效率。高反向承壓接頭內部為鋁質盲板，采用“大小頭”結構，正向打開壓力僅為2.0MPa～2.5MPa，反方向承壓為100MPa以上，可保證下套管過程中的反向密封和掏空段套管的“漂浮”。本體帶有6個側孔，能夠防止下套管過程中井壁泥餅和沉砂堵塞引鞋。

1.3 臨界阻力角計算

臨界阻力角是井內套管與井壁摩擦系數的函數[1]，受力分析如圖2所示。臨界阻力角θ的計算過程分別如公式（1）、公式（2）所示。

Wcosθ=μsinθ （1）

θ=arctan（1/μ） （2）

式中：W為套管重力，Ｎ；θ為臨界阻力角，（°）；μ為套管與裸眼段的摩擦系數。

當μ取0.35時，計算可得臨界阻力角為70.70°，即當井斜角＞70.70°時，套管下入摩阻大于套管重力產生的下滑力，因此水平井中水平段越長，套管下入越困難。臨界阻力角以下的套管柱質量越大，井口載荷越小。因此在臨界阻力角以下安放漂浮接箍，能夠降低下部套管串的重力和套管下入的摩擦阻力，保障套管下入的安全性。

1.4 套管下入安全系數計算

套管漂浮長度的確定是漂浮下套管工藝的關鍵。套管漂浮長度主要以井眼軌跡數據、套管參數、鉆井液體系和性能以及井眼質量（集中反映為套管和裸眼間的摩擦系數）等資料為依據，通過計算來確定。要判斷套管能否順利下入，需要確定井眼的實際摩阻因數，再由摩阻因數確定下套管剩余大鉤載荷。下套管過程中，由于套管外徑和鋼級比鉆具大，套管扶正器會增加套管的剛性強度，所以實際的摩阻系數要比通井工況的摩阻系數大，普遍取值為0.05～0.10[2]。

本文利用臨界阻力角和軟件模擬來設計漂浮段長，并采用試算法計算出套管漂浮段內容積和漂浮段質量，再通過受力分析計算下放過程中的摩擦阻力減少量、套管靜載荷減少量和套管靜載荷，從而計算出下放摩阻和下放過程中的的井口載荷。安全系數=下放載荷/井口靜載荷×100%。根據國、內外大量大位移井的經驗，要想保證套管順利下入，就要使下放載荷大于靜載荷的30%。

2 夏HW93XX井基本情況

2.1 井身結構和井眼軌跡

夏HW93XX井為二開井，其井身結構見表1。

夏HW93XX井完鉆井深3780m，造斜點1240m，A點1780m（垂深1581.63m，井斜角89.35°），B點3780m（垂深1909.04m，井斜角77.00°），水平段長2000m。水平段井斜調整頻繁，軌跡不夠平滑，最大井斜90.37°/1855.17m，井底水平位移2263.39m，位垂比1.19。同時該井為三維井，1240.00m～1780.00m增斜并同時調整方位，狗腿度最大7.61°/1474.06m，偏移距143.49m。

2.2 鉆井液性能

夏HW93XX井采用鉀鈣基聚胺鉆井液體系，實際鉆井液性能見表2。

2.3 下套管難點分析

偏移距和較大的位垂比不利于軸向力傳遞。該井增斜并同時調整方位，會產生偏移距，導致側向力增加，管柱與井壁大面積接觸，影響軸向力的向下傳遞，不利于套管下行。同時位垂比為1.19，隨著套管在水平段不斷延伸，在大井斜角和長裸眼段的井眼中，套管自身的居中能力較差，由于自身懸重，因此套管容易貼近井眼底邊，造成下套管摩阻增幅較大，后期上部套管質量可能不足以克服摩阻，進而導致套管無法下至井底。

常規下套管易發生阻卡。大井斜角和長裸眼段井眼摩阻普遍較大，使下套管剩余鉤載變小，因此套管柱軸向分力不足以克服正壓力產生的摩擦力，在不規則水平段極易形成支點，發生套管屈曲，甚至導致自鎖，影響軸向力向下部管柱有效傳遞，從而發生阻卡現象。

