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浅层大位移井表层钻井的关键技术与应用论文

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  关键词:浅层大位移井;海水钻井;配套技术

  0引言

浅层大位移井表层钻井的关键技术与应用论文

  海上利用固定生产设施采用大位移井钻井工艺技术对其临近的边际油藏进行开发,可有效降低海洋油气田综合开发成本,从而提高油气田开发经济效益[1]。浅层大位移井钻井面临诸多技术挑战,如目的层埋深浅、地层承压弱导致隔水导管易窜漏、井眼轨迹难控制、井眼清洁效果不佳、摩阻与扭矩高、套管下入困难等。

  恩平油田位于南海东部海域,其地质构造呈现出三角洲平原相三角洲前缘、前三角洲逐渐演化的过程。主要发育三角洲前缘相河口坝、水下分流河道和三角洲平原相分流河道砂体。钻遇地层由上至下为新近系上新统万山组,新近系中新统粤海组、韩江组、珠江组,古近系渐新统珠海群[2]。早期开发井项目在钻至粤海组、韩江组时曾发生过井漏、砂砾岩井垮、卡钻等复杂情况,给钻井工程带来了较大经济损失。此次浅层大位移井A井所钻遇地层为万山组、粤海组,目的层位于粤海组。由于层位较浅,早期恩平开发项目以及国内较多浅层大位移井的技术对策对恩平浅层大位移井的适应性不强。针对该区域浅层大位移井的技术难点,经过分析、研究和总结,形成了一套适用于该区域浅层大位移井的海水表层钻井配套技术,展现出良好的应用效果。这一技术对策的实践经验可为后期浅层大位移井作业提供借鉴和指导。

  1地质信息及工程概况

  恩平浅层大位移井A井完钻井深3 556 m,垂深886.01 m,井底水平位移3 045.62 m,水垂比3.44。在钻遇的地层中,万山组以海相的灰色泥岩为主,夹有灰色泥质粉砂岩和砂质泥岩薄层,成岩性差;粤海组主要岩性为灰色泥岩、灰色泥质粉砂岩与砂质泥岩互层,并夹有少量棕色粉细砂和泥质中砂岩薄层,成岩性差,较为疏松。

  A井的井身结构从外到内依次为:φ609.60 mm隔水管(锤入)+φ406.40 mm井眼×φ339.72 mm套管+φ311.15 mm井眼×φ244.48 mm套管+φ215.90 mm井眼×φ177.80 mm尾管+φ152.40 mm井眼。这样的结构配置是为了满足钻探需求和地质要求。具体数据如表1所示。同时,A井的定向井轨迹数据如表2所示。

  2表层钻井技术难点及风险

  2.1隔水导管窜漏

  恩平油田预测地层压力系数为0.989~1.004。万山组地层泥岩软、极易水化分散,砂岩多。隔水导管均采用锤入法下入,但由于隔水导管入泥深度较浅且浅部地层较疏松,在一开406.40 mm井眼钻进时易发生失返性漏失(即钻井液无法返回地面)[3-4]。曾有大位移井表层钻进期间出现过此类问题,同时出现窜井槽返出情况。在这种情况下,井筒液面维持在海平面附近。采取的措施是强行钻进至设计深度,并下入339.72 mm套管。因此,在钻井过程中需要选择合适的钻井液以防止失返性漏失等问题的发生,这对钻井液性能提出了高要求。

  2.2井眼轨迹控制难度大

  浅层大位移井通常造斜点较浅,垂深较小。万山组地层岩性疏松,成岩性较差。结合恩平区域的实钻经验,表层钻进的钻压范围为453.59~1 360.78 kN,机械转速可达300~400 r/min。使用马达钻具旋转钻进容易导致降井斜,而在滑动钻进时,每一柱的滑动钻进需要达到20 m以上才能产生造斜效果。由于加压困难,导致狗腿度、井斜和方位控制困难。在浅层造斜井段的高狗腿处,侧向力相对较大,容易形成键槽,从而导致起钻困难、卡钻等复杂情况。

  2.3井眼清洁困难

  表层406.40 mm井眼尺寸较大,使用海水进行钻进时,携岩能力较差。为了达到浅层造斜效果,初始造斜阶段需要控制排量在2 000 L/min左右,并维持一定的钻压进行滑动钻进。这会带来非常高的机械钻速,使得环空岩屑浓度较高,环空返速较低,井眼清洁较为困难。如果岩屑携带不及时,容易发生岩屑沉降导致井漏、卡钻等复杂情况。

  2.4下套管摩阻大

  表层使用海水钻进时,疏松岩性容易冲刷出“大肚子”导致井眼不规则。泥岩较软易水化,下套管时容易发生粘卡。浅层造斜时,狗腿度高、井斜角大,井眼不规则存在“台阶”,导致摩阻增大,遇阻后通过困难。采用常规下套管方式通过遇阻点较困难,因此尝试多次快速下放至顶驱悬重并尝试转动套管。一旦出现遇卡无法下入的情况,将采取就地固井措施,这将对下一开作业产生较大影响。

