水平控制井眼轨迹（精选7篇）
水平控制井眼轨迹 篇1
摘要：随着全球能源的紧张, 石油能源已成为各国争抢的目标, 水平井在油田被誉为提高单井产量的“金钥匙”, 水平井具有在油层内穿行的距离长、泄油面积增大、单井产量高等一系列优点, 其投入产出比在多种井型中占有明显的优势。水平井的技术复杂度高, 实施的难度较大, 但其较高的日出产量, 中国石油将水平井作为转变发展方式, 提升勘探开发质量的突破口和切入点, 力求在在水平井钻井过程, 精确地控制水平井轨迹, 保证其技术水平的充分发挥, 本文对以转盘钻为主的和以动力钻具为主的水平井井眼轨迹控制进行了分析和研究。
关键词：水平井,井眼轨迹,控制技术
1 以转盘钻为主的水平井井眼轨迹控制
1.1 以转盘钻为主的水平井井眼轨迹控制主要思路
在以转盘钻为主的水平井井眼轨迹控制中, 采用两层技术套管的井身结构, 对于井下的安全有了充分的保障, 但是在经济上却处到劣势。通过总结实践经验, 逐渐认识到:采用这种井眼轨迹控制模式应当简化井身结构, 整个增斜井段采用单一的Φ311mm井眼尺寸。在此基础上, 将这种模式定型为:
一是充分利用成功的高压喷射和防斜打直技术, 严格的将造斜点前的直井段井眼轨迹控制在允许范围之内, 快速优质地钻完该井段。
二是定向造斜段的施工用常规动力钻具、弯接头或弯套动力钻具的方式进行。应选择合适的弯接头或弯壳体度数, 使实际造斜率尽可能地接近设计造斜率。井斜角应达到10~15°换转盘钻进, 以利于待钻井段增斜和方位的稳定。
三是根据设计增斜率选择合适的转盘增斜钻具组合增斜钻进, 并根据实际增斜率及时调整钻井参数或更换钻具组合, 必要时用动力钻具进行井斜角和方位角的修正, 使之满足轨迹点的位置和矢量方向的综合控制。
四是在转盘钻钻具组合的钻进过程中, 要经常短起下钻和交叉接力循环, 以铲除岩屑床和修理井壁, 长半径水平井更应如此。
五是长半径水平井的水平段相对较短, 可以转盘钻具组合为主要钻进方式, 但必须进行摩阻计算, 钻具组合设计为倒装钻具, 并采用大排量来提高携岩能力。备用一套DTU导向钻具或者1°左右的单弯动力钻具, 以弥补转盘钻钻具组合的意外失控。
1.2 以转盘钻为主钻增斜井段的井眼轨迹控制工艺技术
在进行增斜井段的井眼轨迹控制时, 与普高定向井的控制也没有什么区别, 但到长半径水平井其造斜率的井斜角大于70°的井眼轨迹控制则是普遍定向井无法完成的, 这是一个新的技术领域, 需要研究以转盘钻具组合实现高造斜率的技术手段和途径是钻增斜井段的技术关键。
因此, 以转盘钻为主钻增斜井段的井眼轨迹控制的主要技术难点是在大井斜或高造斜率条件下, 如何通过调整钻具组合与钻井参数, 在保证井下安全的情况下实现井眼轨迹的有效控制。
一是长半径水平井使用常规定向井工具, 用转盘钻方式进行增斜井段的井眼轨迹控制, 通过精心设计钻具组合, 合理调整钻井参数, 可以实现有控制地强增斜、微增斜以及比较稳定的增斜率, 调整钻井参数的核心是钻压。
二是在Φ444.5mm井眼中, 采用Φ228.6mm和Φ203.2mm钻铤组成的增斜钻具组合, 能够获得4.5°/30 m的比较稳定的增斜率。但若用柔性更强的组合来实现更高的增斜率, 其增斜率很难控制稳定, 最高增斜率曾达到11.3°/30m, 而且因转盘扭矩过大, 极易造成钻具事故。
三是在Φ311 mm井眼中, 用转盘钻具组合能得到6°/30m的最高稳定增斜率。因此, 在Φ311mm井眼中以转盘钻的方式进行长半径水平井的轨迹控制是经济可行的, 而用这种方式进行中半径水平井的轨迹控制是比较困难的。
水平井钻井方式的选择是进行有效的井眼控制的关键, 只有合理的钻井方式才能达到经济安全的目的, 同时也是水平井井眼轨迹控制技术的关键。
2 以动力钻具为主的水平井井眼轨迹控制
以动力钻具组合钻进为主, 以转盘钻具组合进行通井、调整造斜率为辅, 既可以克服动力钻具循环排量小的不足, 通过通井和大排量循环铲除岩屑床, 调整动力钻具造斜率的偏差和调整井眼垂深, 又可以加大钻压钻掉可钻性差的地层, 是水平井安全钻井的有效措施。
这一钻井模式的主要内容有:
一是直井段与转盘钻模式相同, 充分利用成功的高压喷射和防斜打直技术, 严格将造斜点前的直井段井眼轨迹控制在允许范围之内, 快速优质地钻完该井段;
二是对入靶前地层较稳定的水平井, 造斜段的施工以弯壳体动力钻具为主要钻进方式, 以转盘钻具组合通井铲除岩屑床和修整井眼, 并完成稳斜段或造斜率较低的调整段, 以二至三套钻具组合在二至三趟钻内钻完0~90°造斜段;对人靶前地层稳定性较差的水平井, 造斜段的施工以弯套动力钻具与转盘钻具组合相结合的钻进方式, 用动力钻具在易造斜井段按设计先打出高造斜率, 再用转盘钻具组合钻掉可钻性差的井段 (即后打出低造斜率) 。
三是对地质设计靶区垂深误差要求在5~10m、而平面误差大于5m的水平探井和水平开发井, 以转盘钻钻具组合为主要钻进方式, 可采用大排量来提高携岩能力, 以两套转盘钻钻具组合用二至三趟钻钻完500m左右的水平井段。
四是对地质设计靶区垂深误差要求在5m之内、而平面误差也小于5m的水平井, 采用1°左右的单弯动力钻具或DTU导向钻具与转盘钻钻具组合相结合的方式钻水平段。
2.1 以动力钻具为主钻增斜井段的井眼轨迹控制工艺技术
采用动力钻具为主钻增斜井段能获得高造斜率, 并采用有线随钻测斜仪或MWD无线随钻测斜仪严格监控井眼轨迹, 通过调整和控制动力钻具的工具面, 可以获得较稳定的井眼全角变化率, 几乎不存在出现方位漂移的问题。因此, 造斜井段井眼轨迹控制工艺技术研究的重点是在不同的井眼条件下, 如何选择不同角度的弯动力钻具来获得需要的造斜率, 并研究与之相关因素的影响规律。
2.2 以动力钻具为主钻水平井段的井眼轨迹控制工艺技术
以动力钻具为主钻水平井段的技术在国外应用较为广泛, 比较典型的是采用小角度弯动力钻具组合或DTU异向双弯动力钻具组合组成的导向钻井系统。
结语
水平井钻井技术是一种利用特殊的造斜工具和测斜仪器, 在油层中钻开一定长度水平延伸井眼的特殊钻井工艺, 按造斜率的大小可分为长、中、短三种曲率半径水平井。油田复杂的地质特点, 要求在利用水平井开发油藏时具有较高的轨迹控制能力。在几千米的地下, 要把井眼轨迹打成复杂的形状, 确保获得较高单井产量的同时, 尽可能降低成本以保证开发效益, 这就要求水平井在跟踪环节中必须做到中靶点精确、着陆后轨迹控制稳定、随钻监测信息反馈及时、轨迹调整到位、钻井过程中, 地质与工程技术人员密切配合, 充分利用气测、岩屑录井、LWD等综合手段, 保证水平段在油层的最大穿越。
参考文献
[1]刘晖.水平井井眼轨迹控制技术[J].石油钻采工艺, 2005 (4) .
