模拟下套管技术在河坝区块大斜度井中的应用

朱礼平 肖国益 廖忠会 王希勇 黎昌华

中国石化西南油气分公司工程技术研究院

模拟下套管技术在河坝区块大斜度井中的应用

朱礼平 肖国益 廖忠会 王希勇 黎昌华

中国石化西南油气分公司工程技术研究院

为解决河坝区块大斜度定向井在实钻过程中由于井眼轨迹不规则、盐膏地层缩径,大斜度井段下套管作业的实际难题,在调研大斜度井下套管方法的基础上,结合河坝区块大斜度井特点,建立了井眼、套管相容性模型并总结出下套管过程的模拟步骤:①依据收集的实钻井眼资料,计算套管串和井眼两种最小曲率半径,分析无接箍套管能否下入井眼;②针对实际套管接箍或扶正器尺寸,以实钻井眼数据反算出允许通过的套管串的不变形长度;③分析不同管串所对应的不变形长度与井眼曲率的关系,然后确定出与套管柱刚度相当的通井管柱结构。模拟下套管技术在 HB1-1D等井的成功应用,为大斜度井现场模拟下套管提供了理论依据。

河坝区块 深井 大斜度井 模拟下套管 临界井斜角 井斜角

0 引言

大斜度井作为解决井位部署难题和提高油气单井产量的一种新井型,其主要特点最大井斜角大于55°,与大位移井(水垂比大于2.0)相比其水平位移较小。在大斜度井实钻中,大多数井都面临井眼轨迹控制难和套管难下入等问题,曾经在下套管中出现过中途被卡或下不到位等事故,最终不得以提前完钻而导致定向钻井失败[1-6]。为了加快河坝区块勘探开发进程,先后部署了一批嘉二段和飞三段为目的层的大斜度定向井。这些井多数具有井深大于5 000 m,钻遇地层复杂(陆相和海相),造斜点深(大于4 000 m),最大井斜角大(大于55°)等特点,其中上部陆相地层倾角大,易井斜,轨迹控制难度大;地层呈不整合接触,漏层多、位置不确定、地层承压能力低,下部海相地层嘉五段—嘉四段盐膏层发育,存在缩径现象,下套管作业难度很大;同时由于勘探阶段套管备材不足或更换扶正器等原因,也会进一步增加大斜度井下套管作业难度。笔者在大斜度井下套管方法基础上,结合河坝区块大斜度井特点,建立了井眼、套管相容性模型,并结合现场操作形成了模拟下套管技术,在 HB1-1D等井中得到成功应用。

1 大斜度井的特点及下套管方法

1.1 下套管方法

目前,大斜度井常采用下套管方法有:①常规下入法,边下套管边灌钻井液;②常规漂浮法,套管下部灌钻井液,上部掏空;③全掏空下套管,整个下套管过程不灌钻井液;④使用漂浮接箍,下部套管掏空,上部灌钻井液。其中,由于全掏空和常规漂浮下套管时易附件失效、发生井下复杂;漂浮接箍下套管具有设计和操作工序复杂等特点,为了方便设计和现场常推荐采用常规下入法。在采用常规法下套管时,一般前几根套管逐根灌钻井液,后续下套管采用间隔灌钻井液,缩短套管在井下停止时间。

在大斜度井中,对斜井段常规下入法套管单元受力分析(见图1),下套管作业时井口载荷为[6]:

式中:Wc为单位长度套管重量,αc为井斜角;当 F=0时,利用套管自重下入深度达到极限时,对应临界摩擦角θc=tan-1(1/μ),其中μ为钻井液摩阻系数。

图1 单元套管受力分析图

1.2 大斜度井特点

河坝区块嘉二段或飞三段大斜度井具有特点:①造斜点在雷一段—嘉四段(大于4 000 m),水平位移小于1 500 m,斜井段与设计井深相比较小;②下套管作业前,在维护井眼稳定通畅条件下,常加入塑料小球或石墨等润滑材料,降低钻井液摩阻系数。因此,在大斜度井下套管中完全可依靠套管自身克服由于钻井液黏性或井壁不规则所带来的摩阻,但若在下套管过程中仍然明显遇阻,则主要是由于套管串与井眼几何形状不匹配,即套管串刚度太大而导致套管串在井眼内出现“硬卡”问题。

2 模拟下套管技术

2.1 相容性模型

在采用常规下套管方法时,以套管串在井眼出现“硬卡”问题为临界条件,建立套管、井眼几何相容性模型(见图2),其中B、C两点是约束点,代表套管接箍或扶正器,两个支点间是套管柱。在图2中,R是长度为L(L=L1+L2)的套管柱可通过的最大井眼曲率半径,在井眼直径(Ds)、上下两支点直径ds1、ds2,套管外径(d)给定前提下,可推导出套管柱所能通过的最大井眼曲率(K=1/R)。

图2 套管—井眼相容性模型图

2.2 模拟过程

首先依据现场钻井液摩阻系数计算临界摩擦角,与裸眼段内最大井斜角进行对比看能否采用常规下套管方法,在可采用常规下入法时再利用套管、井眼相容性模型,对下套管过程进行模拟分析,其主要步骤如下:①依据收集实钻井眼资料,计算套管串和井眼两种最小曲率半径,分析无接箍套管能否下入井眼;②在上述①的分析基础上,针对实际套管接箍或扶正器尺寸,以实钻井眼数据反算出允许通过的套管串不变形长度(可理解为接箍或两扶正器之间距离);③分析不同管串所对应的不变形长度与井眼曲率关系,然后确定出与套管柱刚度相当的通井管柱结构。