  2.5固井水泥返高难以把握

  层预测压力系数较低,339.72 mm套管与406.40 mm井眼之间的环空较小,环空ECD较高,水泥浆密度也较高。这容易导致压漏地层,导致水泥浆窜漏,使得水泥浆返高难以把握。因此,对609.60 mm隔水管鞋处的封固质量难以保障。

  3技术措施

  3.1优化表层钻进循环方式

  恩平油田采用丛式井开发,隔水导管均采用锤入法下入,确保隔水导管锤入到持力层,下入深度约入泥58 m,各井导管锤入深度基本一致,隔水导管顶端距离海平面高约26 m。由于隔水导管入泥深度较浅且浅部地层较疏松,并且与海平面存在较高的高度差,液柱压力高,使用钻进期间循环当量密度高,易压漏导管鞋处地层引起井漏、窜漏情况。为了降低液柱压力和循环当量密度,避免井漏、窜漏风险,在隔水导管距离海平面9 m处开2个返出孔。一开采用海水开路钻进,并且钻进期间海水从返出孔排海。

  3.2井眼轨迹控制措施

  φ406.40 mm牙轮钻头+φ244.50 mm马达(1.5°)+φ203.20 mm浮阀接头+φ203.20 mm扶正器+φ209.60 mm NMDC+变扣接头+φ211.70 mmTurlink+φ206.40 mm NMDC+φ203.20 mm滤网接头+φ203.20 mm UBHO+变扣接头+φ149.20 mm加重钻杆3根+变扣接头+φ203.20 mm液压震击器+变扣接头+φ149.20 mm加重钻8根。

  大多数大位移井的表层按照拟悬链线造斜至大斜度后稳斜钻进,一般井斜在65°~80°之间[5-6]。A井的表层406.40 mm井眼造斜段从井深210 m开始,采用拟悬链线轨道设计,造斜至井深824 m,垂深从210 m钻进至665.87 m,井斜增至76°,完成一开钻进。对于浅层大位移井,在较短的垂深范围内达到造斜到较大的井斜角,造斜点选择较浅,地层松软。为了达到较为理想的造斜率,在表层定向钻井过程中,通过科学的方法优选钻井参数、精确预判并控制井眼轨迹以及优化井眼清洁措施十分必要。优选钻具组合是实现这一目标的关键,可以选择牙轮钻头配合高造斜率马达钻具(弯角1.5°),以实现表层井段定向钻进的造斜能力。以下是推荐的钻具组合:

  φ406.40 mm牙轮钻头+φ244.50 mm马达(1.5°)+φ203.20 mm浮阀接头+φ203.20 mm扶正器+φ209.60 mm NMDC+变扣接头+φ211.70 mm Turlink+φ206.40 mm NMDC+φ203.20 mm滤网接头+φ203.20 mm UBHO+变扣接头+φ149.20 mm加重钻杆3根+变扣接头+φ203.20 mm液压震击器+变扣接头+φ149.20 mm加重钻8根。

  浅层地层松软,定向钻进时采用小排量滑动钻进的方式,并确保钻压在2 2267.96~6 803.89 kN的范围内。同时,将钻井排量控制在1 800~2 000 L/min,以降低水力破岩强度。这样可以防止过大排量的流体对隔水导管鞋造成过度冲刷,从而避免井壁垮塌形成“大肚子”。此外,为了确保第一次定向成功,起钻第一柱不采取倒划眼措施,以防止井眼进一步扩大,这样可以保证钻具在浅部地层有足够的造斜率[7]。

  后续井段的定向作业过程中,将马达滑动钻进的钻压范围控制在2 2267.96~6 803.89 kN,以保证钻速可控,避免钻速过快。根据轨迹趋势,逐步提高排量至3 000~4 000 L/min,并采用勤滑多调的方式,维持连续造斜率在3.0°~4.0°/30 m之间。在地层自然造斜趋势的协同下,确保井眼轨迹平滑,有助于提高造斜成功率,并提高井眼清洁效果。在滑动钻进时,注意马达压差的变化,如有憋泵情况,将上提钻具并降低排量,以防止憋漏地层。

  根据临井表层作业情况,推荐表层作业钻井参数如表3所示。

  3.3钻井液作业措施

  层采用海水钻进,并使用胍胶浆和预水化稠般土浆清扫井眼。开钻前预先配制好稠般土浆进行充分的预水化,稠般土浆具有更强的携岩能力,比重较高,在疏松的表层井段,能够在一定程度上维持井壁稳定,防止井壁坍塌。钻进期间,配制胍胶浆进行清扫井眼。胍胶浆的配方为:海水+1.0%~1.5%PF-GUAR。由于浅层钻进机械钻速较高,为保证井眼清洁效果,需要优化井眼清洁作业方案。当钻至中完井深时,裸眼垫入钻井液以提高井壁稳定性和润滑性,为套管下入提供保障。