[2]苏义脑.水平井井眼轨道控制[M].北京:石油工业出版社, 2000.
浅谈侧钻水平井井眼轨迹控制技术 篇2
1 关于井眼轨迹控制的控制范围
水平井井眼轨迹控制有三个方面的控制范围, 即水平段长度、垂向允许偏差以及横向允许偏差。通常情况下, 水平段长度除要预防偏差满足增产要求外, 还要对实时工艺技术水平综合考虑。允许偏差主要受两方面因素的影响, 目的是为了将水平段控制在剩余油富集区内, 所以要严格控制其允许偏差, 但为了技术经济的合理化又会对允许偏差降低标准。关于侧钻水平井的靶区设计要综合考虑技术水平、成本经济以及地质环境等因素, 在地质环境条件允许的情况下, 将允许偏差最大化, 从而在水平井井眼轨迹便于控制的同时, 将钻井成本资金降到最低。
2 井眼曲率对侧钻水平井井眼轨迹控制的影响
要做好侧钻水平井井眼轨迹控制工作, 就要找出对其产生影响的参数, 因此就不得不提及井眼曲率这个重要参数。当井眼曲率参数设置过大时, 就会出现转盘钻进十分困难、井下复杂情况多等现象;若井眼曲率参数设置过小, 则会增加螺杆钻具的造斜进尺, 从而加大井眼轨迹控制的工作量, 给钻井进度带来影响。所以, 经过实事研究及综合考虑我国使用的单弯螺杆钻具造斜特性、水平井井眼曲率要求等因素的基础上, 一般将侧钻水平井井眼轨迹的井眼设计曲率控制在 (12°—15°) /30m。
3 侧钻水平井井眼轨迹控制施工工艺技术
3.1 侧钻工艺技术
侧钻井段作为全井在井眼轨迹控制的初始阶段, 开窗后需要选择合适的侧钻工具, 将新的井眼快速钻出。而在开窗后侧钻水平井时, 通常采用的是具有较大造斜率的弯外壳螺杆钻具加上配有有线随钻测斜仪功能的定向侧钻工具结合作业。在钻具钻井时要对钻压、钻时、磁工面以及送钻量严格控制。在进行侧钻钻井时要保持每钻进1m都要采集一包砂样, 便于实时掌握侧钻工具的钻头是否与老井眼位置产生偏差。
3.2 侧钻井造斜段轨迹控
由于受到地质环境、技术操作水平、侧钻使用工具摩擦阻力以及井眼实时状况的综合复杂因素的影响和制约, 造斜工具的实际造斜能力一般都会与理论计算参数存在误差, 这些参数间的误差自然给着陆入靶控制带来了一定程度的困难, 情况严重时还会造成脱靶现象发生。因此, 在实际钻井过程中, 为确保井眼轨迹能按照设计参数要求入窗进靶, 在对钻井造斜段的控制上一般采用“增—稳—增”模式来制定三段可行方案。其具体做法就是通过造斜扭方位钻至井斜50°位置以上, 从而保证到达位置与设计一致。再通过对入靶垂深和地质设计误差校正后, 使实钻轨迹与设计误差缩小, 再增斜入靶。
3.3 侧钻井水平段轨迹控制
通常在侧钻水平段时, 在对钻井速度以及钻井成本的综合考虑后, 一般都会使用双稳定器组合钻具通过转盘钻进模式来进行作业, 对于预防井下复杂情况出现以及净化井眼很有作用。在钻进过程中, 要根据实时斜测参数及时的更换钻进使用工具、调整钻进参数, 保证井眼轨迹始终控制在靶区内。
3.4 侧钻井井眼轨迹测量
目前, 为确保侧钻井的井眼轨迹测量参数的精确度, 通常采用国产DST和引进Tensor有线随钻测斜系统来对井眼轨迹进行监测, 每钻进一段距离就停
泵对实际井眼轨迹的斜造率及方位进行复测, 再通过专用仪器对侧钻井的井斜参数以及斜向开窗进行实时测量, 从而保证实施参数及数据的真实性。
3.5 侧钻井井眼轨迹控制软件
通常为保证侧钻井的井眼轨迹控制水平及精度, 需要采用井眼控制软件来进行监测和控制。通常使用的井眼轨迹控制软件都是用可视化编程技术编写研发的, 具有操作方便、界面直观等特点。通过在施工现场对井眼轨迹控制软件的使用, 将实际井眼轨迹的参数精确计算, 能快速并且高效率的绘制井眼轨迹图并进行井眼轨迹设计与预测, 为侧钻井的井眼轨迹控制工作提供了科学依据。
4 结语
侧钻井井眼轨迹控制技术经过多年的理论研究与现场应用, 有效解决了井眼轨迹控制工具、测量仪器落后的难题, 并逐渐摸索出一套低成本、高效率的井眼轨迹控制施工技术, 为侧钻水平井的有序施工奠定了良好的技术基础, 已成为老油田开发的主要技术手段。
参考文献
[1]李梦刚.水平井井眼轨迹控制关键技术探讨[J].西部探矿工程, 2009 (02) .
[2]龚雅明, 张所生, 杨龙, 张庆华.小井眼开窗侧钻绕障水平井的施工工艺[J].钻采工艺, 2006 (03) .
[3]蒋恕.小井眼套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术[J].海洋石油, 2004 (01) .
