四川黄家场构造Φ177.8mm套管开窗侧钻技术
开篇：润墨网以专业的文秘视角，为您筛选了一篇四川黄家场构造Φ177.8mm套管开窗侧钻技术范文，如需获取更多写作素材，在线客服老师一对一协助。欢迎您的阅读与分享！
摘要:黄家场构造气田相同气层横向上被致密围岩分割为互不连通的多个缝洞系统,缝洞系统具有分布极不均质的特征,为了挖掘老井产层资源潜力,增加井口产能,利用老井眼开窗侧钻连通剩余缝洞性气层无疑是最经济高效的措施。本论文较全面地介绍了家38-C1井Ø177.8mm套管开窗施工技术、小井眼定向井轨迹控制技术以及配套的泥浆技术和固井工艺。本井的开窗侧钻技术在本区块具有一定的代表性,为黄家场以后老井开窗侧钻增加产能提供了参考。
关键词:磨铣开窗;斜向器;定向井;MWD无线随钻;小井眼
一、黄家场构造概况
黄家场构造位于川东南中隆构造带自流井构造群。其北平缓过渡为庙坝向斜,西北面以家西①号断层与灵音寺潜高为界,东南与龙市镇圣灯山背斜相邻,西南与瓦市潜高相望。
黄家场构造以茅口组、长兴组及嘉二段为主力油气藏,上报储量73.12×108m3,可采储量58.71×108m3。
侧钻目的层茅口组是以缝洞型为主要的储层。勘探实践和研究成果表明,茅口组裂缝主要发育在构造顶部、轴部、断层带和构造陡缓转折带等受力强的部位,在同一气田相同气层横向上被致密围岩分割为互不连通的多个缝洞系统,缝洞系统具有分布极不均质的特征。
构造特点决定了本区块为了挖掘老井产层资源潜力、增加井口产能,利用老井眼开窗侧钻连通剩余缝洞性气层无疑是最经济高效的措施。
二、本区块侧钻井钻井技术(以家38-C1井侧钻井为例)
目前,常用的开窗方法有两种:套管断铣开窗和磨铣套管开窗,两种方法各有优缺点。断铣法效率较高,但是容易断刀片卡死钻具;磨铣法效率较低,但更安全可靠。家38-C1井采用磨铣法在原家38井中Ø178mm油层套管内开窗侧钻,据原家38井井史和电测资料提示的水泥返高和开窗侧钻目的设计在1980m开窗。其基本原理是:先用177.8mm套管刮管器修刮管壁,保证管壁干净;再在开窗位置注水泥塞,隔开侧钻点以下井眼;扫水泥塞后再下入斜向器,摆好方位后座挂好;下入复式铣锥磨鞋完成套管开窗工作。
1、套管开窗工艺
1.1 侧钻位置优选原则
侧钻位置的选择与原井套管完好情况、地层岩性、油水层纵向分布状况、工具造斜能力、开窗方式、地质设计有关。侧钻位置的选择遵循以下原则:①侧钻开窗位置要尽可能深,充分利用老井套管,避开上部井段复杂的压力层系;②确保侧钻位置以上套管完好,无变形、破裂和漏失;③侧造位置尽量选择在砂岩和非膨胀泥岩地层,最好能避开膨胀页岩和岩盐井段;④侧钻位置不宜选在套管接箍处,尽可能避开射孔井段以保证开窗和钻进施工安全。
据原家38井井史和电测资料提示的水泥返高和侧钻目的,本井开窗井段定为1980～1990m。
1.2 修刮套管壁
为保证斜向器座挂牢靠,需用177.8mm套管刮管器修刮管壁,保证管壁干净。
刮管钻具组合:152mm通井规+ 177.8mm套管刮管器+120.7mm钻铤2柱+120.7mm随钻震击器+120.7mm钻铤1柱+88.9mm钻杆;
1.3 注水泥塞
为保证斜向器座挂牢靠,开窗前在开窗位置注G级油井水泥塞,措施如下:
①水泥塞面设计在1930m,侧钻点(1980m)以下水泥塞段长控制在100m以上。
②为确保水泥塞质量,减少混浆段,应注2m3左右的前置液和后置液,且候凝72h以上。
③注水泥时,确保水泥浆的密度在1.85g/cm3以上。
④为增加水泥塞的强度,应适当添加水泥强度添加剂。
1.4 通井钻塞
采用下面钻具组合通井钻塞至侧钻井深(1980m)。
钻塞钻具组合:152.4mm钻头+配合接头+止回阀+120.7mm钻铤3根+旁通阀+120.7mm钻铤5根+88.9mm加重钻杆24根+120.7mm随钻震击器+88.9mm加重钻杆6根+88.9mm钻杆。
