稠油浅井套管钻井防斜打直技术探讨

张 宇，吴义发，秦雪峰，张远军，史玉才，刘梦飞

（1.中国石化河南油田分公司石油工程技术研究院，河南南阳，473132；2.中国石化河南石油勘探局钻井工程公司；3.中国石油大学（华东）石油工程学院；4.中国石油大学（北京）石油工程学院）

稠油浅井套管钻井防斜打直技术探讨

张 宇1，吴义发2，秦雪峰1，张远军2，史玉才3，刘梦飞4

（1.中国石化河南油田分公司石油工程技术研究院，河南南阳，473132；2.中国石化河南石油勘探局钻井工程公司；3.中国石油大学（华东）石油工程学院；4.中国石油大学（北京）石油工程学院）

由于套管钻井工艺的特殊性，防斜钻具组合设计和井眼轨迹监测均有一定的局限性。结合河南油田套管钻井实际情况，应用模拟计算分析方法，研究了稠油浅井套管钻井防斜打直技术，给出了防斜钻具组合设计及钻进参数优选方案。根据理论计算分析结果及现场实践，建议研制套管钻井防斜专用稳定器，采用单稳定器钟摆组合来提高套管钻井直井井斜控制技术水平。

套管钻井；井斜控制；钻具组合；钻进参数；稠油浅井

鉴于合理应用套管钻井技术有助于降低钻井成本和钻井风险［1－2］的优点，国外公司已研发出较成熟的套管钻井系统，国内也有多家石油院校和油田开展了套管钻井技术研究和实践［3－7］。由于套管钻井工艺的特殊性，下部钻具组合多采用无稳定器钻具组合（类似光钻铤组合），且不能用测斜仪测量或监测井的轨迹（陀螺测斜仪费用高、效率低），造成套管钻井防斜打直工程效率低、效果差。这些已成为套管钻井工程急待解决的技术难题。为此河南油田专门开展了稠油浅井套管钻井技术研究和实践，探讨防斜钻具组合设计及钻进参数优选方案实施的可行性。

1 模拟计算方法及条件

参照文献［8］推荐的纵横弯曲连续梁法，建立了油田套管钻井钻具组合力学模型，并利用“井斜趋势角”指标，综合评价防斜打直效果（建模和求解过程略去），进而优化套管钻井防斜钻具组合设计和钻进参数。

根据河南油田稠油浅井套管钻井实际情况，模拟计算条件为：①单稳定器钟摆钻具组合：244.5 mm牙轮钻头（或241.3 mmPDC钻头）＋177.8 mm套管（壁厚9.19 mm）＋240 mm稳定器＋177.8 mm套管（壁厚9.19 mm）；②套管参数：外径177.8 mm，壁厚8.05～13.72 mm；③井眼条件：斜直井眼，井斜角为3.0°；④钻进参数：钻压在10.0～80.0kN，转速在60～90 r／min之间；⑤钻井液密度为1.10 g／cm3；⑥其他条件：钻头各向异性指数为0.3，井眼扩大率为0。

2 套管钻井防斜打直技术研究［8－9］

2.1 钻具组合类型与防斜打直技术分析

套管钻井的下部钻具组合多采用无稳定器钻具组合（类似光钻铤组合），该组合与单稳定器钻具组合的防斜打直技术对比分析见图1，从中可看出，当钻压大于20 kN后，无稳定器钻具组合已基本上没有纠斜能力，鉴于此，重点开展单稳定器钟摆钻具组合的防斜打直技术研究。此外，由图1还可看出，由于套管柱的重量和刚度均小于同尺寸（外径相同）的钻铤，使得套管钻井时钟摆力和井斜趋势角均较小，无论是无稳定器钻具组合还是单稳定器钟摆钻具组合，其防斜打直能力均十分有限。因此，必要的时候，必须牺牲钻井速度，采用小钻压吊打来控制井斜。

2.2 稳定器位置与防斜打直技术研究

稳定器的安放位置是单稳定器钟摆钻具组合设计的关键。在稳定器直径为240 mm，钻压为30 kN，稳定器安放位置对防斜打直效果的影响见图2。从中可看出，稳定器位置对井斜趋势角影响较大，只有稳定器与钻头距离超过某个值（约为12.0m）后，井斜趋势角才小于0，钻具组合才有纠斜能力，且适当加长第1跨套管的长度，才有利于提高纠斜能力。根据上述研究结果，选取第1跨177.8 mm套管的长度为18.0m，且将稳定器与钻头的距离控制在16.0～20.0m。建议第1跨套管选择“一长一短”两个单根套管，较长的单根接钻头，使套管接箍位于该跨套管中部位置，这样可避免套管接箍提前接触井壁并提高防斜打直的效果。

