水平井管柱伸长计算(一)
水平井修井管柱的受力分析
水平井修井管柱的受力分析
第1章 概述
1.1 研究的目的和意义
随着油气田勘探开发的进行，钻井重点向深部、西部和海上发展。大位移深井、水平井、定向井修井工作量显著增加。提高斜井、水平井、大位移井修井技术水平，已成为石油工业的一个重要课题。
水平井造斜后井迹弯曲，使管柱入井时受到的阻力远比直井大，给修井作业增加了难度，因此对管柱摩擦阻力的分析计算是保证管柱顺利入井的关键。通过建立管柱受力平衡方程，推导出水平井管柱入井时摩阻计算的力学模型。实例计算分析表明，摩擦阻力计算结果可为修井设备选型、优化管柱参数和井身结构以及选择下入方式提供可靠依据。
在修井中，通常所修井眼不可能完全垂直，管柱与井壁间存在着接触压力，在管柱运动时，由于摩擦作用，就会在管柱上施加轴向阻力和旋转扭矩，使得轴向载荷增加、旋转扭矩增大，尤其是在大位移井和水平井中，由于其具有长水平位移段、大井斜角及长裸眼稳斜段的特点，因此存在较大的摩阻和扭矩。为了保证钻进作业的安全，避免管柱发生强度破坏而造成井下复杂事故，对管柱进行摩阻估计和计算，从而进行受力分析和强度校核是非常重要的。在大斜度、大位移深井修井过程中，摩阻/扭矩的预测和控制往往是成功地修井的关键和难点所在。开展摩阻、扭矩预测技术研究，在大位移井、大斜度深井的设计（包括修井设备选择、轨道形式与参数、管柱设计、管住下入设计等）和施工（轨道控制、井下作业等）阶段都具有十分重要的意义。修井界早就认识到摩阻/扭矩预测、分析和减摩技术在大位移、大斜度深井中的重要性。摩阻问题贯穿从设计到完井和井下作业的全过程，如：
（1）根据摩阻扭矩分布，设计选用钻杆强度和管柱组件分布。
（2）地面装备（顶驱功率和扭矩，起升能力、泵功率和排量压力）需要根据摩 阻、扭矩预测来选用，并考虑到预测误差需留有足够的富余能力。
（3）作为井眼轨道的设计和轨道控制的依据。
充分考虑完井、井下作业或修井可行性。如果在修井阶段，管柱可旋转下入或倒划眼起出那么就需考虑套管或尾管是否需要旋转才能下人，生产油管、连续油管或其它测试管往能否下人等问题。
从上述分析看出，摩阻、扭矩预测的准确性至关重要，为此，必须对管柱的拉力—扭矩模型进行研究，建立科学的摩阻—扭矩分析和计算方法，以便进行准确的管柱强度校核和选配合适的修井设备。
本课题的任务是研究管柱拉力—扭矩模型，建立不同修井工况下钻具摩阻和扭矩的分析计算方法，分析管柱的失稳和屈曲变形条件及建立管柱强度校核方法，编制施工软件，进行现场试验，保证管柱强度安全。
1.2 研究现状和发展趋势
国内外学者对摩阻/扭矩的研究做了大量的工作，取得很多重要成果，这里主要就二十世纪90年代以来的最新研究成果给予简述。
1.2.1管柱动力学基本方程
管柱是油气钻探工程中最重要的下井工具。管柱在充满流体的狭长井筒内工作，在各种力的作用下，处于十分复杂的受力、变形和运动状态。对管柱进行系统全面、准确的力学分析，可以达到如下目的：
（1）快速、准确、经济地控制油气井的井眼轨道；
（2）准确地校核各种杆管柱的强度，优化杆管柱设计；
（3）优化油气井井身结构；
（4）及时、准确地诊断、发现和正确处理各类井下问题；
（5）优选钻采设备和工作参数。
应油气田开发的迫切需要，自本世纪五十年代以来针对油气井杆管柱的某些特殊问题已进行了较广泛、较深入的研究，发表了数以百计的学术论文。特别是“七五”和“八五”期间国家组织的对定向丛式井和水平井的科技攻关，使我国的油气井杆管柱力学研究水平大大提高。但所有的研究工作都是基于某项特殊需要而进行的，未形成统一的理论，对某些问题如动力问题和几何非线性问题研究较少，为此需要对杆管柱动力学问题进行系统的研究，建立统一的理论。建立了油气井杆管柱动力学基本方程并不断完善。
