广安002-H1井长水平段筛尾管下入技术

刘德平 李江 朱莎

中国石油天然气集团公司川庆钻探工程公司

广安002-H1井长水平段筛尾管下入技术

刘德平 李江 朱莎

中国石油天然气集团公司川庆钻探工程公司

刘德平等.广安002-H1井长水平段筛尾管下入技术.天然气工业,2010,30(6):67-68.

四川盆地广安构造广安002-H1井完钻井深4055m,水平位移2499.13m,其中水平段长2010m,最小井斜为87°、最大井斜为91.96°,创川渝气区水平段最长的纪录。该井是典型的短直井段、长水平段水平井,下钻至井深3300～3500m就不能正常下入,必须通过旋转、划眼才能下钻至井底。为了确保∅139.7mm筛尾管能顺利下入,进行了下入条件计算和下入难度分析,采用滚轮扶正器模拟刚度通井、增加下入推力等技术措施,顺利地把∅139.7mm筛尾管下至井底。该技术为短直井段、长水平段水平井筛尾管下入设计和施工积累了经验。

水平井 长水平段 筛尾管下入技术 四川盆地 广安构造

0 引言

广安002-H1井位于四川盆地广安构造大兴场高点北翼,该井水平段钻井采用斯伦贝谢地质导向技术完成水平段钻进,储层钻遇率为88.22%,PDC钻头与旋转导向系统显示了较好的钻井特性,机械转速为9～12m/h,是该地区同层位钻速的3倍,钻至井深4055m完钻,其中水平段长2010m。

1 基本情况

1.1 井眼轨迹

井眼轨迹垂直投影如图1所示,井身结构数据如表1所示。

1.2 钻井液性能

钻井液密度为1.05g/cm3、黏度为45s、失水为4mL、滤饼为0.5mm、切力为1.5～12Pa、含砂为0.2%、p H值为9。

1.3 地层分层

地质分层为:沙二段为783m;沙一段为1202m;凉高山组为1357m;过渡层为1365m;大安寨组为1441m;东岳庙组为1566m;珍珠冲组为1704m;须六段为1771m。

图1 井眼轨迹垂直投影图

表1 井身结构数据表

2 水平段钻进及摩阻情况

2.1 水平段钻进钻具组合

1)∅215.9mm钻头×0.36m+旋转导向系统×4.10m+RCV接收器×1.75m+柔性短节×2.9m +电阻率成像测量×3.64m+伽马中子密度×8.04m+MWD×8.51m+∅165.1mm无磁钻铤×9.39m+∅127mm无磁钻杆×9.35m+回压阀+∅127mm钻杆×2600m+∅127mm加重钻杆×26.5m+随钻震击器+∅127mm加重钻杆×53.5m+∅127mm钻杆。

2)该井无磁钻铤及以下斯伦贝谢工具长为38.69m,带有4支扶正器,最大外径为210mm,最小外径为206mm,电阻率成像测量长度为3.64m,外径为210mm,本体最小外径为168mm。

2.2 水平段钻进实际摩阻情况

该井套管内摩阻为40～60kN、2010～2600m摩阻为240～320kN、2600～3000m摩阻为280～400kN遇阻、3000～3400m摩阻为340～520kN,多次下钻至水平段井深3400～3600m遇阻,下压400～640kN不能下行,采用划眼才能下至井底,该段井斜为88°～90°、水平段狗腿度均在2°以内[1-2]。

3 长水平段筛尾管下入难度分析

3.1 下入筛尾管条件计算

3.1.1 井眼最小曲率半径

以最大全角变化率计算井眼曲率半径,全角变化率反映了井眼实际井斜变化,也反映了井眼实际方位变化,裸眼段最大全角变化4.2°/8m,折算100m全角变化为52.5°。

式中:Rhmin为井眼最小曲率半径,m;Δ α<为全角变化率,(°)/100m。

3.1.2 筛尾管可能下入的井眼最小曲率半径

该井下入筛尾管为钢级N80、∅139.7mm,壁厚为7.72mm管材,钢材屈服极限为5011kg/cm2。

式中:Rcmin为筛尾管可能下入井眼最小曲率半径,m;E为钢材弹性模量(2.1×106),kg/cm2;D为筛尾管外径,cm2;δS为钢材屈服极限,kg/cm2;K1为抗弯安全系数,取1.80;K2为死扣连接部分安全系数,取1.75。

计算结果92.21m=Rcmin

3.1.3 计算本井实际抗弯安全系数(K1′)

计算结果2.13=K1′>K1=1.80,证明∅139.7mm筛尾管能够下入。

3.1.4 刚度对比

该井无磁钻铤及下斯伦贝谢工具长为38.69m,本体最小外径为165.1mm,以该段最小外径为165.1mm计算与∅139.7mm筛尾管刚度比值(C)。

式中:D铤为下部钻柱外径,cm;d铤为下部钻柱内径, cm;D管为筛尾管外径,cm;d管为筛尾管内径,cm。

计算结果C=5.03,从刚度对比结果分析,该井眼具有良好的下入条件。

3.2 下入难度分析

根据以上下入条件计算,该井长水平段筛尾管具有良好的下入条件,但该井的下入仍存在以下难点,认为可下送至井深3500m左右[1-2]。

1)钻井中每次下钻不转动最大下深一般在3400～3600m,根据建设方要求筛尾管柱每20～30m加1只∅210mm滚轮扶正器,共加80～100只,增加了筛尾管柱刚度,下入难度增加。

