南海东部大位移井固井技术浅析

2011-04-14 03:35长江大学石油工程学院湖北荆州434023中海油服油田化学研究院固井工艺研究所北京101149
长江大学学报(自科版) 2011年19期
关键词:隔离液岩屑排量

赵 琥 (长江大学石油工程学院,湖北 荆州434023)中海油服油田化学研究院固井工艺研究所,北京101149

传统意义上的大位移井 (Extended Reach Drilling,ERD)一般是指井的水平位移与垂直位移之比等于或大于2的定向井,然而这种定义不能完全的概括不同类型的大位移井或其相关复杂的井。目前国际上对大位移井的分类主要有2类:①非常浅的ERD。非常浅的ERD的特点是垂深比较浅,地层胶结不好,井底循环当量比重 (ECD)有限,粘滞力和拖拽力过大。在南海东部地区,流花油田比较典型,平均TVD800~1000m,井眼易漏失、ECD不好控制,下入套管困难。②非常长的ERD。非常长的ERD的特点是井眼比较长、井眼轨迹比较复杂,此类井需克服井下摩阻、井底压力和地层应力等困难,此类井受钻机能力限制的影响。在南海东部地区,西江油田比较典型,ERD井深达到8800~9000m。固井质量的好坏直接影响到油田的生产,特别是投资巨大的大位移井固井,如果没有好的固井质量,油井产能将很快的衰减,将直接影响到投资效益。对于大位移井固井来说面临的主要困难有以下几个方面:井眼清洁很困难、套管下入困难、套管居中困难、ECD限制顶替排量、粘稠泥浆难以驱替、井底温度不易掌握、套管胶塞失效等。下面,笔者就南海东部地区大位移固井的关键技术措施进行了归纳和总结。

1 井眼清洁

井眼清洁对大位移固井来说至关重要,良好的井眼清洁能为固井提供一个有利的环境,岩屑床的形成将直接影响到固井的胶结质量。根据井眼的倾斜角度和岩屑的运移轨迹可以分析出大位移井岩屑床容易形成的原因。对于直井到30°角的斜井,携带岩屑主要需克服岩屑自身的重力,容易通过调节钻井液的粘度和循环排量,提高岩屑的下滑阻力,从而把岩屑带至地面30~65°井段,岩屑下落至低边时,受重力的影响,岩屑会自然向下滑动,通过钻杆的旋转扰动和提高排量,能使岩屑重新进入钻井液过流区,从而不断的把岩屑携带至地面[1]。65~90°井段则完全不同,一旦岩屑下落至低边,携带岩屑必须克服岩屑的滑动阻力。在大位移井中由于大斜度井段比较长,井眼环空和钻具组合尺寸的影响,岩屑随着尺寸的变化,导致钻井液的端面流速不尽相同,从而容易形成岩屑床,大斜度井段一旦形成岩屑床,仅仅通过调节泥浆性能,无法实现低边岩屑的携带。

根据南海东部地区的作业经验,通过钻进过程中的短起或起钻前循环是实现大位移井的井眼清洁的最有效途径之一,只有钻进或倒划眼过程中的循环清洁,才能保证套管能够顺利下入和提高水泥环的胶结质量。钻进过程中的井眼清洁实际上是一个将钻进速度 (ROP)与钻井井眼清洁体系能力相匹配的过程。笔者根据南海的作业经验推荐了一些在钻进过程中非常重要的关于井眼清洁的钻进参数、监测工具及出现井眼清洁问题时的补救措施。

1)关键的井眼清洁参数 ①排量。任何时候尽量开到最大。用6.5inch缸套,最大排量可达1000gpm,在靶点深度可以降到800gpm左右 (受泵压限制)。②转速。钻杆转速150~180rpm为最佳,同时也需考虑钻具振动等因素进行优化。③泥浆性能。泥浆旋转粘度计6转读数值保持在12~14范围内,塑性粘度和低固相比重尽量低 (尽量使用高目数的震动筛和离心分离机),尽量使泥浆比重最小。④钻进速度。在扭矩、摩阻和其他系统参数限制范围内进行优化。

