三维大位移水平井庄海8Es―H5井摩阻扭矩分析

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【摘要】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。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。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。

【关键词】大位移井 摩阻 扭矩

庄海8Es-H5井是大港油田实施的一口三维大位移水平井。该井水平位移4842m创中油集团最高记录；完井斜深5536m/垂深1536.99m，实际闭合位移4841.61m，水垂比3.15；采用三开井身结构（如表1所示）。

1 模型选择

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。庄海8es-h5大位移井摩阻扭矩计算中采用软模型，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）。

软模型假设条件是：

（1）钻柱类似于一个软绳，刚性很小，可以忽略；

（2）刚性井壁，钻柱受井壁限制，与井眼轴线完全一致；

（3）忽略钻柱的局部形状，如钻杆接头、扶正器等对摩阻扭矩的影响，

（4）钻柱受力平衡时，忽略钻柱截面剪力的影响；

（5）忽略钻柱动态因素的影响。软模型虽然使用范围有限，但是计算过程简单，计算方法可靠。

将井眼中的钻柱看成软绳，看似不可理解，但对5536m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。在庄海8Es-H5大位移井的设计中避免较大狗腿的出现，保证较小的井眼曲率；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。

钻柱在井眼内的轴向摩擦力考虑钻井液粘滞阻力。粘滞阻力是起下钻和钻进时由于液力的影响而产生的阻力。钻井液粘滞力是钻井液在钻柱中均匀流动时产生的稳定力，而不考虑钻井液的加速度引起的变化的力。

2 载荷及扭矩

2.1 Φ311.1mm井眼载荷及扭矩计算

由于井眼净化不干净，井内岩屑堆积以及地层因素影响，裸眼井段摩阻因数大于套管内实测的摩阻因数。摩擦系数分别按管内0.25、管外0.35；管内0.20、管外0.30两种情况选取，计算如下表2：

从以上计算结果可以看出，Φ311.1mm井眼，管内摩擦系数0.20、管外摩擦系数0.30的情况下，钻至2800m和3200m开始钻具在滑动钻进和滑动下钻时发生正弦弯曲，接近井底时均出现螺旋弯曲；管内摩擦系数0.25、管外摩擦系数0.35时，钻至2400m和2800m时，钻具在滑动钻进和滑动下钻时发生正弦弯曲，钻至3600m以后出现螺旋弯曲。计算结果说明必须采用旋转钻进方式钻进才能顺利调整井眼轨迹，将钻具下至井底。

2.2 Φ215.9mm井眼载荷及扭矩计算

Φ215.9mm井眼摩擦系数分别按管内0.25、管外0.35；管内0.2、管外0.25两种情况选取（如表4所示）。

Φ215.9mm井眼，管内摩擦系数0.20、管外摩擦系数0.3未出现管柱弯曲；管内0.25、管外0.35的情况下，滑动下钻和滑动钻进均出现螺旋弯曲。计算结果说明要采用旋转下钻方式才能顺利将钻具下至井底，如果要调整井眼轨迹也必须采用旋转钻进方式钻进。

3 工程措施

3.1 定向与下钻方式

根据上述计算结果，由于Φ311.1mm和Φ215.9mm井眼均较深，井深在3200m以前井眼可采用常规导向钻具及正常下钻方式，3200m以后井眼则必须采用旋转钻进方式调整井眼轨迹及旋转下钻方式下钻。

3.2 钻井液优化

通过调整泥浆性能，合理填加钻井液水基剂、加入塑料微珠来增加钻井液的性减小泥浆摩阻系数。

3.3 减摩减扭工具

使用减摩减扭接箍。使用减摩减扭接箍后可以降低扭矩和摩阻10%～20%。3.4 短起下作业

实施短起下钻作业，帮助清洗井眼以及保证尽量高的旋转钻进时间，以机械方法破坏岩屑床。

4 结论

（1）大位移井的摩阻扭矩值远大于常规定向井，在钻井中必须予以重视。

（2）通过预测庄海8Es-H5井摩阻扭矩，有效指导了现场下钻和定向方式。上部井段选用MWD+导向马达成熟的定向钻具结构，通过旋转钻进配合滑动钻进的钻井方式，有效控制井眼轨迹。下部井段采用LWD+旋转导向系统的钻具结构，保证高水垂比井段井眼轨迹的延伸。

（3）精确的摩阻扭矩分析是大位移井现场制定工程措施的有效依据。

参考文献

[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

[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

[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