水平控制井眼轨迹 篇3
一、水平井井眼轨迹控制的难点
与普通定向井相比, 水平井的井眼轨迹控制技术既有类似, 同时差异也很显著, 体现了水平井轨迹控制技术的难度所在。 (1) 井眼中靶要求更高:水平井的靶体通常可以描述为一个以矩形窗口为前端、呈水平或近似水平的长方体, 或者形状相近的几何体, 这就要求井眼在三维情况中靶, 井眼轨迹不仅要进入靶窗而且还要防止由于水平段钻进过程中造成的脱靶。 (2) 摆放工具面角困难:随着水平井斜井段的延伸, 由于摩阻的增大, 钻具在井眼中转动更加困难, 因此增加了工具面角摆放的难度。 (3) 钻井过程控制难度大:由于地质未知性、造斜工具受井斜角影响等客观因素的影响, 水平井的井眼轨迹控制难度较大。
二、影响水平井井眼轨迹的因素
1. 地质构造条件。
从造斜段到水平段, 实控井眼轨迹要钻遇诸多地质情况, 进而造斜率出于变化之中。由于造斜点处地层相对松软不易起井斜以及穿越坚硬的油盖层导致增斜幅度过大, 井斜和方位变化率控制难度较大。
2. 井下仪器安全要求。
由于MWD测量仪器适应中曲率半径水平井的测量, FEWD仪器则要求最大造斜率小于等于25°/100m, 因此要根据随钻测量仪器及井下安全的因素来考虑井眼曲率。
3. 工具造斜能力。
在实际施工过程中钻头一旦进入油层, 入靶时设计的造斜率往往变化较大, 很容易打沉。
4. 入靶条件。
由于大部分老油区的水平井是通过临井资料对比以及该区块的地震剖面来确定油层深度, 这就导致实际油顶垂深和设计有差别, 因此在钻进过程中必须留出下探或上调的余量。
三、长庆油田所处区块在井眼轨迹控制的难点分析
长庆油田由于地域广泛, 每个区块内部地层变化复杂, 个别层位增斜困难、井壁稳定性差、地质卡层不准等因素较多, 水平井井眼轨迹控制带来了极大的挑战。以苏里格气田为例进行分析。苏里格气田资料井显示地层自下而上组系较为复杂, 常见开发目的层地层岩性主要为含砾粗砂岩、不等粒砂岩与致密泥岩组成的不等厚互层, 与上覆地层和下伏地层均呈整合接触。并且在构造方面, 区域内包含单斜、断层等构造。取芯研究可知, 储层岩性主要为岩屑砂岩;有效储层含砾粗砂岩、不等粒砂岩, 体现出低孔、低渗的特性。
基于以上地质条件及现场施工所遇的困难情况, 影响苏里格地区水平井井眼轨迹控制因素主要包括: (1) 山西组、太原组存在多套煤层, 马家沟组中部含有大段盐层, 所产生的垮塌和缩径现象严重影响水平井井眼和井眼轨迹; (2) PDC钻头定向钻探时脱压现象较为严重, 从而导致轨迹控制定向难度; (3) 井斜方位的较大变化造成钻进钻柱扭矩、摩阻大; (4) 地层漂移随机性较强, 直井段井眼轨迹控制难度大; (5) 钻头选型难, 地层研磨性强造成钻头损坏严重。
四、水平井井眼轨迹控制技术及对策方法
1. 直井段防斜钻进技术。
钻进中加强测斜工作, 在容易产生井斜的部分要增加测斜点。钻进过程中的地层交界面要选择合适的钻压。地层由软变硬时, 先以较大钻压钻进1 m左右, 然后逐步减小直至正常钻压;地层由硬变软时, 保持钻压钻进。更换新钻头后, 先以小钻压钻进0.5~1.0 m, 以达到修平井底的目的, 进而再以正常钻压钻进, 可以防止直井段钻斜。
2. 斜井段轨迹控制技术。
(1) 随钻监测方面, 采用单弯单稳柔性钻具组合配MWD或LWD实现对井眼轨迹的连续控制, 精确控制水平井井眼轨迹; (2) 根据理论造斜率合理选用钻具组合, 从而保证井眼轨迹的圆滑, 最大程度减小钻柱在井眼中的摩阻和扭矩; (3) 井斜角达到45°后, 为确保钻压的有效传递, 钻进过程中采取短起下钻和逐步钻具倒装的方法。每钻进100~200m短程起下钻1次, 清理岩屑床, 防止长井段造斜发生钻具黏卡或下钻通井划出新井眼; (4) 除下钻前的钻进设计外, 钻进过程中利用井眼轨道设计软件随时进行待钻井眼校正设计, 以确保井眼的矢量中靶;
3. 水平段轨迹控制技术。
现在水平段的轨迹控制主要采用成熟的地质导向技术, 即监测随钻地质参数, 并以此参数的解释来进行控制井眼轨迹的控制。同时, 在水平段钻进时, 井眼轨迹的圆滑状况是井眼轨迹控制的关键因素。主要技术措施和原则有: (1) 可选用倒装钻具组合, 达到简化钻具组合的目标; (2) 采取少调微调的原则进行井眼轨迹的调整, 从而保证井眼的平滑; (3) 加强起下钻、钻进摩阻、扭矩理论计算, 并与实际摩阻、扭矩进行对比分析, 修正计算摩阻因数、钻头扭矩等参数, 从而反复计算从而得到较为精准的摩阻、扭矩数据; (4) 在钻井液方面, 根据井眼钻进情况及时调整钻井液性能, 确保其有良好的稳定性和润滑性, 以达到水平井井眼的安全钻进和轨迹可控。
此外, 在实际的钻进过程中还应该注意一下几点与控制过程有关的工具、工艺方面相关的事项诸如:选取的工具平均造斜率要略大于井眼轨道的设计增斜率;同向双弯、反向双弯动力钻具的两个弯角要严格保证共面;用于钻水平段的导向钻具组合应有一定的纠斜能力;在确定泥浆排量最时应考虑导向动力钻具的排量限制因素等等。技术人员要在实际水平井井眼轨迹控制操作中不断总结经验, 才能更好的达到相应的轨迹控制效果。
参考文献
[1]李梦刚.水平井井眼轨迹控制关键技术探讨[J].西部探矿工程, 2009 (2) .
[2]姬战民, 程彦新.水平井井眼轨道控制技术优化研究及应用[J].企业家天地, 2010 (3) .
[3]苏义脑.水平井井眼轨迹控制研究浅谈[J].钻采工艺, 1992, 15 (4) .
[4]崔冬子, 刘广文, 凌红.苏里格气田水平井钻井技术实践[J].石油地质与工程, 2011, 24 (6) .
水平控制井眼轨迹 篇4
关键词：小井眼,长水平段,水平井,非常规
非常规油气资源是指不能用常规的方法和技术进行勘探开发的一类资源, 其开发开发难度大、费用高, 与常规油气藏有较大的差别。2011年胜利油田完成的樊154-平1井成功实施12段分级压裂, 取得了初期产油50~70t, 稳产后日产油20~30t的良好效果。在樊154-平1井成功实施的基础上, 2012年胜利油田又部署了樊154-平2井, 继续探索用多级分段压裂长水平段水平井技术开发非常规致密砂岩的可行性。
1 储层地质概况
樊154块构造较为简单, 区块北界为一条贯穿东西的近东西向、北倾、落差30米以上的断层, 南高北低, 地层倾角3~6度, 整体构造形态呈一个被断层切割的向斜构造。厚度达到10米以上, 向四周逐渐减薄。为中孔特低渗储层高压异常系统稀油构造-岩性油藏, 储层主要是以细砂岩为主。采用常规开发模式效果不甚理想。
2 钻井工程概况
(1) 井身结构设计
根据樊154-平2井的地质特点和完井工艺的要求, 采用三开井身结构, 数据见表1。
(2) 井眼轨道设计
结合地层特点和钻探的要求设计该井的剖面类型是“直-增-平”, 该井设计水平段长2035.83m, 具体设计参数见表2。
3 主要技术难点
3.1 定向效率低。
