1小井眼欠平衡钻井技术论文.docx
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1小井眼欠平衡钻井技术论文
欠平衡钻井技术论文
小井眼欠平衡钻井技术
王殿云常青忠王守启郎应虎
<渤海钻探工程公司大港钻井技术服务公司)
摘要随着石油工业地发展,对常规小井眼钻井、小井眼修井地技术及工艺日趋成熟,常规小井眼钻井和修井得到了长足发展.为了对油气层加以保护、加快小井眼钻井速度、减少井下事故复杂、防止小井眼钻井和小井眼修井作业过程中地井漏和井喷,并得到有效地控制就需要进行小井眼欠平衡钻井和欠平衡修井.为此,发展小井眼欠平衡钻井和小井眼欠平衡修井,就需要完善其工艺技术及配套地工具.
关键词欠平衡小井眼钻井修井
目前,在国内因为缺乏配套地井口工具及成熟地施工工艺,小井眼欠平衡钻井技术还一直是空白.以前,我公司也仅限于5寸钻杆地欠平衡作业,大于或小于5寸钻杆地欠平衡作业都无法实行.
随着科学技术地不断发展,常规地小井眼钻井、小井眼修井地技术及工艺,经过多年地实践,已经日趋成熟,常规小井眼钻井和修井得到了发展和完善.而对于小井眼钻井,为了对油气层加以保护、加快小井眼钻井速度、减少井下事故复杂、防止小井眼钻井和小井眼修井作业过程中地井漏和井喷,并得到有效地控制是摆在我们眼前地迫切任务,这就是要发展小井眼欠平衡钻井和小井眼欠平衡修井工艺技术.
一、两口小井眼地欠平衡实行
<一)、西G47-2井:
西G47-2井是大港油区北大港断裂构造带六间房断鼻太2断块地一口生产定向井,设计斜深为2247m完钻层位为奥陶系,由渤海钻探工程公司大港第二钻井公司70025队承钻.大港油田公司油田评价部为了评价奥陶系地含油气地面积及储量,力争能在本井获得油气发现,要求本井三开小井眼近平衡鉆进采用欠平衡旋转控制头和液相欠平衡钻井工艺,控制井下异常和复杂地发生.
该井状况:
地理位置:
天津市大港油田井下公司西北50M
构造位置:
北大港断裂构造带六间房断鼻太2断块
井别:
生产井
井型:
定向井
设计井深:
斜深2247m
目地层:
明化镇、东营、奥陶系潜山
钻井目地:
评价太2断块明化、馆陶、东营组及奥陶系地油层.
完钻层位及原则:
打开奥陶系风化壳10M完钻
完井方法:
裸眼完井<装采油树自接下油管ф73mm).
井身结构:
<设计)
ф339.7mm导管×20m+ф311.1mm×502m(ф244.5mm×500m>+ф215.9mm×2039m<ф139.7mm×2035m>
井身结构:
<实际)
ф339.7mm导管×20m+ф311.1mm×502m(ф244.5mm×500.6m>ф215.9mm×2117m<ф139.7mm×2114.85m)+ф120.7mm×2247m+ф73mm(油管>×2242m
欠平衡井口防喷器组合<自下而上):
ф139.7mm套管头+四通+2FZ35-35+FH35-35+7100EP型旋转防喷器
钻井液类型及性能:
类型:
聚合物钻井液+清水体系
井段:
2117-2195m
配方:
基浆+0.3-0.5%KPAM+0.8-1.2%PAC-HV+1.5-2%Zn2(OH>2CO3+0.3%缓蚀剂+1-2%低荧光水基润滑剂+2%腐钾+2%荧光磺化沥青+NaOH
密度:
1.10-1.15g/cm3马氏粘度:
35-45PH:
9.5-12
井段:
2195-2247M为清水钻井液体系
密度:
1.02g/cm3马氏粘度:
28sPH:
9.5-12
三开泥浆用量:
本井为小井眼井筒容积30m3,钻井液用量225m3.
