在风城重油作业区SAGD井下套管技术的研究应用.doc

风城重油作业区SAGD井下套管技术的研究与应用
李绪民1，张智君1
1， 新疆贝肯能源工程股份有限公司钻井公司
作者简介：李绪民，男，（1964.8-），江苏沛县人，1987年毕业于新疆石油学校钻井工程专业，2003年获北京石油大学石油工程专业学士学位，曾任井队技术员、工程师、队长，现在贝肯能源工程股份有限公司从事钻井工程管理工作。手机：[phone] EMIL:lxm2928@ 地址：新疆克拉玛依白碱滩区门户路91号 贝肯钻井公司

摘要：由于SAGD是大位移水平井，在风城重油作业区SAGD井施工过程中，大段水平井筒在油层中，超稠油极易进入井筒内，会大幅度地增加额外摩阻，因此，造成下技术套管和油层套管的遇阻、下不动、加压下套管以及拔套管的现象，费工费时。通过对下套管过程的摩阻计算，并对产生额外的摩阻因素进行分析以及在现场进行试验总结，采取改善钻井液性能、添加润滑剂、使用加重装置等，降低摩阻效果明显，而且大幅度缩短了下套（尾）管作业时间，降低了成本费用。
关键词：摩阻、下套（尾）管、SAGD、水平井、大位移井
Abstract：computation of friction about casing on the heavy oil borefild, Fengcheng oil field , analyses of factor causing extra friction, the extra friction increases greatly with heavy oil leaking into the well.
Controlling with parameters of drilling fluid, smoothing lubricant on pipes, with heavy BHA selection, the casing time has been shortened, and the friction has been declined.
Keywords: friction、casing、SAGD、horizontal well（HW）、extended reach well。

1、概述
1.1 区块概况
新疆风城重油区SAGD试验井主要目的层齐古组，顶部埋深220-250m, 水平段介于300- 500m 之间。为满足后期稠油热采井筒下入双管的需要, 须在311.2mm 井眼内下入244.5mm技术套管；完井在约215.9mm井眼内下入177. 8mm筛管，悬挂于技术套管内。浅层SAGD 水平井垂深浅、井眼曲率高, 244. 5mm 套管刚性大、弯曲变形后会产生较大的摩阻, 给造成大尺寸套管下入作业带来很大的困难。
该区的参数见表1。

表1 风重32井区参数
油藏顶深(m)
170～180
水平渗透率(D)
2～5
油层厚度(m)
25～30
脱气粘度(104mPa.s)
2.85(50℃)
油藏压力(Mpa)
2.0
含油饱和度(％)
67
孔隙度(％)
30
水平井垂深
190～220
垂向渗透率(D)
0.74

1.2 大位移井下套管的影响因素
大位移井是指测深大于等于真实垂深2倍的井，或者水平位移与垂深之比大于等于2的井【1】。风城重油作业区SAGD试验区稠油井一般前者数值在2.77-3.61，后者值在2.10-2.95之间，属于超大位移井。对于大位移井，影响下套管的3个因素为最大下套管重量、摩擦引起的重量损失、力学重量损失。其中前两个因归根结底是摩阻引起的。因此，克服摩阻是该试验区下套（尾）管技术的关键。
2 摩阻分析
2.1 浅层SAGD水平井摩阻计算
针对浅层SAGD井，一般假设井壁为刚性，不考虑弹性形变；管柱计算单元体截面积均匀一致，线密度相等；将扶正器与井壁间视为铰链支撑；井眼曲率为常数【2,3】。杨明合等根据此假设，以及单元体的受力情况，建立力平衡和变形条件，导出了摩阻计算模型【4】。
通过计算并绘图，得到该区一组典型SAGD试验井的摩阻与大钩载荷关系曲线图，图1、2采油水平井（P井）的管柱下入情况。注汽水平井（I井）管柱下入摩阻、钩载与采油水平井情况类似。

图1 采油水平井（P井）技术套管下入钩载与摩阻变化图

图2 采油水平井（P井）油层尾管下入钩载与摩阻变化图
下技术套管过程中的摩阻为：P井为36.17KN，I井为28.58KN；大钩载荷P井为74.82KN，I井为79.56。下油层尾管过程中的摩阻为：P井228.95KN，I井为189.61KN；大钩载荷P井为17.31KN，I井为64.13KN。
2.2 原油粘度对摩阻的影响
该区块属于超稠油区块，原油粘度高达28500mPa.s（50℃）以上。该区块浅层水平渗透率很高，这就导致了难以流动的超稠油会随着钻进过程而流入井眼中。随着地层中溢入井眼的油越来越多，井内的流体粘度不断升高，导致井眼下部（水平段）流体产生的摩阻越来越大。粘度与摩阻存在一定关系，即：