3 HB1-1D实例分析

3.1 第3次开钻完钻数据

井眼尺寸为`241.3 mm,井段为3 932～5 263 m,造斜点为4 021 m,在井深4 082.38 m处最大井眼曲率为28.78°/100 m,最大井斜角为67.98°,实测井径为232.2 mm;钻井液密度为2.18 g/cm3,摩阻系数为0.07;准备下入 `193.7 mm ×12.70 mm× TP125S套管,聚酯刚性扶正器外径为228.6 mm,内径为198 mm。

3.2 下套管模拟分析

钻井液摩阻系数为0.07,对应临界摩擦角86.00° (大于67.98°),可判断采用常规下入法。

1)井眼/套管串最小曲率半径计算。

2)模拟下带`228.6 mm刚性扶正器的`193.7 mm套管柱。

由于实测井径不准确,按井径扩大率5%、10%和15%对带`228.6 mm刚性扶正器的`193.7 mm套管柱反算允许通过的套管串不变形长度(见图3),按井径扩大率10%对3种不同管串刚度进行模拟,即计算不变形长度与井眼曲率关系(见图4)。

由图3可知,在井眼曲率一定情况下,带`228.6 mm刚性扶正器的`193.7 mm套管柱,随井径扩大率增加不变形长度增加,在井径扩大率10%条件下,其不变形长度为9.42 m,从理论上满足1根套管安放1个扶正器的要求。由图4可知3种管串结构中, `241.3 mm钻头+`177.8 mm钻铤+`237 mm稳定器通井钻具组合与带`228.6 mm的`193 mm套管串曲线重合度较高,说明了两种管串刚度相当,理论上可采用`241.3mm钻头+`177.8 mm钻铤+ `237 mm稳定器通井钻具组合进行通井作业。

图3 带`228.6 mm刚性扶正器的`193.7 mm套管串不变形长度与井眼曲率关系图

图4 3种管串不变形长度与井眼曲率关系图

3.3 现场应用分析

利用模拟下套管分析结果,在下双扶正器钻具通井卡钻事故解除后,起钻更换单扶正器钻具组合,使用`241.3 mm牙轮钻头+`177.8 mm钻铤3根+237 mm扶正器+`127 mm加重钻杆29根+`127 mm钻杆+`139.7 mm钻杆钻具组合完成通井作业,然后又顺利下入了`193.7 mm尾管,并完成了注水泥施工作业。

4 结论

1)结合常规下套管方法,利用河坝区块大斜度井特点,建立了套管、井眼相容性模型,并形成了模拟下套管技术。

2)模拟下套管技术在 HB1-1D等井获得成功应用。现场实践表明,该技术具有很好的适用性,能为大斜度井现场模拟下套管提供理论依据。

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[2]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.

[3]林强,陈敏,周利,等.非常规短尾管固井技术在大斜度井的应用[J].天然气工业,2005,25(10):49-51.

[4]刘善祯,谷祖德.大位移井下套管技术及发展方向[J].现代制造技术与装备,2007,3(1):35-37.

[5]宋秀英,赵庆,姚军,等.大位移井下套管技术[J].钻采工艺,2000,23(4):15-19.

[6]李维,李黔.大位移水平井下套管漂浮接箍安放位置优化分析[J].石油钻探技术,2009,37(3):53-56.

Application of casing runn ing simulation in highly deviated wellsat the Heba block

Zhu Liping,Xiao Guoyi,Liao Zhonghui,Wang Xiyong,Li Changhua
(Engineering Technology Institute,Sinopec Southw est Com pany,Deyang,Sichuan 618000,China)

NATUR.GAS IND.VOLUM E 30,ISSUE 1,pp.83-85,1/25/2010.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

When drilling high-angle directional wells at the Heba block,the casing running operation often becomes p roblematic at high-angle sections due to the irregular trajecto ry and undergauged gypsum section.Based on the investigation of the casing running methods for high-anglewells,and in combination w ith the featuresof high-anglewells at the Heba block,a wellbore-casing compatibility model is set up,and the casing running simulating p rocedures are summarized as follow s:a.to calculate theminimum radium curvature of casing string and the wellbo re according to the collected drilling data,so as to determinew hether the no-coup ling casings can be run dow nhole smoothly o r not;b.to get the maximum allowable length of undisto rted casing string through reverse calculation from the actual drilling data,with the sizesof the casing coup lings and centralizers to be actually used considered;and c.to decide the drifting assembly configuration w hich has a rigidity equivalent to that of the casing string,based on the analysisof the relationship between the undisto rted length and the welbo re curvature.The successful app lication of this simulation at the well HB1-1D has p rovided a theo retic evidence for the simulation of casing running in high-deep wells.

Heba block,deep well,high-angle well,simulation of casing running,critical inclination,inclination

中国石化项目“河坝区块定向井钻井工艺技术应用研究”(编号:GJ-109-0821)。

朱礼平,1981年生,工程师,硕士;2004年毕业于原西南石油学院石油工程专业,从事钻井、固井等方面设计和科研工作。地址:(618000)四川省德阳市龙泉山北路298号。电话:13908105539。E-mail:zhulipingswpi@126.com

朱礼平等.模拟下套管技术在河坝区块大斜度井中的应用.天然气工业,2010,30(1):83-85.

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.01.024

2009-10-29 编辑 钟水清)

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.001.024

Zhu L iping,engineer,born in 1981,graduated in petroleum engineering from Southwest Petroleum Institute in 2004.He holds an M.Sc.degree and ismainly engaged in design and research concerning drilling and cementing.

Add:No.298.North Longquanshan Rd.,Deyang,Sichuan 618000,P.R.China

Mobile:+86-13908105539E-mail:zhulipingswpi@126.com