塔河油田膨脹管側(cè)鉆水平井技術(shù)的應(yīng)用*

武琳娜,陳 亮,梅博文,胡新興,陸忠梅,南 鑫

(1.中石油西部鉆探工程公司鉆井工程技術(shù)研究院,新疆克拉瑪依 834000; 2.中國(guó)石油物資公司,北京 100029)

塔河油田膨脹管側(cè)鉆水平井技術(shù)的應(yīng)用*

武琳娜1,陳 亮1,梅博文2,胡新興1,陸忠梅1,南 鑫1

(1.中石油西部鉆探工程公司鉆井工程技術(shù)研究院,新疆克拉瑪依 834000; 2.中國(guó)石油物資公司,北京 100029)

塔河油田φ177.8 mm套管開窗側(cè)鉆時(shí),需滿足地質(zhì)避水要求,面臨鉆遇易漏及易坍塌泥巖地層的難題,要實(shí)現(xiàn)側(cè)鉆井眼的長(zhǎng)久穩(wěn)定,采用下膨脹管封隔不穩(wěn)定地層兩開次鉆進(jìn)技術(shù)是行之有效的方案。詳細(xì)介紹了塔河油田12區(qū)部署的利用膨脹管技術(shù)封隔復(fù)雜地層的側(cè)鉆水平井TH12115CH的施工情況,并與前期的3口膨脹管試驗(yàn)側(cè)鉆水平井結(jié)果進(jìn)行對(duì)比分析,總結(jié)了該項(xiàng)技術(shù)存在的問題,并從套管開窗、定向擴(kuò)眼、鉆頭優(yōu)選、螺桿鉆具優(yōu)選、水力參數(shù)優(yōu)化及膨脹管固井等配套工藝技術(shù)方面,提出了解決問題思路,為后期降低該項(xiàng)技術(shù)推廣應(yīng)用成本積累經(jīng)驗(yàn)。

側(cè)鉆水平井;定向擴(kuò)眼;膨脹管固井;方案優(yōu)化;降低成本;塔河油田

0 引 言

塔河油田碳酸鹽巖油藏埋藏深度在5 500～5 700 m,以碳酸鹽巖油藏為鉆探目的的直井主要有三級(jí)和四級(jí)井身結(jié)構(gòu)(如圖1),φ177.8 mm油層套管下至儲(chǔ)層頂部,套管鞋距產(chǎn)層50～80 m,采用φ149.2 mm井眼,裸眼完井[1]。

圖1 直井井身結(jié)構(gòu)

隨著油田開發(fā)的不斷深入,φ177.8 mm套管開窗側(cè)鉆井90%以上都有地質(zhì)避水要求,側(cè)鉆軌跡將穿行石炭系巴楚組和奧陶系桑塔木組泥巖地層,受鉆井液浸泡易發(fā)生坍塌掉塊,鉆井和完井過程阻卡嚴(yán)重,鉆井、完井管柱無法到位;同一井眼揭示石炭系與奧陶系兩套不同壓力系數(shù)的地層,鉆井液密度難以平衡,易發(fā)生井漏等復(fù)雜情況,造成后續(xù)施工困難的難題[2]。同時(shí)受側(cè)鉆井眼尺寸的限制,下入φ127 mm無接箍套管封隔泥巖段后,留給采油及修完井措施作業(yè)的手段有限。根據(jù)塔河油田φ177.8 mm套管開窗側(cè)鉆面臨的難題,要實(shí)現(xiàn)側(cè)鉆井眼的長(zhǎng)久穩(wěn)定,經(jīng)過反復(fù)論證,提出采用下膨脹管封隔泥巖,兩開次鉆進(jìn)技術(shù)解決這一問題,φ177.8 mm套管內(nèi)進(jìn)行開窗側(cè)鉆后,采用擴(kuò)眼鉆頭定向鉆至奧陶系頂部不穩(wěn)定泥巖段以下,要求井眼尺寸擴(kuò)至 φ165 mm以上,下入φ140 mm×8 mm膨脹管封隔石炭系及奧陶系上部泥巖段,膨脹管膨脹后通徑達(dá)φ131 mm以上,下入非常規(guī)直徑φ130 mm鉆頭繼續(xù)鉆進(jìn)。

