劉德平 李江 朱莎

中國(guó)石油天然氣集團(tuán)公司川慶鉆探工程公司

廣安002-H1井長(zhǎng)水平段篩尾管下入技術(shù)

劉德平 李江 朱莎

中國(guó)石油天然氣集團(tuán)公司川慶鉆探工程公司

劉德平等.廣安002-H1井長(zhǎng)水平段篩尾管下入技術(shù).天然氣工業(yè),2010,30(6):67-68.

四川盆地廣安構(gòu)造廣安002-H1井完鉆井深4055m,水平位移2499.13m,其中水平段長(zhǎng)2010m,最小井斜為87°、最大井斜為91.96°,創(chuàng)川渝氣區(qū)水平段最長(zhǎng)的紀(jì)錄。該井是典型的短直井段、長(zhǎng)水平段水平井,下鉆至井深3300～3500m就不能正常下入,必須通過旋轉(zhuǎn)、劃眼才能下鉆至井底。為了確保?139.7mm篩尾管能順利下入,進(jìn)行了下入條件計(jì)算和下入難度分析,采用滾輪扶正器模擬剛度通井、增加下入推力等技術(shù)措施,順利地把?139.7mm篩尾管下至井底。該技術(shù)為短直井段、長(zhǎng)水平段水平井篩尾管下入設(shè)計(jì)和施工積累了經(jīng)驗(yàn)。

水平井 長(zhǎng)水平段 篩尾管下入技術(shù) 四川盆地 廣安構(gòu)造

0 引言

廣安002-H1井位于四川盆地廣安構(gòu)造大興場(chǎng)高點(diǎn)北翼,該井水平段鉆井采用斯倫貝謝地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)完成水平段鉆進(jìn),儲(chǔ)層鉆遇率為88.22%,PDC鉆頭與旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)顯示了較好的鉆井特性,機(jī)械轉(zhuǎn)速為9～12m/h,是該地區(qū)同層位鉆速的3倍,鉆至井深4055m完鉆,其中水平段長(zhǎng)2010m。

1 基本情況

1.1 井眼軌跡

井眼軌跡垂直投影如圖1所示,井身結(jié)構(gòu)數(shù)據(jù)如表1所示。

1.2 鉆井液性能

鉆井液密度為1.05g/cm3、黏度為45s、失水為4mL、濾餅為0.5mm、切力為1.5～12Pa、含砂為0.2%、p H值為9。

1.3 地層分層

地質(zhì)分層為:沙二段為783m;沙一段為1202m;涼高山組為1357m;過渡層為1365m;大安寨組為1441m;東岳廟組為1566m;珍珠沖組為1704m;須六段為1771m。

圖1 井眼軌跡垂直投影圖

表1 井身結(jié)構(gòu)數(shù)據(jù)表

2 水平段鉆進(jìn)及摩阻情況

2.1 水平段鉆進(jìn)鉆具組合

1)?215.9mm鉆頭×0.36m+旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)×4.10m+RCV接收器×1.75m+柔性短節(jié)×2.9m +電阻率成像測(cè)量×3.64m+伽馬中子密度×8.04m+MWD×8.51m+?165.1mm無磁鉆鋌×9.39m+?127mm無磁鉆桿×9.35m+回壓閥+?127mm鉆桿×2600m+?127mm加重鉆桿×26.5m+隨鉆震擊器+?127mm加重鉆桿×53.5m+?127mm鉆桿。

2)該井無磁鉆鋌及以下斯倫貝謝工具長(zhǎng)為38.69m,帶有4支扶正器,最大外徑為210mm,最小外徑為206mm,電阻率成像測(cè)量長(zhǎng)度為3.64m,外徑為210mm,本體最小外徑為168mm。

2.2 水平段鉆進(jìn)實(shí)際摩阻情況

該井套管內(nèi)摩阻為40～60kN、2010～2600m摩阻為240～320kN、2600～3000m摩阻為280～400kN遇阻、3000～3400m摩阻為340～520kN,多次下鉆至水平段井深3400～3600m遇阻,下壓400～640kN不能下行,采用劃眼才能下至井底,該段井斜為88°～90°、水平段狗腿度均在2°以內(nèi)[1-2]。

