川西超深长水平井套管安全下入技术应用.pdf

.173-第8 期川西超深长水平井套管安全下入技术应用李昱垚，王汉卿，睢圣（中石化西南石油工程有限公司钻井工程研究院）【摘要】川西雷口坡海相气藏主要采用丛式水平井组开发，开发井井深超过7 40 0 m，水平段长度普遍在140 0 18 0 0 m之间，目的层地层坚硬、非均质性强，储层较破碎，裂缝发育，易发生井壁失稳。同时，三开井眼尺寸16 5.1mm，套管尺寸127mm，环空间隙极小，套管安全下入难度极大。工程方传统的通井方式未针对超深长水平井井况特点采取措施，同时也缺乏有指导意义的参数评估套管下入风险。为此，本文通过分析井眼轨迹变化、井眼清洁控制、并壁稳定性、扶正器等因素对超深长水平井套管安全下入的影响，结合综合录井数据，建立井下摩阻实时监测模型，提出一套超深长水平井套管安全下入方案制定与执行的方法，形成具有区域推广意义的套管安全下入施工流程。该方法成功应用于现场4口井下套管施工，确保套管顺利下至预设井深。【关键词】超深长水平井；井眼清洁；临界摩阻系数；套管安全下入前言川西海相雷口坡组气藏是中石化继普光气田、元坝气田之后在四川地区发现的又一海相大气藏。区块目前采用丛式水平井组开发，垂深超过57 0 0 m，斜深超过7 40 0 m，水平段长普遍在14001800m。该区块目的层水平段地层硬、非均质性强，工具井下振动剧烈，井眼轨迹调整频繁；储层较破碎，裂缝发育，易垮塌；小井眼长水平段钻进过程中岩屑难以清除。而长水平井的井眼清洁状况对套管安全下入至关重要，井眼清洁不到位，岩屑床堆积，环空间隙变小，井下摩阻增大，导致套管下入困难甚至无法到达指定深度，造成较大经济损失-1。目前，川西海相超深长水平井套管安全下入难度巨大，前期施工井PZ6-4D、PZ5-2 D、PZ6-6 D油层套管均未下入预定位置。工程方传统的通井方式未针对超深长水平井井况特点进行有效的井眼清洁，未详细分析井眼轨迹、井壁稳定性、井眼清洁控制、扶正器等因素对套管安全下入的影响，缺乏有指导意义的参数评估套管下入风险。因此，本文通过分析以上因素对超深长水平井套管安全下入的影响，提出以超深长水平井井下摩阻系数计算作为套管安全下入的风险评估手段，形成此类套管安全下入技术措施制定思路，降低套管下入过程中的阻卡风险。1套管安全下入影响因素1.1井眼轨迹井眼轨迹主要从两个方面影响套管下入阻力：一是影响套管与井壁的接触形式。高狗腿度井段套管与井壁之间的接触迅速由点接触向面接触转变，大大增加套管受到的摩阻。二是影响岩屑堆积，井眼轨迹的变化较大的井段极易导致岩屑床的堆积，继而进一步增加套管下入摩阻。1.2井壁稳定性井壁稳定性对于井眼清洁至关重要。井壁失稳产生的大量掉块以及井径扩大对下套管前井筒准备影响较大。通井过程中多次的起钻造成抽汲压力重复产生，可能导致ECD低于塌压力当量密度而无法维持井壁稳定，最终导致井壁进一步失稳，为安全下套管带来极大的难题。1.3井眼清洁控制井眼清洁控制的关键是采用合理的工程参数有效携岩。大斜度井/长水平井水平段堆积的岩屑床往往存在上下两层，以“滚砂流”的形式运移。上层流动岩屑运移时，岩屑在重力作用下移动一段距离后垂沉到井筒低边，如此往复，形成岩屑床的堆积。通过钻杆旋转，由于钻井液的粘性耦合效应，将钻杆附近井筒低边堆积岩屑床搅作者简介：李昱垚（19 9 5-），毕业于中国石油大学（华东），获工学硕士学位，中级职称，从事钻井工程相关的科研和设计工作。