模擬下套管技術在河壩區塊大斜度井中的應用

朱禮平 肖國益 廖忠會 王希勇 黎昌華

中國石化西南油氣分公司工程技術研究院

模擬下套管技術在河壩區塊大斜度井中的應用

朱禮平 肖國益 廖忠會 王希勇 黎昌華

中國石化西南油氣分公司工程技術研究院

為解決河壩區塊大斜度定向井在實鉆過程中由于井眼軌跡不規則、鹽膏地層縮徑,大斜度井段下套管作業的實際難題,在調研大斜度井下套管方法的基礎上,結合河壩區塊大斜度井特點,建立了井眼、套管相容性模型并總結出下套管過程的模擬步驟:①依據收集的實鉆井眼資料,計算套管串和井眼兩種最小曲率半徑,分析無接箍套管能否下入井眼;②針對實際套管接箍或扶正器尺寸,以實鉆井眼數據反算出允許通過的套管串的不變形長度;③分析不同管串所對應的不變形長度與井眼曲率的關系,然后確定出與套管柱剛度相當的通井管柱結構。模擬下套管技術在 HB1-1D等井的成功應用,為大斜度井現場模擬下套管提供了理論依據。

河壩區塊 深井 大斜度井 模擬下套管 臨界井斜角 井斜角

0 引言

大斜度井作為解決井位部署難題和提高油氣單井產量的一種新井型,其主要特點最大井斜角大于55°,與大位移井(水垂比大于2.0)相比其水平位移較小。在大斜度井實鉆中,大多數井都面臨井眼軌跡控制難和套管難下入等問題,曾經在下套管中出現過中途被卡或下不到位等事故,最終不得以提前完鉆而導致定向鉆井失敗[1-6]。為了加快河壩區塊勘探開發進程,先后部署了一批嘉二段和飛三段為目的層的大斜度定向井。這些井多數具有井深大于5 000 m,鉆遇地層復雜(陸相和海相),造斜點深(大于4 000 m),最大井斜角大(大于55°)等特點,其中上部陸相地層傾角大,易井斜,軌跡控制難度大;地層呈不整合接觸,漏層多、位置不確定、地層承壓能力低,下部海相地層嘉五段—嘉四段鹽膏層發育,存在縮徑現象,下套管作業難度很大;同時由于勘探階段套管備材不足或更換扶正器等原因,也會進一步增加大斜度井下套管作業難度。筆者在大斜度井下套管方法基礎上,結合河壩區塊大斜度井特點,建立了井眼、套管相容性模型,并結合現場操作形成了模擬下套管技術,在 HB1-1D等井中得到成功應用。

1 大斜度井的特點及下套管方法

1.1 下套管方法

目前,大斜度井常采用下套管方法有:①常規下入法,邊下套管邊灌鉆井液;②常規漂浮法,套管下部灌鉆井液,上部掏空;③全掏空下套管,整個下套管過程不灌鉆井液;④使用漂浮接箍,下部套管掏空,上部灌鉆井液。其中,由于全掏空和常規漂浮下套管時易附件失效、發生井下復雜;漂浮接箍下套管具有設計和操作工序復雜等特點,為了方便設計和現場常推薦采用常規下入法。在采用常規法下套管時,一般前幾根套管逐根灌鉆井液,后續下套管采用間隔灌鉆井液,縮短套管在井下停止時間。

在大斜度井中,對斜井段常規下入法套管單元受力分析(見圖1),下套管作業時井口載荷為[6]:

式中:Wc為單位長度套管重量,αc為井斜角;當 F=0時,利用套管自重下入深度達到極限時,對應臨界摩擦角θc=tan-1(1/μ),其中μ為鉆井液摩阻系數。

圖1 單元套管受力分析圖

1.2 大斜度井特點

河壩區塊嘉二段或飛三段大斜度井具有特點:①造斜點在雷一段—嘉四段(大于4 000 m),水平位移小于1 500 m,斜井段與設計井深相比較小;②下套管作業前,在維護井眼穩定通暢條件下,常加入塑料小球或石墨等潤滑材料,降低鉆井液摩阻系數。因此,在大斜度井下套管中完全可依靠套管自身克服由于鉆井液黏性或井壁不規則所帶來的摩阻,但若在下套管過程中仍然明顯遇阻,則主要是由于套管串與井眼幾何形狀不匹配,即套管串剛度太大而導致套管串在井眼內出現“硬卡”問題。