钻塞措施:
①下钻通井过程中预防阻卡,遇阻超过30kN即挂水龙头划眼,严防钻具被卡。
②通井过程中,要特别注意工具的管理,防掉落物。
③通井完毕后,充分循环钻井液两周以上,确保井眼畅通无阻和井眼干净。
④钻至离开窗点最近的一个套管接箍上2～3米,对水泥塞质量进行检查,水泥塞能承受100kN钻压(扣除摩阻后的静压值),压缩距小于0.5m为合格,否则应重新注水泥塞。
⑤钻塞完后,用通井刮管钻具组合通井刮管,在斜向器座刮位置进行反复刮管,确保套管上无水泥环。
⑥通井钻塞后,对套管试压35MPa(套管腐蚀情况不详,实际套管试压值根据套管电测资料解释结果请示决定),稳压30min压力下降不超过0.7Mpa为合格。
1.5 安放斜向器
钻具组合:152mmDXQ斜向器+斜向器送入接头+120.7mm钻铤2柱+120.7mm随钻震击器+120.7mm钻铤1柱+88.9mm钻杆。
安放措施:
①送入斜向器时,要求操作平稳,下放速度要慢(1柱/5分)不得猛刹猛放,且时刻注意指重表,遇阻不得超过20kN,以防在下钻中途斜向器固定锚先期工作,造成支撑斜向器失败或过早剪断悬挂螺栓,导致不必要的打捞斜向器作业。
②下钻至1980m时,停止下钻,下入单点陀螺进行定向,完成定向后再缓慢下钻,座放斜向器,斜向器的方位与套管的方位一致,然后缓慢开泵释放斜向器,完成斜向器的锚定。
1.7 开窗磨铣
为开好窗口,保护导斜器顶不受破坏,应采取强刚性钻具结构。
钻具组合:152mmGMX高效复式铣锥+ 120.7mm钻铤2柱+120.7mm随钻震击器+120.7mm钻铤1柱+88.9mm钻杆。
磨铣参数为:钻压5～20kN,转速55～60r/min,泵压10～12Mpa,排量10～12l/s。
磨铣措施:
①划放至初始磨进方入,加压5～10kN,转速50～60转/分的参数磨铣30～40分钟造台阶,然后控制10～15kN磨进0.2m,最后以10～30kN钻压正常磨铣。
②每磨进0.1～0.2m,应上提钻具划眼,反复修磨窗口,并定时捞取钻井液中返出的铁屑,及时分析磨进情况。
③开窗过程中如钻速太慢,应加强分析判断,确认是铣鞋齿磨钝,则起钻更换。
④每次下钻提前于窗口顶开始轻压划眼,反复修磨开出的窗口,再接触窗底按正常磨进参数继续磨进。
⑤磨铣过程中要求操作平稳,均匀送钻,并注意转盘负荷的变化,如发现负荷增加,则上提钻具反复修磨窗口。每30min捞取钻井液中的返出物,分析砂样中铁屑所占的百分比及形状,判断铣鞋磨损程度。
⑥窗口开出后,用锥形铣鞋继续钻进4～5m,作为修整与加长窗口的口袋。
1.7 修整与加长窗口
下入152mm复式铣鞋+150mm柱形铣鞋,对窗口进行修整与加长,清除窗口上的毛刺与毛口,确保窗口光滑,并保证钻进钻具顺利下入。
钻具结构为:152mmGMX高效复式铣鞋+150mm柱形铣鞋+120.7mm钻铤2柱+120.7mm随钻震击器+120.7mm钻铤1柱88.9mm钻杆。
修磨参数:钻压10～20kN,转速60～65r/min。
该组合有较大的刚性,主要目的是依靠柱形磨鞋的侧面接触窗口,使窗口扩大、加长,得到修整。柱形磨鞋的侧面接触参差不齐的窗口时会产生扭矩,所以只要发现有扭矩,就必须在该点继续磨铣窗口,直到扭矩消失,上提下放不阻不挂,开窗工作即顺利完成。
下部钻进过程提下钻时,井下钻具组合通过窗口也应注意不能转动,因钻头或扶正器很可能挂住造斜器边沿使造斜器转动或磨坏造斜器。
2 小井眼轨迹控制技术
2.1 工艺措施
