大位移水平井下套管漂浮接箍安放位置优化分析

第37卷第3期2009年5月 石 油 钻 探 技 术PETROL EUM DRILL IN G TECHN IQU ES
Vol 137,No 13
May ,2009
收稿日期:2008-04-01;改回日期:2009-03-13
作者简介:李维(1983—
),男,四川德阳人,2006年毕业于西南石油大学石油工程专业,油气井工程专业在读硕士研究生。

联系电话:(028)83030603
#固井与泥浆!
大位移水平井下套管漂浮接箍安放位置优化分析
李　维　李　黔
(西南石油大学石油工程学院,四川成都　610500)
摘　要:大位移水平井由于水平段长、垂深浅、水垂比大、套管加压能力有限,易因为粘卡造成套管不能顺利下到位,给固井作业带来了困难。

预测了大位移水平井采用常规下套管工艺的摩阻载荷,分析了漂浮下套管的技术原理与优势,计算了漂浮接箍安放在井深不同位置处的摩阻载荷,对摩阻载荷随井深的变化趋势进行了分析,结果表明,运用漂浮下套管技术能够保证大位移水平井套管的安全下入,漂浮接箍的初始安放位置选择在临界阻力角处,且经过优化分析,当漂浮接箍安放在最优化井深处时,摩阻载荷最小,漂浮下套管的技术优势得到了最大程度的发挥。

关键词:下套管;漂浮接箍;水平井;摩擦
中图分类号:TE256+12 文献标识码:B 文章编号:1001-0890(2009)03-0053-04
自水平井和大位移井问世以来,如何保证水平井、大位移井尤其是大位移水平井套管的安全下入,一直是固井科研人员研究的热门课题。

漂浮下套管技术是解决这一问题最为有效的方法之一[1]。

该技术通过在套管串结构中加入漂浮接箍,利用漂浮接箍与套管鞋中间套管内封闭的空气或低密度钻井液的浮力作用,来减小套管下入过程中井壁对套管的摩阻,以达到套管安全下入的目的。

但对于漂浮接箍在套管串结构中安放位置的研究和分析,尤其是如何安放漂浮接箍,才能最大限度地发挥漂浮下套管技术的优势,国内外研究甚少。

因此,优化分析漂浮接箍的安放位置,对于运用漂浮下套管技术解决长水平段水平井套管下入的问题,有着重要的实际意义。

1　基本数据
某大位移水平井的井身结构如图1所示。

三开采用<24113mm 钻头钻至井深1927162m ,<17718mm 油层套管下至井深1924100m 处,水泥返至地
面。

大位移水平井井眼轨道参数见表1。

水平段长度达到1153123m ,而最大垂深仅为598100m ,造斜段井眼狗腿度最大达到20°/100m ,水平段较长。

因此,在油层套管下入过程中,由于水平段较长以及
井眼粘卡等井眼条件所带来的高摩阻造成油层套管
图1　大位移水平井井身结构
下入困难,能否安全下入到位决定了完井作业的成
败。

图2所示为该大位移水平井采用常规工艺下套管的井口载荷分布规律。

从图2可看出,随着套管下入深度的增加,井口载荷先增大后减小;在井深650m 处,井口载荷达到最大,随着套管的进一步下入,井口载荷随之减小,并基本呈线性递减变化规律;在套管下至井深1269m 处时,井口载荷为0,此时,利用套管自重下入达到极限,再向井眼深处下入套管出现困难,此时需要额外的井口加压装置来辅助套管下至预定井深,并且随着下入深度的增加,需
表1　大位移水平井轨道参数
井深/m井斜/(°)方位/(°)垂深/m水平位移/m南北/m东西/m狗腿度/(°)・(100m)-1工具面/(°) 000000000 310.810180310.8100000 697.2677.29180590.27223.45-223.450200 774.3991.17180598.00300100-3001000180
1897.6291.171805751001423100-14231
00000
1927.6291.17180574.391452.99-1452.99000
要加压装置提供的下压力增大,要使套管下至设计井深1924m处,需要井口加压装置提供203176 kN的轴向载荷。

图2　常规下套管工艺井口载荷预测
通过计算分析可知,笔者所述大位移水平井采用常规下套管工艺无法顺利将套管下至设计井深,需要额外的井口加压装置才能保证套管顺利下到位,而目前采用井口加压装置下套管技术工序复杂,进度慢,且成本较高,因此需要新的下套管工艺技术来满足这一亟需改变的现状。