该井二开完钻井深在2890.65m, 表层套管下深在300m, 造斜点2315.59m, 斜井段长575m, 后期定向施工有超过2500m的裸眼段, 摩阻大、定向脱压现象严重, 钻压难以有效传递, 定向钻进效率低, 严重影响钻井时效。
3.2 井身质量要求高。
为了保障后期工序顺利进行, 设计要求斜井段造斜率不超过20°/100m、水平段内不超过10°/100m。水平段井径扩大率<5%。
3.3 长水平段后期井眼轨迹控制难。
水平段长2035.83m, 随着水平位移的不断增大, 钻井液体系的携岩能力会逐步减弱, 岩屑床不能有效及时破坏, 摩阻系数变大, 从而造成钻进过程中摩阻扭矩大。常规导向钻具滑动钻进钻压传递困难, 井眼轨迹控制难度大, 特别是后期滑动钻井控制轨迹占用时间长、效率低、效果差, 严重影响钻井效率。
3.4 有效清洗井眼困难。
随着水平段的延伸, 携岩能力变得越来越困难, 不能达到完全净化井眼, 容易在井眼低边形成岩屑床, 给钻进和井下安全造成很大困难。若砂体疏松, 钻时快, 岩屑不能及时带离井底时, 加之小井眼环空小, 容易造成卡钻。
4 井眼轨迹控制技术
4.1 斜井段定向技术
在井斜角≤50°时采用常规单弯单稳钻具组合, 考虑到该井的设计造斜率为16.13°/100m, 1.25°螺杆完全能够满足施工要求, 且在定向钻进过程中随着井斜角增大造斜率也会逐渐升高。现场根据实钻造斜率, 分配好定向段和复合钻进段的比例。在井斜角>50°后倒装部分钻具。利用LWD仪器寻找油层。根据实钻数据随时校正轨迹, 确保轨迹线与设计轨道相吻合, 在钻进过程中及时处理泥浆和短起下钻作业, 确保安全钻进, 在入油顶之前, 根据实钻的电阻、伽马值及时和邻井对比, 做到准确中靶。
4.2 长水平段轨迹控制技术
水平段钻具结构的选择对于水平段的安全、快速钻进至关重要。为了提高钻进速度, 减少起下钻的次数, 尝试使用了双扶常规钻具结构进行水平段施工。该常规结构在匀质细砂岩钻进时整体呈稳斜状态, 可以通过调整钻井参数达到稳斜目的, 但是钻至井深3366m时钻遇灰质细砂岩, 钻时变慢, 达到了2~3m/h直至钻至3384m钻出灰质层, 钻时变快。由于岩性发生变化, 降斜幅度变大, 最高达到11.38°/100m。加大钻压井斜不增, 一直处于降斜状态, 为了防止轨迹线偏离设计靶框, 起钻换螺杆定向调整井眼轨迹。
通过使用动力钻具控制调整井斜和方位, 使实钻轨迹线在靶框中穿行。随着水平位移的延伸, 后期定向过程中摩阻大, 滑动钻进困难, 钻进过程中及时混入原油和短程起下钻作业, 确保了水平段滑动钻进的顺利进行。
利用螺杆钻具调整好井眼轨迹, 再使用常规钻具钻进水平段, 减少了滑动钻进的工作量, 但由于地层中存在灰质夹层和地层倾角的变化, 在常规钻具无法通过钻井参数而达到调整井斜的目的时, 起钻下入螺杆钻具调整井斜。通过应用常规钻具和螺杆钻具交替使用, 实钻轨迹线获得较高的圆滑度, 井眼清洁状况得到很大的改善。三开水平段总进尺2015m中常规钻具钻进进尺1081.56m, 占总进尺的53.64%, 常规钻具的成功应用大幅度提高了钻井速度。
4.3 钻井液技术
该井二开采用聚合物润滑钻井液体系。直井段钻遇明化镇组、馆陶组, 地层成岩性差, 钻井液主要以抑制地层造浆、携带岩屑, 防止泥岩缩径, 确保安全钻进为目的。造斜段严格控制好膨润土含量, 以 (8~10) %的加量均匀地混入原油并充分乳化, 配合加入固体润滑剂, 使钻井液具有良好的润滑防卡性能, 确保定向钻进时钻压能有效的传递至钻头。
三开水平段采用采用聚合物 (铝胺基) 润滑钻井液体系。加足各种处理剂, 及时混入原油, 调整好钻井液性能, 保证钻井液充分携砂、防塌、防卡, 振动筛、除砂器、除泥器等与钻井泵同步运转, 根据需要开启离心机, 严格控制钻井液中的劣质固相含量和低密度固相含量。确保井壁稳定、井眼规则、井下安全。
4.4 随钻测量技术
利用先进的MWD和LWD随钻测量技术对井眼轨迹进行实时监控, 在钻进过程中随钻测量数据, 随时调整钻井参数和钻进方式, 确保了在井眼轨迹在油层中穿行。
4.5 套管防磨技术
对于水平井技术套管来说, 由于钻具在自重作用下紧靠下井壁, 容易造成钻杆接头对套管的严重磨损, 同时也增大了钻进时的摩阻扭矩。因此, 降低钻杆与套管之间的旋转摩擦接触或摩擦系数是防止套管磨损的关键。通过优选防磨接头, 优化安放位置, 变旋转接触为非旋转接触, 不仅有效保护了套管, 同时也适当降低了复合钻进时钻具的扭矩。
5 结论与建议
5.1 樊154-平2井是胜利油田第一口20段分级压裂、水平段长超过2000m的小井眼水平井, 该井的成功实施为胜利油田小井眼水平井提供了宝贵的经验。
5.2 该井的常规钻具结构在水平段的应用, 减少了水平段滑动钻进的次数, 提高了钻井速度。
5.3 依靠传统的双扶常规钻具和螺杆钻具完全可以完成水平段长以内的小井眼水平井。
参考文献
[1]崔海林, 陈建隆, 牛洪波, 等.胜利油田首口小井眼长水平段水平井钻井技术[J].石油钻探技术, 2011, 39 (5) :14～15.
[2]崔海林, 曹树生, 杨春旭, 等.DP19小井眼欠平衡水平井井眼轨迹控制技术[J].石油钻采工艺, 2010, 32 (3) :20～22.
水平控制井眼轨迹 篇5
1 工作原理
高造斜率井眼轨迹控制工具其基本工作原理如图1 所示,主轴前端装有上支撑轴承,下端装有调心轴承,中间装有偏心机构,偏心机构旋转,从而主轴发生不同程度的弯曲,使主轴轴线偏离原来的方向,让钻头发生偏转,达到造斜的目的[5]。其机械动力偏置装置主要由电磁离合器、减速装置和偏心机构组成偏心机构由两个偏心环组成,主轴动力通过联轴器传给电磁离合器,当电磁离合器通电后,与减速装置啮合,动力经减速后传到偏心机构,从而实现内外偏心环的转动[6],其结构如图2 所示。
2 主轴力学行为分析
2. 1 主轴动力学模型
如图1 所示,通过调节内外偏心环使主轴发生弯曲,从而使钻头达到指定的偏转角和方位角。通过偏心机构的运动分析可知,偏心机构对主轴的作用可等效为已知的动位移载荷作用在主轴上。通过对模型的简化,结果如图3 所示。其中Tbit为钻头所受的扭矩,p为偏心机构对主轴的动位移载荷,W为钻压。
2. 2 动力学有限元基本理论
式( 1) 中M为质量矩阵,C为阻尼矩阵,K为整体刚度矩阵,R为载荷向量,为加速度向量,为速度向量,d为位移向量。
2. 3 边界条件
2. 3. 1 位移边界条件
以偏心环所在截面处的井眼中心为坐标原点,建立如图4 所示坐标系。设以外偏心环厚边为始端、井眼中心O点为末端形成的位移矢量为e1。以内偏心环厚边为始端、外偏心环内孔中心点为末端形成的位移矢量为e2,内外偏心环合成位移矢量为e。当e1与x轴负向一致、e2与x轴正向一致时,主轴轴线与工具外壳同轴,此时工具为无偏置状态,取此时的内外环状态为初始状态。设内外环顺时针旋转,e1、e2、e与x轴正向夹角分别为 α1,α2,θ ( 顺时针方向为正) ,则内外偏心环合矢量为
即
从而:
2. 3. 2 载荷边界条件
考虑钻头类型影响,运用文献[7]的模型分析钻压和扭矩对主轴的影响。钻压W随时间的变化t可以表示为
