埕海油田大位移井摩阻、扭矩分析
郑磊1泰建民1胡毅1张雨1
（1 中石油渤海钻探工程技术研究院天津大港 300280）
摘要
埕海油田位于黄骅坳陷北侧的海域部分。受地面条件限制，以平台或人工岛进行海油陆采开发，所钻井有较多的大位移水平井。目前已完成大位移井22口。为了保障埕海油田勘探开发向更深更远推进，进行了减少摩阻、降低扭矩的研究。根据不同工况，计算出对应的摩阻、扭矩指导钻井。完成相应井段后采集实测数据，对计算结果进行拟合，得到更为精确的计算方法。有效地指导了现场施工。
关键词
埕海油田大位移水平井摩阻扭矩
埕海油田主要利用平台和人工岛开发，目的层：明化镇组、馆陶组、沙河街组。其中明化镇组油藏埋藏深度仅1000 m左右，地层成岩性差，油层较薄。为了保证大位移井井眼轨迹光滑，准确中靶，造斜点一般选在100m左右，设计造斜段全角变化率2.4°/30m，航稳角82°～86°。在大位移井施工过程中，随着测深的增加，管柱与井壁之间的摩擦力限制了水平位移进一步延伸。在高水垂比井段，钻柱与井壁之间摩阻大，钻压传递困难，当管柱在井内旋转时产生的摩阻扭矩会削减传递到钻头上的扭矩，甚至会超过钻杆或驱动系统的扭矩极限，造成钻具、驱动系统损坏或引起井下复杂事故。在下套管过程中，过大的摩擦力会导致套管下不到预定井深。其中，庄海8Nm-H3井钻井最大扭矩达58 kN?m，顶驱多次蹩停。所以进行摩阻扭矩分析是保证大位移井的实施必不可少的步骤。
图1 埕海油田典型大位移井井身结构图
现有的摩阻扭矩计算模型主要有3种：软模型、硬模型和有限元模型。埕海油田大位移井摩阻扭矩分析及下套管优选计算中采用软模型，并考虑钻井液流变性带来的摩阻(钻井液流变性对计算结果影响较大，钻井液性能直接制约大位移井位移的延伸)。
软模型计算过程简单，计算方法可靠。软模型假设钻柱类似于一个软绳，管柱变形曲线与井眼曲线一致。这种假设与实际情况有很大误差，但由于采用了反算摩阻系数的方法，这一误差被包含进了可变的摩阻系数之中。反算的摩阻预测是根据实际的井眼轨迹、钻具组合、钻井液性能、作业方式，记录钻具在不同的井深载荷数据和扭矩值，反算出裸眼段和套管内的摩阻系数，预测摩阻扭矩。通过对不同工况下计算的载荷及扭矩与现场实测数据对比分析，可以得出一个较小的摩阻系数范围，使埕海油田大位移井的摩阻扭矩预测符合实际情况。将井眼中的钻柱看成软绳，看似不可理解，但对4000m～5500m的
钻柱来说，只要井眼光滑，没有局部的严重狗腿，这种简化是合理的。根据现场施工中实际摩阻的拟合情况，其摩阻扭矩预测结果是可接受的。
一、大位移井钻柱摩阻扭矩分析
1.摩阻扭矩预测
摩阻预测是指根据设计的井眼轨迹、钻井液性能情况，在理想的井眼状况条件下采用估计的摩阻因数预测摩阻，并通过大钩载荷数据作为载体进行说明。
（1）钻具组合优化
钻具在井下工作时，同时受到多种力的共同作用。因受作业场地、邻井防碰和地质目标的限制，埕海油田大位移井在垂深80m～200m便进行造斜和扭方位等定向工作，造成钻具局部的应力积聚。应力的大小则直接影响摩阻系数，从而影响摩阻扭矩。
在钻具组合中加入钻铤能有效提高钻压，但是会导致造斜段钻柱应力积聚，摩阻迅速增加，大钩载荷变为负值，无法再向更深井段钻进；同时，扭矩也大幅度增加，增加了施工的难度。
