Optimization and Application of High Performance Water-Based Drilling Fluid for Horizontal Wells in Daqing Tight Oil Reservoir
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摘要: 针对大庆油田致密油藏长水平段水平井钻井过程中常发生剥落掉块和卡钻等问题，对前期研制的高性能水基钻井液进行了性能优化，采用自主合成的高效聚胺抑制剂，结合聚合醇和无机盐的多元抑制作用提高其抑制性；利用聚合醇的"浊点"效应和纳米乳液封堵剂的双重封堵作用提高其封堵能力；采用合成的环保型液体润滑剂，结合固体乳化剂提高其润滑性。优化后高性能水基钻井液的泥页岩滚动回收率大于95%，能封堵宽度不大于100 μm的微裂缝，极压润滑系数小于0.12。大庆油田50余口致密油水平井应用了优化后的高性能水基钻井液，平均井径扩大率小于10%，钻井周期平均缩短3.0 d以上，最长水平段达到2 033.50 m。研究结果表明，优化后的高性能水基钻井液能够满足大庆致密油藏的钻井需求，可为非常规致密油藏高效开发提供技术支撑。Abstract: In view of spalling off,sticking and other complicated problems which occurred when drilling a long horizontal section in tight oil reservoir of the Daqing Oilfield,we conducted optimization operations for the properties of the previously used high performance water-based drilling fluid.We also adopted an auto-synthesis effective polyamine inhibitor,combined with the multiple inhibition effects of polymeric alcohols and inorganic salts to enhance the inhibition performance of the drilling fluid system.The "cloud point" effect of polymeric alcohols and the double plugging effect of nanometer emulsion plugging agents were used to improve the plugging ability of the system.The synthetic environmental-friendly liquid lubricant and solid emulsifier were used to improve the lubricity of the system.After optimization of the high-performance water-based drilling fluid,the shale rolling recovery rate was higher than 95%.Further,the micro-crack plugging width was no more than 100 μm,and extreme pressure lubrication coefficient was lower than 0.12.This new,optimized high-performance water-based drilling fluid was applied in over 50 horizontal wells in tight oil reservoir of the Daqing Oilfield.As demonstrated by the application results,the average expansion rate of hole diameter was lower than 10%,the drilling cycle was shortened by more than 3.0 d,and the longest horizontal section was 2 033.50 m.The study results demonstrated that the optimized high-performance water-based drilling fluid could meet the drilling requirements of the Daqing tight oil reservoir.Further,the results could provide a technical foundation for the efficient development of unconventional tight oil reservoir.