式( 5) 中W1为钻压的稳态幅值,k N; W0为钻压的波动幅值,k N; ωb为钻压的波动频率,Hz; t为时间,s。
式( 6) 中 Ω 为主轴转速,χ 是与钻头类型有关的系数( 三牙轮钻头: χ = 3,其他钻头: χ = 1 或2) 。
钻头所受的扭矩Tbit可以表示为
式( 7) 中Dbit为钻头直径,m; μ( vs) 为钻柱与井壁的摩擦系数[7]。
2. 4 有限元模型的建立及载荷施加
笔者采用显示积分算法,将高造斜率井眼轨迹控制工具主轴简化为梁单元模型,主轴上支撑轴承处约束其X、Y方向的移动自由度和X、Y方向的转动自由度,偏心环处施加已知动位移载荷,主轴下支撑轴承处约束其X、Y方向的移动自由度,钻头处约束其X、Y、Z方向的移动自由度和Z方向的转动自由度,施加钻压、扭矩和主轴涡动速度,模型如图5所示。
2. 5 具体计算参数
主轴外径70 mm; 主轴内径40 mm; 弹性模量2. 06 × 109Pa; 泊松比0. 3; PDC钻头直径为 215. 9mm; 钻柱与井壁的摩擦系数为0. 3,内外偏心环偏心距3 mm,减速装置减速比为200∶ 1,偏心环距上支撑轴承距离1 795 mm,偏心环距下支撑轴承距离590 mm,钻头距下支撑轴承距离478 mm。
模拟主轴转速100 r/min; 钻压稳态幅值30 k N,波动幅值5 k N。首先模拟稳斜工况10 s,然后调整时间偏心环合位移偏转角由初始状态调整到30°,偏移量调整到6 mm时主轴的力学行为。图6 为偏心环动位移载荷曲线,在0 ~ 10 s内为稳斜工况,故偏心环合位移为0; 在10 ~ 80 s内为调整工况,由于内外偏心环需同时先转动30°,然后外偏心环转动180°才能到达所设定的工位,故在10 ~ 20 s内,偏心环合位移仍为0,然后随着外偏心环的转动,偏心环合位移逐渐增加,到达80 s时,合位移达到最大6mm,即为设定工位; 在80 ~ 90 s内为造斜工况,工具以一定的造斜率开始造斜。图7 为偏心环作用力、下支撑轴承作用力及钻头侧向力在整个模拟工况内随时间的变化规律。
从图7 中可以看出,在0 ~ 20 s偏心环作用力、下支撑轴承作用力及钻头侧向力均为0,因为在该时段偏心环合位移为0,主轴未偏转; 在20 ~ 80 s之间,偏心环作用力、下支撑轴承作用力及钻头侧向力随着时间的增加而增大,在80 s达到最大值,与偏心环合位移变化规律一致,符合力学规律。在80 ~90 s之间,偏心环作用力、下支撑轴承作用力及钻头侧向力基本保持不变,此时偏心环已处于稳定状态,钻压及扭矩波动对三者的影响较小。
为验证动力学模型的正确性,现提取偏心环稳定后t = 85 s时刻,主轴在X、Y方向变形曲线如图8所示。
从图中可以看出在长度为1 795 mm时,主轴在X、Y方向变形达到最大; 在近钻头处,存在二次弯角,与文献[8]中的静力学分析相比更符合实际工况,计算结果更为准确。为验证动力学模型的正确性,现提取下支撑轴承150 mm处主轴在X、Y方向的位移值,用于与实验作对比,验证模型的准确性,其X、Y值分别为- 0. 396 09 mm和- 0. 228 78 mm。
3 实验验证
高造斜率井眼轨迹控制工具实验台架主要由加速系统、加载系统、控制系统以及测试系统四大部分组成,其主要用于模拟高造斜率井眼轨迹控制工具在井下的造斜、调整及稳斜过程,并测试该过程中高造斜率井眼轨迹控制工具主轴的几何参数和力学参数。通过开展室内模拟实验,进一步验证高造斜率井眼轨迹控制工具主轴动力学分析的可靠性。
偏心环合位移偏转角检测原理如图9 所示。
采用四个位移传感器,分别位于F、F'、H、H'处,测量主轴E处变形后的点E'的横坐标x1,x2、纵坐标y1,y2,E点距下支撑轴承距离为150 mm。从而主轴中心偏移后的坐标( x0,y0) ,其中
从而计算得出偏心环合位移偏转角 θ,其中
通过实验测得偏心环合位移为6 mm,偏转角度为30°,待偏心环稳定2 min后测得x1= - 0. 42mm,x2= - 0. 40 mm、纵坐标y1= - 0. 24 mm,y2=- 0. 27 mm。
从而
如前所述,仿真结果为
由此计算出仿真得出的偏心环合位移偏转角θ'。
通过上述分析可知,实验测得的数据与仿真结果非常接近,因此建立的动力学模型合理且可靠。
4 主轴力学行为影响因素分析
4. 1 转速对主轴力学行为的影响
现模拟主轴转速分别为50 r/min、80 r/min、100r / min; 平均钻压为30 k N,波动幅值为5 k N,偏转角为30°,合位移为6 mm时主轴的力学行为。主轴转速对偏心环作用力、下支撑轴承作用力和钻头侧向力的影响如图10 所示。
从图10 中可以看出,在相同偏移量及偏心角度条件下,主轴转速对偏心环作用力、下支撑轴承作用力、和钻头侧向力的影响较小,其主要原因是由于减速机构的减速比较高,主轴涡动速度较小,从而主轴转速对主轴的力学行为影响较小。
4. 2 偏移量对主轴力学行为的影响
现模拟主轴转速为100 r/min; 钻压稳态幅值为30 k N,波动幅值为5 k N,偏转角为30°,偏移量分别为1 mm、2 mm、3 mm、4 mm、5 mm和6 mm时主轴的力学行为。偏移量对偏心环作用力、下支撑轴承作用力、和钻头侧向力的影响如图11 所示。
从图11 中可以看出,在相同主轴转速及偏心角度下,随着偏移量的增加,偏心环作用力、下支撑轴承作用力和钻头侧向力逐渐增加。
4. 3 钻压对主轴力学行为的影响
现模拟主轴转速为100 r/min,偏移量为6 mm,偏转角为30°,钻压稳态幅值分别为10 k N 、20 k N、30 k N、40 k N和50 k N时主轴的力学行为。钻压对偏心环作用力、下支撑轴承作用力和钻头侧向力的影响如图12 所示。
从图12 中可以看出,在相同主轴转速、偏心角度和偏移量条件下,钻压对偏心环作用力、下支撑轴承作用力和钻头侧向力的影响较小。
5 结论
( 1) 综合考虑井下复杂工况,建立了高造斜率井眼轨迹控制工具主轴的动力学模型,并通过实验验证了模型的正确性。
( 2) 分析了转速、偏移量及钻压对主轴力学行为的影响,得出转速和钻压对主轴力学行为的影响较小; 随着偏移量的增加,偏心环作用力、下支撑轴承作用力、钻头侧向力逐渐增加。
( 3) 通过高造斜率井眼轨迹控制工具主轴的动力学分析,得出了偏心环及下支撑轴承载荷变化规律,为偏心环及下支撑轴承的设计提供了理论依据。
( 4) 采用数值仿真技术预测导向钻进过程中主轴力学行为,为优化高造斜率井眼轨迹控制工具结构、优选钻井参数、精确预测井眼轨迹提供理论依据。
参考文献
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水平控制井眼轨迹 篇6
目前对旋转导向井眼轨迹控制方面的研究,主要集中在讨论导向机构与各方面影响因素之间的关系,而很少涉及到根据导向参数计算和预测井眼轨迹[2—5]。因此,基于推靠式旋转导向系统,通过分析导向参数与钻头侧向力和偏转角之间的关系,进而根据钻头处的有效钻力预测井眼轨迹,为实际钻井提供理论指导。
