川西水平井尾管下入技术难点及其对策

2019-07-12金磊李建业谭奇张露

石油工业技术监督 2019年6期

金磊，李建业，谭奇，张露

1.中国石化石油工程技术研究院德州大陆架石油工程技术有限公司（山东德州 253000）

2.中国石化西南油气田分公司川西采气厂（四川德阳 618000）

0 引言

近年来，随着川西中浅层钻井技术水平提高，开发井型从直井、定向井发展为水平井。受井位条件限制、靶点位置频繁调整、井眼稳定性不良、地质情况复杂等因素影响，实钻中多数水平井存在井眼轨迹差、拐点多、狗腿度大等问题。砂泥岩互层条件下的裸眼井段过长是尾管下入摩阻大的主要因素，现场多采用“冲击”方式下入尾管。甚至部分井产层尾管遇阻活动困难，无法下到设计井深，最终就地固井，直接影响气井产量和生产安全［1］。

采取水平井开发方式不仅可以减少钻井成本，还能增加直井开发所不能获取的储量。尾管能否顺利下到设计位置是获得油气资源的前提，因此川西水平井尾管下入问题亟待解决（表1）。从现有工艺技术入手，对该区块水平井尾管下入技术进行难点分析，并提出相应对策，形成配套的水平井尾管下入技术，以降低该区块水平井尾管下入风险。

表1 川西水平井尾管下入复杂情况统计

续表1

1 尾管下入技术难点

根据川西地区蓬莱镇组与沙溪庙组井下掉块严重、造斜段地层易垮塌、裸眼段长等特点，结合近年来国内外水平井尾管下入实践，分析川西水平井尾管下入困难的影响因素如下：

1.1 长裸眼水平段摩阻大

受井身结构限制（图1），川西地区一般水平段长1 000 m左右，尾管在斜井段和水平段与井壁发生长段面积接触，导致尾管下入摩阻较大。在现有钻井技术条件下，大多数水平井存在轨迹差，狗腿度大、多次出现拐点等难题，进一步增大尾管下入的摩阻，导致尾管很难顺利下至设计位置［2-3］。

图1 川西水平井井身结构示意图

1.2 常规尾管悬挂工艺限制

由于该工区多选用液压坐挂、机械丢手的常规尾管悬挂器，尾管下入过程中对开泵、循环压力有严格限制（一般不高于坐挂压力的70%，防止提前坐挂）。而常规机械丢手装置为左螺旋反扣，尾管下入遇阻时可通过上下活动解除，但不可旋转管柱，极大程度地制约了遇阻时的解卡手段，增加了处理难度。

1.3 井壁稳定性差

川西地区蓬莱镇遂宁组地层为砂泥岩互层，可钻性好、易井斜，气层发育多且属于高压气层，钻井液密度达1.77～1.98 g/cm3。造斜段易垮塌，且裸眼井段存在砂泥岩互层，增大了尾管下入时的摩阻。受钻井液性能限制，其防塌、携砂能力难以满足作业要求，岩屑及掉块无法及时返出地面，也增大了尾管下入难度。

1.4 工程因素

井身质量差、钻机负荷限制、尾管柱轻缺少下压重量等，也是造成下尾管反复遇阻的客观原因。川西区块普遍采用增大整个入井管柱质量的方法来克服摩阻，即送入钻具采用“钻具+加重钻杆或钻铤”。由于井下摩阻大，当尾管送放至水平段遇阻时，大钩悬重基本仅剩下钻具理论悬重，导致尾管柱下入时缺少足够下压重量。

2 尾管下入技术对策

川西水平井尾管下入最根本的解决方案是降低尾管下入摩阻，具体可分为以下几个方面［4-7］。

2.1 井眼准备

优质的井眼是水平井尾管顺利下入的首要条件。尽可能设计刚性满眼钻具组合进行钻进，并配合使用与钻头直径相近的单扶正器或多扶正器的钻具组合，既可避免钻遇非均质岩性地层时钻头侧移导致的井眼轨迹错动，也可防止高钻压时钻铤弯曲造成钻头偏斜影响井身质量。