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新疆玛湖地区致密油采用水平井开发[1]，下套管遇阻后上提–下放作业频繁，导致套管螺纹接头常常发生断裂失效，成为制约该地区钻采工程效益的主要因素之一。目前，新疆玛湖地区致密油水平井采用的套管螺纹主要为API-LC长圆扣型，其连接强度一般只有管体的70%左右，是套管柱中最薄弱的环节，现场80%的套管失效发生在套管螺纹接头处[2-3]，表明该扣型套管螺纹接头已不能满足致密油水平井的下套管作业需求。近些年，天津钢管制造有限公司开发的耐蚀合金TP-G2特殊扣型套管接头具有良好的连接强度、密封性能和抗腐蚀性能，并在中国石化西北油田成功应用。
针对套管螺纹接头的安全问题，国内外学者对套管螺纹接头的力学特性开展了大量研究，并建立了一些较为合理的预测模型[4-7]。其中，大部分学者采用二维轴对称模型研究套管螺纹接头[8-11]，还有部分学者采用三维力学模型[12-15]，但主要集中于套管螺纹接头的静力学特性分析，未研究水平井下套管作业过程中套管螺纹接头的断裂失效问题。
为了解决新疆玛湖地区致密油水平井下套管作业中套管螺纹接头易发生断裂失效的问题，笔者采用有限元法[16-18]，建立了套管螺纹接头的有限元模型，通过数值模拟和全尺寸套管实物试验，对比分析了下套管作业上提–下放过程中API-LC长圆扣型和TP-G2特殊扣型套管螺纹接头的连接强度和疲劳寿命，优选了套管螺纹接头扣型，为套管螺纹接头的合理选取和安全使用提供了理论依据。
1. 套管螺纹接头有限元计算模型
1.1 套管螺纹接头网格单元模型
以ϕ127.0 mm×11.1 mm API-LC和TP-G2套管螺纹接头为对象，基于ABAQUS/Explicit显式动力学分析方法，建立2种套管螺纹接头的有限元计算模型。套管螺纹接头的钢级为P110，屈服强度为825.6 MPa，抗拉强度为914.7 MPa，弹性模量为210 GPa，泊松比为0.28。套管接头螺纹啮合面间的摩擦系数一般为0.015～0.025[19]，数值计算时摩擦系数取0.02。
根据套管螺纹接头的结构和受力特点，对模型作如下假设：1）套管螺纹接头为各向同性、连续的均质体；2）套管螺纹接头为理想弹塑性模型。采用C3D8I六面体单元，对套管螺纹接头进行网格单元划分（见图1）。
模型边界条件为：1）在套管螺纹非螺纹端面中心建立一个参考点RP-1，将其与套管端面耦合，在该点施加紧扣扭矩和轴向载荷；2）在接箍非螺纹端面中心建立一个参考点RP-2，将其与接箍端面耦合，在该点施加固支边界条件；3）考虑可能存在的几何非线性和接触非线性的影响，计算时将几何非线性开关设为“on”，并采用罚函数法定义库伦摩擦形式的接触条件。
1.2 有限元计算模型验证
为了确保计算结果的可靠性，首先对建立的API-LC套管螺纹接头模型施加9.097 kN·m的上扣扭矩和3 182 kN的轴向拉伸载荷，然后进行分析计算，结果如图2所示。从图2可以看出，拉伸至螺纹滑脱失效时的最大Mises应力为903.8 MPa，小于材料抗拉强度914.7 MPa，说明API-LC套管螺纹接头的拉伸失效表现为滑脱失效，不会发生强度失效；拉伸至螺纹滑脱失效时的轴向拉力为3 182 kN，说明通过有限元计算的API-LC套管螺纹接头连接强度为3 182 kN。另外，全尺寸套管实物试验测得API-LC套管螺纹接头连接强度为3 280 kN，表现为螺纹处的拉伸滑脱失效。有限元计算结果和试验结果均表现为螺纹处的拉伸滑脱，且二者的连接强度相对误差仅为3.0%，表明建立的套管螺纹接头有限元模型具有较高的计算精度。
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图 2 API-LC套管螺纹接头拉伸至失效时的应力云图Figure 2. Stress distribution of API-LC casing thread joint stretched to failure2. 套管螺纹接头连接性能分析
2.1 上提作业