1.2.2 管柱拉力—扭矩模型
国内外学者对定向井、水平井、大位移井的摩阻、扭矩问题进行了大量的研究，建立了对应的力学模型。目前，关于摩阻计算的力学模型分为两大类：一类为柔杆模型；另一类为柔杆加刚性模型。1983年，JohansickA先提出了在定向井中预测管柱拉力和扭矩的柔索模型，为改进井眼轨道设计和管柱设计、现场事故诊断和预测提供了理论依据。lesagc在Johansick的基础上分起钻、下钻、旋转钻进三个过程考虑了管柱的运动状态对摩阻、扭矩模型的影响，并对模型进行了改进。1988年，何华山以大变形为基础，并考虑了管柱刚度的影响，提出了改进的拉力、扭矩模型。1992年，杨妹提出的修正模型在综合考虑了井眼轨道和井眼状态特别是考虑了管柱的运动状态及钻井液粘滞力和结构力的影响。美国德克萨斯大学ChengYan博士开发了圆管的弯曲模型，该模型考虑了三维实际井眼，以及管柱的刚性影响。国外的摩阻、扭矩模型大都采用了管柱变形曲线与井眼曲线一致的假设，这与实际有较大差别，但由于采用了反算摩阻系数的方法，这一误差被包含进了可变的摩阻系数之
中。
国内对摩阻、扭矩的研究始于“七五”《定向井丛式井钻井技十研究》课题。“八五”期间，许多油田[1]、科研院校（所）根据水平井修井的需要对摩阻和扭矩进行了大量的研究工作。
垂直油气井杆管柱的拉力和扭矩研究已有较长的历史，但是，实际的井眼并不是垂直的，而是三维空间曲线。三维杆管柱拉力——扭矩的研究起步较晚，有近二十年的历史，但是理论发展迅速、推广快。定向井管柱拉力——扭矩模型有两类：软管柱模型和硬管柱模型。软管柱模型应用较早、简单且有一定精度，硬管柱模型应用稍晚、复杂、精度高。
1.3 水平井修井管柱摩阻分析存在的主要问题
摩阻、扭矩对大位移井和大位移水平井修井有着重大影响，而目前国内外的研究模型用于计算大位移井和大位移水平井的摩阻、扭矩误差大，扭矩误差甚至超过50％或更高。摩阻、扭矩的准确预测是大位移井和大位移水平井修井实践提出的一个迫切要求，需进一步研究过去模型中未能考虑的因素，如管柱的局部弯曲、与井眼的接触状态、修井液性能、地层孔隙压力等，减少假设与实际之间的差异。
在摩阻、扭矩计算中，“事前与事后”又有差别。所谓‘事前’是指没有实测摩阻、扭矩，靠分析计算。而‘事后’指已知实测摩阻、扭矩，通过调整摩阻系数使计算值与实测值更接近。这对预测同一井下工况的摩阻和积累摩阻、扭矩预测经验是有价值的，但总体上仍摆脱不了对摩阻系数的依赖性和摩阻系数取值的随意性。产生上述问题的主要原因是：
（1）把未知因素统统归为摩擦系数，由库仑摩擦定理计算的摩擦力与实际摩擦力不完全一致，把其他未知阻力（如粘卡力等）归为摩擦力降低了库仑定理的有效性。
（2）管柱作用于井壁的横向力（正压力）计算准确度不高。
（3）有一些重要的因素还没有引进到摩阻、扭矩预测模型中。【水平井管柱伸长计算】
我们的研究工作正针对上述问题进行。主要工作是改进模型的可靠性和精度，辅以摩阻系数的合理取值。
1.4 本项目研究进展
考虑管柱的构成特点和工况，建立了管柱动力学基本方程、管柱拉力—扭矩模型、管柱动力特性分析模型、管柱强度校核、管柱减磨方法，并得到了现场验证。
水平井管柱伸长计算(二)
管柱力学
第一章 管柱结构及力学分析
1.1水平井修井管柱结构
1.1.1修井作业的常见类型
修井作业的类型很多，包括井筒清理类的、打捞落物类的、套管修补类的。 1）井筒清理类 （1）冲砂作业。 （2）酸化解堵作业。 （3）刮削套管作业。 2）打捞类
（1）简单打捞作业。 （2）解卡打捞作业。 （3）倒扣打捞作业。 （4）磨铣打捞作业。 （5）切割打捞作业。 3）套管修补类 （1）套管补接。 （2）套管补贴。 （3）套管整形。 （4）套管侧钻。
