浅谈井眼轨迹对套管损坏的影响及预防

1、2010年 第3期江汉钻井 钻 井 工 艺浅谈井眼轨迹对套管损坏的影响及预防谢学明 黄军辉摘 要 现在的开发井大多数以定向井和水平井代替了过去的直井，由于井眼曲率的变化，增加了套管弯曲变形的几率，使管杆偏磨、套管破损现象时有发生。据国内外有关报道，套管损坏原因及防治，多以“地质因素、工程因素、腐蚀”三方面为主，而对井眼轨迹的影响研究报道甚少。本文提出了预防套管损坏需从钻井源头抓起，认真抓好钻井井眼质量的前期工作，分析了井眼轨迹对套管损坏的影响，为预防套管损坏，延长油井寿命提供了可参考依据。主题词 井眼轨迹 套管损坏 影响 分析 措施6一、问题的提出随着江汉油田的开发进入中后期，加之地处鱼米之乡

2、，江河、湖泊、沟渠、稻田甚多，地面井位选择困难，致使定向井、水平井逐年增多，井眼轨迹控制难度越来越大。而定向井、水平井所形成的井眼大都是椭圆形井眼，这一先决条件就对固井质量有影响；如果井眼轨迹控制不好，形成较大的拐点，使井身剖面与设计相差甚远的话，就会导致摩阻增加，下套管困难，给后期完井和采油工作留下更多隐患。特别是套管不居中会带来固井质量差、套管变形、抽油杆偏磨、油井寿命短的不良后果。目前，江汉油田套损井日益增多，截止2009年底仅江汉区块就有307口。据采油厂统计，由于管杆偏磨导致的杆断、管漏占井下作业总井次的20%和30%，管杆偏磨一度成为影响油井免修期的“罪魁祸首”，诸多偏磨“缠身”的

3、油井，严重影响了开发管理水平和油井寿命。因此，预防套管损坏是目前勘探开发工作的当务之急，除了在采油工艺上狠下功夫外，还必须从钻井源头抓起，优化井眼轨迹，改善管杆受力状况，减轻管杆偏磨程度，才能达到标本兼治的目的。二、井眼轨迹对套管损坏的影响因素研究套管损坏的原因有许多方面，主要表现在：（1）地应力异常高和非对称外挤力大是导致套管损坏的主因；（2）高压注水、射孔、采油工艺措施参数不合理；（3）套管不居中、固井质量差、套管应力变大；（4）套管抗挤强度与组合不合理；（5）下井工具偏磨、违章操作、频繁的井下作业。以上这些原因分析和预防措施，国内外均有大量报道，这里不再赘述。本文从另一角度出发，着重分析

4、井眼质量对套管损坏的影响，找出了井眼轨迹对套管损坏的影响因素如下：1、造斜点太浅，直井段井斜过大，提前定向，过早在上部井段形成拐点；2、造斜率过高，井眼曲率太大，使套管弯曲变形严重，下套管困难；3、全角变化率较大，井眼轨迹不平滑，摩阻增加，引起键槽卡钻，增加套管变形的几率；4、侧钻井在侧钻点处为了迅速离开老眼，拐弯过急；5、大斜度长稳斜段井眼轨迹控制难，井斜方位稳不住，多次纠方位，井眼不规则；6、水平井着陆控制段由于油层垂深不确定，有时上翘，有时下倾，井眼形成台阶;7、水平井水平段，为了保证水平穿越油层，井斜角始终要保持在90上下波动，有时增斜，有时降斜，井眼轨迹成蛇形波浪起伏;8、三维绕障的

5、定向井，存在井斜和方位同时变化的井段，形成严重的螺旋形井眼。三、井眼轨迹对套管损坏的潜在危害分析1、井身剖面对比分析近年来，江汉油田定向井每年都在100口以上，设计的定向井井身剖面种类很多，但基本上可归纳为两种类型，一类是“直增稳” 型井身剖面，一类是“直增降” 型井身剖面，如图1：直增稳型 直增降型图1 井身剖面图“直增稳”型井身剖面简单易行，井眼轨迹控制平滑；“直增降” 型井身剖面，从井眼轨迹控制难度上考虑，比“直增稳”型容易，因为降斜调节余地大，容易中靶；但从井下安全考虑，此类井身剖面容易造成井下故障（如键槽卡钻、下套管困难等），这是因为在该井身剖面中，出现了两个拐点，拐了2道弯井眼轨迹