根据玛湖地区多口井下套管作业时的大钩负荷曲线，确定上提作业时的极限拉力不大于2 500 kN。套管螺纹接头的数值模拟和全尺寸套管实物试验均采用玛湖地区多口井统计确定的上提最大拉力2 500 kN进行计算和分析。对紧扣后的API-LC和TP-G2套管螺纹接头（ 紧扣扭矩分别为9.097和15.415 kN·m）分别施加2 500 kN的上提拉力，进行应力场计算，对比分析2种套管螺纹接头在相同上提拉力工况下的连接强度。
图3为API-LC和TP-G2套管螺纹接头在紧扣扭矩+上提拉力作用下的应力场分布云图。从图3可以看出，在紧扣扭矩+上提拉力作用下，2种套管螺纹接头的应力分布不均匀，大端和小端螺纹牙根部位出现了明显的应力集中现象，应力集中区域是套管螺纹接头发生早期失效的主要区域。在相同上提拉力作用下，API-LC套管螺纹接头的峰值应力达到861.3 MPa，超过材料屈服强度，发生一定的塑性变形；TP-G2套管螺纹接头的峰值应力为822.7 MPa，小于材料屈服强度，未发生塑性变形。计算结果表明：在相同上提拉力作用下，TP-G2套管螺纹接头的峰值应力比API-LC套管螺纹接头降低4.5%；上提作业时，采用TP-G2套管螺纹接头相比API-LC套管螺纹接头能够更好地满足现场安全使用要求。
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图 3 上提拉力作用下套管螺纹接头应力云图Figure 3. Stress distribution of the casing thread joint under tension从图3提取套管螺纹接头外螺纹和内螺纹牙根处的应力，绘制紧扣扭矩+上提拉力作用下套管螺纹接头外螺纹和内螺纹牙根处的应力分布曲线，结果见图4和图5（图中的螺纹牙序号从大端（右端）第一个有效啮合螺纹牙依次为1，2，3……）。从图4可以看出，在紧扣扭矩+上提拉力作用下，API-LC接头外螺纹牙根处的应力分布呈现先减小后增大的趋势，前2牙的应力水平较高，承受了大部分载荷；TP-G2接头外螺纹牙根处的应力分布呈“马鞍形”，即两端应力水平高、中间应力水平低，两端承受了大部分载荷。由此说明，API-LC接头最易失效的位置是螺纹大端前2个有效啮合螺纹牙根处的危险截面；TP-G2接头最易失效的位置是螺纹两端有效啮合螺纹牙根处的危险截面。从图5可以看出，在紧扣扭矩+上提拉力作用下，2种套管螺纹接头内螺纹牙根处的应力分布均呈“马鞍形”，即内螺纹两端应力水平较高、中间应力水平较低，内螺纹的两端承受了大部分载荷，内螺纹最易发生失效的位置是两端有效啮合螺纹牙根处的截面。在相同上提拉力作用下，与API-LC套管螺纹接头相比，TP-G2套管螺纹接头的总体应力水平更低、应力分布更为合理，能够更好地满足现场安全作业要求。
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图 4 上提拉力下接头外螺纹牙根处的应力分布曲线Figure 4. Stress distribution curve of the external thread root under tension![]()
图 5 上提拉力下接头内螺纹牙根处的应力分布曲线Figure 5. Stress distribution curve of inner thread root under tension2.2 下放作业
根据井壁摩阻、井眼“紧点”摩阻、套管柱局部重量和大钩重量，下放压力取1 372.5 kN，基于上提–下放作业的力学模型数值模拟结果和室内全尺寸套管试验验证结果，确定套管下放时的冲击压力不大于1 372.5 kN。对紧扣后的API-LC和TP-G2套管螺纹接头（紧扣扭矩分别为9.097和15.415 kN·m）分别施加1 372.5 kN的下放压力，计算其应力分布，对比分析2种套管螺纹接头在相同下放压力下的连接强度。
2种套管螺纹接头在紧扣扭矩+下放压力作用下的应力分布云图如图6所示。从图6可以看出，在紧扣扭矩+下放压力作用下，2种套管螺纹接头的应力场分布不均匀，螺纹牙根部位出现了明显的应力集中，这些应力集中区域是套管螺纹接头发生早期失效的主要区域。在相同下放压力作用下，API-LC套管螺纹接头的峰值应力为619.9 MPa，TP-G2套管螺纹接头的峰值应力为529.1 MPa。计算结果表明：2种套管螺纹接头的峰值应力均位于外螺纹的啮合螺纹牙根部位，且峰值应力均小于材料屈服强度，不会发生强度失效；在相同下放压力作用下，与API-LC套管螺纹接头相比，TP-G2套管螺纹接头的峰值应力降低14.6%。研究表明，现场套管下放作业过程中，与API-LC套管螺纹接头相比，TP-G2套管螺纹接头能更好地满足现场安全使用要求。
