李绪民 张智君

摘 要：本文对下套管过程的摩阻进行计算，并对额外产生的摩阻因素进行分析，通过现场试验、实践进行总结，采取改善钻井液性能、添加润滑剂、使用加重装置等，降低和减少摩阻效果明显，而且大幅度缩短了下套（尾）管作业时间和劳动强度，降低了成本费用。

关键词：摩阻；下套（尾）管；水平井；大位移井

中图分类号：TE243 文献标识码：A

1概述

1.1 区块概况

新疆风城重油区水平井的主要目的层是在齐古层，顶部埋深在220m～250m之间，水平段在300m～500m之间。因此，为了满足后期稠油热采井筒下双管的需要，要在311m左右的井眼内下入244.5mm的技术套管。完井在215.9mm井眼内下入177.8mm筛管，并悬挂在技术套管内。浅层水平井垂深浅、井眼曲率高，但因244.5mm套管刚性大，弯曲变形后会产生较大的扭力，摩擦力也会逐渐增大，给接下来的大尺寸套管下入作业带来较大的阻力和困难。

1.2 大位移井下套管的影响因素

大位移井是指真实井垂深度大于测探的深度，大概有2倍的差距，或者差距大于2倍。风城重油作业区水平井区的稠油井的指测深度数值一般在2.77～3.61，而真实的垂深在2.10～2.95，这种情况属于超大位移井。影响大位移井下套管的3个因素一般指下套管的最大重量、摩擦引起的重量损失以及力学重量损失。根据产生这种现象的原因，又可分为摩擦和压力两种，而摩擦又是最主要的原因，因此，克服摩擦产生的阻力应该是进行作业时相关技术的关键。

2 摩阻分析

2.1 浅层水平井摩阻计算

杨明合在假设浅层水平井的井壁为刚性，即不考虑其弹性形变；管柱计算单元体截面积均匀，线密度相等；视扶正器和井壁间为铰链支撑；并认为井眼曲率为常数的情况下，结合单元体的受力情况，建立了力平衡和变形条件并建立了摩阻计算模型。

式中T表示轴向拉力，M表示套管单元两端的内弯距，用W表示套管在钻井液中的浮重，以L表示每跨套管柱的长度，用μ表示摩擦系数，为井斜角，rad；为第i跨套管所在井段全角变化率，rad；和分别为第i跨套管所在井段平均井斜角和平均井斜方位角，rad。符号“±”表示在下放管柱时取“-” 、上提时取“+” ；“/”表示扶正器上端或套管下端；“∥”表示扶正器下端或套管上端；下角标R、P分别表示R和P平面，X、Y分别表示X和Y方向。

通过计算和绘图，得到了该区的一组典型水平井的摩擦阻力与大钩载荷关系的曲线图，发现，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。

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

这一区块属于超稠油区块，原油的粘稠度已经高达28500mPa.s（50℃）以上。同时，该区块浅层水平渗透率较高，因此，难以流动的超稠油将会在钻井的过程中随之流到井眼中。随着地层中溢入井眼的油的不断堆积，导致井内流体的粘度不断的增加，产生的摩擦阻力也越来越大。因此，粘度和摩擦阻力存在一定的因果关系：式中Ti是在i点的轴向拉力；Ki表示在该点的一个常数；表示钻井液密度；为粘度，表示时间T的函数。由此可见，在井下的任何一点流体粘度都在随着时间和钻井液密度的变化而变化。总体来说，粘度是随着时间的增加在不断的增大的。

3 减小摩阻在传统下套（尾）管技术中的应用

下套（尾）管技术有很多方面，最基本的传统方法是利用油车或者大钩的自重将套（尾）管推入井内；挪威技术研究所将这种传统的技术进行了延伸，即运用加压原理将套管送入井底；还有一种技术是利用套管的漂浮减少套（尾）管与井壁的接触面积，从而降低摩擦阻力；另外，TAM公司研制了套管循环头工具，促使钻井液的循环，减少摩擦阻力，同时降低了卡钻的几率。美国的K.W.NELSON公司研制了套管调节器，安装在套管内的相应位置，起到滑动接头或钻进震击器的作用。Dismukes公司的专利技术——井下钻井马达，可以用来清除套（尾）管前面的障碍。除此之外，还有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水平井时，通过改善钻井液的性能，增添的润滑剂，同时结合旋转管柱技术，总结除了一套在该区快速下套（尾）管的技术。

4 结论与建议

（1）因超稠油浅层作业区的井垂深浅、直井段短，井眼率较高，且其套（尾）管刚性大，在弯曲变形后很容易产生较大的摩擦阻力，在高稠原油溢入井眼的情况下，下管柱作业变的十分困难。

（2）产生摩擦阻力的原因有很多，在摩擦阻力较高的情况下，用传统的加压装置下套管时将会费工费时，且不能很好的满足下套（尾）管作业的需求。

（3）对钻井液的性能进行良好的控制，防止稠油溢出以及润滑剂的加除，可以大幅度的降低下套管的摩擦阻力，如果配合加重钻具，取消将加压装置下送管柱，效果将会更加的明显。

（4）在套（尾）管入井时应尽可能的保证井眼轨迹的平滑，对通井质量进行相应的保障，同时结合加重钻具，保证管柱能够顺利的入井。

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（04）：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（01）：29-31.