定向套管（精选三篇）
定向套管 篇1
套管钻井技术是指在钻进过程中, 直接采用套管 (取代传统的钻杆) 向下传递机械能量和水力能量, 井下钻具组合接在套管柱下面, 边钻进边下套管, 完钻后作钻柱用的套管留在井内作完井用。该技术将钻进和下套管合并成一个作业过程, 不需要常规的起下钻作业, 大大节省了钻井时间。据统计, 套管钻井技术的钻井时间较常规井快百分之三十, 并且能够大大的降低钻井作业中的事故隐患。本文就套管钻井技术在定向井上的应用进行了研究, 希望对套管钻井技术的进一步应用提供参考。
一、套管钻井技术工艺简介
套管钻井是将套管作为钻柱的一种钻井方式, 由于它能够提高机械钻速、缩短建井周期, 降低钻井成本, 有效的保护油气层, 因此具有良好的推广和应用前景。套管钻井技术利用一个能够钻碎的钻头或者可回收的钻具组合钻进, 到达目的层之后, 将钻头留在井眼里或者利用钢丝绳将井底钻具组合去除, 套管柱留在井内, 就可以进行固井作业, 从而省略了传统钻井工艺中的气钻和下套管的工序, 节省了昂贵的钻机费用, 并且大大缩短了停钻时间, 降低建井成本。除此之外, 套管钻井技术由于井眼中始终有套管支撑, 因此具有较高的环空流体流动速度, 能够有效的避免下钻过程产生的抽吸现象, 因此对减少地层膨胀、井控失灵、井壁坍塌等现象的发生。
二、套管钻井技术应用时应考虑的问题
首先, 在应用套管钻井技术进行定向井钻井作业时, 要考虑井斜控制问题。套管柱的下部应该加扶正器稳定套管下端。并且还要稳定领眼中钻头和扩眼器之间的钻具组合, 从而控制井斜。一般, 定向控制的总原则是在领眼钻具上安装扶正器, 从而钻出平滑、规则的井眼, 之后再通过扩眼将套管和井壁间留下足够大的间隙, 从而保证套管能够顺利的下井。经验表明, 最理想的组合方式就是在领眼中扩眼器下方下入旋转导向系统, 从而得到更加稳定的造斜率, 降低滑动钻井中的不良现象。
其次, 需要考虑套管的疲劳破坏问题。当套管外径较大时会导致钢级套管的疲劳损害。当弯曲应力长时间大于极限值时, 会导致套管的破坏。另外, 接头的设计与横向振动也会影响套管的耐受极限。其中横向振动引起的应力是造成套管疲劳损坏的常见原因。许多的套管疲劳损害都在套管钻直井时发生, 一般都是横向振动导致的。在定向井中应用套管钻井技术, 由于会使用导向马达, 并且马达转速低, 加上井斜对横向振动的抑制作用, 从而使疲劳破坏的影响程度降到最低。
再次, 利用套管钻井技术进行钻井时还要考虑套管的扭矩和拉力问题。扭矩和拉力是考虑一口井是否适合利用套管钻井工艺进行钻井的重要因素。一般, 决定套管所需要的扭矩的因素主要有摩阻系数、接触压力以及有效旋转直径。如果井眼出现弯曲, 套管刚性也会成为影响扭矩的一个非常重要的因素。在定向套管钻井工艺中, 扭矩并不是总是偏高的, 但是在设计时要对特定井眼的轨迹、套管接头、钻井液类型以及顶驱时的套管扭矩值进行充分评估计算。
第四, 马达动力问题也是在应用套管钻井技术时应该考虑的问题。个别尺寸的套管需要较小的马达尺寸, 从而大大的限制了马达的动力。一般尺寸大于1778mm的套管, 不会受到马达的影响。但是一般较小的马达要比常规尺寸马达更加灵活, 因此也就不好进行操控。再加上马达的上部无法接通径刚性叶片扶正器, 从而更加加大了其定向控制的难度。