174-2023年第2 6 卷节能安全石油和化工设备动至井筒高边，高边的高速流体起到传输带作用4，将岩屑运移出井筒，从而使岩屑床得到有效清洁。如图1所示。高速流动区粘性耦合效应旋转搅动低边岩屑床图1井筒井眼清洁示意图因此，大井斜段上层岩屑床清洁的主控因素为：转数、钻井液性能、排量、循环时间。而下层沉积岩屑床，仅依靠钻井液冲刷难以实现有效清洁，往往需要通过倒划眼工艺将岩屑携带出井。1.4扶正器优选扶正器的结构设计对岩屑通过率和岩屑返出效率有较大的影响。通过优化扶正器的几何形态（包括倒角、转角、过流面积）增强岩屑的通过性与过流面积，提高井筒的清洁效率，从而降低通井过程中岩屑床堆积产生的憋泵风险。2套管安全下入技术现以PZ5-3D井为例，分别针对其井眼轨迹、井壁稳定性、井眼清洁控制、扶正器优选四个方面展开讨论，制定通井循环方案，并且建立井下摩阻系数的计算方法，用以评估下套管的风险。2.1试验井基本信息试验井三开均采用165.1mm钻头完钻，下入127mm套管，环空间隙极小，套管居中下入环空间隙仅为19.0 5mm，井眼清洁不到位或者管柱屈曲度过大后极易造成套管阻卡，安全下入风险极高。试验井井身结构如表1所示。表1PZ5-3D井身结构及套管程序开次井身结构套管程序导管444.5mmX766.9m 365.1mmX766.9m一开333.4mmX3551m282.6mmX(0-986.97)m、2 7 3.1mmX(986.97-3551)m三开241.3mmX5866m193.7mmX5865.3m三开165.1mmX7476m127mmX7380m2.2试验井井况分析PZ5-3D井A靶斜深6 3 9 5m，裸眼段最大狗腿度达19.8/10 0 m，常规螺杆钻进井段7 2 6 6-7 2 9 9 m，井斜下降过快，起钻下入增斜组合，井斜变化较大（8 7.5-8 6.9-8 5.5-8 5.7-8 5.8），岩屑床易堆积，为重点监测井段。该井在三开钻井过程中6 8 0 0-6900m、7 2 0 0-7 3 0 0 m 均发生严重的井壁失稳，原设计中提示塌压力当量密度为1.3 9 g/cm。而该井第二趟双扶通井过程返出大量新掉块，计算第一趟双扶通井起钻的全井段抽汲当量密度，如图2所示，6 8 0 0 m-7300m井段通井钻井液密度1.51g/cm，而起钻抽汲当量密度为1.44g/cm，表明此时实际塌压力当量密度应大于1.44g/cm。当前钻井液密度无法维持井壁稳定，需及时调整钻井液密度与性能，同时为减轻抽汲压力的影响，计算控速带泵起钻情况下的井底当量密度 5，如图3 所示：（1）左图：不开泵，不旋转，起钻速度5m/min条件下直起的ECD为1.42 g/cm，低于塌压力当量密度；（2）右图：带泵起钻，转数40 rpm，排量2 0 L/S，上提速度2 0 m/min，ECD 为1.58 g/cm，确保井壁稳定。抽及雪型猫环凝度对耐钻速度蚊练性1.00020001.00040005.000M6000-7.000747641451.555.0m/mg.C0100m/mnEC0-15m/mintCD-.200mV/mimIcoCalcularedSwabICDForecantPUECO-om/mnESO1oLOmnESDSuniste.M15.0m/mnES020.0mV/mmESD图2 双扶通井全井段抽汲当量密度分布175-李昱垚等川西超深长水平井套管安全下入技术应用第8 期2.3井下摩阻系数计算三维软杆模型假设井下管柱轴线形状与井眼轨迹相同，且为细长弹性体，沿井眼轨迹将管柱离散为dl的微单元体：Tia=T,+(W,dlcosaN,)(1)Mi+=M,+N,r(2)N,=(T,Apsina)+(W,dlcosa)?