2)井眼清洁的监测 ①钻具摩阻观察。确保每钻一柱记录上提、下放、旋转时的悬重和扭矩,并与上一柱进行对比。如果有大的变化,应在钻台上及时分析解释,做出处理。②钻屑观察。常规震动筛监测。观察岩屑的体积、尺寸和形状,钻进时,震动筛上应该储积较多的岩屑。③参数对比。监测并记录上面列出的关键参数,找出变化趋势。④拟水力学。从理论上模拟出井眼清洁模式,并尽力校正这一模式。

3)井眼清洁补救措施 ①如果上述关键的井眼清洁参数还没有得到优化,调整这些关键参数达到以上要求为止;② 控制钻进速度 (ROP),直到实际的摩阻值回到理论计算曲线;③考虑其他措施,如泵入清扫泥浆 (如加重泥浆或带有堵漏性质的泥浆)、倒划眼或者通井;④停钻,把钻具提离井底,进行循环清洁井眼。

2 套管漂浮接箍

在大位移固井中最常使用到的套管下入技术是漂浮接箍技术,其主要作用原理就是在套管串下端下入一段充满空气的套管,利用空套管自身的浮力,减少套管与井壁之间的摩擦阻力,从而实现套管在水平段的下入。目前常用的套管漂浮接箍,主要有Halliburton和Davis生产的漂浮接箍。

1)Halliburton漂浮接箍 Halliburton漂浮接箍所使用的是 “击穿式”接箍,作用原理就是空套管下入预定井深后,通过加压击穿漂浮接箍的爆破板,从而实现下部空套管的灌浆。

2)Davis漂浮接箍 Davis漂浮接箍所使用的是 “剪切销钉式”接箍,作用原理就是空套管下入预定井深后,通过加压剪断剪切销钉,打开过流阀,实现底部空套管的灌浆。

实际使用过程中对于Halliburton漂浮接箍由于采用的是破裂板,由于破裂板除了压力击破外,受外力撞击同样会导致破裂,因此对于Halliburton漂浮接箍在下入过程中应该特别防止提前击破。另外对于漂浮接箍在下入过程中,由于下段是空套管,必须注意下放套管速度不能过快,预防激动压力压漏地层。

3 扶正器的选择与安装

良好的套管居中能够提高固井质量,但前提是能够顺利下入套管。扶正器的安放数量、安放位置将直接影响到套管能否顺利下入。为保证大位移井套管的顺利下入,必须满足以下条件:①尽可能的优化套管扶正器的加放数量;②如果不要求活动套管,推荐使用半刚性或双弓扶正器,避免使用单弓弹性扶正器;③如果需要活动套管,推荐使用滚轴刚性扶正器;④为增加管鞋的居中和下入顺利,建议浮鞋段采用半刚性扶正器,浮鞋以上第一根套管距离浮鞋5~6m位置加放2个扶正器,增加浮鞋向上的举升力,减少下入过程的阻力,其后第2~3根套管不加放扶正器,以增加套管的挠性[1]。

通过南海大位移的固井,扶正器的加放需要根据实际的井况进行优化和调整,并不是扶正器越少越好下入,扶正器的合理加放不但能够尽可能的保证套管居中,而且还能够减少套管的摩阻,实现套管的顺利下入。表1列举了HZ25-4-4井ERW套管扶正器加放数量。

表1 HZ25-4-4ERW套管扶正器加放数量

4 顶 替

水泥浆的污染是影响大位移套管固井质量的最主要因素之一。为了满足大位移井井眼清洁的要求,大位移钻井所采用的泥浆体系多为油基泥浆体系,要有效顶替此类泥浆十分困难。因此,大位移井要实现良好的顶替就需要综合运移各种手段。

1)排量选择 大位移井固井面临的最大问题就是ECD受限,影响ECD的主要因素包括井眼的长度、环空的清洁程度、排量、泥浆性能、抽吸和激动压力。合理的排量选择能够实现有效的顶替,同时避免ECD过大引起地层漏失。如何实现合理排量,现场通常的做法是首先通过相关的计算机模拟软件根据相关的参数做出合理的排量选择,其次通过钻井过程中排量实验,确认最大顶替排量。