图2 庄海8Nm-H6井滑动钻进载荷分析
图3 庄海8Nm-H6井钻进扭矩分析
根据分析结果，在大斜度井段使用刚性大、重量大的钻具会造成托压，扭矩增大，导致钻具发生屈曲。在直井段和造斜段使用重量大的钻具会影响造斜段钻压的传递，引起钻具弯曲。大位移井钻井过程中应尽量简化钻具，避免使用钻铤和加重钻杆。
因此优化钻具组合：钻头+导向钻具+MWD+非磁抗压缩钻杆+Φ139.7mm钻杆若干。使用具有一定刚性，能满足钻压传递和排量需求的Φ139.7mm钻杆代替钻铤和加重钻杆。现场施工中，在载荷急剧降
低的井段加入减摩减扭工具，避免钻具损坏，降低摩阻和扭矩，以利于井眼轨迹的延伸和控制。
（2）钻井方式优化
摩阻的产生阻碍井下管柱轴向压力的传递。同时由于扭矩的存在，井下管柱轴向压力沿轴向由小到大变化时,在整个管柱上就会存在着稳定段、正弦屈曲段和螺旋屈曲段。
由于井眼直径比钻具的直径大，钻具长度达到一定的限度后，当载荷超过屈曲临界载荷时，就发生钻具锁死。在大钻压和较高转速的作用下钻柱屈曲程度会更厉害。对大位移井钻井过程中不同工况载荷进行分析，确定钻井方式，保证钻压的有效传递和井眼轨迹的延伸。
图4 庄海8Es-H5井滑动钻进工况及旋转钻进载荷图
从分析结果可以看出，钻至3500m后钻具在滑动钻进中，大钩载荷小于理论发生螺旋弯曲的最小大钩载荷，钻具发生螺旋弯曲；而在钻具发生正弦弯曲前300m～500m钻具在滑动钻进中已经发生正弦弯曲。实钻中必须采用旋转钻进方式钻进才能顺利调整井眼轨迹，钻至预定深度。
2.扭矩拟合
图5 庄海8Ng-H1井预测扭矩与实测扭矩对比图
动态摩阻系数的不确定性与地层岩性、轨迹变化、相关钻井参数及泥浆体系有着密切的关系，不同的参数对应着不同的摩阻系数。
核实现场数据，采用实钻数据反推摩阻系数，得出更符合实际的摩阻系数。由于地层的复杂性和不同井型摩阻系数也不尽相同，所以针对埕海油田大位移井的扭矩拟合结果仅适用于该区域。
在现场短距离预测载荷及扭矩，可帮助现场判断是否发生卡钻。在钻井施工时应及时推算井眼摩阻系数，为井眼润滑和清洁提供参考依据，为下部井眼的钻进提供指导。
二、大位移井套管下入分析
1.狗腿角对套管下入的影响
图6 庄海8Nm-H6井狗腿角变化图
图7 庄海8Nm-H6井下套管载荷图
图8 庄海8Nm-H3井狗腿角变化图
图9 庄海8Nm-H3井下套管载荷图
庄海8Nm-H3井全井最大狗腿角4.51deg/30m，而庄海8Nm-H6井上部井段则有一测点狗腿角达到9.48deg/30m。在相同的钻井液体系、钻井液密度、井眼清洁条件、套管类型、相同摩阻系数条件下，对两口井二开套管下入载荷进行分析。在井深2500m时，庄海8Nm-H3套管下入载荷为93.5kN，庄海8Nm-H6套管下入载荷为60.2kN。
经过多次实际下套管证实，在下入井段狗腿角大于4.5°/30m时，会使套管下入过程中有明显的遇阻表现，使下入载荷减少，增加管柱下入难度。因此，在大位移井钻井过程中应严格控制全角变化率不偏离设计值，以保证后续完井及修井作业的顺利进行。
2.漂浮下套管载荷分析
图10 庄海8Nm-H3井漂浮下套管载荷图
图注：图中为选择不同摩阻系数套管计算下入载荷，绿色曲线为实际下入载荷。
