浅谈井眼轨迹对套管损坏的影响.doc

浅谈井眼轨迹对套管损坏的影响及预防谢学明黄军辉稽清林（江汉油田钻井公司）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 国内外报道，套管损坏原因及防治，多以“地质因素、工程因素、腐蚀”等三方 面研究为主，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，延长油井寿命奠定良好的基础主题词 井眼轨迹 套管损坏 影响 分析 措施（作者简介：谢学明，1983年毕业于江汉石油学院钻井工程专业，高级工程师, 一直从事定向井水平井现场技术及科研管理工作一、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，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，对固井质量影 响很大；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许多隐患。

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，仅江汉区块就有307 口据釆油厂统计, 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，才能达到标木兼治的目的二、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岀发，着重分析 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，井斜角始终耍保持在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，江汉油出定向井每年都在100 口以上，设计的定向井井身剖面种类 很多，但基木上可归纳为两种类型，一类是“直一增一稳”型井身剖面，一类 是“直一增一降”型井身剖面，如图1：直一增一稳型 直一增一降型图1井身剖而图“直一增一稳”型井身剖面简单易行，井眼轨迹控制平滑；“直一增一降” 型井身剖面，从井眼轨迹控制难度上考虑，比“直一增一稳”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），这是因为该井身剖面，出现两个拐点，井眼轨迹不 平滑，摩阻扭矩大等；从采油工艺上考虑，对釆油管柱和杆柱的受力、磨损、断 脱等产生重大影响，给采油带来很大困难这是因为油管在空间的弯曲形状与井 眼轨迹是十分接近的，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牛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--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 大的造斜率和更大的最大井斜角；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，同吋也造 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事故，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 D()KA ； (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—套管己承受的有效轴向力，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,但有些井在全角变化率超标的井段(见 表1 )o序号井号完钻井深(m)套损类型套损部位造斜段(H1)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)(° )(° )王东斜套管潜2470-19-93272变形3159.7942T盐岩2550315043.1221211.9王北新套管潜三540-28斜・62816变形2227.28段盐岩590281543.6137.420.32总3斜套管新沟2666〜3・2・73632变形3563.77咀组盐岩2923292527.18165.676.37陵76斜套管1589.3-新沟540-45-41795变形1602.94咀组泥岩8901000211604.92马36斜套管1403-新下500-55-411505破陋1408砂岩750147521.151705.28马36斜套仔新下780-69-51585变形1339.49段泥岩88011251433354.65马36斜套管新下粉砂490-76-311501变形1415.61段岩745130013504.57套管新下1180-8马 7-111740变形1692.3汝.砂岩1310165018.15201.2马50斜套管1666.4-新下600-91-11715变形1665.2段砂岩700975143503.8马50斜套管新下486-102-31777.25变形1608.82段泥岩622140021455・51马50斜套管新下粉砂440~112・41783变形1716.88段岩575173520.8568.617.36马30斜套管新下粉砂547~12341790变形1634.16段岩682117519.121144.56马55斜套管新下1360-13・22142变形1546.07段泥岩1438184544.75277.467.8马55斜套管新下1325-1725141950变形1549.05段泥岩155015.16342.1211.1马36斜套管新下520〜1510-31610变形1434.39段泥岩900100017.32507.95马36斜套行新下粉砂600-167-51500变形1403.11段岩900950172806.03马56斜套管新下580-173-311750变形1481.28段泥岩6808752311012.61套管新下粉砂719-18马 7-171755变形1669.82段岩132413251433401.019马50斜1800套管1563.47新下泥岩588-10701&27311.38.633-1变形段680马50斜套管新下980-203-518。