1 BHA力学特性分析
推靠式旋转导向包括静态偏置推靠式RSS,如Auto Trak和动态偏置推靠式RSS,如Power Drive,它们的工作方式均是通过导向偏置机构产生一定的导向力,在接触井壁后,靠井壁的反作用力使钻头产生侧向切削力,从而实现导向[6,7]。因此通过底部钻具组合(BHA)力学特性分析,研究导向力与钻头侧向力和转角之间的关系,是推靠式RSS井眼轨迹控制的关键之一。
1.1 导向力的分解
在三维定向钻井过程中,可以将井斜角和方位角同时变化的三维井身平面转化成井斜平面P和方位平面Q两个二维问题进行分析[8]。
如图1所示,沿钻头的上方往下看,F为导向机构推靠井壁后产生的导向力,造斜工具的工具面为钻具的中心线与导向力F的方向线构成的平面,则工具面角ω是以井眼高边h方向线为基准沿顺时针旋转到工具面所转过的角度。则导向力F作用在井斜平面P和方位平面Q的分量分别为
图2为P面内钻头至稳定器1的第一段钻杆进行受力分析,其中A端为钻头,B端为稳定器。设导向力作用在C点,根据图2所示,导向力F作用在井斜平面P内的横向集中载荷为
式(2)中,λ=Ls/R,Ls为导向装置中点到钻头处的距离,R为井身轨迹投影在平面P内的近似圆弧的曲率半径。导向力F作用在方位平面Q内的横向集中载荷Fφ亦可用上述方法得出。
1.2 钻头侧向力和偏转角的计算
图3是推靠式旋转导向底部钻具组合普遍应用的结构[9],如图2,以井斜平面P为例,应用纵横弯曲法建立三弯矩方程即可求得到导向分力Fα与钻头侧向力Pα和钻头转角Aα的函数关系式[10,11]。
式中,α为钻头处井斜角;Wob为钻压;q1为第一段钻杆的线重度;y1为稳定器1处的纵坐标,,K为P面内井眼曲率;M1为稳定器1处的弯矩。通过纵横弯曲法立三弯矩方程求得;;E1I1为钻杆的抗弯刚度;μ1,X(μ1),Z(μ1)为稳定系数和放大因子。
方位平面内导向分力Fφ与钻头侧向力Pφ和转角Aφ的函数关系同样可以按照类似方法建立。由此可以得出导向参数与钻头侧向力和钻头转角间的联系。
2 利用有效钻力预测井眼轨迹
推靠式旋转导向井眼轨迹预测,是在已知钻具组合、地层参数和钻井操作参数的情况下,根据给定的导向参数估测钻头的钻进趋势。根据上述BHA力学特性分析,能够得出钻头处力矢量F=[Pa,Pp,Wob]T。但是在实际钻井钻过程中,由于地层以及钻头的各向异性钻井效应的存在,会产生自然井斜的变化和方位漂移,所以钻头并不会按照F的方向钻进。因此本文利用在UPC模型基础上提出的有效钻力的概念[12,13],通过计算钻头有效钻力来预测实钻过程中的钻进趋势。有效钻力可表示为
式中,Ib,Ir1和Ir2分别为钻头和地层的各向异性指数,[E]为单位矩阵,矩阵AC与井斜角α、地层倾角γ、方位角φ和地层下倾走向方位角φf的8夹角Δφ(Δφ=-фf)有关,矩阵B与钻头转角有关。
如图4,建立井眼轨迹坐标系OXYZ,O点为钻头处,X轴指向井眼高边,Y轴指向增方位方向,Z轴为钻头轴向进给方向。则有效钻力即为变井斜力R1,变方位力R2和轴向进给作用力R3。在R1,R2和R3的共同作用下,钻头沿着三者的合力方向钻进。下面分别从井斜变化和方位变化具体分析在三者的作用下井眼轨迹的变化趋势。
从图4可以看出,当前钻头处于井斜角α,方位角φ,当给定推靠力F和工具面角ω时,可根据上述方法计算出钻头处实际变井斜力Rα和变方位力Rφ。
图5中,变井斜力R1和轴向力R3决定井斜角的变化,所以得到新井斜角。
由于方位角是井眼轴线上任一点的正北方向线与该点的井眼方向线在水平面投影线间的夹角,所以将钻头处影响方位角变化的力投影到水平面上,如图6所示,即可得到新方位角。
式(8)中,
根据式(7)~式(9)即可预测出下一点的井斜和方位角。也可根据上述方法,在给定的下一点期望的井斜和方位角的情况下计算出所需的推靠力和工具面角。
3 应用实例与分析
推靠式旋转导向BHA结构参数如图7所示,除特殊说明外,设井眼轨迹参数:井斜角为α=10°,方位角为φ=0°,井眼曲率为K=3°/30 m;钻井参数:钻压Wob=50 k N,泥浆密度为1.25 g/cm3;钻头与地层参数:钻头各向异性指数Ib=0.75,地层为横观各向同性地层即地层各向异性指数Ir1=Ir2=0.95,地层倾角γ=20°,地层下倾走向方位角φf=300°;导向参数:导向力F=10 k N,工具面角0°。下面对系统的导向性能与各参数间的关系进行分析。
3.1 井眼轨迹对导向力的影响
图8为在不同井斜角和井眼曲率的情况下,导向钻具产生3°/30 m的增斜效果所用导向力的大小。由图可知,随着井斜角的增加,导向力需要增加才能满足条件,这是由于底部钻具产生的降斜钟摆力变大;已钻井眼曲率越大,所需导向力越大,因为在弯曲的井眼中,由于钻具的自身的抗弯刚度会产生一定的“反弹效应”,会减小钻头处的增井斜力。所以当井斜角和井眼曲率变大时均需要增加导向力来补偿减小的造斜力。
3.2 地层参数对钻头有效钻力的影响
图9、图10为当工具面角ω=30°时,分别得出钻头处变井斜力R1和变方位力R2在不同地层参数下的变化趋势。通过BHA力学分析得到的钻头处机械力Pα=5 252 N,Pφ=3 968 N,由此可见,因地层的各向异性的影响,钻头的机械力和有效钻力差别较大,不能仅仅依靠钻头机械力来预测井眼轨迹。由于Ir1=Ir2=0.95<1,因此符合完全上倾规律[14]。
由图9可知,当井斜方向与地层下倾方向基本一致(0°<Δφ<180°)时,对变井斜力影响较小。地层倾角越大,影响效果越强;当井斜方向与地层上倾方向基本一致(180°<Δφ<360°)时,对变井斜力影响较大。地层倾角越大,影响效果越弱。
由图10可知,当Δφ=90°和270°时对变方位力均无影响,且当90°<Δφ<270°时会出现方位左漂增加变方位力,并随着地层倾角的变大而增强,图10中由于钻头的各向异性的影响并未完全出现方位左漂的效果。
3.3 钻头的各向异性和钻压对造斜性能的影响
图11为给定的导向参数下,不同的钻压和钻头对钻具造斜性能的影响。钻头的各向异性指数Ib越大,侧向切削能力越强,旋转导向工具施加的侧向力越大,因此选择较短保径的钻头有利于增加造斜性能[15];当导向力一定时,钻压越大,钻具轴向切削性能越强,造斜率越小。因此在旋转导向钻井中,需要通过增加转速,减小钻压,降低机械钻速来提高造斜率。由此可见,钻头的各向异性和钻压指数是影响旋转导向工具轴向和侧向切削的关键因素,合理选择钻头和钻压才能实现稳斜段和造斜段同时具有最佳效果。
3.4 导向参数计算
设某一设计三维井身曲率为1.2°/30m,钻头处位置为:井深1 250 m,井斜角38.1°,方位角104.15°。表1为钻头钻至其相应设计点所需要的导向参数。
由表1可知,在降斜增方位的过程中,随着井斜角的减小,由于底部钻具的自重影响减弱,钻头处降斜力减小,同时由于方位右漂减小了变方位力。因此需要不断增加导向力才能减小上述因素的影响.
