廣安002-H1井長水平段篩尾管下入技術

摘 要

摘要：四川盆地廣安構造廣安002-H1井完鉆井深4055m，水平位移2499.13m，其中水平段長2010m，最小井斜為87°、最大井斜為91.96°，創(chuàng)川渝氣區(qū)水平段最長的紀錄。該井是典型的短
摘要：四川盆地廣安構造廣安002-H1井完鉆井深4055m，水平位移2499.13m，其中水平段長2010m，最小井斜為87°、最大井斜為91.96°，創(chuàng)川渝氣區(qū)水平段最長的紀錄。該井是典型的短直井段、長水平段水平井，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Φ139.7mm篩尾管能順利下入，進行了下入條件計算和下入難度分析，采用滾輪扶正器模擬剛度通井、增加下入推力等技術措施，順利地把Φ139.7mm篩尾管下至井底。該技術為短直井段、長水平段水平井篩尾管下入設計和施工積累了經(jīng)驗。
關鍵詞：水平井；長水平段；篩尾管下入技術；四川盆地；廣安構造
0 引言
   廣安002-H1井位于四川盆地廣安構造大興場高點北翼，該井水平段鉆井采用斯倫貝謝地質(zhì)導向技術完成水平段鉆進，儲層鉆遇率為88.22%，PDC鉆頭與旋轉(zhuǎn)導向系統(tǒng)顯示了較好的鉆井特性，機械轉(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，井身結構數(shù)據(jù)如表1所示。

表1 井身結構數(shù)據(jù)表
鉆頭
套管
規(guī)格/mm
鉆深/m
規(guī)格/mm
鉆深/m
Φ444.5
300.00
Φ339.7
298.01
Φ311.2
2012.00
Φ244.5
2010.50
Φ215.9
4055.00
Φ139.7
1972.10～4054.64
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%、pH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1704 m；須六段為1771m。
2 水平段鉆進及摩阻情況
2.1 水平段鉆進鉆具組合
    1) Φ215.9mm鉆頭×0.36m+旋轉(zhuǎn)導向系統(tǒng)×4.10m+RCV接收器×1.75m+柔性短節(jié)×2.9m+電阻率成像測量×3.64m+伽馬中子密度×8.04m+MWD×8.51m+Φ165.1mm無磁鉆鋌×9.39m+Φ127mm無磁鉆桿×9.35m+回壓閥+Φ127mm鉆桿×2600m+Φ127mm加重鉆桿×26.5m+隨鉆震擊器+Φ127mm加重鉆桿×53.5m+Φ127mm鉆桿。
    2) 該井無磁鉆鋌及以下斯倫貝謝工具長為38.69m，帶有4支扶正器，最大外徑為210mm，最小外徑為206mm，電阻率成像測量長度為3.64m，外徑為210mm，本體最小外徑為168 mm。
2.2 水平段鉆進實際摩阻情況
    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 長水平段篩尾管下入難度分析
3.1 下入篩尾管條件計算
3.1.1 井眼最小曲率半徑
    以最大全角變化率計算井眼曲率半徑，全角變化率反映了井眼實際井斜變化，也反映了井眼實際方位變化，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；△αф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N80、Φ139.7mm，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。
    計算結果92.21m=Rcmin＜Rhmin=109m，說明Φ139.7mm篩尾管能下入本井全角變化率最大井段。
3.1.3 計算本井實際抗彎安全系數(shù)(K1′)
 
    計算結果2.13= K1′＞K1=1.80，證明Φ139.7mm篩尾管能夠下入。
3.1.4 剛度對比
該井無磁鉆鋌及下斯倫貝謝工具長為38.69m，本體最小外徑為165.1mm，以該段最小外徑為165.1mm計算與Φ139.7mm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。
    計算結果C=5.03，從剛度對比結果分析，該井眼具有良好的下入條件。
3.2 下入難度分析
    根據(jù)以上下入條件計算，該井長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，認為可下送至井深3500m左右[1～2]。
    1) 鉆井中每次下鉆不轉(zhuǎn)動最大下深一般在3400～3600m，根據(jù)建設方要求篩尾管柱每20～30m加1只Φ210mm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井斜已達到80°，下推力不足500kN，要推動水平段2000m以上的篩尾管有較大難度。
4 長水平段篩尾管下入技術
4.1 模擬篩尾管剛度通井
4.1.1 管柱結構
    鋁引鞋+Φ210mm滾輪扶正器1只+Φ139.7mm套管21.50m+Φ210mm滾輪扶正器1只+Φ139.7mm套管22.35m+Φ210mm滾輪扶正器1只+Φ127mm鉆桿×2600m+Φ127mm加重鉆桿×26.5m+隨鉆震擊器+Φ127mm加重鉆桿×53.5m+Φ127mm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
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Φ127mm加重鉆桿、8柱Φ177.8mm鉆鋌增加水平段篩尾管的推力427kN，長段篩尾管下入深度有望超過3800m。
4.2.2 篩尾管下入管柱
    加長鋁引鞋×0.5m+Φ139.7mm篩尾管×2082.54m(每2～3根加1只Φ210mm滾輪扶正器，共加入89只)+倒扣頭×0.50m+倒扣工具×1.36m+Φ127mm鉆桿×434.33m+Φ127mm加重鉆桿×501.34m+Φ177.8mm鉆鋌×220m+Φ127mm鉆桿。
4.2.3 實際下入情況
    下入井深超過3800m后，出現(xiàn)3次重量放完推不動的現(xiàn)象，通過上提后快速下放可以通過阻點，有的阻點上提下放2～3次才能通過，最后順利下至井深4054.64m(井底)。
5 結論與認識
    1) 該井是川渝地區(qū)第一口水平段長超過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水平段篩尾管下入積累了經(jīng)驗。
    2) 短直井段、長水平段水平井，雖然計算井眼有良好的下入條件，但是下推力不夠也難以下人，應進一步開展短直井段、長水平段水平井篩尾管下入技術研究。
參考文獻
[1] 劉德平.川東地區(qū)深井及大斜度井固井實踐[J].鉆采工藝1995，18(1)：13-17.
[2] 王建文.中48定向井的固井技術[J].石油鉆采工藝，19857(6)：41-47.
 
(本文作者：劉德平 李江 朱莎 國石油天然氣集團公司川慶鉆探工程公司)