3 長(zhǎng)水平段篩尾管下入難度分析

3.1 下入篩尾管條件計(jì)算

3.1.1 井眼最小曲率半徑

以最大全角變化率計(jì)算井眼曲率半徑,全角變化率反映了井眼實(shí)際井斜變化,也反映了井眼實(shí)際方位變化,裸眼段最大全角變化4.2°/8m,折算100m全角變化為52.5°。

式中:Rhmin為井眼最小曲率半徑,m;Δ α<為全角變化率,(°)/100m。

3.1.2 篩尾管可能下入的井眼最小曲率半徑

該井下入篩尾管為鋼級(jí)N80、?139.7mm,壁厚為7.72mm管材,鋼材屈服極限為5011kg/cm2。

式中:Rcmin為篩尾管可能下入井眼最小曲率半徑,m;E為鋼材彈性模量(2.1×106),kg/cm2;D為篩尾管外徑,cm2;δS為鋼材屈服極限,kg/cm2;K1為抗彎安全系數(shù),取1.80;K2為死扣連接部分安全系數(shù),取1.75。

計(jì)算結(jié)果92.21m=Rcmin

3.1.3 計(jì)算本井實(shí)際抗彎安全系數(shù)(K1′)

計(jì)算結(jié)果2.13=K1′>K1=1.80,證明?139.7mm篩尾管能夠下入。

3.1.4 剛度對(duì)比

該井無磁鉆鋌及下斯倫貝謝工具長(zhǎng)為38.69m,本體最小外徑為165.1mm,以該段最小外徑為165.1mm計(jì)算與?139.7mm篩尾管剛度比值(C)。

式中:D鋌為下部鉆柱外徑,cm;d鋌為下部鉆柱內(nèi)徑, cm;D管為篩尾管外徑,cm;d管為篩尾管內(nèi)徑,cm。

計(jì)算結(jié)果C=5.03,從剛度對(duì)比結(jié)果分析,該井眼具有良好的下入條件。

3.2 下入難度分析

根據(jù)以上下入條件計(jì)算,該井長(zhǎng)水平段篩尾管具有良好的下入條件,但該井的下入仍存在以下難點(diǎn),認(rèn)為可下送至井深3500m左右[1-2]。

1)鉆井中每次下鉆不轉(zhuǎn)動(dòng)最大下深一般在3400～3600m,根據(jù)建設(shè)方要求篩尾管柱每20～30m加1只?210mm滾輪扶正器,共加80～100只,增加了篩尾管柱剛度,下入難度增加。

2)該井雖然下入條件較好,但較直井段僅1500m,至井深2000m井斜已達(dá)到80°,下推力不足500kN,要推動(dòng)水平段2000m以上的篩尾管有較大難度。

4 長(zhǎng)水平段篩尾管下入技術(shù)

4.1 模擬篩尾管剛度通井

4.1.1 管柱結(jié)構(gòu)

鋁引鞋+?210mm滾輪扶正器1只+?139.7mm套管21.50m+?210mm滾輪扶正器1只+?139.7mm套管22.35m+?210mm滾輪扶正器1只+?127mm鉆桿×2600m+?127mm加重鉆桿×26.5m+隨鉆震擊器+?127mm加重鉆桿×53.5m+?127mm鉆桿。

4.1.2 模擬篩尾管剛度通井情況

順利通井至井深3689.58m,經(jīng)活動(dòng)下壓完重量至井深3737m再也無法下放,上提1500kN能正常起鉆,分析為下推力不夠。

4.2 篩尾管下入技術(shù)

4.2.1 增加下推力

根據(jù)模擬篩尾管剛度通井情況,在上部直井段1500m內(nèi)加入20柱 ?127mm加重鉆桿、8柱?177.8mm鉆鋌增加水平段篩尾管的推力427kN,長(zhǎng)段篩尾管下入深度有望超過3800m。