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图 6 下放压力作用下套管螺纹接头应力云图Figure 6. Stress distribution of the casing thread joint under compression从图6提取套管螺纹接头外螺纹和内螺纹牙根处的应力，绘制紧扣扭矩+下放压力作用下套管螺纹接头外螺纹和内螺纹牙根处的应力分布曲线（见图7和图8，图中的螺纹牙序号从大端（右端）第一个有效啮合螺纹牙依次为1，2，3……）。
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图 7 下放压力下接头外螺纹牙根处的应力分布曲线Figure 7. Stress distribution curve of the external thread root under compression![]()
图 8 下放压力下接头内螺纹牙根处的应力分布曲线Figure 8. Stress distribution curve of inner thread root under compression从图7可以看出，在紧扣扭矩+下放压力作用下，API-LC接头和TP-G2接头外螺纹牙根处的应力分布呈“马鞍形”，即具有两端应力大、中间应力小的特点，前2牙和最后1牙的应力水平较高，承受了大部分载荷。在下放压力作用下，API-LC接头和 TP-G2接头外螺纹最易失效的位置是两端有效啮合螺纹牙根处的危险截面。从图8可以看出，在紧扣扭矩+下放压力作用下，API-LC接头内螺纹牙根处的应力分布呈“马鞍形”，即内螺纹两端应力水平较高、中间应力水平较低；内螺纹的峰值应力位于最后1牙，该位置为API-LC接头内螺纹的危险位置；TP-G2接头内螺纹牙根处的应力分布呈现逐渐减小的趋势，内螺纹牙根的峰值应力位于第1个有效啮合螺纹牙根处，该位置是TP-G2接头内箍螺纹发生失效的主要位置。计算结果表明：在相同下放压力作用下，与API-LC套管螺纹接头相比，TP-G2套管螺纹接头的峰值应力水平相对更低，且分布更为合理，能够更好地满足现场安全作业的要求。
3. 套管螺纹接头抗疲劳性能分析
为了对比上提–下放作业时2种套管螺纹接头的抗疲劳性能，将2.1节中2种套管螺纹接头的应力计算结果导入Fe-safe，添加材料特性和循环载荷（见图9），表面粗糙度Ra取6.3 μm，残余应力设为0 ，S-N曲线比例系数取1.0，计算2种套管螺纹接头在拉–压循环载荷下的疲劳寿命，结果如图10所示。
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图 10 拉–压循环载荷作用下套管螺纹接头疲劳寿命云图Figure 10. Fatigue life of the casing thread joint under cyclic tensile-compressive loads从图10可以看出，在给定的拉–压循环载荷作用下，API-LC套管螺纹接头的疲劳寿命为149.6次（102.175次），TP-G2套管螺纹接头的疲劳寿命为1 037.5次（103.016次），TP-G2套管螺纹接头的疲劳寿命约为API-LC套管螺纹接头疲劳寿命的6.9倍。另外，全尺寸套管实物试验结果表明，API-LC套管螺纹接头经过134.5次拉-压循环后接头螺纹发生疲劳断裂；TP-G2套管螺纹接头经过500次拉–压循环后接头螺纹结构仍保持较好的完整性，表现出良好的抗低周疲劳能力。全尺寸套管实物试验和数值模拟测得的API-LC套管螺纹接头疲劳寿命分别为134.5次和149.6次，二者之间的误差为11.2%，进一步验证了数值模拟结果具有较高的可靠性。
以上研究表明，新疆玛湖致密油水平井下套管作业过程中采用TP-G2套管螺纹接头代替传统的API-LC套管螺纹接头，能够更好地满足现场下套管作业技术需求，提高作业效率。
4. 结论与建议
1）玛湖区块的整装砾岩致密油气藏埋深大、地质条件复杂，在该区块致密油水平井的下套管作业中套管遇阻频繁，需要频繁地进行上提–下放作业，导致套管螺纹接头常常发生断裂失效，给下套管作业带来了极大的挑战。
2）针对玛湖区块致密油水平井下套管作业中套管螺纹接头易发生断裂失效的问题，通过数值模拟和全尺寸套管实物试验，从常规API-LC长圆扣型和TP-G2特殊扣型套管螺纹接头中优选出了更符合该区块的套管螺纹扣型，形成了玛湖区块致密油水平井套管螺纹扣型优选技术。
3）试验结果表明，TP-G2特殊扣型套管螺纹接头的连接性能和抗疲劳性能优于API-LC长圆扣型套管螺纹接头，建议玛湖区块致密油水平井使用TP-G2特殊扣型套管螺纹接头，以更好地满足该区块的下套管作业技术需求，提高作业效率。
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