最后, 经济因素也是套管技术应用过程中需要考虑的重要问题。由于套管钻井技术的大部分优势都体现在节约时间和节约钻井成本上, 因此经济因素是其应用之前需要认真考虑的重要因素。将套管钻井技术应用于定向井的钻井过程中, 主要的优点就是其能够在定向井中体现出套管钻井带有的所有优点。套管钻定向井更易于控制导向马达的方向, 从而减少了井底钻具组合部件的更换时间。另外, 对定向套管井进行评估时, 需要对边钻井边下套管的方式进行确认, 从而降低压力衰竭层和漏失问题造成的复杂情况。同时应该提高套管的下入深度, 在高成本作业中降低起下钻的时间。
结束语
套管钻井技术作为一种全新的钻井工艺技术, 发展升级迅速, 应用范围不断扩大。套管钻井技术不但可以节约成本, 而且还可减少井下复杂和事故, 提高钻速, 缩短钻井周期。许多石油公司在综合考虑钻井成本和现场安全的基础上, 选择了使用套管钻井技术, 取得了很大的成功。目前, 套管钻井技术已发展到了一个较高的水平, 但是在应用过程中还有一定的局限性, 还需要进一步开发和推广。因此希望相关学者继续加强对套管钻井技术的开发和研究, 从而使得这项技术能够为我国钻井技术的水平提升做出贡献。
摘要：套管钻井技术是一种节约钻井时间, 降低井下事故发生的全新的钻井工艺技术, 被誉为是21世纪的前沿钻井技术之一。套管钻井技术利用套管代替钻杆钻进, 保证了地层开孔后始终有套管在井眼中对已形成的井壁进行机械强化, 使套管钻井技术与传统钻井模式相比具有明显的技术优势。本文就套管钻井技术在定向井上的应用进行了研究, 希望对套管钻井技术的进一步应用提供参考。
关键词：套管钻井技术,定向井,应用,石油
参考文献
[1]王献刚.浅谈套管钻井技术在钻井现场的应用[J].中国新技术新产品, 2009 (4) :81.
[2]周书航, 史永伟.套管钻井技术应用研究[J].石油天然气学报, 2009 (2) :224-225.
定向井钻井中的套管钻井技术分析 篇2
关键词：定向井,套管钻井,疲劳破坏
套管钻井技术是近期出现的一种新型钻井技术, 钻井的过程中用常规套管替代钻杆, 降低了起下钻次数, 从而减少了出现井下复杂情况的几率, 使钻井速度提升20-30%, 该技术在国内的应用还不是很广泛。套管钻井的钻机设备较为简单, 所需作业人员和钻井液都较少, 提升了安全性的同时也减少了对环境的污染。
1 工艺分析
在套管钻井技术中钻井管柱为常规套管, 这使得下套管和钻井保持同步。在接近套管底部的短节上悬挂了一套可回收式电缆钻井装置, 钻井液从套管内部进入后从井壁与套管之间的环空上返。在定向作业时, 采取的滑动钻井都是通过马达弯接头组合实现, 而在其他情况下, 套管都是在井口收到顶驱而旋转。领眼钻头带有扩眼器, 可从套管内通过后对井眼尺寸进行扩大, 以达到设计需求。如套管为Φ244.5mm, 壁厚8.64mm时可采用Φ215.9mm钻头和Φ311.2mm扩眼器。
2 配套工具
在套管钻井中, 除了扩眼器、钻头和部分特殊工具外, 可以使用常规钻井中的许多工具, 如定向井上使用的MWD、定向马达和无磁钻铤, 以及直井上使用的扶正器。而随着该技术的不断进步, 逐渐开发出新的配套工具, 当前使用较多的有以下几种:
2.1 锁紧总成
锁紧总成是一个钻井装置, 通过特殊工具与套管底部相连, 其结构主要包括扭转锁、旋转台肩接头、轴向锁以及转向定位等, 主要作用是在旋转台肩接头的作用下使传统工具连接到套管, 利于工具出入套管。
2.2 可移动套管下入系统