式中Ti是在i点的轴向拉力；Ki是在该点的常数；为井钻井液密度；为粘度，它是时间T的函数。在井下任何一点流体粘度都是随时间和钻井液密度而变化的。总体上讲，粘度是随着时间T的增加逐渐增大。
3 减小摩阻在传统下套（尾）管技术中的应用
下套(尾)管技术有很多种方法：传统方法是利用游车或大钩的自重向井下推动套（尾）管；挪威技术研究所研制的下套管工具是利用加压原理将套管一步步地送入井底，此技术是传统方法的延伸套管漂浮技术是则是减小套（尾）管与井壁的接触面积，从而使摩阻变小；TAM公司研制的套管循环头工具是在下套管的同时循环钻井液以减小摩阻的方法，也可降低卡钻几率；美国K.W.NELSON公司研制的套管调节器，用以安装在套管内的几个位置上，相当于滑动接头或者钻进震击器； Dismukes公司的专利技术——井下钻井马达来清除套（尾）管前面的障碍；此外还有旋转管柱来消除由于摩擦力引起的正旋屈曲、螺旋屈曲以及自锁现象，如在下尾管时可采用特殊旋转悬挂器等【5,6,7】。
新疆贝肯能源工程股份有限公司在风城重油作业区钻超大位移SAGD试验井时，通过摸索和总结，改善钻井液性能，增添润滑剂，结合旋转管柱技术，得出一套在该区快速下套（尾）管技术。
3.1 钻井液性能的控制
进入油层前，设计钻井液性能为：密度在1.12—1.18g/cm3，漏斗粘度为60-80s，塑性粘度20-40mPa.s，摩阻系数≤0.1，泥饼直径≤0.5mm。
在不超过地破压力的情况下，将钻井液性能控制如下：密度提高至1.45-1.5g/cm3，漏斗粘度控制在50-60s之间，泥饼小于0.13mm。
这样，高密度可以抑制高粘原油流入井眼，可大幅度降低下套管摩阻；中偏低等的粘度可以控制摩阻系数在设计范围内；小泥饼直径可以保证尾管（筛管）筛网畅通，不至于因形成泥饼过大而将筛管堵塞，在管内形成气柱，造成管外流体压力大于管内压力，从而形成负压差，增大摩阻。
3.2 增加管外的润滑性
为减小原油流入井眼导致粘度升高而产生的额外摩阻，将套（尾）管外壁涂上乳化剂兼润滑剂“S”，形成一层润滑剂保护层，减小井眼高粘度流体与管壁的接触面积，最终减小摩阻。
3.3 加压
该区块筛管悬挂于技术套管内，贝肯公司采用传统的下入作业方式，在下入筛管后接加重钻杆，最后在直井段接若干根钻铤下送筛管，用增大管柱质量的方法来克服摩阻。
用加压装置辅助直接下套（尾）管，需要1.8天的时间。上述3种情况结合起来，舍弃加压装置辅助下套管模式，下管柱的时间缩短至3-5小时；相比之下，后者更为可取。
4 结论与建议
1）风城重油作业区超稠油SAGD浅层试验区水平井垂深浅、直井段短、井眼曲率高，套（尾）管刚性大，弯曲变形后会产生很大的摩阻，且高粘原油溢入井眼，造成下管柱作业十分困难。
2）摩阻的影响因素有很多，计算的摩阻很高，用传统加压装置下套管费工费时，已经不能满足下套（尾）管作业需求。
3）控制好钻井液性能、防止稠油溢出、加涂润滑剂，可大幅度降低下套管摩阻，配合加重钻具，取消了加压装置下送管柱，时效很明显。
4）套（尾）管入井时应尽可能使井眼轨迹平滑，保障通井质量，以确保井眼通畅，结合加重钻具，以保证管柱顺利入井。

[参考文献]
【1】 宋秀英，赵庆，姚军等。大位移井下套管技术[J].钻采工艺，2000.23（4）：15-19.
【2】 廖华林，丁岗。大位移井套管柱摩阻模型的建立及应用[J].石油大学学报（自然科学版），2002,26（1）：29-31
【3】 Johan S C A.Friesen D B . Dowson R. Torque and drag in directional wells prediction and measurement [J]. SPE 11380,1983.
【4】 杨明合，王朝飞，张文波等。浅层稠油SAGD水平井大直径套管摩阻分析[J]。石油天然气学报，2010.32（6）：106-108.
【5】 张庆豫，张绍先，郑殿富等。旋转尾管固井工艺技术现状[J]。钻采工艺，2007,30（4）：35-37.
【6】 马兰荣。用于大斜度井及水平井的特殊尾管悬挂装置[J]。石油机械，1999，（2）：35-37.
【7】 New tool improves ability to run casing in long sections of highangle bore holes[C].IADC/SPE21920