3 漂浮下套管工藝措施應用

3.1 摩阻系數優選

根據夏HW93XX井完鉆通井過程中的實測下放鉤載，對通井工況的摩阻系數進行模擬反演。由模擬結果可知，通井下鉆過程中的裸眼段摩阻系數為0.39～0.44，考慮該井實鉆井眼軌跡和通井情況，建議該井下套管摩阻系數模擬參數為套管內摩阻系數0.20，裸眼段摩阻系數0.40～0.55。

3.2 常規下套管模擬

夏HW93XX井完鉆井深3780m，最大垂深1909.04m，水平段長2000m，套管下深預計3780m。采用常規下套管工藝，鉤載模擬數據見表3。

模擬結果顯示，當上層套管摩阻系數取0.20且裸眼摩阻系數≥0.40時，常規下套管均會出現正弦、螺旋屈曲現象，套管會發生螺旋失穩，導致軸向力難以向下部管柱有效傳遞。隨著裸眼段摩阻系數增加，發生螺旋屈曲的井段逐漸加長，套管基于自身質量下至井底的風險進一步增大；當裸眼摩阻系數為0.45時，自由下放套管至井底后基本無鉤載余量；當裸眼摩阻系數＞0.45時，套管難以在自身質量作用下順利下至井底。

3.3 漂浮下套管模擬

采用漂浮下套管工藝，根據軟件模擬和試算法確定夏HW93XX井漂浮節箍的最佳安放位置為1665m，即水平段掏空2115m。此時漂浮接箍垂深為1562.25m，鉆井液密度為1.27g/cm3，漂浮接箍上部靜液注壓力為19.5MPa。考慮下套管過程的激動壓力，安全壓力至少附加10MPa，因此采用單只承壓能力為35MPa的漂浮接箍。套管下至井底灌滿鉆井液后，井口憋壓15.5MPa即可打開漂浮接箍。下套管鉤載模擬數據見表4。

模擬結果顯示，當上層套管摩阻系數取0.20，裸眼摩阻系數≤0.46時，漂浮下套管只會發生正弦屈曲現象，基本不影響軸向力向下部套管傳遞；裸眼摩阻系數＞0.46時，漂浮下套管會發生正弦、螺旋屈曲現象，導致軸向力難以向下部管柱有效傳遞，但隨著裸眼段摩阻系數的增加，發生螺旋屈曲的井段增加幅度不大，套管不會發生死鎖，套管依靠自身質量下至井底的風險明顯降低；裸眼摩阻系數等于0.55時，自由下放套管至井底仍有104.5kN鉤載余量。

3.4 漂浮下套管施工要點

漂浮下套管施工要點如下所示。1） 下入漂浮段的套管串嚴禁灌漿，漂浮接箍入井后下入的每一根套管必須灌漿。2） 下套管操作平穩，將下放速度嚴格控制在0.2m/s以下，嚴禁猛剎、猛提和猛放，以免激動壓力過大，造成漂浮接箍破裂盤提前打開。3） 每15～20根套管灌滿鉆井液一次，觀察管內液面，校核理論灌漿量與實際灌漿量，保證漂浮接箍不會提前打開，進行上提、下放活動并記錄懸重，以測量摩阻，方便與軟件模擬數據進行比較。4） 套管到底后，先灌滿鉆井液，再安裝固井水泥頭，使用水泥車或鉆井泵小排量憋壓打開漂浮接箍，本井預計漂浮接箍打開壓力為15.5MPa（液柱壓力預計為19.5MPa）。5） 確認漂浮接箍打開后，小排量灌漿。第一次灌漿需要在不起泵壓的情況下灌漿12m3后停泵，打開水泥頭排氣管線旋塞閥進行排氣，觀察10min，確定套管內置換的空氣排完；第二次灌漿約12.5m3，至起壓后立即停泵，再次排氣，準確計量灌漿量，保證套管內灌滿鉆井液，空氣排完（打開漂浮接箍后累計需要灌入鉆井液24.5m3）。6） 灌注完成后觀察10min～15min，保證套管內沒有空氣，進而小排量憋通盲板引鞋并緩慢建立循環，梯次提升排量，直至滿足固井要求。7） 采用常規注水泥方式進行固井作業，在替漿過程中，膠塞通過漂浮接箍位置前，提前1m3將排量降至0.5m3/min，膠塞通過漂浮接箍后再提至正常排量，并關注替漿壓力變化。