若没有采用刚性满眼钻具组合钻进，可采取模拟尾管刚性的钻具结构进行通井。利用扩眼器加扶正器修整井壁，破除井眼内台阶面、遇阻点，避免大肚子井眼；采取短起下划眼，大排量循环洗井，清除岩屑床，以确保井眼清洁通畅，保证大尺寸尾管一次性成功下至设计井深［8］。

2.2 钻井液性能调整

通井到底后，循环处理钻井液，尽可能改善其润滑性，降低滤饼摩阻系数，提高动塑比，增强悬浮携砂能力。一般需要加入0.5%～1.0%的表面活性剂、8%～12%的柴油或原油，控制滤饼摩阻系数Kf＜0.1；在高密度钻井液中（密度大于1.80 g/cm3）,添加阳离子乳化沥青（如NRH）和6%左右液体式防卡润滑剂（如FRH、FK-10等），同时配合使用表面活性剂，充分改善钻井液的润滑性能；固井前为降低送放尾管时的摩阻，可向钻井液中加入5%左右的固体润滑剂，包括玻璃微珠、塑料小球、石墨粉等。

2.3 保证尾管居中度

1）尾管柱刚性分析。对于井径不规则、井眼大肚子和井壁台阶较多井段，模拟尾管串刚度的通井钻具组合进行通井，即尾管串的刚度和外径都必须小于钻具组合的刚度和外径，而钻具及套管刚度EI的计算公式为：

式中：E为材料的弹性模量，MPa；d为管柱本体内径，mm；D为管柱本体外径，mm。

通过计算，需要将钻铤添加到通井钻具组合中，并且按照套管扶正器的间距在钻铤上安装扶正器，即在两只扶正器之间接两根钻铤，保证采用不低于套管串刚度的钻具组合通井至井底［9-10］。

2）扶正器的优选。由于弹性扶正器在尾管的重力下将变形收缩，水平井段尾管的居中效果不好。因此，为提高尾管在水平井段居中度，需要合理配合使用刚性扶正器，增强对尾管的支撑能力，然而过多使用刚性扶正器势必会导致送放尾管时的摩阻增大。因此在水平段和斜井段采用刚性扶正器和编织式弹簧片扶正器交错加放，既可保证尾管居中，也不至于因送放尾管时摩阻过大而影响整个下尾管施工作业［11-12］；在非储层斜井段，每间隔 2～3 根尾管加放一只扶正器；在储层段1～2根尾管加放一只扶正器；直井段每5～6根尾管加放一只弹性扶正器，可达到较好的适配效果。

2.4 施工工艺优化与新技术推广

针对长水平段尾管下入困难的井，以低成本、安全生产为原则，在保障地质目的和开采要求的基础上Φ244.5 mm套管尽量封固易塌井段，采用“增加导管、Φ244.5 mm生产套管下深”的井身结构方案，降低斜井段施工风险，确保尾管顺利下入。

随着旋转尾管悬挂器、平衡液缸尾管悬挂器等新技术的应用，为川西地区水平井安全下入问题提供了更多解决方案。旋转尾管技术能有效清除尾管送放过程中的摩擦阻力，包括引起的正弦屈曲、螺旋屈曲及更为严重的管柱自锁等现象，实际施工中，应用旋转尾管悬挂器等关键技术，还需要配合使用高抗扭能力套管及附件，并保证送入工具的可靠性强［13-15］。平衡液缸尾管悬挂器利用双液缸压力平衡的原理，在尾管下入过程中允许高速下放和大排量、高泵压循环，并避免激荡压力及循环憋堵造成的常规液压尾管悬挂器提前坐挂，可有效提高尾管下入过程中的解阻能力，提高施工效率［16-17］。

3 现场应用

根据现有工艺和实践经验，通过5口井的成功应用，达到了降低尾管下入摩阻的效果，实现了水平井尾管安全顺利下入，见表2。

当水平井尾管下入遇阻时，开泵循环是解阻的必要措施，应用平衡液缸悬挂器可实现循环下尾管方式，将井内岩屑沉积床清除干净，能有效提高尾管下入过程中的解阻能力［18］。江沙319HF井、江沙212HF井等在尾管下入过程均出现严重遇阻，经多次上提下放、配合“冲击”等方式乃无法通过，开泵以排量1.5 m3/min左右进行循环解阻，配合上提下放操作，顺利通过遇阻点，下到设计井深。