在各种修井作业中，打捞作业约占2/3以上。井下落物种类繁多、形态各异，归纳起来主要有管类落物、杆类落物、绳类落物、井下仪器工具类落物和小零部件类落物。
1.1.2修井作业的管柱结构
1）冲砂：前端接扶正器和冲砂喷头。
图1 冲砂管柱结构
2）打捞：直接打捞，下常规打捞工具。
图2 打捞管柱结构
3）解卡：水平段需下增力器和锚定器。【水平井管柱伸长计算】
图3 解卡管柱结构
4）倒扣：水平段需下螺杆钻具和锚定器。
图4 倒扣管柱结构
5）磨铣：水平段需下螺杆钻具、锚定器和铣锥。
图5 磨铣管柱结构
6）酸化：分段酸化需下封隔器。
图6 分段酸化管柱结构
1.1.3刚性工具入井的几何条件
在水平井打捞施工中，经常使用到大直径、长度较大的工具，工具能否顺利通过造斜率较大的井段是关系到施工的成败关键，对刚性工具，如果工具过长或工具支径过大，工具通过最大曲率处将发生干涉。
对于简单的圆柱形工具，从图7可以得出工具通过最大曲率井段的极限几何关系为：
L2(RD/2)2(RD/2d)2
式中：L—工具长度；R—曲率半径；D—套管直径；d—工具直径。
图7 简单工具入井极限几何关系 图8 刚性工具串入井极限几何关系
对于复杂外形的工具或刚性工具串，从图8可以得出工具通过最大曲率井段的极限几何关系为：
L(R
D2DddDDdd)(R1)2(R)2(R2)2 22222222
式中：L—工具长度；R—曲率半径；D—套管直径；d—工具中部直径；d1—工具上端直径；d2—工具下端直径。
1.2修井管柱力学分析
1.2.1修井管柱工况分析
1）修井作业管柱受力类型 （1）上提或下放作业。
上提下放过程中，管柱可能受到的力有：套管压力、油管压力、大钩拉力、重力、浮力、接触反力、摩擦力、抽吸作用力、惯性力。
（2）打捞作业。
打捞作业过程中，管柱除了考虑上提下放过程受力外，还要考虑鱼头作用力，鱼头作用力如果太大，需要增力器解卡或倒扣处理。
（3）解卡或倒扣作业。
解卡或倒扣作业管柱的受力：套管压力、油管压力、大钩拉力、重力、浮力、接触反力。对于井下液压驱动的解卡和倒扣作业，解卡力或倒扣力的反作用由井下动力上的锚定装置承担，需要考虑井下动力锚定装置的作用力。【水平井管柱伸长计算】
（3）磨铣或切割作业。
磨铣或切割作业管柱的受力：套管压力、油管压力、大钩拉力、重力、浮力、接触反力。对于螺杆驱动的磨铣或切割作业，需要考虑液压的末端作用力、钻压反力和鱼头的反扭矩作用。
（4）泵注或循环作业。
泵注或循环作业管柱的受力：套管压力、油管压力、大钩拉力、重力、浮力、接触反力、流动阻力、末端作用力、变径效应力、胀径效应力，等等。
另外，对于两端固定的管柱，作业前后如果温度变化比较大，还需考虑温度对管柱应力的影响，即温度效应力。
2）修井管柱的力学计算
根据水平井修井作业的主要工序，作用在修井管柱上的基本载荷形式主要有：外压（套管压力）、内压（油管压力）、大钩拉力、鱼头或水力锚作用力、重力、浮力、扭矩、接触反力、摩擦力、惯性力、流动阻力、抽吸作用力、温度效应力，等等。
另外，还有由内压和外压派生出来的作用力：末端作用力、变径效应力、胀径效应力，和由轴向力和接触反力派生出来的作用力：弯曲效应力、屈曲效应力。
对于惯性力和抽吸作用力，在操作要求中强调平缓作业，严禁猛提猛刹，可以不考虑惯性力和抽吸作用力；如果温度变化不明显，也可以忽略温度效应力。
修井管柱承受的主要外部载荷形式如图。末端效应力包括封隔器的活塞力、油管端面的液压力等；末端作用力包括鱼头作用力、修井工具作用力等。
水平井管柱伸长计算(三)
水平井冲砂管柱及方法的改进
水平井冲砂管柱及方法的改进