4.2.2 篩尾管下入管柱

加長(zhǎng)鋁引鞋×0.5m+?139.7mm篩尾管×2082.54m(每2～3根加1只?210mm滾輪扶正器,共加入89只)+倒扣頭×0.50m+倒扣工具×1.36m+?127mm鉆桿×434.33m+?127mm加重鉆桿×501.34m+?177.8mm鉆鋌×220m+?127mm鉆桿。

4.2.3 實(shí)際下入情況

下入井深超過3800m后,出現(xiàn)3次重量放完推不動(dòng)的現(xiàn)象,通過上提后快速下放可以通過阻點(diǎn),有的阻點(diǎn)上提下放2～3次才能通過,最后順利下至井深4054.64m(井底)。

5 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

1)該井是川渝地區(qū)第一口水平段長(zhǎng)超過2000m的水平井,也是第一口篩尾管下入水平段超過2000m的水平井,該井的下入成功為長(zhǎng)水平段篩尾管下入積累了經(jīng)驗(yàn)。

2)短直井段、長(zhǎng)水平段水平井,雖然計(jì)算井眼有良好的下入條件,但是下推力不夠也難以下入,應(yīng)進(jìn)一步開展短直井段、長(zhǎng)水平段水平井篩尾管下入技術(shù)研究。

[1]劉德平.川東地區(qū)深井及大斜度井固井實(shí)踐[J].鉆采工藝,1995,18(1):13-17.

[2]王建文.中48定向井的固井技術(shù)[J].石油鉆采工藝,1985,7(6):41-47.

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.06.018

Liu Deping,senior engineer,born in1963,graduated in petroleum engineering from Jianghan Petroleum Institute.He has been engaged in drilling management,with more than20papers published in periodicals,and being awarded two prizes for achievement in science and technology.

Add:Daqing Village,Dashiba,Jiangbei District,Chongqing400021,P.R.China

Tel:+86-23-67328878 Mobile:+86-13896020739 E-mail:cqliudp@163.com

Application of screen liner running-in in the well002-H1,Guang’an Structure,Sichuan Basin

Liu Deping,Li Jiang,Zhu Sha
(Chuanqing Drilling Engineering Co.,L td.,CN PC,Chongqing400021,China)

The well002-H1in the Guang’an Structure of the Sichuan Basin is4055m in depth,with a horizontal displacement of2499.13m,a horizontal segment length of2010m which is the longest one among Sichuan and Chongqing oil and gas fields,and a hole deviation angle of87°at the minimum and91.96°at the maximum.This well is a typically short,straight and horizontal well, with a long horizontal segment.When the drilling came to3300-3500m in depth,the further work can not proceed normally,so rotating and redressing were required for drilling to the well bottom.In order to make sure that screen liner with a diameter of139.7mm can run down into the well smoothly,we made a calculation about the conditions and an analysis of the difficulty of the runningin work,and then took some technical measures accordingly:the casing running work with roller centralizers was first simulated, and the screen liner running-in was practically done by adding the pushdown power.The successful application of this technology provides reference for the construction and design of screen liner running-in for the horizontal wells with short and straight or long horizontal segments.

horizontal well,long horizontal segment,technology of screen liner running-in,Sichuan Basin,Guang’an Structure

book=67,ebook=250

10.3787/j.issn.1000-0976.2010.06.018

2010-03-15 編輯 鐘水清)

中國(guó)石油天然氣集團(tuán)公司重點(diǎn)科研項(xiàng)目“高效低成本鉆井配套新技術(shù)”(編號(hào):20070304-02-01)。

劉德平,1963年生,高級(jí)工程師;2003年畢業(yè)于原江漢石油學(xué)院石油工程專業(yè);現(xiàn)從事鉆井技術(shù)管理工作,在《天然氣工業(yè)》等雜志上發(fā)表論文20余篇、獲省部級(jí)科技成果獎(jiǎng)2項(xiàng)。地址:(400021)重慶市江北區(qū)大石壩大慶村。電話:(023)67328878,13896020739。E-mail:cqliudp@163.com

NATUR.GAS IND.VOLUME30,ISSUE6,pp.67-68,6/25/2010.(ISSN1000-0976;In Chinese)