该系统的连接在钻机顶驱, 使顶驱和套管柱之间不需要上扣而实现连接, 是由一个卡瓦和一个液压密封装置来保证钻井液的密封循环。上、卸扣次数的减少能有效提升连接速度, 也降低了丝扣的损伤。在该系统的应用下, 连接单根工作量减少, 使套管连接和钻杆连接速度一样, 提升了钻台的安全度。
2.3 可回收式井下工具
早期的可回收式井下工具只是应用于直井, 其功能主要是井底钻具组合与套管的扭转和轴向解锁和锁定;对套管进行密封, 将钻井液朝钻头引导;使得在井底钻具组合与套管之间的连接短节内放置锁紧不再需要精确的电缆测量。而随着经验的累计和对定向井的认识加深, 新的工具可在斜井和水平井中使用。对于大于90°的倾角, 在下电缆前将井底钻具组合泵送释放入井。鉴于井底钻具组合收到的振动和压力, 不能采取复杂的结构, 所以复杂功能都需要集中在起下钻工具上。
可回收式电缆系统能与较小尺寸的工具配合使用, 所有工具可用钻杆起下。在锁紧总成内为减少压耗设计为中空腔, 同时也方便了紧锁总成下段井底钻具组合进行电缆操作。定向套管钻井系统的井底钻具组成主要包括领眼钻头、导向泥浆阿达、扩眼器、MWD以及无磁钻铤等。除泥浆马达需小于同井径传统定向井外, 其他均相近。在导向用的磁性MWD和套管鞋之间需要连接一根无磁钻铤, 这样扩眼器和钻头到套管鞋的距离为24~37m。
3 相关问题分析
3.1 定向控制问题分析
对于定向井, 采取套管钻井技术时需要对井斜控制问题进行分析。可在套管柱下部添加扶正器。在实践的验证下, 将套管稳定在井眼中心, 依靠套管的刚性来保证其直线钻进是不可行的。稳定套管下段会出现很大的横向载荷, 使扶正器发生偏磨, 不利于井斜的控制, 其主要原因是套管末端的弯曲引起。套管出厂后, 在制造和打直工艺中所残余的应力作用下, 管两段会发生弯曲。虽然该弯曲角度很小, 但却会出现很大的横向力。该横向载荷有利于机械造壁和减少地层漏失, 但是却扩大了井径。
相对于利用套管钢芯进行井眼方向控制, 在钻头处控制能获得更好的效果。套管将水动力和机械动力传送到井底钻具组合, 钻具组合不受套管刚性和横向运动影响, 对于井斜的控制, 需要对领眼中扩眼器和钻头之间的钻具组合进行稳定。在套管下段使用的防缩径扶正器能有效保证固井作用中套管居中, 也防止了套管进入严重缩径井段。
3.2 套管的疲劳破坏
一般情况下, 钻相同井眼时所需的套管外径会大于钻杆及钻铤外径, 有着较大的刚性, 在特定曲率下旋转会受到较大的反向应力。在该力的作用下, 套管会出现疲劳破坏, 也对造斜率的范围有所限制。当套管受到的弯曲应力稍微超过极限值时, 不会爱上发生破坏, 而对于应力较高时, 一定次数的旋转就会导致疲劳破坏。所以, 为保证套管在导向马达钻井时不发生较大的狗腿度, 就需要井眼曲率远低于套管的弯曲应力极限值。
同时, 套管的耐受极限与接头的设计也有很大关系, 在套管钻井中不太适合采用较差的抗疲劳特性、较高的抗扭级别接头, 可选用一般的偏提醒螺纹接头。疲劳破损的另一个因素是横向震动引起的应力。钻直井时发生的疲劳破损多是由横向震动引起的应力造成的。在定向井中, 导向马达的转速较低, 横向震动收到井斜的抑制, 所以其对疲劳破坏的影响程度相对较小。
3.3 套管的扭矩和拉力问题
在分析井是否适合采用套管技术时, 还需要对扭矩和拉力进行分析。在进行套管钻机时, 需要考虑钻杆钻井中所有影响扭矩和拉力的因素。套管的扭矩主要是由摩阻系数、接触压力以及有效旋转直径决定。套管在直径和重力上都大于钻杆, 所以承受的旋转扭矩更大。在井眼弯曲时, 套管刚性也是影响扭矩的重要因素。
3.4 其他问题分析
