长水平段水平井机械水力延伸能力研究

2014-08-10任文希程纯勇聂秋露

石油化工应用 2014年5期

任文希，王煜，程纯勇，聂秋露，何谦

（1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 610500；2.新疆贝肯能源工程股份有限公司，新疆克拉玛依 834000；3.西南油气田公司工程技术监督中心，四川广汉 618300；4.中国石油川庆油建公司，四川成都 610041；5.辽河石油勘探局曙光工程技术处，辽宁盘锦 124010）

长水平段水平井技术可以有效提高低渗透致密油气藏、缝洞发育油气藏、薄层油气藏、稠油油藏等复杂油气藏的开发效果[1-2]。从增大储层接触程度和泄流面积的角度考虑，期望尽量增加储层段的井眼长度。然而，长水平段水平井作业过程中井下摩阻扭矩问题比较突出，难以持续有效钻进。同时，随着水平段井眼轨迹的延伸，循环压力损耗增加，井底流动压力增大，容易引起井漏等井下复杂情况。研究表明，水平井水平段的延伸能力受诸多因素制约，如钻井水力参数[3-4]、机械承载能力[5-6]、水平井产能[7]等。为此，综合分析了钻井水力参数和机械承载能力对水平段井眼轨迹延伸的影响，并提出了水平段井眼长度的确定方法，以保证钻井施工的顺利进行。

1 机械承载能力

钻井设备的机械承载能力指其各部分的额定工作载荷，这里主要研究钻井设备的最大钩载和顶驱的最大持续输出扭矩对水平段井眼轨迹延伸能力的限制，即井下摩阻扭矩的影响。为了保证长水平段的顺利作业，起下钻和滑动钻进过程中能够克服摩擦阻力保证钻具的上下运动。旋转钻进过程中顶驱扭矩应该克服所有阻力矩，并有效地传递至钻头处，即：

式中：Wr为最大钩载，MPa；Wmax为作业过程中大钩载荷的最大值，MPa；Tr为最大持续输出扭矩，MPa；Tmax为作业过程中最大阻力扭矩，MPa。

1.1 摩阻扭矩计算模型

对于井下摩阻扭矩的计算采用刚杆模型[8]：

式中：K 为井眼曲率，rad/m；Ka为井斜变化率，rad/m；KΦ为方位变化率，rad/m；Kf为浮力系数；qm为钻柱单位长度质量，N/m；N 为正压力，N；Nn为主法方上的均布接触立，N；Nb为副法向上的均布接触力，N；R 为钻柱的半径，m；Mb为钻柱微元段上的弯矩，N·m；α 为井斜角，rad；Φ 为方位角，rad；μa为滑动摩擦系数；μt为滚动摩擦系数；Mt为钻柱所受扭矩，N·m；dT 为钻柱微元段轴向力增量，N；T 为微元段上的轴向力，N。

2 钻井水力参数

水平段作业过程中，地层压力变化不大，而随着水平段的延伸，循环压力损耗不断增加，井底流动压力不断增大，极易出现井漏等井下复杂情况。此外，钻井泵具有额定泵压，作业过程中的总压力损耗必须小于额定泵压：

式中：pr钻井泵额定泵压，MPa；pb钻头压力降，MPa；pg为地面管汇的压力损耗，MPa；△pi为钻柱内的压力损耗，MPa；△pa环空压力损耗，MPa。

2.1 压力损耗计算模型

根据范宁-达西公式，钻柱内压力损耗计算模型为[9]：

式中：f 为摩阻系数；ρ 为钻井液密度，kg/m3；L 为钻柱长度，m；v 为钻柱内钻井液流速，m/s；ddi为钻柱内径，m。摩阻系数f 可以通过下式确定。层流摩阻系数：

紊流摩阻系数：

式中：He 为Hanks 准数；Re 为雷诺数；τ0为钻井液初切力，MPa；μp为钻井液塑性黏度，mPa·s。

环空内的压力损耗计算模型，层流状态下的环空压力损耗：

紊流状态下的环空压力损耗：

式中：dw为井径，m；ddo为钻柱外径，m；Qa钻井液排量，L/s。

考虑岩屑床的环空压力损耗经验公式[10]：

式中：dao为环空外径，m；dai为环空内径，m；H 为岩屑床高度，%；△pa0为无固相时的环空压力损耗，MPa；Va为混合物环空平均流速，m/s；S 为岩屑密度与钻井液密度之比；g 为重力加速度，m/s2。