6、不平滑，摩阻扭矩大等；从采油工艺上考虑，对采油管柱和杆柱的受力、磨损、断脱等产生重大影响，给采油工艺带来很大困难。这是因为油管在井眼中的弯曲形状与井眼轨迹是十分相近的，抽油杆的行程是沿着井眼轨迹运行的，如果降斜率很大，形成严重“狗腿”，会使抽油杆磨穿油管和发生抽油杆断脱的井下故障。2、直井段井斜的危害分析定向井直井段井眼轨迹控制的原则是防斜打直。有人认为普通定向井（是指单口定向井）的直井段钻不直影响不大，这种想法是不对的，因为当钻至造斜点kop时，如果直井段不直，不仅造斜点kop处有一定井斜角而影响定向造斜的顺利完成，还会因上部井段的井斜造成的位移影响下一步的井身轨迹控制。如果kop处的位移是

7、负位移，为了达到设计要求，会造成实际施工中需要比设计更大的造斜率和最大井斜角；如果是正位移情况恰好相反，就必须提前下工具定向纠斜，使井眼轨迹在直井段就形成拐点；如果kop处的位移是向设计方向两侧偏离的，一开始就将一口两维定向井变成了一口三维定向井了，同时也造成下一步井眼轨迹控制的难度。水平井的井眼轨迹控制精度要求更高，所以水平井直井段的井斜及所形成的位移相对普通定向井来讲，其影响和危害更加严重。如果丛式井的直井段发生井斜，不仅会造成普通定向井中所存在的危害，还会造成丛式井中两口定向井的直井段井眼相碰的施工故障，造成新老井眼同时报废。综上所述，直井斜段井斜越大，所形成的拐点越大，其井眼轨迹对后续

8、完井工作和套管损坏的危害也越大。3、增斜段造斜率的限制增斜段造斜率应严格控制，不能超过套管允许通过的最大井眼曲率，可按下式计算，中国石油大学（北京）推荐的套管可通过最大井眼曲率的计算公式如下：cm=16.693； （1）式中cm套管允许通过的最大井眼曲率，（/30m）pj为套管螺纹的连接强度，kn；pe套管已承受的有效轴向力，kn；do为套管管体外径，cm；k考虑螺纹应力集中等因素的系数，推荐为1.65；a套管管体截面积，cm2.目前，常规定向井和水平井均未超过套管允许通过的最大井眼曲率，而短半径水平井要超过计算值，应采取下筛管而不下套管的完井方式。4、“狗腿度”即全角变化率较大，会形成三维螺

9、旋形井眼，导致键槽卡钻，影响顶替效率，还会增加下套管摩阻，严重时使套管不居中，套管变形，挤毁套管。5、水平井着陆控制段由于油层垂深不确定，一会儿增斜、一会儿降斜，井眼一旦形成台阶，就会使电测遇阻、下套管困难、台阶处水泥封固不好。6、侧钻点处拐弯过急，多次扭方位井段，会出现套管偏心度增大，则顶替钻井液的难度增大，水泥浆分布不均，影响固井质量。通过以上分析，针对江汉油田套管损坏情况进行统计，截止2009年12月，套损井共计307口，其中直井196口，定向井111口，全角变化率超标的井23口，定向井占套损井比例为36.16%。套损类型主要包括套管破漏、套管错断、套管变形等，套损部位大都不在造斜井段，

10、只有少数井在全角变化率超标的井段（见表1）。表1 井眼轨迹对套管损坏的影响统计表序号井号完钻井深（m）套损类型套损部位造斜段（m）最大井斜最大全角变化率（/30m）井段层位岩性井深井斜方位（m）（）（）1王东斜9-93272套管变形3159.79潜42下盐岩24702550315043.1221211.92王北新8斜-62816套管变形2227.28潜三段盐岩540590281543.6137.420.323总3斜-2-73632套管变形3563.77新沟咀组盐岩26662923292527.18165.676.374陵76斜5-41795套管变形1589.3-1602.94新沟咀组泥岩540

11、8901000211604.925马36斜5-411505套管破陋1403-1408新下段砂岩500750147521.151705.286马36斜9-51585套管变形1339.49新下段泥岩780880112514.33354.657马36斜6-311501套管变形1415.61新下段粉砂岩490745130013504.578马7-111740套管变形1692.3新下段.砂岩11801310165018.15201.29马50斜1-11715套管变形1666.4-1665.2新下段砂岩600700975143503.810马50斜2-31777.25套管变形1608.82新下段泥岩486

12、622140021455.5111马50斜2-41783套管变形1716.88新下段粉砂岩440575173520.8568.617.3612马30斜3-41790套管变形1634.16新下段粉砂岩547682117519.121144.5613马55斜-22142套管变形1546.07新下段泥岩13601438184544.75277.467.814马55斜-11950套管变形1549.05新下段泥岩13251725155015.16342.1211.115马36斜10-31610套管变形1434.39新下段泥岩520900100017.32507.9516马36斜7-51500套管变形14