某些尺寸的套管会对马达尺寸有所限制, 如果是套管尺寸在Φ177.8mm以上影响可能较小, 但是小于此尺寸则会有较大的影响。相对于常规马达, 小马达灵活性更好而不易控制, 且马达上部不能接通径刚性叶片扶正器, 使得定向控制的难度加大。
套管钻井的优点主要是体现在节约成本上, 减少了起下钻的时间、漏失造成的复杂时间, 具备井下发生事故时对井的救援能力。套管钻井中在导向马达的控制上更为方便, 更换井底钻具组合部件所需的时间更短。在小尺寸套管钻井时对钻速有一定的影响, 但是对于大尺寸套管钻井身剖面难度较小的井可实现在不降低定向效率的前提下充分发挥优势。
参考文献
[1]濮兰天.定向井中钻杆的稳定性分析[J].重庆科技学院学报:自然科学版, 2013.A01
定向套管 篇3
目前, 卡塔尔西方石油公司在Shuaiba石灰石地层钻了许多海上水平生产井和注水井。在Shuaiba的正上方是Nahr Umr地层, 它由不稳定的Kaolonitic页岩组成。undefined井段以86°井斜角钻到大约80 ft (1ft=30.48 cm) 到达Shuaiba构造 (真实垂直深度为20 ft) 。在钻进undefinedin油藏井段的同时, 下入一个undefinedin、47 lbm/ft (1 lbm/ft=1.488 kg/m) 的L-80套管柱并且胶结, 分离了页岩层和砂岩层。
Nah Umr/Shuaiba交界面处于高导电断层, 经常发生严重的钻井液漏失, 因井筒环空流体水平下降, 导致流体静压急剧下降。这个压力损失导致不稳定地层在钻柱和井底钻具组合 (BHA) 处塌陷, 将钻具封埋使其实际上不能取回。然而, Shuaiba开发策略取决于以接近水平角度着陆的水平井, 以便大部分井段能够钻在油藏。
这个问题的解决办法之一是用套管和可回收BHA钻进该井段。定向随钻下套管 (CWD) 技术用套管取代钻杆来传递旋转和转矩并作为钻井液的通道。定向BHA销定在最低套管连接处并延伸出离套管鞋大约85 ft, 它由地面旋转和井下马达驱动。作业中应用一个undefinedin钻头钻一个领眼, 然后由一个位于undefinedin套管-扩眼鞋下方的井下扩眼钻头立即扩大到undefinedin。在钻井过程中, 通过带有钻杆和销的套管, BHA可以在任意点回收。
一口候选井用来测试这个定向CWD方法。这个井是单分支水平井, 在这个区域, 由于循环漏失许多BHA被卡住。虽然地震信息没有显示任何交界面处的导电特征, 但是其他许多特征表明该井是适合定向CWD技术的理想井。
2008年4月17日, 从undefinedin套管鞋到接近油藏100 ft的套管处, 这口井定向钻了2 025 ft, 随后, undefinedin井段成功地钻到总测深为5 820 ft的位置, 井斜角从28°增加到76°, 方位角从14°变化到41°。
2 计划
项目分为三个阶段。第一阶段是应用套管驱动系统 (CDS) 在传统 (钻杆) 井中下入undefinedin套管。第二阶段是在第二口井中应用CDS下入undefinedin套管。套管在某些设定深度旋转以获得扭矩和摩阻数据。在钻井过程中, 可对工程模型进行校准并且给出一个更加准确的力学条件预测。第三阶段是使用定向CWD钻进整个undefinedin井段。
3 使用CDS下套管
CDS构成了钻机的顶驱, 由它固定并旋转套管。在钻进及下套管过程中, 内卡瓦由于液压的激励将套管紧紧卡住, 位于其下部的封隔器皮碗密封住套管内部使得钻进过程中从顶驱沿套管柱向下循环。