钻井液储备:
密度1.35g/m3、体积60m3.
欠平衡钻井钻具结构:
∮120.65mm(GYD517>钻头×0.2m+∮105mm浮阀×0.36m+105mm旁通阀×0.4m+∮89mm钻铤×109m+2A11/210×0.25m+∮73mm(18°>钻杆×若干+211/410×0.44m+∮127mm钻杆×9.53m+顶驱
欠平衡钻井过程及钻进参数:
钻进参数:
钻压:
30~50KN
转速:
顶驱
排量:
12-15L/S
泵压:
16-20MPa
总结与分析:
时效分析:
<钻头见下表)
钻头编号
4
5
6
型号
YA537
YA537
YC517
使用时间
2月21日-
2月24日
2月24日-
2月29日
2月29日-
3月2日
地层
中生界
奥陶系
奥陶系
岩性
碳质泥岩
砂岩泥岩、白云
岩灰岩、白云岩
下入新度
100%
100%
100%
该井下入∮120.7mm(YA537>钻头2只,
∮120.7mm(YC517>钻头1只.
钻井井段2117-2247.04M,进尺130.04M.
纯钻:
93.5小时.
机械钻速1.39M/小时.
旋转控制头于2008年2月15日到井,2月16日安装、2月19日试压、2月21日5:
00三开、3月1日1:
30完钻,井深2247M.该井2117—2195M井段选用近平衡聚合物泥浆体系钻井技术,实钻中控制钻井液失水量,有效地预防中生界碳质泥岩水化降强带来地井壁失稳问题,钻井进尺78M.进入奥陶系前为了防止灰岩和风化壳地井漏问题,从2195-2247.07M改为清水钻井液体系欠平衡钻井技术.2月28日钻进到2228.93M时,用1.07g/cm3地泥浆圧井先漏后溢流于16:
40成功点火,火焰高0.2-2m呈淡蓝色.直到打完设计井深都有断续地漏和溢流.总计漏失量400m3溢流量186m3,溢流都是地层水和天然气;该井在该目地地实行欠平衡钻井,使得该地区在潜山有了较好地显示,达到了预期地目地.
HOMCO826测卡仪是由地面设备和井下仪器组成;
地面设备包括:
单芯电缆绞车<直径8毫M)、地面仪器接收器、井口工具、<钻杆旋转工具、防喷盒、天地滑轮)等组成;
井下仪器包括:
电缆头、磁性定位器、加重杆、伸缩杆、震荡器、上弹簧矛、传感器、下弹簧矛等组成<如图1);
二、测卡原理及HOMCO826测卡仪地应用
测卡地原理是通过测卡仪中地传感器和震荡器测量管柱分子结构变化,也就是说给管柱在施加地外力<拉伸、压缩、扭转)不超过弹性极限时,其材料地变形也是弹性地,一旦外力消除,材料地变形也消除,管柱也就将恢复到原来状况,因此测卡仪测卡点地原理也就是建立在此基础上地;
HOMCO826测卡仪井下仪器上有两个弹簧矛<上弹簧矛和下弹簧矛),该仪器通过电缆下入被测管柱内,当管柱在没有外力地作用下处于静止状态时,上下弹簧矛之间也没有相对位移,此时地面仪器就接受不到来自井下地信号,表盘指针静止不动,指针指向刻度盘为由传感器和震荡器传递地30千周信号地位置上;当给管柱施加外力<拉压力、扭转力)时,管柱地自身就会抵抗施加地外力,这样管柱在抵抗外力地同时自身就会产生相应地弹性变形,管柱地变形也同时传递到测卡仪井下仪器上下两个弹簧矛上,因为上下两个弹簧矛之间有传感器和震荡器而且存在一段距离,所以上下两弹簧矛所接受到地管柱变形地信号就存在微小差异,通过传感器和震荡器传递到地面仪器,地面仪器将接受到地信号经过处理后反映在表盘上,此时表盘指针就会转动一个角度,这就反映出该弹簧处以上管柱没有被卡;释放外力让管柱恢复原状,再继续往深下放仪器对管柱测卡,当给管柱施加外力后,地面表盘指针没有反应时,则说明管柱卡点在测卡仪器上部;上提仪器继续重复上述操作对管柱测卡;
如何知道卡点地准确位置呢?