【摘 要】 随着油田开发的需要水平井越来越多，在水平井修井作业中冲砂施工也逐步增多，现在采油五厂还几乎没有一种较成功的施工工艺，能有效的提高水平井的冲砂施工效率。为了解决以上问题，改进了水平井冲砂管柱结构，研制加工了新型涡流工具和油套液流变向组合工具，冲砂中运用这两种工具相配合，选用合理的冲砂参数、方法，有效提高工作液的冲洗与携带能力，冲砂效率得到提高。
【关键词】 水平井 管柱改造 冲砂工艺
1 水平井沉砂、冲砂的特点
1.1 水平井沉砂、冲砂的特点
（1）水平井中沉积物是钻硝、油砂、修井液、完井液及其他增产措施施工后残留的固相沉积。（2）地层砂随原油运动到井筒，沉砂附着在水平井段套管空间的下部形成沉砂床，在重力、压差作用下沉积，沉砂床发生固化。（3）冲砂过程中沉砂床很难被破坏，冲砂液容易在套管上部空间形成“短路”，井壁上的砂很难被完全冲起。（4）同一口井中，不同的井段作业参数不同。（5）冲起的砂粒在大斜度井段、水平井段在重力作用下容易再次沉积，造成事故。由于以上现象造成水平井冲砂效率低，施工难度大。
1.2 现在现场采用的主要方法
（1）采用联泵大排量冲砂：此种方法一般用于正冲砂，即加大循环液的流动速度，增加修井液对井底沉砂的冲击，破坏沉砂床使砂子悬浮在工作液中随较高的循环速度的工作液返出井口。但是由于油套环形空间流通面积较大，如果水平井段较长，在重力作用下，贴着套管下部还会形成沉砂床，影响冲砂效果，使用双泵造成了浪费。（2）采用反循环冲砂：反循环冲砂有效的提高了循环液的携带能力，但是对井底的冲击力小，不能将吸附在井壁上的砂子完全冲起，严重影响冲砂效果，在一定条件下如果盲目加大施工排量，还会造成工作液的大量漏失，造成对地层的污染。
2 水平井冲砂管柱的改进
2.1 涡流冲砂工具的研制
根据水平井沉砂的特点，砂子主要沉积在水平段套管下部，紧贴在套管内壁上，施工时首先增加工作液对套管内壁的冲洗，这样才能将水平井段的砂子完全冲起，然后增加修井液的上返携带能力，实现有效冲砂施工。为了实现此目的，我研制出了涡流冲砂器。冲砂器的工作原理：水流通过循环通道进入工具内，部分工作液经过工具中心管进入套管，实现对套管中心部位的冲洗，冲洗出一定的
水平井管柱伸长计算(四)
长深D平12井水平段压裂管柱安全下入技术
【摘 要】 长深D平12井是一口钻探致密砂岩气层的非常规油气藏水平井，完钻井深5103米，水平段长1323米，水平位移1705.11米，最大井斜93°，采用水平段压裂管柱（管外封隔器+滑套）裸眼完井方式。现场应用取得良好效果。本文介绍为确保水平段压裂管柱安全下入而确定并现场成功应用的四个通井作业工艺和压裂管柱与回接工艺，可供其他非常规油气藏水平井完井作业提供技术借鉴。 【关键词】 水平井 压裂管柱 通井工艺 安全下入工艺 长深D平12井
长深D平12井位于松辽盆地南部长岭断陷中部凸起带哈尔金构造，是中国石化东北油气分公司部署的一口钻探致密砂岩气层的非常规油气藏水平井。设计井深：5322m，水平段1500m横穿对应长深1-1井登娄库组Ⅲ砂组气层完钻，完井方法为管外封隔器+滑套（18段）裸眼完井。其钻井目的针对登娄库组气层低孔低渗致密砂泥岩薄互型储集层的裂缝不发育、单井产能不高的特点，利用水平井分段压裂技术开展试气、试采先导试验，研究登娄库Ⅲ、Ⅳ砂组储层压力、产能变化、储层岩性、岩相、厚度及物性变化等规律，验证水平井在登娄库砂岩气藏的适应性，为登娄库组气藏开发模式的确定提供有力依据。
水平段分段压裂技术是目前国内非常规油气藏水平井的主要完井方式，其工艺是在借鉴国外水平段分段压裂技术基础上逐步完善的。长深D平12井水平段安全下入压裂管柱工艺主要分为两部分：通井工艺与安全下入工艺。
本文主要介绍这两部分的现场工艺应用。
1 基本情况