国内外在大量研究和试验的基础上认为:漂浮下套管技术是目前解决大位移水平井下套管困难最为有效的方法之一。

2　漂浮接箍初始安放位置计算
漂浮下套管的核心问题是漂浮接箍的选择以及漂浮长度的确定。

目前,不同公司生产的套管漂浮组件,其工作原理因内部结构不同而有所不同。

漂浮长度的确定主要依据井眼轨迹、钻井液体系和性能、井眼质量(集中反映为套管和裸眼之间的摩擦系数)等因素来确定[1]。

漂浮下套管的管串结构为:引鞋+短套管1根+套管1根+浮箍+套管串+漂浮接箍+套管串。

其中:在引鞋后加入1根短套管主要是为了确保套管“抬头”,降低大位移水平井下套管摩阻,漂浮接箍以下套管内封闭空气,使水平段的套管尽可能轻,垂直段的套管尽可能重,使套管柱在钻井液中处于“漂浮”状态,因而减小了其下入阻力。

在确定漂浮下套管管串结构后,需要计算漂浮接箍的安放位置,使漂浮下套管时的摩阻最小,在确定漂浮下套管时漂浮接箍的安放位置时,采用试算法来进行优化分析。

而比较准确的选择漂浮接箍的初始安放位置,能够大大简化漂浮接箍安放位置优化分析的工作量。

在大位移水平井下套管过程中,垂直井段套管可以依靠自身重力克服井壁的不规则和井眼形状改变所带来的摩阻载荷,当套管进入造斜井段后,由于套管自身的刚度以及和井壁的摩擦,套管受到摩阻力的作用,向下运动的趋势减弱,在临界阻力角处,套管处于平衡状态,此时套管再往井眼深处下放,需要外界力的作用。

漂浮接箍安放位置初始计算点就选择在大位移水平井临界阻力角处。

根据式(1),在临界阻力角处,套管单元在井内只受重力和阻力作用,具有不再向下滑动的趋势;根据式(2),临界阻力角仅为井内套管与井壁摩擦系数的函数[3]。

因此,在进行漂浮下套管漂浮接箍安放位置优化分析时,将井眼内该处作为初始计算点。

W cosθc=μW sinθc(1)
θ
c=tan-1(1/μ)(2)式中,W为套管自重,N;θc为临界阻力角,(°);μ为套管与井壁的摩擦系数。

根据笔者所述大位移水平井的实际井眼情况,通过计算其临界阻力角,选择井深664m作为漂浮接箍安放位置的初始计算点。

3　漂浮接箍安放位置优化分析
3.1　漂浮接箍安放在井深664m
漂浮接箍初始安放位置选择在井深664m时,漂浮下套管过程中井口载荷随井深的变化趋势如图3所示。

随着套管下入深度的增加,套管在直井段时,主要受套管自重的影响,井口载荷增大。

当套管
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进入造斜井段时,弯曲井眼所带来的摩阻将使井口载荷减小,此时套管下入变得越来越困难,但由于运用了漂浮下套管技术,即使在井口载荷最小时,仍然大于0,套管依然可以依靠自重顺利下入。

当漂浮套管段进入水平段后,由于套管柱内部封闭空气,因而受钻井液浮力作用,摩阻降低,井口载荷随之增大,并且漂浮套管柱进入水平段长度的增加,其漂浮作用更加明显,井口载荷也显著增大。

当漂浮套管段全部进入水平段时,井口载荷达到最大。

此后,随着套管柱的进一步下入,漂浮接箍上部套管柱由于灌注钻井液,造斜段的摩阻增大,因此,井口载荷略有减小。

图3　漂浮接箍在井深664m 时井口载荷随井深的变化
从整个漂浮下套管过程中井口载荷随套管下入深度的变化趋势可以看出,运用漂浮下套管技术可以明显改变常规下套管工艺不能将套管下到位的困难,但将漂浮接箍安放在井深664m 处时,整个漂浮下套管过程井口载荷最低仅为1194kN ,安全系数较低,如果遇到井底复杂情况,有可能导致下入困难,因此需要优化漂浮接箍的安放位置。

3.2　漂浮接箍安放在井深774m
漂浮接箍安放在井深774m 处时,漂浮下套管过程井口载荷随井深的变化趋势与漂浮接箍安放在井深664m 处时相同,只是随着安放位置的下移,进入水平段井眼没有封闭空气段的套管柱长度增加,因此在套管漂浮下入后期,井眼对套管柱的粘卡效应增强,摩阻载荷增加,井口载荷下降趋势更明显(如图4所示),但从整个漂浮下套管过程井口载荷的变化趋势可以看出,井口载荷的最低值却提高到10kN ,与漂浮接箍安放在井深664m 处相比,井口
载荷余量更大,对于套管的安全下入更为有利。

3.3　漂浮接箍安放在井深884m
当漂浮浮箍安放在井深884m 处时,
漂浮下套
图4　漂浮接箍在井深774m 时井口载荷随井深的变化
管过程井口载荷随井深的变化趋势与漂浮接箍安放在井深664和774m 两个位置处相同,随着漂浮接箍安放位置的再次下移,进入水平井段未封闭空气套管柱的长度增加,在套管漂浮下入后期,摩阻也相应增大,井口载荷进一步降低(如图5所示),但整个漂浮下套管过程中井口载荷的最低值却提高到20kN ,与漂浮接箍安放在井深664和774m 处相比,
井口载荷余量更大,更有利于套管的顺利下入,漂浮下套管的技术优势也得到进一步发挥。