我们知道管柱在不超过材料屈服强度地外力作用下会产生弹性变形,外力解除后,弹性变形也就随之消除;在管柱地弹性变形中,离卡点越远地点,弹性变形越大,这就给我们提供了通过测卡点得到地表盘读数,确定卡点地准确位置;首先了解被卡钻具地结构组合,下仪器到被测管柱内确定一个深度位置,对管柱上提施加上提力和扭拒,然后测第一点测得一个读数;因为管柱变形是在弹性范围内,所以该变形遵循虎克定律,管柱地弹性伸长量遵循:
a=(F×L>/(E×A>
其中:
a――测卡点地变形量
F――管柱地上提力
L――管柱上提力点到测卡点地距离
E――管柱材料地弹性模量
A――管柱横截面面积
因为管柱地上提力F和管柱材料地弹性模量E是已知地,在认定被测卡点地管柱段内外经相同时,此段管柱地横截面面积A也就是已知地,这样被测卡点地这段管柱地测卡距离L就与该测卡点地变形a是一种线性关系,
即a=(常数>×L
当测得第一个卡点后,就可算出被测地这段管柱段离测卡点上下地距离有多长,然后下仪器到该管柱段下端位置点测变形,测得表盘指针偏移读数大于30千周,则卡点还在测卡点下部管柱上,若测得表盘指针不动读数为30千周,则卡点一定在该段管柱上,按a=(常数>×L公式,设定a=0<表盘指针指向30千周),就可算地第一测卡点离卡点地拒离L;
测得地卡点在表盘读数越接近30千周时,就越接近卡钻管柱地卡点位置;在测卡时需要了解该井地井型、泥浆地性能等,以此来确定下入被测管柱内测卡仪井下仪器时地配置,是否接加重杆?
加几节?
只有了解了此项参数,才能顺利将仪器送入井内要求地位置,否则仪器是无法下入预定地位置地;
三、测卡仪地应用实例
<实例1)、钻杆卡钻事故地处理:
1、参数井号:
××66井
井型:
直井
井身结构:
Ø339.7表层×157.8m+Ø244.5技套
×1562.55m+Ø215.9生产×1750m
被卡钻具结构:
Ø215.9三牙轮钻头+430/410×0.44m接头+Ø177.8钻铤×78.97m+Ø127钻杆
卡钻泥浆性能:
密度ρ=1.52g/cm³
粘度η=80s
失水量L=4ml
泥饼厚度0.5mm
含砂量0.2%
PH=9
2、卡钻经过:
05年2月18日因为该井井漏,准备下技套,18时30分起钻至第83柱第2根时遇卡后停止起钻,多次下放悬重降至零,上提1500千牛后,活动无效,该钻柱卡死.
3、卡钻原因分析:
经分析判断为井壁不稳定,有掉块造成掉块卡钻;
4、测卡前地处理情况:
2月21日泡解卡剂,使用7寸地面震击器震击后无效,2月25日替出浸泡地解卡剂后用卤水循环两周后仍然无法解卡;2月26日决定实行测卡后爆炸松扣作业.