本井2011年11月20日18：00第一次开钻，2012年4月25日17时00分完井，完钻井深：3585米（垂深），斜深5103.44米，水平段长1323米，水平位移1705.11米，造斜点3185米，最大井斜93°。
本井安全下入完井管柱，采用裸眼完井的完井方式，下入Φ177.8mm技套，Φ152.4mm钻头完钻，滑套+封隔器管柱完井。3100米以上采用密封性梯形扣套管，3100米后下入长圆扣套管，配有封隔器和滑套。
主要技术难点：下技套及完井管串风险高。在Φ215.9mm井眼内下Φ177.8mm技术套管环空间隙小；由于在Φ152.4mm井眼中轨迹的频繁调整带来了通井困难，同时造成下入Φ114.3mm（滑套+封隔器）完井管柱风险高。
2 通井工艺
为确保水平段压裂管柱的安全下入，对下入前的通井工艺措施进行了充分论证和技术分析，将通井工艺分解为四种具体通井工艺：同时，通井过程中，明确遇阻划眼的原则，上提遇阻倒划，下放遇阻正划，保证井下安全，保证井眼通畅，顺利下套管。
2.1 刮管器刮套管工艺
用3″钻杆+7″套管刮管器刮管到套管鞋以上30m处3600m，严禁刮管器超出套管鞋末端。悬挂器坐挂井段3000-3300m（上下各60m范围）位置反复刮3次。变径的井段控制下放速度。套管段有连接工具部位（如有分级箍、回接筒等）要缓慢通过，严禁旋转。如刮管不顺畅，阻力大的井段应反复活动，直到刮管顺畅为止。钻井液循环1.5-2周，保持钻井液进出口性能一致。起出刮管管柱。
2.2 常规钻具通井工艺
通井管串结构：6″钻头+3″斜坡钻杆+3″加重钻杆+3″钻杆下钻到悬挂器坐挂位置3180m时钻杆称重并记录。套管段有连接工具部位要缓慢通过，严禁旋转。如通井不顺畅，在阻力大的井段反复活动2-4次。下钻遇阻，则进行划眼，直至在不划眼的情况下可顺利通井到井底为止，遇阻不大于8t。通井至井底后，钻井液循环并保持钻井液进出口性能一致。提高钻井液粘度至150秒后，再循环11.5-2周。裸眼井段短起至套管鞋处，再下钻通井到井底，钻井液循环，直到进出口性能一致，起出通井管柱。通井后若不能很快进行下一步工序，则每天短起一次，并循环脱气。
2.3 模拟管串通井工艺
模拟管串结构：6″钻头+3″斜坡钻杆1根+5″螺旋扩孔器1个+3″斜坡钻杆+3″加重钻杆+3″斜坡钻杆套管段有连接工具部位要缓慢通过，严禁旋转。下钻到悬挂器坐挂位置3180m时钻杆称重并记录。无阻卡时下钻速度40～50s/根，不宜过慢和过快。大狗腿度井段适当放慢速度，密切注意负荷的变化。通井阻力大的井段反复拉2-4次。变径井段要缓慢通过，严禁旋转管柱。下钻遇阻，上下活动钻具，并循环钻井液。遇阻负荷控制在5t左右，每次可增加2t，上下活动管柱，最大下压负荷15t，顺利通过后在该遇阻井段至少再通井2次以上，直至无阻卡。通井到井底后，上提2m，钻井液循环，保持进出口性能一致。裸眼井段短起到套管鞋处，再下钻通井到井底，起出模拟通井管柱。
2.4 双螺旋扩孔器通井工艺
模拟管串结构：6″钻头+3″斜坡钻杆1根+57/8″螺旋扩孔器1个+3″斜坡钻杆3根+5″螺旋扩孔器1个+3″斜坡钻杆+3″加重钻杆+3″斜坡钻杆通井工艺与模拟管串通井工艺一致。
3 压裂管柱安全下入工艺
3.1 下压裂管柱作业
3.1.1 作业工艺
（1）按照管柱下入顺序表依次下入浮箍、锁定球座、套管、裸眼封隔器、压裂滑套等。下工具过程中按要求进行灌浆。
（2）连接悬挂器前将井内管柱灌满，连接尾管悬挂封隔器总成，包括：备用坐封球座，可回收式密封补心，下入脱手工具，尾管悬挂封隔器，液压座封工具，工具转换接头，提升短节。上提管柱1米左右，检验座封工具是否已经与尾管悬挂封隔器连接好，并记录上提下放悬重。
