漂浮下套管技术的应用及优化

1漂浮下套管技术1.1技术简介漂浮下套管技术是利用漂浮接箍在整个套管串中起到临时屏障作用。漂浮接箍安装在套管管柱的某部位，漂浮接箍下部为空气段，而漂浮接箍之上是充满钻井液的套管、下部套管段较轻，从而减少了套管与井壁之间的正压力，降低管串在斜井段、大斜度或水平井段下行摩阻，有助于套管安全下入，降低下套管作业风险:并且由于漂浮接箍以上部分的套管柱内充满了钻井液，钻井液柱的重量直接作用于套管柱，有助于实现井眼内的套管顺利下入;同时，通过减小管串下行摩阻，便于在管串上安装更多的扶正器，以保证套管的居中度，进而提高固井质量。漂浮下套管技术尤其适用于埋藏浅、水平段长的水平井或大斜度等。1.2套管漂浮组件漂浮下套管工具主要包括:漂浮接箍、浮箍、浮鞋、指示胶塞、固井胶塞等(图1)。浮鞋和浮箍安装在套管串的最下端，中间间隔2~3根套管，套管中充满钻井液。漂浮接箍安装在套管串中部，其安放位置通常应用Landmark软件进行模拟计算，套管的漂浮长度就是浮箍与漂浮接箍之间套管长度，通过漂浮接箍可以将空气或较轻的钻井液密封在下部的套管柱之中，从而可以使套管受到外部钻井液的浮力作用，使下套管过程中的摩阻降低;固井前，通过井口打压，漂浮接箍在压力作用下打开，使套管漂浮接箍内外导通，形成通路，从而进行固井施工"。漂浮段填充介质将根据计算结果和现场需要来选择。2漂浮套管技术的现场应用2.1应用效果针对浅层页岩气套管下入困难的问题，进行了13口井的现场施工(表1)。部分井在钻进过程中托压严重，通井时多次遇阻，由此可以预见这些井采用常规下套管施工较为困难，需要技术上的辅助措施。这13口井均采用漂浮下套管技术配合施工，其中表1中序号为1~10、12的井为常规破裂式(玻璃板)漂浮接箍，序号11、13的井为优化改进全通径漂浮接箍。由表1、2中可以看出，下套管作业时间较常规下套管方法有明显的缩短，平均21.95h(表1)。以阳102H5-5井为例，该井为阳102H5平台中井眼轨迹最为复杂的一口井，其采用漂浮下套管技术，下套管时间为21.0h(表2)。同平台的阳102H5-1井及阳102H5-3井的井眼轨迹较为平缓，这两口井采用常规方式下套管，下套管作业时间分别为27.0h和56.5h，下套管时效明显慢于阳102H5-5井。此外，通过漂浮下套管技术施工过程中的总结与分析，认为影响浅层页岩气下套管困难的因素不仅是水垂比较大，还有其他因素，如勺形井、上倾井，“狗腿度”大和“大肚子”井眼等，增加了套管下入过程中的摩阻与侧向力[8]。以阳102H15-1井为例(图2)，该井全井最大井斜107.63°，在井深1553.8m处，最大全角变化率9.18°/30m，末端垂深915.81m，最大垂深为1065.96m，上翘150.15m。计算表明:不同摩阻系数条件下，0139.7mm套管下到井底(2375m)，下放载荷分别为一338.80kN(管内/管外摩阻系数为0.30/0.45)、一383.01kN(管内/管外摩阻系数为0.30/0.50)和一386.79kN(管内/管外摩阻系数为0.30/0.55)。常规套管下入无法将0139.7mm套管下到2375m。由于井眼轨迹原因，下放载荷3种摩阻系数下趋势和数值基本相当，由此可见该井摩阻系数对套管下入影响因素较小，导致套管难以下入的主要因素是井眼轨迹复杂(表3)。2.2分析常规破裂式(玻璃板)漂浮接箍的缺点与不足漂浮下套管技术服务中施工中有11口井使用常规破裂式(玻璃板)漂浮接箍，普遍存在固井作业中固井胶塞通过漂浮接箍遇阻的情况，此外在阳102H1-6井、阳102H3-1井和阳102H26-4井先后出现漂浮接箍提前打开、造成中途起套管工程复杂。