哈拉哈塘超深水平井窄间隙尾管下入分析

2013-08-11 09:17长江大学石油工程学院湖北武汉430100
长江大学学报(自科版) 2013年10期
关键词:尾管摩阻管柱

张 波 (长江大学石油工程学院,湖北 武汉430100)

文志明 (中石油塔里木油田分公司油气工程研究院,新疆 库尔勒841000)

HA901H是塔里木油田哈拉哈塘区块的一口超深水平井,设计井深7069m,水平段三开使用∅152.4mm钻头钻至目的层,∅127mm尾管完井,环空间隙只有12.7mm左右,尾管下入困难,具体表现在以下几方面[1]:井深下尾管摩擦阻力大,导致尾管无法下到井底;存在局部的狗腿度过大导致尾管无法通过;下尾管时发生局部的屈曲而导致尾管无法下到井底。针对上述情况,笔者对尾管柱下入的可行性进行了分析。

1 尾管柱下入摩阻分析

1.1 尾管柱下入组合

尾管柱下入组合如下:∅127mm盲堵引鞋+∅148mm扶正器+∅145mm封隔器+∅148mm扶正器+∅142mm变径接头+∅127mm尾管+悬挂器+回接筒+∅88.9mm钻杆。

1.2 摩阻计算

尾管下入过程首先必须要克服可能过大的摩阻,笔者对完井钻柱和尾管下入过程进行了摩阻计算,在进行摩阻计算时,考虑到尾管柱实际的受力情况,应使用三维软杆摩阻分析模型。比较管柱摩阻和大钩载荷的变化情况,如图1所示。由图1可知,管柱在下入过程中大钩载荷始终大于0,说明管柱自身重量大于管柱所受摩擦阻力,这样管柱可以依靠自身重量下入到井底。由于大钩荷载远大于管柱所受的摩阻,摩阻对大钩荷载变化的影响不大。

1.3 屈曲分析

在尾管下入过程中,当克服摩擦力时需要通过尾管自身重量施加压力,若压力过大会产生尾管屈曲现象。笔者利用Landmark软件分析了尾管下入时的屈曲变化,如图2所示。由图2可知,在整个下入过程中,尾管所受拉力的大小均没有超过发生正弦屈曲时的载荷,说明管柱没有发生正弦屈曲,可以通过尾管自身重量施加压力来克服摩擦阻力并顺利下到井底。

2 尾管通过曲率计算

尾管要顺利下入井底,还必须满足尾管能通过弯曲井眼段允许的最大曲率。对此可以通过计算下入尾管可能通过的最大井眼曲率值,然后与实钻井眼中的最大井眼曲率进行比较,即可知道能否下入。根据尾管的直径、壁厚、曲率半径、钢级和屈服极限,并考虑安全系数和螺纹应力集中系数,尾管允许通过的最大井眼曲率公式如下:

式中,Cm为尾管允许通过最大井眼曲率,(°)/30m;σs为尾管管体钢材的屈服强度,MPa;K1为尾管管体外径,m;K2为安全系数,取1.8;D0为螺纹应力集中系数,取3.0。

图1 尾管柱所受摩阻和大钩载荷变化图

图2 尾管下入时的屈曲变化图

由式 (1)计算可知,下入钢级P110、∅127mm、壁厚9.19mm尾管的最大通过曲率为18.56°/30m,远大于实钻井眼轨迹的曲率13.03°/30m。因此,∅127mm尾管能够下入该井全角变化率最大井段。

3 模拟通井

在该井尾管下入过程中,如果存在井眼条件不佳、井壁比较粗糙、掉块和沉砂多等情况,会造成机械卡钻而导致尾管柱无法下入,为此必须进行多次通井,确保井眼通畅,且通井管柱的刚度比尾管柱的刚度要大,这样通井管柱可以下入的话,尾管柱就能够顺利下入了。

增加通井管柱的刚度的措施主要是增大下部钻柱刚性,即在钻头之上增加大尺寸钻铤并加入相应外径较大的扶正器,并用扶正器代替尾管接箍进行通井作业,具体做法是采用∅152.4mm牙轮钻头+∅148mm扶正器+∅120mm钻铤+∅148mm扶正器+∅88.9mm钻杆+∅88.9mm加重钻杆+∅88.9mm钻杆的钻具组合进行模拟通井。尾管与钻铤刚度比值公式如下[2]:

式中,D为管柱外径,mm;d为管柱内径,mm。

由式 (2)可以计算出∅120mm钻铤与∅127mm尾管刚度对比值=1.62,由于m>1,说明双扶带短钻铤下部组合的整体刚度大于尾管的刚度[3]。现场作业表明,使用该通井管柱进行通井作业时未发生阻卡现象,表明通井钻柱可以下入井底,这样尾管柱可以顺利下入。

4 结论和建议

(1)超深水平井窄间隙尾管下入时,尾管所受的摩阻小于管柱自身的重量,这样可以顺利下入井底,并且不会发生屈曲。

(2)套管通过的最大井眼曲率大于实际井眼曲率,能够确保套管顺利通过弯曲段。

(3)使用大刚度的钻具组合模拟通井可以保证尾管的安全下入。

[1]苏义脑 .水平井井眼轨道控制 [M].北京:石油工业出版社,2000.

[2]韩志勇 .定向钻井设计与计算 [M].东营:中国石油大学出版社,2008.

[3]刘修善 .井眼轨道几何学 [M].北京:石油工业出版社,2006.

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