图1 两种钻具组合防斜打直能力对比分析

图2 稳定器位置与防斜打直效果

2.3 稳定器直径与防斜打直技术研究

图3 稳定器直径与防斜打直效果

2.4 套管壁厚与防斜打直技术研究

第1跨套管柱壁厚对单稳定器钟摆钻具组合的防斜打直效果的影响见图4。从中可看出，增大第1跨套管柱的刚度和重量，均有利于提高井斜控制效果。对于244.5 mm的井眼和177.8 mm套管，根据计算，第1跨套管应采用11.51～13.72 mm的厚壁，这有助于增加钟摆力，提高直井井斜控制效果。

图4 套管壁厚与防斜打直效果

2.5 钻压与防斜打直技术研究

钻压对单稳定器钟摆钻具的防斜打直效果的影响见图5，从中可看出，钻压对井斜趋势角影响较大。钻压较小时（50 kN以内），井斜趋势角小于0，且当绝对值较大时，防斜打直效果较好；钻压较大时（大于50 kN），井斜趋势角略小于0，防斜打直效果的较差。根据研究结果，考虑套管钻井实际情况，推荐钻压不超过30 kN；这样能明显提高单稳定器钟摆钻具组合的防斜打直效果。

图5 钻压与防斜打直效果

3 实际应用及分析

2011年，河南油田完成了Y8305井、Y8306井、Y8401井和Y8403井的稠油浅井套管钻井试验。采用单行程套管钻井技术和无稳定器钻具组合方式，完钻井深550～600 m。

4口井的井斜角和方位角随井深变化情况见图6，从中可看出，各井的中下部井段，井斜角达到了3°～4°，井底水平位移在12～16 m之间，井斜控制效果不够理想，与前文的无稳定器钻具组合的防斜打直分析是一致的。

由图6还可看出，4口试验井的中下部井段的方位角基本上都在210°～300°范围内，井斜角随井深变化规律也比较接近，说明试验井所在区块的地层造斜能力较强。

图6 试验井井身质量控制效果

4 结论与认识

（1）对于套管钻井来说，无稳定器钻具组合的防斜打直能力比较弱，建议研制套管钻井防斜专用稳定器，采用单稳定器钟摆组合来提高套管钻井井斜控制效果。

（2）河南油田稠油浅井套管钻井试验区块地层造斜能力较强，建议采用单稳定器钟摆钻具组合，且第1跨套管采用厚壁套管，使用小钻压来提高直井井斜控制效果。

［1］王俊芳，曹鸿斌，孙朝林.国外套管钻井技术综述［J］.断块油气田，2001，8（6）：67－68.

［2］宋金初，孙坤忠，蔡清.套管钻井新工艺［J］.断块油气田，2004，11（5）：77－79.

［3］Tommv M.Warren.Casing drilling application design considerations［J］.SPE59179，2000.

［4］Skinazi E.Development of a casing／drilling system improves the drilling process［J］.SPE62780，2000.

［5］魏春禺，张宇，李海庆.稠油浅井套管钻井技术研究［J］.石油地质与工程，2009，23（2）：85－87.

［6］袁建强，魏春禺，孙中伟.套管钻井技术在楼31927井的应用［J］.钻采工艺，2010，33（3）：117－119.

［7］何树山.套管钻井技术研究与试验［J］.钻采工艺，2005，28（6）：7－9.

［8］管志川，史玉才，夏焱.底部钻具组合运动状态及钻进趋势评价方法研究［J］.石油钻探技术，2005，33（5）：24－27.

［9］史玉才，管志川，夏焱.以井斜趋势角为指标优化防斜钻具设计［J］.石油钻探技术，2004，32（5）：30－33.

编辑：刘洪树

TE21

A

1673－8217（2012）03－0091－03

2011－12－05；改回日期：2012－03－21

张宇，高级工程师，1970年生，1994年毕业于西南石油学院钻井工程专业，现主要从事钻井科研与管理工作。

中国石油化工股份有限公司科技项目“河南油田稠油浅井套管钻井技术研究”（PO6O66）部分成果。