(3)F=uN,(4)动与抽设当量添环宝度-超下粘速度敏撼性Vm23imGYOSNC5.55ONC4O340161/m1.000.1,000-148249/2725020008.000300MXDIRLMXRL5.0006.000-7.4764135141.51.55161414515161851710mmnso50mminso5.0m/mmsoTam/minso160mminSO7.8mymln50200m/mns029m/mins0240m/mm20240mumgPU图3 激动与抽汲当量循环密度对起下钻速度敏感性（左图：不开泵，不旋转，起钻速度5m/min，右图：转数40 rpm，排量2 0 L/S，起钻速度2 0 m/min）式中：Ti+1、T i 分别为第i根管柱微单元上下端的轴向力，N；Mi+1、Mi 分别为第i根管柱微单元上下端的扭矩，Nm；N为第i根管柱微单元与井壁接触的正压力，N；W为第i管柱单元浮重，N；为摩擦系数；r为套管单位半径，m；a、a、分别表示井斜角、井斜角增量、方位角和方位角增量，（）；F表示摩阻，N；管柱向上运动时取“+”，向下运动时取“一”。对于局部井段狗腿度较大及厚壁套管段，套管刚度对摩阻扭矩的影响 6 ，引入附加刚性正压力Nr，即修正软杆模型，管柱与井壁接触正压力由原软杆模型中接触正应力N;与附加刚性正应力N两部分组成，N，为：1-cOs(KAL)N,=96EI(D-D)AL-3(5)K24(D-D。)70.5L=(6)K式中：E为管柱材料弹性模量，N/m；I 为管柱的惯性矩，m*；K 为井眼曲率，（)/3 0 m；D 为井眼直径，m；D o 为套管外径，m；L 为套管附加刚性正压力的管柱段长度，m。本文采用现场实测扭矩与悬重值，基于修正三维软杆正模型对井下摩阻系数进行实时拟合反算，并以井下摩阻系数作为套管安全下入的参考值，实时监测井下摩阻系数用以判断井眼清洁与井下摩阻情况。如图4，试验井经过双扶通井及三扶通井后，摩阻系数由0.1 5下降至0.1 2，井眼清洁程度明显提升。2.4安全下入方案制定思路套管安全下入方案的制定流程如下：首先收集井身结构、井眼轨迹、钻井液性能、套管串组合（包括扶正器类型和安放位置）、钻井过程中复杂故障等基本数据；井眼轨迹分析：明确井眼轨迹变化较大的井段，尤其局部狗腿度较大，井斜变化大的关键井段，易发生的屈曲与岩屑床堆积情况，在制定通井方案时要尤其注意；井眼清洁程度分析：由井身结构所决定的井眼尺寸的相对大小存在达到井眼有效清洁的转数、排量、钻井液流变参数、循环时间存在最低要求，倒划眼操作是清洁下层静岩屑床必要手段。定制井眼清洁方案时根据井况设置转数、排量、钻井液流变参数、循环时间的参数值，结合中关键井段采取定点循环清砂的技术措施。