3 实例计算与分析

X1 井实际井身结构（见表1），该井水平段钻进时的钻具组合为：Φ152.4 mm 钻头+Φ120 mm×1.25°高温螺杆+Ф120.7 mm 箭形止回阀×2 只+井下压力计短节+Φ89 mm 无磁抗压钻杆+MWD（高温）+Φ89 mm 钻杆（18°）×400 m+Φ89 mm 加重钻杆×300 m+Φ89 mm钻杆×900 m+配合接头+Φ127 mm 钻杆（18°）×若干+Ф165 mm 下旋塞×1 个。安全钻井液密度窗口为0.9～1.2 g/cm3，钻井设备的最大钩载为4 500 kN，顶驱的最大持续输出扭矩为50 kN·m。F-1600 钻井泵具有23.1，25.9，29.2，33.2，34.5 MPa5 个额定压力可供选择，本文选择额定压力25.9 MPa，额定排量44.97 L/s进行计算。计算过程假定岩屑床高度为3 %[11]。

表1 X1 井实际井身结构

3.1 机械承载能力的影响

在不同的水平段延伸长度下，采用不同的钻井液体系（见表2）计算水平段旋转钻进过程中井口扭矩，此处只讨论扭矩对水平段延伸能力的影响，其结果（见图1）。

表2 钻井液性能

图1 水平段极限延伸长度与扭矩的关系

从图1 中可以看出，随着水平井井眼轨迹的延伸，旋转钻进过程中所需的井口扭矩不断增大。此外，在顶驱最大持续输出扭矩为50 kN·m 的条件下，采用油基钻井液，可以实现5 000 m 长度水平段的施工，远高于水基钻井液条件下的3 500 m。因此，采用润滑性良好的油基钻井液，只需用较小的动力便可以转动钻具钻进，大幅度增加水平段进尺。同时，配备更大功率的顶驱设备，可以进一步增加水平段长度。

3.2 钻井水力参数的影响

取钻井液密度为0.92 g/cm3，泵排量12 L/s，计算了水平段极限延伸长度同地层破裂压力当量密度的关系（见图2）。从图2 中可以看出，地层破裂压力梯度升高，水平段极限延伸长度增加。随着水平段的延伸，环空压力损耗不断增加，井底流动压力也不断增加。但是钻进过程中的井底流动压力也不能超过地层的破裂压力。此外由于钻井泵的额定泵压为定值，循环系统的总压力损耗也不能超过钻井泵所能承受的最大值。

图2 水平段极限延伸长度与扭矩的关系

水平段作业过程中，随着钻井泵排量的增加，循环系统总压力损耗增加，井底流动压力不断增大。对于已经选定的钻井泵，钻井过程中的泵压始终等于所选定的缸直径的额定泵压，工作排量必须小于钻井泵的额定排量。为了定量分析施工排量和钻井液密度对水平段极限延伸长度的影响，计算了不同排量、不同钻井液密度条件下的水平段极限延伸长度，此处只讨论钻井液排量和密度对水平段延伸能力的影响，计算结果（见图3）。

图3 水平段极限延伸长度与排量和钻井液密度的关系

从图3 中可以看出，随着钻井液密度和钻井泵排量的增加，受地层破裂压力和额定泵压的双重制约，水平段极限延伸长度迅速减小。钻井泵排量的上限是对应于井底流动压力不超过地层的破裂压力的最大值，下限是满足环空携岩要求的最小值。钻井泵的排量越大，井底流动压力增加越快，因此水平段极限延伸长度越小。在排量为11 L/s 的条件下，水平段极限延伸长度可达2 500 m 左右。同等条件下，排量为15 L/s 时，水平段的极限岩石长度仅为1 920 m 左右。此外，排量为13 L/s 时，采用密度为0.9 g/cm3的钻井液可以实现2 120 m 水平段的施工，若将钻井液密度上调为1.15 g/cm3，则水平段极限延伸长度仅720 m 左右。低密度钻井液可以有效地降低作业过程中的循环压力损耗，沿程泵功率消耗较少，让有限的泵功率充分用于井眼净化，提高井眼清洁效率，而高密度钻井液沿程流动则需要消耗更多的泵功率。因此，水平段作业过程中，在满足携岩要求的条件下，应尽量降低施工排量，并配合低密度钻井液钻进，以提高水平段井眼轨迹的延伸能力。

4 水平段极限延伸长度确定方法

综上所述，水平段极限延伸长度的确定方法为：根据井身剖面，安全钻井液密度窗口，作业参数等数据分别计算机械承载能力和水力参数制约下的水平段极限延伸长度LMechanical和LHydraulics，然后取两者的较小值Lmin作为该井的水平段极限延伸长度参考值。实际作业过程中，影响水平段极限延伸长度的因素众多，除了上述的机械承载能力和水力参数的影响，还应该包括破岩门限压力，经济产能，地面管线的承压能力等因素。因此，在进行长水平段水平井设计时，其水平段设计长度应小于Lmin。