13、03.11新下段粉砂岩600900950172806.0317马56斜3-311750套管变形1481.28新下段泥岩5806808752311012.6118马7-171755套管变形1669.82新下段粉砂岩7191324132514.33401.019马50斜3-11800套管变形1563.47新下段泥岩588680107018.27311.38.6320马50斜3-51800套管变形1651.82新下段泥岩98013001500222405.76表1 井眼轨迹对套管损坏的影响统计表（续表）21马50斜5-31820套管变形1723.3新下段粉砂岩56010001299.319.510.

14、074.1322马36斜9-41609套管变形1418.876新下段粉砂岩500970100014.3503.723马56斜-11700套管变形1651.26新下段粉砂岩560970900281427.7424马50斜2-211740套管变形1507.55新下段粉砂岩79012001225213606.6425马36斜3-41500套管变形1347.46新下段粉砂岩500680800182454.9626广15-33432套管变形2814.16潜三段岩盐21802300300036.1178.66.3327广斜11-73543套管变形3489.72潜四段岩盐260027003425242351

15、0.5428广斜12-53457套管变形2566.222567.28潜二段25503050320018.52906.529黄22斜-472870套管变形2801.33潜42下岩盐23802870245011.4964.6210.8230黄斜16-12380套管变形2016.46潜41岩盐14601530189516.53304.7331王东12斜-113022套管变形1967.62潜二段岩盐159017801824.1827.29121.1710.0532王东斜8-123310套管变形2324.9潜三段岩盐23002550277521.47177.512.3433王东斜8-113375套管变形

16、3300.3822502360327635.08226.747.7734王西3斜-43052套管变形2640.29潜四段岩盐21502230250022.39155.218.2535黄22斜-352957套管变形2883.69潜4320902270287627.23149.6412.0436广8斜-133192套管变形3031.95潜四段砂岩25002657272020.52271.578.0437陵76斜5-61854套管变形1188.18荆沙组121013801100171857.0738陵76斜6-51785套管变形1639.55新沟咀组泥岩8009601500112454.7739陵7

17、6斜5-51815套管变形1761.67新沟咀组泥岩45085085517.8430.344.5540沙27斜-82025套管变形1959.98新沟咀组泥岩86012301325162201.61四、目前存在的问题1、速度与质量的矛盾。由于钻井定额的限制，有些定向井和水平井几乎无赢利可言，迫使钻井必须想尽一切办法提高钻井速度，降低钻井成本。特别表现在直井段，过去常规钟摆钻具“轻压吊打”的钻井方式速度慢，现在采用螺杆复合钻井方式，王场地区增斜率23/100m，致使直井段不直，位移超标，甚至反向，务必在直井段中途纠偏，使井眼轨迹一开始就与设计相差很大。2、造斜段扩划眼，短起下钻不及时，出现椭圆形井

18、眼和台阶，造成井壁不光滑，下套管困难。3、井眼轨迹连续大幅度调整，特别是纠方位井段，在造斜率不够的情况下，采用全力纠方位模式不可取，会出现拐急弯形成“狗腿”等现象。4、由于江汉油田断层多，油层垂深不确定，地质导向不准，大斜度井、水平井着陆控制难，致使井斜上下波动，井眼轨迹不平滑。五、下步预防措施1、直井段采用塔式钟摆钻具：pdc+177.8 m m钻铤2根+214 m m稳定器+158.8 m m钻铤9根+127mm钻杆，钻压30kn，转速217r/min。2、常规定向井采用1.25单弯螺杆改用1单弯螺杆。3、造斜段彻底改变过去连续定向的习惯，采用定向2根，复合钻2根的方法。4、针对要求大幅度调整井斜方位的井段，应采取早扭方位，尽量在井斜角较小的情况下进行，装置角采用30左右，微调井斜和方位。严禁急于求成，一步到位的定向模式，确保井眼轨迹平滑。5、采取适当延长定向段的措施，将造斜点提前50100m，采用1单弯螺杆钻具自然增斜，既提高了机械钻速，又使井眼轨迹平滑，减少定向工作量。6、坚持定向一根，划眼两遍，及时消除台阶，保持井壁光滑。还可加强倒划眼，短起下等措施，确保井眼畅通无阻。7、水平井在油层垂深不准的情况下，采取打导眼的方法，或者使用近钻头地质导向钻进技术。8、侧钻出新眼1015m以后，停止继续定向，进行复合钻进