井壁稳定性分析：根据钻井过程中记录的复杂故障，对于钻进过程中已发生井壁失稳的情况，5.800-5.600c4m139.7mm36.760/m.5135.1057856.000m6.000.2964s945m6.28m:6356.300表3 0 06.300-6.9007.2007.2007,4761.4001.5001.60007921.8001.8002.000力ey7A76146013001.6007001801.9002:0001FFSO015FFSO-0.2.FFSO-.0.25FF50-03F.50-BackMeasuredSOHencalBuckengCit-RieHoatAontHelicalBuckinaCimt图4PZ5-3D双扶通井（左）、三扶通井（右）静放摩阻系数176-2023年第2 6 卷节能安全石油和化工设备需密切关注和准确计算当量循环密度（ECD），重新确定塌压力，以便及时调整钻井液密度与性能，避免井壁失稳情况的进一步恶化；扶正器优选：优选几何形态（包括倒角、转角、过流面积）合适的扶正器，增强岩屑的通过性与过流面积，降低通井过程中岩屑床堆积产生的憨泵风险；实时摩阻监测：结合修正三维软杆模型，通过实时摩阻系数监测计算来判断通井井眼清洁程度，是否达到下套管指标要求。（同一区块类似井身结构的井下套管前最后一次通井下钻摩阻系数具有参考意义）；基于以上分析结果，制超深长水平井套管安全下入方案制定井眼轨迹分析井眼清洁分析井壁稳定性分扶正器优选修正维软杆模型井下套管安全下入初步方案摩阻实时结合邻井数据，实时分析通井过计算程中各因素对管柱下入摩阻的影响否判断是否达到套管安全下入安全摩阻系数范围工是转入下套管工况套管安全到位图5套管安全下入技术流程图定套管安全下入方案与配套技术，并进行实时摩阻监测，根据实际井况调整技术措施，根据下套管前最后一趟通井下钻的摩阻系数判断是否可转入套管下入工况。整体流程如图5所示。2.5现场应用效果套管安全下入技术现场应用4口超深长水平井，均采用三开制井身结构，三开井眼直径1 6 5.1 mm，三开套管直径1 2 7 mm，水平段长10811806m。通过井眼轨迹分析、井眼清洁情况分析、井壁稳定性分析、扶正器优选等四个方面的评估分析，制定了套管安全下入方案，得出了区块参考价值的通井摩阻系数范围与套管安全下入摩阻系数范围。为此后同一区块超深长水平井套管安全下入提供了参考。为降低套管下入摩阻，主要采取了以下几个方面的技术措施：针对井眼清洁情况，通井顶驱转速8 0-1 0 0 r/min，排量介于1 8-2 0 L/s，调整钻井液范式旋转粘度计6 转读数介于6-7，循环时间根据水平段长度具体计算；针对井眼轨迹变化的关键井段采取定点循环清砂的技术手段，保持有效循环参数，破坏由井眼轨迹/井斜变化导致的堆积岩屑床；针对易发生井壁失稳的井段，井壁一旦发生失稳，塌压力会随着井壁失稳情况恶化而增加，密切监测通井过程中的当量循环密度，及时调整钻井液密度与性能，确保井壁稳定；实时监测井下摩阻，参考邻井下套管前通井的摩阻系数判断是否可转入下套管工况。现场4口井施工情况表明（表2），该技术有效帮助三开套管顺利下入预设井深，对川西海相超深长水平井套管的安全下入具有一定指导意义。表2 现场应用井情况统计井号井深m水平段长m三扶摩阻系数下套管摩阻系数现场施工PZ6-3D745614430.120.150.15顺利下深7 2 7 0 mPZ6-1D770716360.080.1顺利下深7 6 8 7 mPZ5-1D820818060.10.2顺利下深8 1 0 0 mPZ5-3D745610810.130.20.25顺利下深7 3 8 0 m3结论1）川西海相超深长水平井井眼清洁主要控制参数应满足：顶驱转速8 0-1 0 0 r/min，排量介于1 8-20L/s，钻井液6 转读数介于6-7，循环时间根据水平段长度具体计算，才能实现井眼的有效清洁。2）对于局部狗腿较大、井斜变化大的关键井段进行定点循环清砂能有效降低岩屑床堆积。