2)该井虽然下入条件较好,但较直井段仅1500m,至井深2000m井斜已达到80°,下推力不足500kN,要推动水平段2000m以上的筛尾管有较大难度。

4 长水平段筛尾管下入技术

4.1 模拟筛尾管刚度通井

4.1.1 管柱结构

铝引鞋+∅210mm滚轮扶正器1只+∅139.7mm套管21.50m+∅210mm滚轮扶正器1只+∅139.7mm套管22.35m+∅210mm滚轮扶正器1只+∅127mm钻杆×2600m+∅127mm加重钻杆×26.5m+随钻震击器+∅127mm加重钻杆×53.5m+∅127mm钻杆。

4.1.2 模拟筛尾管刚度通井情况

顺利通井至井深3689.58m,经活动下压完重量至井深3737m再也无法下放,上提1500kN能正常起钻,分析为下推力不够。

4.2 筛尾管下入技术

4.2.1 增加下推力

根据模拟筛尾管刚度通井情况,在上部直井段1500m内加入20柱 ∅127mm加重钻杆、8柱∅177.8mm钻铤增加水平段筛尾管的推力427kN,长段筛尾管下入深度有望超过3800m。

4.2.2 筛尾管下入管柱

加长铝引鞋×0.5m+∅139.7mm筛尾管×2082.54m(每2～3根加1只∅210mm滚轮扶正器,共加入89只)+倒扣头×0.50m+倒扣工具×1.36m+∅127mm钻杆×434.33m+∅127mm加重钻杆×501.34m+∅177.8mm钻铤×220m+∅127mm钻杆。

4.2.3 实际下入情况

下入井深超过3800m后,出现3次重量放完推不动的现象,通过上提后快速下放可以通过阻点,有的阻点上提下放2～3次才能通过,最后顺利下至井深4054.64m(井底)。

5 结论与认识

1)该井是川渝地区第一口水平段长超过2000m的水平井,也是第一口筛尾管下入水平段超过2000m的水平井,该井的下入成功为长水平段筛尾管下入积累了经验。

2)短直井段、长水平段水平井,虽然计算井眼有良好的下入条件,但是下推力不够也难以下入,应进一步开展短直井段、长水平段水平井筛尾管下入技术研究。

[1]刘德平.川东地区深井及大斜度井固井实践[J].钻采工艺,1995,18(1):13-17.

[2]王建文.中48定向井的固井技术[J].石油钻采工艺,1985,7(6):41-47.

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.06.018

Liu Deping,senior engineer,born in1963,graduated in petroleum engineering from Jianghan Petroleum Institute.He has been engaged in drilling management,with more than20papers published in periodicals,and being awarded two prizes for achievement in science and technology.

Add:Daqing Village,Dashiba,Jiangbei District,Chongqing400021,P.R.China

Tel:+86-23-67328878 Mobile:+86-13896020739 E-mail:cqliudp@163.com

Application of screen liner running-in in the well002-H1,Guang’an Structure,Sichuan Basin

Liu Deping,Li Jiang,Zhu Sha
(Chuanqing Drilling Engineering Co.,L td.,CN PC,Chongqing400021,China)

The well002-H1in the Guang’an Structure of the Sichuan Basin is4055m in depth,with a horizontal displacement of2499.13m,a horizontal segment length of2010m which is the longest one among Sichuan and Chongqing oil and gas fields,and a hole deviation angle of87°at the minimum and91.96°at the maximum.This well is a typically short,straight and horizontal well, with a long horizontal segment.When the drilling came to3300-3500m in depth,the further work can not proceed normally,so rotating and redressing were required for drilling to the well bottom.In order to make sure that screen liner with a diameter of139.7mm can run down into the well smoothly,we made a calculation about the conditions and an analysis of the difficulty of the runningin work,and then took some technical measures accordingly:the casing running work with roller centralizers was first simulated, and the screen liner running-in was practically done by adding the pushdown power.The successful application of this technology provides reference for the construction and design of screen liner running-in for the horizontal wells with short and straight or long horizontal segments.

horizontal well,long horizontal segment,technology of screen liner running-in,Sichuan Basin,Guang’an Structure

book=67,ebook=250

10.3787/j.issn.1000-0976.2010.06.018

2010-03-15 编辑 钟水清)

中国石油天然气集团公司重点科研项目“高效低成本钻井配套新技术”(编号:20070304-02-01)。

刘德平,1963年生,高级工程师;2003年毕业于原江汉石油学院石油工程专业;现从事钻井技术管理工作,在《天然气工业》等杂志上发表论文20余篇、获省部级科技成果奖2项。地址:(400021)重庆市江北区大石坝大庆村。电话:(023)67328878,13896020739。E-mail:cqliudp@163.com

NATUR.GAS IND.VOLUME30,ISSUE6,pp.67-68,6/25/2010.(ISSN1000-0976;In Chinese)