家38-C1井设计使用直、增、稳三段制井身剖面定向侧钻,井身结构为:177.8mm×1980m+ Ø152mm×2652m+ Ø104.8mm×2715m,侧钻造斜率4.78°/(30m),闭合方位331°,闭合位移269.4m,最大井斜45.55°。因开窗侧钻井眼直径仅为152.4mm(6 in),较小的井径会给定向井井眼轨迹控制带来很多困难,经研究后,决定在工艺上采取以下措施。
(1)使用MWD无线随钻测量系统定向造斜。目的是保证有足够的井眼跟踪能力,减少起下钻次数,达到设计目标要求。同时利用单弯单扶螺杆+PDC复合钻进自然境斜钻井工艺,提高机械钻速、降低起下钻次数,提高纯钻时效。
(2)由于套管是强磁体,而MWD无线随钻工具是利用磁性工具面来控制井眼方向的。因此套管磁干扰严重,需改用高边控制造斜工具的装置角,跟井眼方向保持一致。用高边控制到6°,按1°单弯螺杆造斜率4.5°/(30m)计算,新井眼离开套管达2m左右后,可以避开磁干扰,改用磁性工具测量精度较高。
2.2 施工情况
2.2.1 定向造斜
采用有MWD无线随钻定向,用单弯螺杆钻具造斜。实现了深部位定向、造斜工艺过程的连续控制,并使井斜和方位达到设计要求。
钻具组合:Ø152.4mmPDC钻头+ Ø 120.7mm1°单弯单扶螺杆6.59m+止回阀+311×310定向接头MWD×0.90m+ Ø 120.7mm无磁钻铤9.19m+120.7mm钻铤107.91m+88.9mm加重钻杆138.23m+88.9mm钻杆
钻进参数:钻压30～60KN,转速40r/min,排量10～12L/s,泵压17～21MPa。
稳斜段每50m 测一点,及时掌握井斜数、方位的变化趋势。
由于小井眼环空间隙小和钻进施加的钻压小,使扶正器上部钻铤受压后向下弯曲幅度过小和受到限制,所以钻头产生的斜向力小,造成增斜钻具的造斜能力降低。所以用无线随钻测斜仪配合单弯螺杆进行造斜,然后下增斜钻具,利用复合钻进自然增斜为主,滑动钻进为辅,井眼轨迹控制效果非常好,复合钻进自然增斜率为4.5°～5.5°/(30m),通过适当调节钻压达到设计增斜率,尽可能多地采用复合钻进少用滑动钻进,提高了机械钻速,降低了增斜钻进段的卡钻风险,也避免了重复起下钻和倒换钻具组合,大大节约了时间。
2.2.2 稳斜钻进
为抑制本区地层自然降斜趋势,采用MWD无线随钻+上扶正器比下下扶正器外径小的双扶螺杆钻具,在复合钻进时达稳斜钻进的目的。
钻具组合:Ø152.4mmPDC钻头+ Ø 120.7mm1°单弯单扶螺杆6.59m+止回阀+311310定向接头MWD×0.90m+ Ø 120.7mm无磁钻铤×9.19m+ Ø 120.7mm钻铤107.91m+ Ø 88.9mm加重钻杆138.23m+88.9mm钻杆(下扶正器150mm,上扶正器146mm)
钻进参数:钻压30～60KN,转速40r/min,排量10～12L/s,泵压17～21MPa。
2.2.3 三开井段
家38-C1井用先期裸眼完井方式,三开目的层为茅二段,钻进时用104.8mm 钻头和部分73mm 钻杆,钻具尺寸小,抗扭能力小,考虑到所钻地层坚硬,且为开窗定向井,钻具在井下的作业环境恶劣,为预防因复杂情况造成的断钻具事故发生,决定茅二段钻进使用井下动力钻具+PDC钻头,施工中有效地改善井下钻具的受力情况,提高机械钻速,防止钻具扭断。
钻具组合为:Ø 104.8mmPDC钻头+2A30×231接头+ Ø 73mm螺杆+231×2A10接头+ Ø 88.9mm钻铤+2A11×XT29接头+ Ø 73mm钻杆+310×XT29接头+ Ø 88.9mm钻杆
钻进参数:钻压20～40KN,转速40r/min,排量8L/s,泵压15～17Mpa。
3 其他配套技术
3.1钻头与钻具选择