埕海油田大位移水平井使用了漂浮下套管技术。随着空气段的不断增加，浮力的作用使得套管需要下压才能顺利下入井筒中，庄海8Nm-H3井在套管空气段达到2797m时钩载为210kN，下压载荷达到3040kN，达到了设计优选的空气段长度，接漂浮接箍，开始边灌泥浆边下套管，在与上层套管重合段加刚性滚轮扶正器，以达到减小管内摩阻的效果。实际下套管载荷在加上滚轮扶正器后，并没有出现预测中的下部拐点，而是继续增加载荷至500kN，使套管顺利下入。
3.套管下入措施研究
埕海油田大位移井因稳斜段长，技术套管下入深度在3100m~4800m，为了减少套管下入的摩阻力，保证技术套管顺利下入：施工中严格控制井眼轨迹与设计轨迹相吻合，减少过大的狗腿角形成；下套管前采用倒划眼方式起钻消除岩屑床，确保井眼清洁；提高钻井液的防塌性及润滑性；合理安放减摩工具。
通过分析套管下入过程中的侧向正压力分布情况，在应力集中的井段优选滚轮扶正器安放位置。有效的发挥滚轮扶正器的作用。
图11 庄海8Nm-H3井侧向正压力分布图
庄海8Nm-H3井在400m~1400m侧向正压力大较大，在该井段每根套管安放一个滚轮扶正器，实现把套管间的面接触改为线接触，使套管居中的同时减小了正压力和摩阻。
三、结论
1.现场实施效果
在埕海大位移井钻完井过程中：克服了浅造斜，软地层成岩性差，稳斜段长，带来的摩阻扭矩问题，精确控制井眼轨迹，准确中靶；套管下入顺利；钻完井施工进度均比预计时间提前。目前完成大位移水平井22口。
庄海8Nm-H3井完钻井深4729 m，水垂比3.92，水平位移4196m。二开的Φ244.5mm套管顺利下入至窗口，其中下入过程中井斜为85.47 裸眼稳斜段长达3812m，而整个Φ244.5mm套管的顺利下入只用了26h。
庄海8Es-H5井完钻井深5536 m，水垂比3.15，水平位移4842m二开Φ244.5mm套管下深4870m。
2.总结
（1）通过载荷和扭矩分析，优化钻具结构，在载荷急剧降低的井段加入减摩减扭工具，可有效降低大位移井施工难度。
（2）对大位移井钻井过程中不同工况载荷进行分析，确定钻井方式，保证钻压的有效传递。
（3）拟合摩阻系数，更好预测下部井段扭矩。
（4）在大位移井钻井过程中严格控制全角变化率不偏离设计值，是保证后续完井及修井作业顺利进行的关键。
（5）通过漂浮下套管，合理安放减摩装置，保证大位移井套管顺利下入。
（6）大位移井的成功，依赖于充分的准备及计算。精确地预测可能出现的情况，并制定针对性措施，在施工中精准地控制各项参数。
参考文献
论文：{1}秦永和，付胜利.大位移井摩阻扭矩力学分析新模型.天然气工业，2006
论文： {2}张武辇,张明江.西江24-3-A14大位移井244.5mm套管固井技术.中国海上油气工程，1998 论文：{3}董德仁，泰建民.大位移井钻井摩阻预测及井眼轨道优选.石油钻采工艺，2005
附：第一作者简介
郑磊，1985年生，2008年毕业于中国石油大学（华东），获学士学位，渤海钻探工程技术研究院助理工程师，从事大位移水平井设计工作。通信地址：天津市大港油田渤海钻探工程院北院区，邮编：300280，电话：022-********。