2)清洗液的优选 为了满足油基泥浆的有效驱替,必须优选冲洗液,选用的油基泥浆冲洗液必须对油基钻井液所形成的泥饼具有强力渗透、增溶、乳化悬浮的复合效果,能在短时间内迅速有效地将附着在井壁套管壁上的油浆油膜洗净,使井壁和套管壁从油湿变成水湿状态,以有效地提高固井质量。

3)多级隔离液的使用 由于大位移井井眼比较长,整个顶替过程中冲刷管壁和顶替泥浆的接触时间比较长,隔离液、冲洗液的掺混和污染比较严重,最终隔离液、清洗液抵达目前层时就失去原有的冲洗效果,无法实现目的层的有效冲刷和隔离。对此主要采用多级隔离液组合,能够实现目的层的有效冲洗。

多级隔离液组合:基油+粘稠隔离液+冲洗液+后置隔离液+混合水+低比重水泥浆+尾浆。其中,基油的作业主要用于稀释油基泥浆,为下面的粘稠隔离液创造有利的顶替环境;冲洗液选用油基泥浆冲洗液,有效的冲刷稀释油基泥浆,改变管壁和井壁的亲油环境,为水泥浆胶结创造条件;后置隔离液用于顶替前面易被污染的流体;低比重水泥浆能有效顶替前面的各种流体,为真正需要封固的尾浆提供一个良好的相容环境。

5 组合胶塞合理使用

在实际运用过程中,套管胶塞在大位移固井中破损率比较高,主要原因是由于大位移井眼长,再加上大部分是水平段,因此在顶替过程中,胶塞受管壁摩损的影响,导致破损,从而无法实现水泥浆的有效顶替和正常碰压,而且水泥容易被胶塞顶部的泥浆污染。为保证顶替的顺利,通常的做法是增加胶塞的数量,如采用双顶塞方法。

6 大位移井循环温度的确认

影响井下循环温度的主要因素有液体性能、循环排量、地温梯度、地层岩石的热物性、液体入口的温度、管柱形状与热物性、井眼尺寸、循环时间、井深[2]。结合南海地区的钻井和作业特点,综合分析大位移井影响井底循环温度确认的主要因素有:

1)钻井液性能 大位移钻井为了减少钻具的摩阻多采用油基泥浆,油基泥浆的导热系数比水基泥浆要小,因此油基泥浆散热比较缓慢,在同等循环条件下,采用油基泥浆的井底温度要比水基泥浆的温度偏高[3]。

2)TVD/MD 确定水泥浆升温速率,由于大位移井的水平位移和垂直位移较大,垂相上的地温梯度变化不大。因此在循环过程中,井内流体流过相同或相近温度层位的时间较长,通过循环作用在地层所降低的温度速率相对直井或斜井较慢。

3)循环排量 由于大位移井ECD的限制,循环过程中的循环排量不宜过大,循环降温的效率相对较低。

4)循环时间 大位移井井眼较长,由于海上作业时间和费用的限制,循环时间也不宜太长,井底温度降低的空间也相对有限,无法达到直井或斜井的循环效果。

通常情况下,确定井下循环温度的主要方法有井下实测法、估算法、计算机模拟法3种。井下实测法是确定井下温度的最直接办法,是其他2种方法的基础;在大位移井中通常采用的是参考LWD数据,但受钻头研磨和马达旋转所产生的高温的影响,LWD采集的数据往往偏高。

[1]Mike Mims,Tony Krepp.Drilling Design and Implementation for Extended Reach and Complex Wells [M] .Houston:K&M Technology Group,LLC,Texas,2003.

[2]何世明,徐壁华,何平,等 .水泥浆与泥浆比热的室内研究 [J].西南石油学院学报,2000,22(4):65-69.

[3]何世明,徐璧华,尹成,等 .井下循环温度模型及敏感性分析 [J].西南石油学院学报,2002,24(1):57-60.

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