页岩气长水平段连续油管钻磨技术及应用

孙兆岩， 卢秀德， 管 彬， 代 清， 岳 明

(1中国石油川庆钻探工程有限公司井下作业公司 2中国石油川庆钻探页岩气勘探开发项目经理部)

川渝地区页岩气储层改造手段以易钻式桥塞分段压裂后，使用连续油管钻除坐封桥塞为主。目前川渝地区页岩气平台较多井深大于5 000 m，水平段长大于1 500 m。对于超深、长水平段井多呈现井眼轨迹复杂、狗腿度大、井斜角大、上倾严重的特点，给连续油管作业带来较大困难，导致连续油管无法下入指定深度，钻压传递效率低，钻屑返排效率低，在井内大量堆积形成桥段，遇阻遇卡事故频发，严重影响页岩气平台井整体改造效率，施工周期延长，投资成本增大。

一、连续油管钻磨技术难点

就目前页岩气储层改造而言，连续油管钻磨技术的应用存在以下难题：①连续油管由于“螺旋锁定”无法下入指定层位，如图1所示；②工具管串组合有待进一步优化；③钻后碎屑返排效果差；④环保及成本未得到有效控制；⑤钻磨时效性仍有较大提升空间；⑥压裂初期储层保护。

提出以下技术措施：①降低连续油管与套管间的摩擦阻力，推广锥形管技术以及钻磨串增加水力振荡器工具，能够有效延长连续油管下入深度；②钻磨管串上增加阻隔式清洁工具，可大排量循环洗井，提升碎屑返排率。大排量洗井时可向清洁工具内投球，阻隔马达工作，延长马达有效工作时间。钻磨过程中使用清洁工具进行洗井，可减少更换螺杆马达工具带来的工效损耗以及单独洗井工序，整体效率得到较大提升。

图1 螺旋锁定

二、锥形连续管技术

锥形管技术相比单一外径的普通连续油管，管柱下入深度可以提高30%[1]。锥形管优点在于：①其井底部分的外径和壁厚较小，而临近井口部分的外径和壁厚较大，抗拉强度大，可使连续管进入更深目的层；②外径与普通油管一致情况下，管体总体重量轻于普通管柱，控制总体重量的基础上，增加了连续油管深度下入的可能。

1.影响因素

影响连续油管下入深度的主要因素包括：①井筒条件(套管变形程度、套管内壁摩阻系数)；②井眼轨迹(井斜角、方位角、狗腿度)；③连续油管选择(尺寸、壁厚、钢级、长度)；④入井工具优选(可控性、适应性)；⑤连续油管工作液；⑥地面流程及技术控制。随着钻井深度的不断增加，常规连续油管入井深度严重受限。连续油管实现深层井作业能力取决于油管柱总的悬挂重量和管材的屈服强度。悬挂重量超过管柱屈服强度，导致连续油管断裂。

2.管柱力学分析

当井筒作用于管柱形成的阻力达到管柱屈曲临界值，此时继续增加注入力，将使得管柱发生屈曲，随着阻力的增加，管柱屈曲将由平面正弦屈曲发展到螺旋屈曲，最终发生螺旋锁死。

水平段内出现正弦屈曲的临界轴向载荷[2]：

(1)

螺旋屈曲的临界载荷为：

(2)

式中：Fr—连续管发生正弦屈曲的临界轴向载荷，N；Fh—连续管发生螺旋屈曲的临界轴向载荷，N；W—水平井中连续管在钻井液中的重力，N/mm；r—管柱与井筒之间的径向间隙，mm；E—连续管弹性模量， MPa；I—连续管贯性矩，mm。

由于锥形连续油管整体质量轻于常规油管，且上端能够承受更大的抗拉强度，使得锥形管下入深度较常规油管相比提高30%以上。

三、减阻工作液

通过计算向井内泵注减阻工作液量可以控制摩阻系数。通常只需计算水平段内环空容积量泵注工作液，降低套管与连续油管间的摩阻系数，减少连续油管在套管内的质量堆积，减小金属间的摩擦力(见表1)。