3.5 應用效果

根據現場套管串實際情況，將漂浮接箍安放在1659.57m處，應用漂浮下套管工藝，用時23h將管串順利下至設計井深3779.64m處，全程未發生遇阻。漂浮接箍入井前不進行灌漿，以減輕水平段套管的懸重。漂浮接箍入井后連續灌漿，以增加套管井口鉤載。套管到底后灌滿鉆井液，井口第一次憋壓18.6MPa順利打開漂浮節箍，后分2次灌漿，填充掏空段套管并排氣，再次憋壓13.8MPa打開盲板引鞋，并順利建立循環。

根據下套管實際鉤載，進行下套管摩阻系數反演，實際鉤載反演摩阻與摩阻系數0.30曲線擬合度最高，可以判斷下套管過程中裸眼段摩阻系數為0.30，完鉆通井過程中的反演下鉆摩阻系數為0.39～0.44，摩阻系數偏高，表明漂浮下套管工藝能夠顯著降低水平井水平段的摩阻。

在固井作業替漿過程中，當膠塞通過漂浮接箍時，替漿壓力無明顯變化，表明漂浮接箍破裂盤破碎后在接箍內壁上無殘留，不影響膠塞下行。

4 結論

漂浮下套管工藝在夏HW93XX井應用成功，說明漂浮下套管技術能夠有效降低套管下入摩阻，降低水平井或大斜度井的套管下入風險，解決套管下入困難的問題，為同類型長水平段水平井套管的安全下入提供了經驗。

夏HW93XX井套管下入過程順利，全程未發生遇阻，水平段井口鉤載始終保持在45t～50t，表明使用漂浮下套管工藝可以改進套管串在井筒中的應力狀態，套管串未發生屈曲。并且夏HW93XX井水平段段長2000m，為夏子街井區最長水平段，說明較好的井眼軌跡和漂浮下套管工藝相互結合能夠促進水平井水平段長度的進一步延伸。

漂浮接箍安放位置是漂浮下套管技術的關鍵，需要結合現場實際情況，根據井身結構、井眼軌跡和鉆井液性能等參數，運用專業軟件模擬并采用試算法來確定最佳安放位置。

當應用漂浮下套管技術下套管時，漂浮接箍以下套管段充滿了空氣，假如中途遇阻，不能進行循環，就只能通過上提下放、反復活動的方式來嘗試通過，因此對井眼清潔工作要求較高。下套管作業前應將井內的巖屑循環清理干凈，建議在大斜度井段和水平井段泵入潤滑性較好的封閉漿，進一步降低套管下入過程中的摩阻。

盲板引鞋實際打開壓力為13.8MPa，設計打開壓力為2.5MPa，誤差+11.3MPa，實際打開壓力與理論值相差較大。分析認為長裸眼段環空沉砂、泥餅會堵塞引鞋盲板和水眼，造成盲板引鞋打開壓力過高。

漂浮下套管工藝雖然可以有效減輕水平段套管的浮重，降低水平段的套管摩阻，但是無法有效解決井底巖屑床堆積或井眼軌跡不平順造成的摩阻過大等問題，一旦遇阻，幾乎沒有處理手段，因此依然存在套管下不到底的風險。

參考文獻

[1]曾艷春.漂浮下套管技術[J].中國石油石化，2017（5）：101-102.

[2]劉春全，史海濤，梅宇光，等.大位移井套管可下入深度預測[J].石油礦場機械，2008，37（7）：58-61.