使用CDS下套管证明其与钻井设备可兼容, 改进了对系统的理解, 开发了后勤程序, 钻井人员在钻井前可了解该系统。第一次下套管作业取得了成功并进入了操作过程的第二步, 这一步将建立一个精确的扭矩与阻力模型。
4 定向操作与BHA
对于位于Idd E1 Shargi 北部穹窿的大多数井, 定向操作需要在油藏中某位置处确定目标。通常undefinedin的套管柱大致安放在3 700 ft测深、30°角的位置, 增斜作业在油藏中undefinedin井段完成, 倾角在75°～86°之间。该井段的最大狗腿度是25°/100 ft, 这需要很大的方位变化。
在设计BHA时需考虑两点:一是使用弯曲壳定向钻井用支座容积式马达实现定向控制, 钻井钻具组合在旋转模式下以切线段钻进, 采用滑动钻井达到所需要的增斜和方位变化;二是使用旋转导向系统 (RSS) , 该系统的主要优点是施工中所用钻具组合较低的花费及在井内条件下较低的经济风险。
在油田的大多常规井中使用了RSS工具, 在机械钻速 (ROP) 、方位控制和井眼清洁方面都取得了成功。进行风险评价后决定该井使用RSS组合钻进。操作最初需要undefinedin推靠式RSS工具, 但是以往经验表明穿过目标层在undefinedin井段狗腿能力有限。在这一操作阶段, 指向式RSS性能良好, 因此选择指向式RSS。这是世界范围内定向CWD中首次应用指向式RSS。
5 钻井作业
通常在定向CWD作业开始之前要先钻undefinedin的套管鞋和额外100 ft的新地层, 以确保开泵钻井时管下扩眼器定位在裸眼井段。一旦钻完井底口袋, 井眼内将顶替入新泥浆。清洁的BHA被拉出井口。
一旦管下扩眼器位于undefinedin套管鞋之外、钻头置于井底, 钻进就开始了。排量设定在460 gal/min (1 gal/min=3.785 L/min) , 钻压 (WOB) 为7 000～9 000 lbm (1 lbm=0.454 kg) , 顶驱速度为40 r/min。这形成了8 000～9 000 ft5lbf (1 ft5lbf=1.36 N5m) 的扭矩、173 r/min的井下旋转速度以及1 350 psi (1 psi=6.895 kPa) 的井口立管压力。
井斜测量显示BHA在钻完91 ft后没有像预期的那样增斜。随钻测量 (MWD) 传感器位于钻头后大约32 ft处。在这一位移之后, 定向性会很显著。
钻井队决定拉出BHA进行检测并替换RSS工具作为预防措施。一旦BHA在海面上, RSS就被更换出去。同样MWD设备也被用来更换BHA。RSS从海面工具下载技术测井数据以核实工具是否出现问题, 数据表明, 工具工作正常, 数据也表明了更强劲的钻进会改善定向性。新的BHA下入井眼, 并使用液压剪切工具将其重新装入套管截面短节 (CPN) 。
增加排量以提供马达更高的压力差, 防止失效。钻井推荐排量为500 gal/min, WOB增加到10 000 lbm和12 000 lbm之间, 顶驱速度降至30 r/min, 这形成了10 000～11 000 ft5lbf的扭矩、175 r/min的井下转速和1 600 psi的井口立管压力。