4 结论
(1)推靠式RSS是以“力的工作方式”,通过导向装置使钻头处产生侧向切削力,从而实现导向钻进的。
(2)应用纵横弯曲法,建立底部钻具组合力学模型,可以得到导向参数与钻头侧向力和转角的联系,进而根据考虑钻头和地层的各向异性的情况下钻头有效钻力力确定井眼轨迹的延伸趋势。
(3)由于井眼轨迹的控制受到多种因素的影响,因此在实钻过程中只有综合考虑钻具结构,钻井工艺参数,地层及钻头的各向异性等因素,才能准确计算出导向参数,确保钻头沿设计轨迹钻进。
摘要：旋转导向钻井系统是现代导向钻井技术的发展方向。通过导向机构调节导向参数来预测和控制井眼轨迹,是旋转导向钻井系统的关键技术之一。为解决推靠式旋转导向钻具的导向力和工具面角对井眼轨道的控制问题,对导向力分别在井斜平面和方位平面进行解耦;并应用了纵横弯曲理论建立了底部钻具组合三维力学分析模型,得出了导向参数与钻头侧向力和转角的定量关系。在考虑钻头和地层的各向异性因素的影响下,利用在UPC模型基础上提出的有效钻力的概念,通过计算钻头有效钻力来预测实钻过程中的钻进趋势。在此理论基础上,计算了按设计的井眼轨道钻进所需要的导向参数,并讨论了井眼轨迹参数、钻压、钻头各向异性参数和地层参数对钻具导向性能的影响;分析了其中的规律,并得出只有综合考虑上述各项因素,才能准确计算出导向参数,确保钻头沿设计轨迹钻进,也为旋转导向井眼轨迹控制提供了理论依据。
复杂井眼轨迹泵送射孔难点及对策 篇7
页岩气资源在我国储量丰富, 属于低渗透致密地层, 且储层厚度较薄, 使用传统天然气直井开采方式不仅产能低, 而且经济效益差。
页岩气由于具有与天然气不同的开采方法, 也就决定了页岩气只能在特定的条件下才能够被开采出来[1]。目前主要开采方法有裸眼封隔器组合分段压裂、不动管柱压裂滑套水力喷射分段压裂、连续油管喷砂射孔-环空加砂压裂和水力泵送桥塞-射孔联作分段压裂技术。
目前水力泵送桥塞-射孔联作分段压裂技术是国内开发页岩气的最主要方法之一, 它能够快速为连续分段压裂施工和采气提供通道, 缩短试气周期, 降低施工成本, 风险可控性强于其他方法。但是在实际泵送过程中, 特别是遇到复杂井眼轨迹井时, 也会出现一些工程事故, 需要解决。
1 井下工具及运动轨迹
1.1 井下工具
电缆入井作业管串从上至下结构组合为:
电缆+加重杆+CCL+射孔枪簇+坐封工具+适配器+复合桥塞, 外径变化从小到大。
水力泵送是在井筒和地层有效沟通的前提下, 利用电缆将管串输送到一定斜度后, 启动地面泵送装置, 按照预先设计好的泵送程序, 通过调节排量, 控制泵送压力的方式向井筒注入泵送液, 利用作业管串头尾形成压差产生推力, 推动管串输送到目的层, 完成多簇射孔作业, 泵送过程中泵送液将被挤入前次压裂的地层中。
1.2 运动轨迹
整个管串入井后, 运动轨迹可以分为直井段自由下放和水平段水力泵送两个阶段, 直井段依靠管串自身重力完成输送, 而造斜及水平段主要依靠井口泵送液推力完成, 水平段井眼轨迹变化情况的复杂程度是施工困难主要部分。
复杂井眼轨迹井具有井斜变化率较快, 井身曲率大, 泵送距离较长, 一般介于1 000~1 500 m左右的主要特点, 造成管串在输送的过程中始终呈上、下坡、水平变化状态。
2 难点分析及影响因素
2.1 难点分析
(1) 水力泵送射孔采用电缆输送式, 在泵送阶段由于管串长度过长, 无法像管柱传输射孔可以依靠硬连接通过井身曲率大的井段, 导致管串在泵送至最大井身曲率时遇阻, 如遇阻未及时发现, 电缆仍在下放运行, 会导致电缆打扭。
(2) 复杂井眼轨迹井的井斜在不断发生变化, 在恒定的水力泵送过程中, 不断处于加速、减速、匀速的阶段, 控制不当会导致管串泵脱, 管串落井。
(3) 部分井眼轨迹上翘井, 压裂后的地层返砂和部分砂未压进地层, 在井筒中形成悬浮砂, 通过自然沉降, 形成砂桥, 泵送阶段出现中途遇阻, 重而导致桥塞受力后中途坐封。
(4) 对于复杂井眼轨迹井, 压裂加砂相对于纯水平井比较, 砂需要克服更大自身重力才能进入地层, 井筒残留砂量会增加, 同时电缆携砂量也会增加, 导致出现电缆遇卡。
2.2 影响因素
(1) 运行速度、泵注控制:当枪串在井内移动的过程中, 电缆头具有一定的张力, 如果泵注排量过大或者电缆移动过慢都会导致电缆头张力突然增加, 致使张力突增量大于电缆头弱点拉力, 电缆崩断, 管串落井。
(2) 井斜变化、垂深:管串泵送过程中, 泵注排量会随着井斜角的变化而发生变化。在具体的施工作业过程中, 当井斜角发生增大时, 泵注排量也需要相应增大以克服自身重力分量, 井斜角发生减小时, 泵注排量也相应减小, 另外随着垂深增加, 井压增大, 对坐封工具的抗压性提出要求。
(3) 环空间隙:套管内径与管串外径之差称为环空间隙。对泵注排量产生影响, 采用不同尺寸的套管, 泵注排量的差别就非常大, 环空间隔越大, 需要的泵注排量也就相应增加。
(4) 管串重量和长度:在井口压力较大时, 为将管串能够顺利下入井筒中进行施工[4], 在实际作业的过程中需要配接加重杆, 加重后的管串在水平段运动过程中摩擦力会增大, 从而增加摩擦阻力, 增加泵注排量。
(5) 浮力与摩擦系数:不同的浮力对排量有着一定影响。在不考虑其他流体阻力及管串电缆头受力的情况下, 管串受力为:
其中, F1为泵送推力, F2为摩擦力, F3为管串浮力。
理想状态下, 如果考虑浮力等于自重, 则摩擦力为0, 泵送推力不变的情况下, 管串受力将最大化, 所以管串浮力对泵送排量的影响较大。在浮力影响的基础上考虑摩阻系数, 可以发现随着摩阻系数的增大, 临界泵注排量也随之提高。
(6) 电缆头:同样在考虑浮力条件的基础上, 考虑电缆头对泵注液流速和作用面积的影响时, 计算出的泵注流量相比[5], 与不考虑电缆头的影响发现两者之间对泵注排量没有多大影响。
(7) 泵送液密度:其他因素不变的情况, 泵送液密度增加, 推动枪串的液体排量也在逐渐下降。
(8) 井筒附着物:主要附着物包括油基泥浆、残留砂和顶替胶液等, 对管串的运动增大阻力, 泵注排量提高的同时, 影响泵送过程。