（3）下钻。所下钻杆必须通径，通径规尺寸必须大于45mm。每10柱灌浆。进行裸眼段之后不再灌浆。
（4）下放管柱到封隔器座封位置，测上提、下放负荷。
（5）在座封位置，开泵正循环完井液替入裸眼段。 （6）循环完成后，投0.785"座封球，继续循环将球推到锁定球座内。泵车排量保持在0.4m3/min，严禁忽高忽低，压力不超过8MPa。
（7）座封球到位后，打压座封所有裸眼封隔器及尾管悬挂封隔器。10MPa×5′；18MPa×15′；23MPa×5′；28MPa×10′→0。
（8）上提超过正常上提悬重10t，下压10t验封隔器卡瓦。下放管柱，加压2t，关闸板防喷器环空打压10MPa×10min检验封隔器胶皮密封性。
（9）打开闸板防喷器，上提管柱至中和点，进行坐封工具脱手操作。正转管柱12～15圈。停止正转并观察倒转扭矩。
（10）缓慢上提管柱确认坐封工具是否脱手。坐封工具脱手后，可根据要求进行循环完井液替出全部钻井液作业；起钻。
3.1.2 保障措施
下钻过程中，在套管段有连接工具部位（如有分级箍、回接筒等）要缓慢通过，严禁旋转！遇阻控制在3t以内。特别是悬挂器在通过该处时，一定要缓慢下放，遇阻则上提，再重新缓慢下放通过，遇阻控制在1.5t以内。下钻速度：套管内不得快于30s/根，裸眼段内不得快于60s/根；到裸眼段后，接单根（立柱）时管柱静止时间不得超过3min。下完井工具进行连接上扣时，公扣端涂抹丝扣油，严禁母扣端涂抹丝扣油，；工具与油管连接时，先用管钳进行人工引扣，在确保不会错扣的情况下，再用液压钳上扣；下钻过程中，起下管间隙封盖管口，严防落物入井；
下钻过程中如遇阻，遇阻负荷不得超过5-8t，上下活动钻具，严禁旋转钻具。如超过规定负荷，上下活动管柱逐步增加下压负荷，并循环钻井液，每次增加2t，最大下压负荷为15t；调整封隔器位置和钻杆井口，方余1-2m。
3.2 下回接压裂管柱作业工艺
（1）拆钻井井口及防喷装置，安装变径变压法兰，安装压裂井口大四通和防喷器。准备合适尺寸的手动工具、支架、卡瓦、提升短节，并按顺序连接、下入回接管柱生产管柱：4.75"锚定密封总成，OD：5.875"，ID：3.929"变扣3-1/2"EUE油管
（2）在下探悬挂封隔器之前测上提下放负荷。
（3）缓慢下放插入到尾管悬挂器内，加压10t，然后过提10t，确认锚定密封已插入尾管悬挂器内，下压14-18t并做好标记。
（4）上提管柱2t，并正转10圈使锚定密封从尾管悬挂器内脱手。管柱配长，重新下放插入尾管悬挂器内，接箍要避开万能防喷器，以便下步作业。
（5）关闭防喷器，环空试压10MPa，稳压10min，压降不超过0.3MPa为合格，（检验回接系统的密封性），泄压为零。
（6）安装油管悬挂器紧固螺丝。环空试压到10MPa，维持10分钟后环空卸压。
（7）将油管憋压到10MPa检查密封管是否密封，维持10分钟，然后卸压。
4 几点认识
（1）水平段压裂管柱的安全下入是确保非常规油气藏开发效果的重要环节。
（2）压裂管柱下入前的通井工艺是确保其安全下入的前提条件，每一个通井工艺技术的细化操作是必需的。
（3）长深D平12井压裂管柱的安全下入工艺是目前非常规油气藏水平井的重要完井方式之一，其现场应用工艺可供技术借鉴。
水平井管柱伸长计算(五)
浅析射孔工艺技术方法研究
【摘要】通过介绍几种常见的射孔工艺技术的原理及施工要点，统计射孔工艺技术的适应性，为射孔作业提供有力指导和理论依据。 【关键词】射孔 工艺 技术 方法 研究
1 射孔深度的计算
1.1 射孔深度计算的基本公式
（1）电缆射孔跟踪距的计算公式。跟踪距=标准接箍深度+射孔零长-本炮射孔顶界深度（+为上跟踪，为下跟踪）。