2.2.1破裂盘破碎不彻底导致固井胶塞遇阻常规破裂式(玻璃板)漂浮接箍正常加压破碎后，其玻璃板中心破碎成碎屑(最大颗粒大小:13mmX11mmX7mm)，边缘为环状玻璃板残体，但有明显裂痕，胶塞通过时遇阻明显，且胶塞通过后受损，管内玻璃环不能完全清除，影响工具通径大小，致使胶塞行至漂浮接箍位置易憋压，增加施工风险。2.2.2下入过程中破裂盘径向受力导致提前打开浅层页岩气井由于垂深较浅，在保证较长有效水平段的情况下，其井身轨迹相对复杂，井斜、狗腿度变化较大。在漂浮接箍随套管下入的过程中，遭遇全角变化率较大的井段，工具井壁发生摩擦、磕碰、挤压导致破裂盘径向受力，会导致破裂盘不能按设计压力值打开。表4为3口井漂浮接箍提前打开时破裂盘所处井深及其对应的全角变化率，由表中可知，3口井漂浮接箍提前打开时均处于造斜段，且漂浮接箍提前打开时其全角变化率均变化较大(图3)。由此认为，在造斜段全角变化率较大的井段，井壁会对漂浮接箍产生摩擦、磕碰、挤压导致破裂盘径向受力，造成破裂盘提前破裂。狗腿度越大，套管弯曲越严重，此外，由于通常情况下，悬链线轨道即狗腿度变化较大的井段相较于平均狗腿度大的圆弧轨道对套管的磨损更为严重1)，且从图3中可知，漂浮接箍提前打开时其狗腿度变化较大。由此认为在狗腿度变化较大的井段，其对漂浮接箍的摩擦、磕碰、挤压比平均狗腿度大的圆弧轨道更为严重，更易使漂浮接箍受径向力产生形变，使破裂盘提前打开。2.2.3疲劳现象导致提前打开这3口井的漂浮接箍出厂前均已在同批次产品做室内试验，试验值与打开设计值相符，同时在入井前检查工具及破裂盘外观无损坏。在下套管施工过程中，工具在下入过程中因反复上提下放产生激动压力，易发生疲劳现象导致提前打开。此外，破裂盘质量不够稳定，应力分布不均匀影响整体承压:技术团队协调组织和应急措施准备不充分，面对该地区垂深不一致的平台，未提前做好工具压力级别的针对性，也会导致现场施工出现异常情况。3漂浮接箍的优化3.1改进措施通过总结分析采用常规破裂式(玻璃板)漂浮接箍，其核心部件玻璃盲板为脆性材料，其承压能力低且破碎压力不稳定，在经过井眼轨迹复杂井段时，容易受到径向力的影响，在套管上提下放的过程中易提前疲劳损坏，存在提前打开的风险;此外，破裂盘破碎后管内圆周有残留物，固井胶塞易遇阻，存在固井过程“灌香肠”的风险;并且胶塞行至漂浮接箍位置易跳压等缺陷。针对上述缺点和不足，对漂浮接箍工具进行攻关改进，研制新型全通径滑套式漂浮接箍"。全通径漂浮接箍的最主要特点:①玻璃板破裂后能够全通径开启，在固井作业后期，将胶塞运行至漂浮接箍处，推动支撑管剪断剪切销钉，悬挂管、支撑管、破裂盘三者便会滑动被胶塞推行至井底碰压，从而有效保证了套管的全通径不留残体，保证固井质量；②工具开启压力介于20~70MPa，可调节，压力精准误差小于2MPa，承压能力强且破碎压力稳定，避免了提前打开的风险;③抗疲劳性能强，能够避免在下入过程中因反复上提下放等产生激动压力而导致的破裂盘提前打开;④安装有玻璃板保护套，漂浮接箍在1m高处自由下落抗冲击性能好，减少漂浮接箍下入狗腿度较大的井段时受到的径向力的影响，并且保证在运输过程中发生磕碰时不会影响漂浮接箍的性能。具体实验结果如表5所示。3.2改进效果目前全通径漂浮接箍在浙江油田浅层页岩气应用3口井(表6)，套管均顺利下到位，成功率100%。在套管下入过程中，未出现漂浮接箍提前打开的现象，其实际打开压力与设计打开压力的误差均值为2.367MPa，与室内实验结论基本相符，固井期间无异常起压现象，表明全通径漂浮接箍应用效果良好。4结论1)浅层页岩气水平井采用漂浮下套管技术可以明显增加套管下入能力，并且能够防止套管遇阻遇卡等复杂情况发生。2)除了水垂比较大外，井眼轨迹复杂同时导