钻进开始后, 在有效的导向下增斜速度为3°～4°/100 ft, 每根单根, 马达大约停止2～5次。由于压力差增大, 排量从500 r/min增加到530 r/min, 提供了更大的失效阻力。由于改进了定向控制, 钻速增加。BHA的定向性能在某种程度上是增加的钻进参数的函数。来自MWD工具连续的伽马射线测量在井底钻进时是断续的, 当离开井底时又重新获得, 这归因于在坚硬地层BHA发出的噪声。
由于离开井底时信号仍然存在, 在穿过预期地层界面时两根单根被划眼, 以使现场地质学家使用连续的伽马射线数据来识别地层顶端。MWD工具返回到预期界面以上, 并缓慢地划眼以采集读数。划眼参数是10 r/min, 排量减小到100 gal/min。一旦地层顶部确认, 钻进便恢复。MWD信号中的噪音减少, 当钻头和管下扩眼器穿透下一个较软的地层时, 井底连续信号重新获得。
井底钻进时, 井口的套管柱有加速和减速的倾向, 这归因于沿套管/井筒接触面的井下黏滞滑动。井口旋转增加到35 r/min, 这种异常消失。使用这种BHA, 定向钻进了44根套管, 总井深5 820 ft, 最终井斜角为76°。
根据参数设计的第二个BHA, 将随套管钻至设计井深。记录转盘负载和大钩负载时的扭矩值, 以及转盘静止和大钩空载时的值, 这些数据用来验证扭矩-阻力关系模型。
在设计井深4 000～5 000 ft时, 扭矩值比预计的大, 平均值约为13 000 ft5lbf, 个别峰值达到15 500 ft5lbf。在接单根前, 上下活动套管柱和循环钻井液能够在一定程度上降低扭矩。在大部分井段, 所读取的平均扭矩值几乎是一个恒值——13 000 ft5lbf。从5 300 ft的测量井深到实际井深, 扭矩遵循一个趋势:用阻力系数0.30模拟时接近于预期值。然而, 在任何时候, 扭矩都不会增加到接近顶驱的最大值或套管接头装置的最大值, 在该井段任何位置的扭矩也不是没有规律可循的。
该井段钻进时, 泵入一定数量的携屑剂, 高黏度的携屑剂在井斜角较小时泵入, 当井斜角增大时, 泵入加重携屑剂。高黏度携屑剂的成分中有淡水, 当其循环时, 随着较小容积的环空长度的增加, 立管压力明显下降。通过振动筛发现, 没有一种携屑剂所携带的岩屑有明显增加, 但是所有的携屑剂都能及时返回地面, 通过返回携屑剂的量能够测量出井眼的体积。在页岩地层很少出现溶洞。这些观测结果被认为是一个正面的预示:使用CWD可以改善井眼质量。
对于BHA的回收, 有两种方法可供选择:一种是使用BHA回收工具, 将套管下井管柱留在转盘上;另一种是通过转盘取出下井管柱, 将其放倒并且回收BHA。将下井管柱留在原来位置, 通过undefinedin套管防喷器闸板和外部环空的环形防喷器以及内部环空的螺纹钻杆进行井控。最后卸着陆钻杆, 放倒单根, 通过转盘转动钻杆。应用这种方法时, 使用环形防喷器和下部防喷器闸板进行井控。对于带有卷筒悬挂器的BHA的回收来说, 这是最安全、最有效的方法。
在回收过程中, 固定BHA之前, undefinedin的抽汲皮碗将放置在最上面的那根钻杆中, 以完成环形空间的最终循环。抽汲皮碗确保了所有的流体通过BHA进入井底, 并返到环空, 这将是为固井做准备的最后几个小时的清洗井眼机会。将BHA固定并成功取回地面。一旦将BHA卸下, 固井的准备工作就开始了。
摘要：在钻进水平段之前, 水平井设计方案需要采用大倾角进入不稳定地层, 这种现象变得越来越普遍。在海上水平井钻井过程中下套管对循环漏失的控制和井壁的稳定控制都是很好的方法。由于最近施工工具设计水平的提高, 目前有可能实现在井下钻具起出过程中循环、旋转、往复运动, 同时不必对钻机进行改进。