  (1)在海水钻进过程中,采用不停泵的方式,每钻半柱泵入8~10 m3的胍胶浆来携带钻屑。每钻进一柱,替1.5~2.0倍所钻井眼容积的稠般土浆,并将其垫至井底,确保顶替到位。这样,停泵接立柱时,般土浆至少返至底部大钻具以上,防止钻屑下沉造成BHA沉砂卡钻。接好下一立柱后,海水正常钻进,稠般土浆起到携岩钻屑的作用,提高井眼清洁效果。

  (2)在钻至中完井深后,采用高排量循环两周,每周泵入20 m3的稠般土浆进行清扫井眼。循环结束后,井筒垫入1.5倍井眼体积预先配制好的加重钻井液。加重钻井液可以维持静液柱压力,保持井壁稳定性,同时加入固体、液体润滑剂以提高润滑性,降低下套管摩阻[8-9]。此外,还加入降失水剂,以降低滤失量,防止井壁过度水化膨胀。垫入钻井液的配方为:海水+4.0%预水化般土浆+0.2%PF-PAC LV+1.0%PF-FLO TROL+0.3%PF-EZVIS+4.0%PF-BLA+2.0%PF-LUBE+重晶石加重至1.10 g/cm3。

  3.4下套管措施

  为了保障下套管顺利到位,需要确保井眼清洁、垫入钻井液具有良好的润滑性,并在起钻时修整井眼轨迹平滑,以避免井壁存在“台阶”引起下套管遇阻。此外,由于浅层井斜大,下套管摩阻大,下放过程重量逐渐减小,导致下放困难。同时,地层极易水化,套管静止后容易发生粘卡,影响套管正常下入。顶驱下套管装置是集机械和液压于一体的下套管装置[10-11],具有旋转套管和循环钻井液的能力,可以大大降低下套管阻力、减少套管粘卡风险。该装置还可以上下活动和下压套管,可以解决套管下放遇阻、粘卡的问题,具有常规下套管无法比拟的优势。顶驱下套管装置分为内部驱动和外部驱动,主要结构包括:与顶驱连接螺纹、机械传动机构、滑移机构、卡瓦机构、密封机构以及导向接头。装置结构示意图如图1所示。

  3.5固井方案

  结合地层承压能力低的情况,采用单级首尾浆双封法固井,同时封固隔水导管鞋和339.73 mm套管鞋位置。首浆返至泥线后,使用密度为1.45 g/cm3的漂珠水泥浆体系,以降低水泥浆密度,减小环空ECD,防止隔水导管鞋处发生漏失。尾浆采用密度为1.90 g/cm3的防腐水泥浆体系,尾浆返至339.73 mm套管鞋以上150 m,确保封固质量。在表层使用海水钻井时,由于井眼扩大率较大,完钻后通过泵入两次稠般土浆返出的时间估算井眼扩大率,并据此判定表层套管固井水泥浆的附加量。

  4现场应用效果

  在406.40 mm的井眼钻具组合中,使用1.5°弯马达和Turlink导向工具。为了减小对地层的冲刷,采用了较大的钻头水眼面积,其面积大于16.13cm3,从而降低了钻头的攻击性。在井深小于350 m的情况下,通过使用低排量2 000 L/min,达到2.5°/30 m的造斜率。而当井深大于350 m时,使用的排量小于3 500 L/min,造斜率可以达到4.0°/30 m。在满足造斜率要求的前提下,根据实际情况在钻进过程中逐步调整排量,最高可调整至4 000 L/min,以提高井眼的清洁效率。

  通过加强井眼清洁措施和精细化操作,可以有效地保证了井眼清洁。在定向钻至中完井深824 m后,循环清洁井眼,然后垫入高润滑性能钻井液。在起钻期间,实测裸眼摩阻系数为0.5,这为实现浅层大位移井表层直接起钻完不通井情况下进行下套管作业提供了有力支持。然而,在套管下入至700 m后,下放悬重基本放空,套管无法正常下入。为了解决这个问题,使用顶驱下套管工具,采用边循环边上下活动的方式将套管下入到位。随后,进行固井作业,固井过程持续有返出,固井质量满足封固要求。在整个表层作业过程中,通过精心组织和有效控制,顺利完成了整个作业。

  5结语与建议

  (1)通过对浅层大位移井的井身结构、轨迹控制措施和钻井液方案进行优化,可以有效解决井眼清洁、井漏、高摩阻和下套管困难等问题,从而确保作业的安全、高效和顺利完成。

  (2)通过优化马达弯角与旋转导向工具的配合,并优选合适的钻井参数,结合地层岩性情况,进行精细化操控,可以获得较为平滑的轨迹,避免井壁出现“键槽”,同时有助于提高井眼清洁效果。

  (3)优化钻井液方案,可以确保井眼清洁、井壁稳定、井眼润滑并降低摩阻,提高作业时效。

  (4)顶驱下套管技术可以有效解决深井、超深井、大位移井和复杂地层下套管作业的阻卡问题,能够一次性将全部套管下入到预定深度,从而大大提高作业的效率和安全性。

  参考文献:

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