2 模擬下套管技術

2.1 相容性模型

在采用常規下套管方法時,以套管串在井眼出現“硬卡”問題為臨界條件,建立套管、井眼幾何相容性模型(見圖2),其中B、C兩點是約束點,代表套管接箍或扶正器,兩個支點間是套管柱。在圖2中,R是長度為L(L=L1+L2)的套管柱可通過的最大井眼曲率半徑,在井眼直徑(Ds)、上下兩支點直徑ds1、ds2,套管外徑(d)給定前提下,可推導出套管柱所能通過的最大井眼曲率(K=1/R)。

圖2 套管—井眼相容性模型圖

2.2 模擬過程

首先依據現場鉆井液摩阻系數計算臨界摩擦角,與裸眼段內最大井斜角進行對比看能否采用常規下套管方法,在可采用常規下入法時再利用套管、井眼相容性模型,對下套管過程進行模擬分析,其主要步驟如下:①依據收集實鉆井眼資料,計算套管串和井眼兩種最小曲率半徑,分析無接箍套管能否下入井眼;②在上述①的分析基礎上,針對實際套管接箍或扶正器尺寸,以實鉆井眼數據反算出允許通過的套管串不變形長度(可理解為接箍或兩扶正器之間距離);③分析不同管串所對應的不變形長度與井眼曲率關系,然后確定出與套管柱剛度相當的通井管柱結構。

3 HB1-1D實例分析

3.1 第3次開鉆完鉆數據

井眼尺寸為`241.3 mm,井段為3 932～5 263 m,造斜點為4 021 m,在井深4 082.38 m處最大井眼曲率為28.78°/100 m,最大井斜角為67.98°,實測井徑為232.2 mm;鉆井液密度為2.18 g/cm3,摩阻系數為0.07;準備下入 `193.7 mm ×12.70 mm× TP125S套管,聚酯剛性扶正器外徑為228.6 mm,內徑為198 mm。

3.2 下套管模擬分析

鉆井液摩阻系數為0.07,對應臨界摩擦角86.00° (大于67.98°),可判斷采用常規下入法。

1)井眼/套管串最小曲率半徑計算。

2)模擬下帶`228.6 mm剛性扶正器的`193.7 mm套管柱。

由于實測井徑不準確,按井徑擴大率5%、10%和15%對帶`228.6 mm剛性扶正器的`193.7 mm套管柱反算允許通過的套管串不變形長度(見圖3),按井徑擴大率10%對3種不同管串剛度進行模擬,即計算不變形長度與井眼曲率關系(見圖4)。

由圖3可知,在井眼曲率一定情況下,帶`228.6 mm剛性扶正器的`193.7 mm套管柱,隨井徑擴大率增加不變形長度增加,在井徑擴大率10%條件下,其不變形長度為9.42 m,從理論上滿足1根套管安放1個扶正器的要求。由圖4可知3種管串結構中, `241.3 mm鉆頭+`177.8 mm鉆鋌+`237 mm穩定器通井鉆具組合與帶`228.6 mm的`193 mm套管串曲線重合度較高,說明了兩種管串剛度相當,理論上可采用`241.3mm鉆頭+`177.8 mm鉆鋌+ `237 mm穩定器通井鉆具組合進行通井作業。

圖3 帶`228.6 mm剛性扶正器的`193.7 mm套管串不變形長度與井眼曲率關系圖

圖4 3種管串不變形長度與井眼曲率關系圖

3.3 現場應用分析

利用模擬下套管分析結果,在下雙扶正器鉆具通井卡鉆事故解除后,起鉆更換單扶正器鉆具組合,使用`241.3 mm牙輪鉆頭+`177.8 mm鉆鋌3根+237 mm扶正器+`127 mm加重鉆桿29根+`127 mm鉆桿+`139.7 mm鉆桿鉆具組合完成通井作業,然后又順利下入了`193.7 mm尾管,并完成了注水泥施工作業。

4 結論

1)結合常規下套管方法,利用河壩區塊大斜度井特點,建立了套管、井眼相容性模型,并形成了模擬下套管技術。

2)模擬下套管技術在 HB1-1D等井獲得成功應用。現場實踐表明,該技術具有很好的適用性,能為大斜度井現場模擬下套管提供理論依據。

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[6]李維,李黔.大位移水平井下套管漂浮接箍安放位置優化分析[J].石油鉆探技術,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

中國石化項目“河壩區塊定向井鉆井工藝技術應用研究”(編號:GJ-109-0821)。

朱禮平,1981年生,工程師,碩士;2004年畢業于原西南石油學院石油工程專業,從事鉆井、固井等方面設計和科研工作。地址:(618000)四川省德陽市龍泉山北路298號。電話:13908105539。E-mail:zhulipingswpi@126.com

朱禮平等.模擬下套管技術在河壩區塊大斜度井中的應用.天然氣工業,2010,30(1):83-85.

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

2009-10-29 編輯 鐘水清)

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