3）对于施工过程中已发生井壁失稳的井段应当尤其注意，实时计算井下当量循环密度，判断(下转1 7 9 页）(上接1 7 6)179第8 期王松高寒地区油田管道腐蚀泄漏分析及对策研究项目及相关技术标准执行检测。3.5实施埋地管道一体化服务目前油田埋地管道由多个企业制造、不同单位施工、检测和运维不统一，零散管控不利于质量责任落实。采用管道“二接一”自动化生产线，如下图2 所示，大幅提升了管道预制效率和质量。以一个工程为试点，开展油气田埋地管道设计、制造、施工、检测、运维一体化运行服务，推行质量包保责任制，减少管道腐蚀老化问题，延长管道运行时限。图2 管道“二接一”自动化生产线井下塌压力当量密度，以便调整钻井液密度与性能。4）此类超深长水平井套管安全下入方案的制定应当综合考虑井眼轨迹变化、井眼清洁控制、井壁稳定性、扶正器类型等影响因素，可参考邻井通井摩阻系数，实时监测井下摩阻系数，判断是否达到转入下套管工况的指标参数，为现场施工提供参考依据。参考文献1李文哲,文乾彬,肖新宇,唐梁,冯伟,李倩,刘素君.页岩气长水平井套管安全下入风险评估技术 J.天然气工业,2 0 2 0,40(0 9):9 7-1 0 4.2康海涛，白俊成,蔡云平,张涵池.马深1 井超深小钻孔井眼4结论高寒地区地理环境、气候导致埋地管道腐蚀程度较高，与长输管道对比分析，减少油田管道腐蚀需要从设计、管道制造、施工过程和运行管理等方面进行全面提升，实施埋地管道一体化服务，对保障油田安全稳定生产，提升管道本质安全，延长管道的使用寿命，更好地为油田稳产保驾护航。参考文献1翟博,文杨博,张巧生.长庆油田地面管道泄漏原因分析及防治对策 .油气田地面工程,2 0 1 7,3 6(0 4):7 0-7 2.2葛小海.萨中油田埋地管道腐蚀原因分析与对策 .油气田地面工程,2 0 1 8,3 7(0 7):8 5-8 8.3庞栋.输气管道内腐蚀分析与对策 J.中国设备工程,2 0 2 2,(1 3):1 52-1 54.4庞栋.埋地油气管道腐蚀原因分析及对策探讨 .中国石油和化工标准与质量,2 0 1 8,3 8(1 1):3 4-3 5.5南松玉.油田金属管道和容器腐蚀原因分析及对策 .全面腐蚀控制,2 0 2 2,3 6(0 4):3 1-3 2.收稿日期：2 0 2 3-0 5-2 1 修回日期：2 0 2 3-0 7-1 3准备及套管下入技术 J.石油钻采工艺,2 0 1 6,3 8(0 5):58 3-58 7.DOI:10.13639/j.odpt.2016.05.008.3谭元铭，段海波，李若莹，黄薇.川西地区水平井下套管复杂情况分析及改进措施 J.探矿工程（岩土钻掘工程),2 0 1 8,45(1 2):1 6-1 9+2 3.4李振川,姚昌顺,胡开利,兰祖权.水平井井眼清洁技术研究与实践 .新疆石油气,2 0 2 2,1 8(0 1):48-53.5高永德,董洪铎,胡益涛,陈沛，程乐利.深水高温高压井钻井液当量循环密度预测模型及应用 J.特种油气藏,2 0 2 2,2 9(0 3):1 3 8-1 43.6范光第,黄根炉,李绪锋,王丽.水平井管柱摩阻扭矩的计算模型 .钻采工艺,2 0 1 3,3 6(0 5):2 2-2 5+1 1.基金项目：中石化石油工程技术服务有限公司项目“川西海相三开制井关键钻井技术先导试验金”（编号：SG19-87X）收稿日期：2 0 2 3-0 2-1 1 修回日期：2 0 2 3-0 6-0 1