5、测卡记录:
测卡技术人员进行了三次测卡点,测得如下数据:
序号
1
2
3
井深 1503 1705 1715 上提悬重 450 450 450 正转圈数 3 3 3 测卡读数<千周) 30――100 30――60 30不动 返回圈数 3 3 3 测卡读数<千周) 100――30 60――30 30未动 情况说明 钻具未卡 钻具卡点附近 钻具已卡死 6、实行解卡: 测得卡点为1710M处,在1705M处实行爆炸松扣后,起出上部钻具,下震击器震击无效后,下套铣管套铣后解卡,成功处理完该井事故. <实例2)、爆炸切割钻具 1、参数井号: ××834-94井 井型: <五段制)定向井 井身结构: Ø139.7×2720m+Ø120.65×3233.51m 被卡钻具结构: Ø120.65单牙轮钻头+230/210接头+105止回阀+Ø73无磁钻铤+Ø78.6加重钻杆+Ø73钻杆 卡钻泥浆性能: 密度ρ=1.28g/cm³ 粘度η=52s 失水量L=3ml 泥饼厚度0.5mm 含砂量0.2% PH=9 2、卡钻经过: 06年3月1日完钻后循环洗井,3月2日早5时40分起钻完,至13时5分电测遇阻,遇阻深度2938M,然后实行通井作业,至22时5分下钻至3233.51M,中途无明显遇阻,停止下钻后循环洗井,在配润滑泥浆活动钻具时遇卡,上提1150千牛无效,钻具卡死; 5、测卡记录: 测卡技术人员进行了三次测卡点,测得如下数据: 序号 1 2 3 井深 2580 2750 2793 上提悬重 350 360 360 正转圈数 7 9 9 测卡读数<千周) 20――100 20――80 20――60 返回圈数 7 9 9 测卡读数<千周) 100――20 80――20 60――20 情况说明 钻具未卡 钻具未卡 接近卡点 6、实行下步措施: 因为该井是五段制定向井,井眼变化率大,裸眼轨迹不理想,若加反扭拒容易造成上部钻具脱扣,无法进行爆炸松扣作业,研究决定实行钻杆切割;按照测卡点地位置,在卡点以上进行了爆炸切割,成功起出上部2793M地钻具. <实例3)、钻具在水平井卡钻事故地处理: 1、参数井号: ××1井 井型: 水平井 被卡钻具结构: 6寸PDC钻头+井下马达+3寸半钻杆×37根+震击器×9.2m+3寸半加重钻杆×18根+加速器×3.3m+3寸半加重钻杆×3根+3寸半钻杆×65根+短钻杆7.3m 卡钻泥浆性能: 密度ρ=1.1g/cm³ 粘度η=80s 失水量L=2ml 泥饼厚度0.5mm 含砂量0.2% PH=9 2、卡钻经过: 06年3月10日测斜后准备起钻,上提钻具过程中遇阻,悬重430千牛至600千牛,下放遇阻,泵压由12兆帕升至18兆帕,停泵后泵压没回,悬重降至80千牛,钻具已卡死. 3、卡钻原因分析: 该井井斜角过大,上部底层坍塌,造成埋钻; 4、测卡记录: 测卡技术人员进行了三次测卡点,测得如下数据: 序号 1 2 3 井深 1104 1152 1164 上提悬重 400<含游车) 400<含游车) 400<含游车) 正转圈数 3 3 3 测卡读数<千周) 30――100 30――80 30――60 返回圈数 3 3 3 测卡读数<千周) 100――30 80――30 60――30 情况说明 钻具未卡 钻具未卡 接近卡点 5、实行下步措施: 因为该井是水平井,测得钻具卡点在1164M附近,决定在1164M处实行爆炸松扣,成功起出上部钻具.因为该井井斜大,倒扣和套铣风险大,故实行打水泥塞后侧钻. 四、小结 通过上述三口井地实列,说明了测卡仪在处理井下卡钻事故作业工程中,涉及地范围广,如7寸套管测卡,3寸半、2寸7油管测卡,5寸、3寸半、2寸7钻杆测卡等,它为套管、油管地切割,钻杆地松扣提供了准确地技术数据资料,在处理井下卡钻事故等疑难问题时大大节省了人力、物力和财力. 在应用测卡仪测卡点时,需要根据被测钻具地钻具组合、井身结构、泥浆性能、井型及卡钻类型作出相应对策,以最少地测卡次数获取最准确地卡点位置,为后续施工作业提供了准确地数据资料依据. 作者: 常青忠,1959年11月出生,高级工程师,82年8月毕业于西南石油学院石油机械系
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