3 现场应用
3.1 应用汇总
从2016年1至5月份的4口施工井中, 选择井眼轨迹有代表性的61层泵送施工作业进行分析, 通过数据统计得出, 共出现管串泵脱2次, 遇阻3次, 桥塞中途坐封1次, 电缆砂卡2次, 其中A井管串泵脱1次, 遇阻3次, 电缆砂卡1次;B井中途坐封1次, 电缆砂卡1次;D井管串泵脱1次;C井未出现问题。
3.2 实例分析
实例1:
(1) 施工情况。2016年2月18日, 对A井第7段进行施工时, 该井完钻井深5 120 m, 水平段长1700 m, 最大井斜104.2°, 井眼轨迹呈S型, 管串水力泵送至4 153 m (斜度为90.3°) 、4 360 m (斜度为97.1°) 、4 487 m (斜度为99.4°) 时, 先后遇阻3次, 该段完成后, 在回收管串的过程中, 出现电缆携带砂卡在阻流管内, 引起砂卡现象, 此时电缆还有700余m在井筒中。
(2) 原因分析。前面2次遇阻属于井筒含有附着物, 随着管串的推送, 附着物增加, 形成软遇阻现象, 第3次由于管串长度或排量没跟上, 导致在过井身曲率较大的地方形成硬遇阻。
(3) 处理方法。遇阻后, 起到井斜小的地方, 小排量冲洗井筒, 清洁通道, 再重新进行泵送, 仍泵送不过去, 起出管串, 大排量洗井并更换桥塞, 完成施工。出现砂卡, 采用化学注脂泵对阻流管进行清洗, 适当增加电缆上提力, 进行解卡动作, 不成功, 则采取关BOP方式, 反向退出遇卡电缆, 更换阻流管后, 开BOP, 回收管串。
实例2:
(1) 施工情况。2016年3月17日, 对B井第7段进行施工时, 该井完钻井深5 955 m, 水平段长1513 m, 最大井斜100.3°, 井眼轨迹呈上坡型, 管串水力泵送至5 203 m (垂深3 796 m, 较平常2 800m深) , 运行速度1 700 m/h, 井口泵送压力突然从47 MPa上涨至59 MPa, CCL显示成直线状态遇阻, 遂停止泵送, 后采取点火丢手方式, 回收剩余电缆, 上连续油管打捞。
(2) 原因分析。一是可钻式复合桥塞卡瓦部分在井壁的磕碰下张开, 迫使桥塞中途坐封。二是压裂液体系粘度低, 携砂性能差, 水平段存在残留砂, 在管串运动的过程中形成堆积, 造成突然硬阻, 在泵送液冲击力作用下, 桥塞坐封。三是坐封工具密封性被井内高压破坏, 工具工作后坐封。
(3) 处理方法。每次压裂结束后, 要求使用不低于1.5倍井筒容积的高黏液体进行顶替, 减少井中的残留砂, 入井前, 对所使用的桥塞进行认真检查, 入井后, 合理控制泵送速度及排量大小, 发现泵送压力有较大的波动趋势, 停止泵送, 起出管串并对井筒处理后再施工, 并对入井达到一定次数的桥塞工具, 防止工具疲劳采取强制报废处理方法。
实例3:
(1) 施工情况。2016年4月14日, 对D井第3段进行施工时, 该井完钻井深5 052 m, 水平段长1502 m, 最大井斜87.1°, 井眼轨迹呈下坡型, 管串水力泵送至4 320 m处时, 发现井口张力突然增大, 采取紧急加速电缆运行方式避免, 仍出现CCL信号消失, 判断管串落井, 回收电缆后进行连续油管打捞。
(2) 原因分析。主要原因是从打捞出的管串检查发现砂和油基泥浆附着较多, 环空间隙过流体时, 形成一堵一通的状态, 另外井眼轨迹属于下坡型, 管串运动依靠自身的惯性, 容易造成泵脱。
(3) 处理方法。每口井施工时, 刚从钻井作业转试气工程, 需要对每口井前几段施工采取必要的通井、洗井作业, 保证泵送通道的清洁、顺畅, 另外采取将外径105 mm桥塞更换成100 mm桥塞, 依靠减小管串外径, 达到增加环空间隙的方法, 再就是留电缆冗余量, 给管串突然飞出去留有缓冲时间, 避免突然使电缆头受力, 泵脱。
4 几点认识
(1) 客观上, 复杂井眼轨迹、残留砂的存在是不可避免的因素, 泵送施工比平缓轨迹施工难度大, 其中S型、下坡型施工时, 要特别注意防止管串泵脱, 建议使用满足泵送要求的最小排量和电缆运行速度;附着物的存在, 是造成泵送施工困难的主要因素, 压裂后顶替过量的滑溜水加高黏液体是必不可少的施工步骤, 保证泵送通道的干净和砂桥堆积, 防范管串遇阻和中途坐封。
(2) 硬件上, 管串最容易出问题、较为薄弱的环节是桥塞, 可钻式复合桥塞抗遇阻、遇阻后不坐封能力是关键因素, 另外, 坐封工具的密封性能也极其重要, 在巨大的井下压力作用下, 失封会造成活塞杆提前位移, 容易造成中途坐封。
(3) 设计上, 泵送施工前要考虑最小、最大泵送排量、泵送液液性、管串长度、管串重量、最大井身曲率等参数, 防止管串中途遇阻。
(4) 操作上, 随着泵送排量和泵压值的变化, 电缆下放速度也要同步协调变化, 张力增大时, 提高电缆运行速度, 避免管串泵脱;张力减小时, 降低电缆运行速度, 防止电缆加速发生缠绕, 管串在井眼轨迹复杂情况运动时, 对于造斜点、井身曲率大、大斜度段、水平段, 适当调节电缆速度和排量也是防止管串出问题的关键。
摘要：页岩气作为一种清洁、高效的新型能源, 有着非常广阔的经济前景, 目前, 国内页岩气开发已初具一定规模, 工艺在不断成熟。国内页岩气储层具有低孔隙、特低渗透物性特征且岩层薄、埋藏较深的特点, 主要开采页岩气的方法为水平井旋转导向、随钻测井 (LWD) 、随钻测量 (MWD) 以及水力泵送桥塞-射孔联作分段压裂技术, 真正、有效地提高了单井产能。但是在实际现场工作中, 复杂井眼轨迹作为不可避免的客观影响因素, 给水力泵送带来了施工困难。介于此, 本文重点对复杂井眼轨迹中的泵送阶段出现的难点进行分析, 并提出合理、有效的处理措施, 在降低施工风险和节约时效的同时, 有效解决困扰开发生产的技术难点, 为我国在页岩气开发提供有价值的参考。
关键词：页岩气,水平井,分段压裂,多簇射孔,水力泵送,残留砂
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