（2）油管传输射孔调整距的计算公式。调整距=定位油管底界深度+总零长-射孔顶界深度（+为上提，为下放）
（3）点火记号深度的计算公式D=Y+H-（P+T+Z）。式中D点火记号深度（m）；Y油层顶部深度（m）；H校正值（m）；P零长差（m）；T套补距（m）；Z仪器零长（m）。
2 油管传输射孔
2.1 油管传输射孔工艺的原理
油管传输射孔的基本原理是把每一口井所需射开的油气层的射孔器全部连在一起联接在油管柱的尾端，形成一个硬联接的管串下入井中。通过在油管内测量放射性曲线或磁性定位曲线，校深并对准射孔层位。可连续采用多种引爆方式引爆射孔器。为实现负压射孔，在引爆前，可使射孔井段的液柱压力低于地层压力，以保护射开的油气层。
2.2 油管传输射孔工艺的特点
（1）可采用各种有枪身射孔器，以便实现高孔密、身穿透、大孔径、多相位的需要，从而获得最佳的油气井产能状态。（2）可以实现较高的负压值射孔，保护油气层提高产能。（3）一次下井可以同时射开较长的井段或多哥层段的地层。（4）可以进行电缆射孔难以施工的大斜度井、水平井、稠油井及复杂井的射孔作业。（5）对于高压油气井的射孔，安全可靠。（6）可与地层测试、酸化等工艺实现联作，以缩短试油周期，准确及时的录取地层资料，有良好的经济效益。
2.3 现场施工步骤
（1）射孔队到达井场后，要按照射孔通知单上的内容核对井号、射孔井段、射孔方式等内容，并由井队填写射孔施工作业任务书。（2）按设计要求进行枪串联接，安装起爆装置。（3）连接下井工具，丈量油管及定位短节的深度设计。（4）填写下井管柱示意图及施工单。（5）监督井队下管柱至预定的深度。（6）进行测井定位、校深，计算出管柱的调整距（7）调整管柱，安装井口，引爆射孔器，监测射孔器的发射情况。（8）交井。
2.4 油管传输射孔工艺的深度控制
（1）放磁测井法定位。在下井管柱的射孔器上端20～30m处连接一根油管短节作为定位短节。在油管内用小井眼自然伽玛仪同时测出自然伽玛曲线和磁性定位曲线，预完井的自然伽玛曲线进行对比，以确定油管短节的深度，并计算出管柱的调整距。
（2）自然伽玛同位素定位法。在下井管柱射孔器上面20～30m处的油管上做一个同位素记号。做此记号的方法可以是将同位素（钴60）封闭在一个接头的侧孔里，也`可以将片状的同位素上井油管接箍丝扣里。然后将射孔管柱下至预定的射孔深度，在油管内测量自然伽玛曲线
3 过油管射孔
过油管射孔是油管下至射孔井段以上，用电缆将射孔枪从油管中经过喇叭口下至射孔层段在套管内进行射孔。射孔时井口装有电缆防喷盒，不需要泥浆压井，可密封住一定的井内压力。过油管射孔是最先被采用的负压射孔技术。它有着套管射孔不具备的优点；可使试油工艺简化：缩短试油周期提高试油速度，节省劳动力；可带压安全地连续完成射孔作业。
3.1 过油管射孔工艺原理
过油管射孔时，在井口采油树上安装封井器、防落器。电缆经过天地滑轮后，再穿过防喷盒与磁定位器加重杆安全接头和射孔枪连接，打开防落器、井口闸门。将射孔枪匀速下入进口车内下出油管喇叭口至目的层附近标准套管接箍处，根据用跟踪定位原理计算出的跟踪距上提或下放对准目的层位，点火射孔枪，射孔后匀速起出电缆枪。
3.2 过油管射孔注意事项
（1）射孔前先下油管通井规通井。（2）油管下部要有油管鞋，内径不小于油管内径，油管鞋下入深度应在距射孔层段顶部一根套管长度以上。（3）射孔前井口要装好采油树，油套压放喷管和压力表在井口清腊闸门顶要装有与射孔井口装置相同的法兰盘。（4）井内有压力时注脂泵压力应高于油压4-7MPa井内无压力时注脂泵加压到1-2MPa以便润滑电缆。（5）井口压力不得超过设备允许的工作压力。（6）超过压力进行过油管射孔时采油树要留有接水泥车的接头，井场要准备有压裂车和泥浆以便出现超高压时能及时压井.
