浅谈井眼轨迹对套管损坏的影响及预防

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
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，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=16.693KA
D
P
P
o
e
j)
(
；（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，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
表1 井眼轨迹对套管损坏的影响统计表（续表）
江汉钻井钻井工艺
2010年第3期
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2～3°/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+φ177.8 m m钻铤2根+φ214 m m稳定器+φ158.8 m m 钻铤9根+φ127mm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50～100m，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10～15m以后，停止继续定向，进行复合钻进，防止形成过大的拐点，起钻至侧钻点，反复划眼修整侧钻口，使侧钻窗口平滑，保证下套管顺利。

9、水平井着陆控制，采取稳斜探顶的方式，平缓着陆，尽量避免增斜着陆A点。

10、过靶点后，继续采用原钻具至完钻，需要起钻换钻具时，尽量采用与原钻具刚性相近的钻具组合，杜绝在完钻前降斜引起下套管遇阻，强行下压，导致套管卡死的严重后果。

六、结论与建议
1、井眼轨迹对套管损坏的影响不是主要因素，但在预防上要杜绝全角变化率超标，减少局部的侧向力和摩阻，从而预防套管损坏。

2、优化井眼轨迹，提高井眼质量，为顺利下套管和后期采油作业创造良好条件。

3、尽快购置近钻头地质导向测斜仪（LWD），为确保井眼轨迹平滑提供可靠保证。