由于该井钻进大部分用螺杆钻具,很难判断牙轮钻头使用寿命。容易掉牙轮,而且掉牙轮事故较难处理。因此在造斜段和稳斜段均使用PDC钻头,以利于提高钻头在井下的作业时间,减少起下钻具次数和防止掉牙轮事故的发生,以利于提高机械钻速。使用钻铤时,少下Ø 120mm钻铤,使用Ø 89mm加重钻杆代替钻铤可减少粘卡事故。
3.2 泥浆技术
177.8mm套管开窗侧钻的井眼是Ø 152.4mm,因井眼的环空间隙小,泥浆的流动阻力大,故井下泥浆循环是建立在小排量、高泵压的小井眼条件下,泥浆要具有较强的抑制造浆能力和防塌防粘卡性能,并具有较低的滤失量、摩擦系数以及良好的流动性。
根据侧钻井的工艺要求和地层岩性的构成情况,在定向侧钻中采用了具有抑制性的聚磺钻井液体系。严格控制钻井液粘切性能,保证携砂性良好;配合使用PHP、KJ-888等高分子聚合物抑制粘土水化分散,使细小岩屑能及时除出;及时补充LV-CMC、PAMS-900等降失水剂,严格控制钻井液失水量;适量补充SMC等磺化物的含量,维护高温情况下聚磺钻井液性能稳定;根据磨阻和定向加压显示,加入固体和液体剂,确保定向安全顺利;易塌井段使用足量防塌剂,巩固井壁,保证井下安全;参照地层压力系数,逐步提高钻井液比重,满足井控要求。泥浆的主要性能参数:粘度35～45s,API失水量
3.3 固井工艺
该井设计Ø 152mm钻头进茅口顶5米后挂Ø127mm尾管固井。因为开窗侧钻井眼与所下套管的间隙比较小,过小的间隙则会造成下套管困难和泥浆过早脱水形成水泥桥,特别是在斜井段中,套管难以居中,下套管和固井施工难度较大,为了保证尾管顺利下井并能悬挂住,以确保固井质量,在工艺上采取下列几项措施。
(1)认真做好通井准备工作。通井时对缩径井段反复划眼,下钻到底后循环泥浆,调整好泥浆性能,当泥浆性能良好、井壁稳定、井下正常、泥浆净化无沉砂后,泥浆中混入固体和液体液,同时在井底段打入稠浆以确保井底无沉砂,短起下15 柱,确实不阻不挂没有问题后,起钻下尾管。
(3)采用可靠的尾管悬挂工具及合理的下部结构,以确保尾管下得去、挂得住、倒得开,尾管一次下至预定位置,开泵小排量循环泥浆,并逐渐加大排量,循环2周后,调整好泥浆性能,做好泥浆净化工作。
(3)把握好水泥质量及化验关。在小间隙、高泵压状态下固井,对水泥浆提出了更高的要求,必须很好地控制水泥浆失水、稠化时间和流变性能,控制水泥浆失水量
(4)保证在高压状态下水泥浆密度均匀,替泥浆用大功率水泥车,提高顶替效率,保证固井质量。
4 认识与体会
(1)磨铣开窗方法具有开窗速度快、磨铣套管少、铁屑容易带出地面等优点。这种开窗方法适合开窗点深、难度大、多层套管的定向侧钻工艺要求。使用复式铣锥可以克服磨鞋磨铣工艺上的死点区,提高开窗速度。
(2)该井在井深、高温条件下,使用陀螺仪准确测量并定准开窗窗口的方位。
(3)小井眼增、稳斜困难,不宜用转盘大幅度增斜,我们采用无线随钻测量技术,配合单扶单弯螺杆的自然增斜功能、双扶单弯螺杆的稳斜功能以克服小尺寸钻具刚性较弱的缺点,实现了井眼轨迹的良好控制,没有发生扭方位或中途倒换钻具组合的现象。
(4)小井眼使用动力钻具和104.8mmPDC钻头,有利于提高钻井速度,减少起下钻次数,保证钻具安全工作。
(5)本井配套的钻头钻具优选、泥浆技术、固井技术有力地辅助了侧钻井施工的顺利进行。
参考文献
[ 1 ] 纪宏博等. 辽河油田稠油油藏侧钻井技术研究. 钻采工艺, 2009, 32 (4):20-22.
[ 2 ] 羽保林. 提高深井硬地层钻井速度技术难点及对策[ J ]. 钻采工艺, 2006, 1.
[ 3 ] 赵金洲. 毛坝1 井钻井井控实践[ J ]. 天然气工业,2003, 23 (5).
[ 4 ] 王维斌. 川东宣汉―――开江区块恶性井漏特征及地质因素[ J ]. 天然气工业, 2005, 25 (2).
作者简介:
李永伟,2000年毕业于华东石油大学石油工程专业,工程师。