4 座封工具座封桥塞的工作原理
按照顺序将桥塞（本体）座封筒座封工具安全接头和磁性定位器连接好后，由电缆输送下入井内预定深度的座封点上，点火后约经30秒火药燃烧的高压气体，沿中心杆的传压孔，进入环形腔内，随着气体压力渐增高，环形腔的容积也增大，迫使活塞上移，通过剪钉接头把力传给剪钉，当剪钉力大于剪钉强度极限时，剪钉被剪断，上下缸及座封套筒把高压气体，静水压力产生的轴向力，传递给予在桥塞主体（即桥芯）上的部件（包括卡瓦倒齿锁环密封件等）上。先是桥塞上卡瓦被上锥体胀开成片状而咬紧套管壁，当密封件被压缩，胀大并具有足够的密封性能后，下卡瓦才能被锥体胀开成片状咬紧套管壁，当轴向力大于丢手环的极限拉力时丢手环被拉断，座封工具与桥塞分离完成桥塞座封。在座封过程中工具中工具的上活塞、活塞杆、下活塞、张力杆、座封螺帽与上下缸和座封筒相对反方向位移通过丢手环的极限拉力时丢手环才被拉断。电缆桥塞的座封条件：（1）桥塞规格与套管内径尺寸不符不能座封。（2）套管在座封井段破裂来能座封。（3）套管在座封井段因受损而强度不够，不能座封。（4）套管变形不能座封。（5）套管在座封井段内壁有附着物座封不好，也不能座封。（6）井筒内有杂物，桥塞座封不好也不能座封。（7）在套管接箍处不能座封。（8）井场不具备施工条件不能座封，如：无电、电水或不能切断电源或不能关闭通讯设备等。（9）硫化氢含量小于5%。
5 浇注水泥
5.1 浇注水泥的意义
桥塞正常座封后，其工作压差可达到70MPa，桥塞密封件是橡胶制品，时间过久由于老化密封性能变差甚至失去。再则，由于橡胶老化，在桥塞上下压差作用下，也会加速减弱密封性，因此，若想实现永久性封堵，须浇注水泥，即变易钻式桥塞为永久式桥塞。
5.2 浇注水泥的装置
现场施工使用撞击式水泥桶来浇注水泥塞的。水泥桶由连接头、桶体、和撞击式尾阀组成。
5.3 浇注水泥的原理及方法
将水泥桶与尾阀连接好，把调好的水泥浆用漏斗倒入水泥桶内，上端连接提升接头与电缆连接下入井以2500m/h-3000m/h匀速送至距桥塞顶部5～8m处，以6000m/h的速度下放电缆撞击桥塞，使尾阀上的剪钉剪断，其阀堵落在管内，桶内水泥浆在比重差（要求R水泥浆比R井液大0.7）的作用下，缓慢流在桥塞上面，稍等三分钟，慢速上提3M停车等候2分钟，再上提1m，停车等候1分钟，然后匀速起出水泥面，浇注水泥便完成了。
参考文献
[1] 傅良佳.一种新型单接头油管输送射孔枪及其应用[J].天然气工业，2013（01）
[2] 展转盈.排水采气水平井射孔密度优化方法[J].中国石油和化工，2013（02）
http://m.zhuodaoren.com/shenghuo359259/
推荐访问:伸长量计算 伸长值计算