表1不同减阻液效果对比

减阻剂名称浓度1%浓度2%静摩阻/kg动摩阻/kg滑动摩擦系数静摩阻/kg动摩阻/kg滑动摩擦系数清水0.930.780.3480.930.780.348润滑剂1.060.620.1880.880.560.17乳化油0.690.550.1670.80.540.164金减剂0.750.510.1550.590.480.145乳化油0.840.560.1700.750.550.167S8080.490.390.1720.400.330.147XXX0.460.390.1740.420.360.161

通常考虑摩阻系数为0.3，通过泵入减阻工作液使摩阻系数降至0.15～0.18。

四、连续油管钻磨技术

经过大量的现场实践证明，钻磨过程中从捕屑器里搜集的桥塞碎屑称重通常只有桥塞总重量的25%～50%。影响返排的关键在于，带螺杆马达洗井受排量400～550 L/min限制，无法对井筒做大排量清洗。在马达上方连接循环清洁工具能够阻隔螺杆马达，解决排量受限问题，为钻屑提供更大的悬浮力，保证钻屑能够带出井口。

1. 钻磨管串优化

优化后的钻磨清洁工具串包括：复合接头+马达头+震击器+液力振荡器+循环清洁工具+螺杆马达+磨鞋(PDC)，见图2。牵引器增加了连续油管在水平分支井中的进入程度提高了作业成功率[3]，防止发生螺旋锁定，延长连续油管下入深度。当连续油管发生锁定时，一般认为连续油管顶端呈螺旋形状。钻磨桥塞通常使用滑溜水+胶液段塞式交替泵注，保证井内碎屑有效悬浮于井内，最终带出井口。

图2 优化后钻磨管串

由表2钻磨情况看，增加循环阀工具串较普通工具串钻磨金属及其他材质碎屑返排率均有较大幅度增加。

2. 清洁技术

阻隔式循环清洁工具可通过多次投激活球实现最多10次开关旁通阀，最大排量为1 150 mL/min，实现了不起管柱情况下进行钻磨与循环清洁井筒两种模式间自由切换。其特点为：①解决水平段复合桥塞钻屑返排难，影响后期液体返排、试气、测井等工序作业难题；②减少螺杆马达工作时间，避免空转造成损伤，保证马达有效工作状态；③为解卡提供大排量循环通道；④通过开关循环阀工具，能够减少连续油管起下钻次数，极大的节约工作时间，缩短施工周期。

表2 十只桥塞钻磨对比

五、实例分析

某井完钻井深4 720 m，水平段长2 100 m，最大井斜92.6°，井深4 346.5 m，方位0.24°，井底位移2 518.05 m。分段桥塞数量24只。

图3 连续油管下入深度对比

对连续油管入井状态进行软件模拟，结果在4 195 m处发生螺旋锁定。 现场使用Ø50.8 mm锥形管+钻磨清洁管串入井，以1 200 m/h的速度下井，下入到深度4 182 m悬重下降，上提下放5次深度有1～2 m增加，判断连续油管该位置发生螺旋锁定。 该情况下通过投球开启阻隔式清洁工具进行1.5个井筒容积大排量洗井，后选择泵入1%～2%的减阻剂工作液，使液体铺满水平井段，以降低摩擦系数。到工作液铺满水平段，继续下入连续油管，到井深4 558.6 m停止，此时下入深度增加376.6 m，判断再次发生锁定。 经过多次尝试连续油管无法继续下入，起出油管，进行油管安装液力震荡器，到4 558.6 m处地面监测系统无异常显示，顺利下入至人工井底4 720 m，如图3所示。

该井总体下入深度增加538 m，井深提升12.9%，水平段提升25.6%，连续油管钻磨桥塞作业下深延长效果显著。

六、总结与认识

(1)针对非常规页岩气平台井开发特点，连续油管钻磨系列技术提供了低成本、高效率的解决措施，能够满足深度大于5 000 m、长水平段大于1 500 m页岩气井的技术需求。

(2)对连续油管壁厚、钢级、管径综合因素分析，连续油管下入技术深度延长效果显著，深度增加大于30%以上；结合减阻工作液配套技术，基本解除水平段连续油管“螺旋锁定”状态。

(3)优化后的钻磨管串可有效预防连续油管遇卡遇阻事故发生，依据现场实际情况，水平段延长有效长度538 m。