图5　漂浮接箍在井深884m 时井口载荷随井深的变化
3.4　漂浮接箍安放在井深984m
当漂浮接箍的安放位置再次下移到井深984m 处时,虽然井口载荷随井深的变化趋势与漂浮接箍安放在管串结构上部三个位置相同,但由于安放位置过于靠近套管鞋,未漂浮套管柱进入水平段的长度过长,导致最后下入过程的摩阻载荷太大,因此,整个漂浮下套管过程的井口载荷最低值降至1111kN (如图6所示),与漂浮接箍安放在井深664、774和884m 三个位置相比,不利于套管的安全下入,也不利于漂浮下套管技术的优势发挥,因此需要重新选择漂浮接箍的安放位置,并与已计算结果进行比较、分析,以发挥漂浮下套管的技术优势,确保套管顺利下入。

从漂浮接箍安放在套管串结构不同位置处的计
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55・第37卷第3期 李　维等:大位移水平井下套管漂浮接箍安放位置优化分析
图6　漂浮接箍在井深984m 时井口载荷随井深的变化
算结果与分析可知,漂浮接箍安放位置的优化分析是非常必要的,对于套管柱的安全下入与漂浮下套管技术优势的最大限度发挥有着重要的指导意义。

4　结　论
1)大位移水平井由于水平段长、垂深浅、套管下
入过程中摩阻力大,应用常规下套管工艺往往不能
将套管下到位,漂浮下套管技术可以解决这一技术
难题。

2)漂浮接箍安放位置的不同使应用漂浮下套管技术下入套管的难易程度不同,在临界阻力角处,套管处于平衡状态,漂浮接箍安放位置初始计算点选择在临界阻力角处。

3)通过试算优化分析漂浮接箍的安放位置,使漂浮下套管过程中的摩阻最小,漂浮下套管技术发挥最大优势,能够保证套管顺利下到位。

参　考　文　献
[1]　陈建兵,安文忠,马健.套管漂浮技术在海洋钻井中的应用
[J ].石油钻采工艺,2001,23(5):19-22.
[2]　金业权,王锡文.漂浮接箍安装位置的理论计算[J ].江汉石油
学院学报,2001,23(2):6-7,12.
[3]　Rae G ,Williams H ,Hamilton J.Selective flotation of casing
from a floating vessel[R ].SPE 88841,2004.
[审稿　马开华]
Optimization of Float Collar Position in Extended R each Wells
Li Wei Li Q ian
(College of Pet roleum En gi neeri ng ,S out hw est Pet roleum U ni versit y ,Chen g d u ,S ichuan ,610500,Chi na )
Abstract :Differential casing sticking tend to occur during running casing st ring into an extended reach well due to it s long horizontal hole section ,shallow vertical dept h ,large displacement 2vertical ratio ,limit 2ed casing st ring weight along it s axis.The casing drag while using co nventional casing running technology was predicted ,t he t heory and advantage of casing floating running technology was analyzed and t he friction resistance when float coupling set in t he different place were calculated.Result s show t hat t he casing float 2ing running technology allows us to run t he casing safely in t he super long horizo ntal well ,t he initial set 2ting place of float coupling choice is critical resistance angle ,and after analysis ,when float coupling is set in t he optimized well dept h ,t he friction resistance is minimum ,t he advantage of casing floating running is maximum.
K ey w ords :casing running ;float collar ;horizontal well ;friction
石油钻井中应用生物酶技术获得突破
在石油钻井过程中,钻井液发挥着防止井壁渗漏和保护油气层的双重作用。

当钻井遇到油气富集地层
时,地层多不稳定,极易发生漏失、坍塌等复杂情况,此时钻井液的护壁防漏功能显得尤为重要。

而普通钻井液要起到很好的护壁防漏作用,就必须提高其固相含量和黏度,但这样又会污染油气层。

研制开发既能防止井壁漏失坍塌,又能有效保护油气层的钻井液,成为我国石油钻井领域的一大难题。

为此胜利油田经过科研攻关,研制出了生物酶可解堵钻井液体系,该钻井液体系能够在井壁上形成薄而坚韧的隔膜,这种隔膜的渗透率极低,几乎为零,维护井壁稳定的效果良好。

该钻井液体系在曲堤、淮北以及吉林等油田的34口井进行了现场试验,油井的原油采收率平均提高25%以上,地层渗透率恢复率90%以上。

这表明该钻井液体系既能有效防止井壁漏失坍塌,又能有效保护油气层。

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