為了驗(yàn)證利用膨脹管封隔不穩(wěn)定地層技術(shù)方案的可行性,在塔河油田部署3口側(cè)鉆水平井進(jìn)行試驗(yàn),均存在周期長(zhǎng)、復(fù)雜多、成本高等問題,嚴(yán)重制約了該項(xiàng)技術(shù)的推廣應(yīng)用。今年在分析總結(jié)前3口試驗(yàn)井的施工情況的基礎(chǔ)上,對(duì)方案配套工藝技術(shù)進(jìn)行優(yōu)化,部署實(shí)施了TH12115CH側(cè)鉆水平井。

1 試驗(yàn)階段存在的突出問題

(1)φ177.8 mm套管開窗采用段銑和斜向器方式,均能滿足后續(xù)施工環(huán)節(jié)工具反復(fù)過窗口的要求,但還需從縮短周期減少?gòu)?fù)雜方面優(yōu)選更可靠地開窗方式。

(2)隨鉆擴(kuò)眼后均采用鉆后擴(kuò)眼工藝進(jìn)行全程擴(kuò)眼,以達(dá)到下膨脹管的井徑要求,但鉆后擴(kuò)眼過程中扭矩大,同時(shí)由于受力不均,出現(xiàn)刀翼斷落井下,增加了后期膨脹管安全施工風(fēng)險(xiǎn)。

(3)進(jìn)口CSDR5211鉆頭雖能滿足定向擴(kuò)眼鉆進(jìn)的要求,但擴(kuò)眼效果一般,且鉆頭昂貴成本高,還需優(yōu)選效果相當(dāng)價(jià)格較低的擴(kuò)眼鉆頭。

(4)對(duì)與進(jìn)口雙心隨鉆擴(kuò)眼鉆頭匹配的螺桿鉆具輸出功率及扭矩要求較高,使用的進(jìn)口螺桿存在費(fèi)用昂貴的問題。

(5)原直井井身結(jié)構(gòu)限制、現(xiàn)場(chǎng)設(shè)備承壓能力低,嚴(yán)重制約了側(cè)鉆小井眼鉆進(jìn)過程中的水力能量。

(6)前3口試驗(yàn)井中分別出現(xiàn)過膨脹管上移、膨脹錐脫扣以及膨脹管公扣處變形等嚴(yán)重影響工期的復(fù)雜情況,需優(yōu)選更加可靠地膨脹管技術(shù)服務(wù)。

2 方案優(yōu)化

(1)開窗方式優(yōu)選 前期試驗(yàn)的3口膨脹管側(cè)鉆水平井,其中有2口井采用段銑開窗方式,其中TK6-463發(fā)生了段銑器斷裂事故,打撈段銑器及開窗整個(gè)過程耗時(shí)27 d。T816KCH2井開窗后打水泥塞,出現(xiàn)水泥塞下行座封不住的情況,整個(gè)開窗過程耗時(shí)23 d。TK7-640CH采用斜向器開窗方式,窗口能滿足后續(xù)擴(kuò)眼作業(yè)、下膨脹管、膨脹管膨脹作業(yè)的要求,相比段銑開窗方式工期明顯縮短,如表1。

表1 3口試驗(yàn)井套管開窗情況

因此,優(yōu)選采用斜向器開窗方式,同時(shí)需優(yōu)選性能可靠的斜向器,可試驗(yàn)采用一趟鉆斜向器,塔河油田常規(guī)采用斜向器開窗工藝耗時(shí)5 d,如表2所列。

表2 開窗工具計(jì)劃

(2)擴(kuò)眼方式及工具優(yōu)選 從前期3口試驗(yàn)井的施工情況可知,鉆后擴(kuò)眼趟數(shù)多、周期長(zhǎng)、風(fēng)險(xiǎn)大。筆者推薦采用隨鉆擴(kuò)眼方式。經(jīng)過調(diào)研,選擇使用進(jìn)口的5-7/8″×6-3/4″×4-3/4″PSDFX5311S-A1型隨鉆擴(kuò)眼鉆頭。相較于前期使用的5-3/4″×6-1/2″×4-3/4″CSDR5211S型隨鉆擴(kuò)眼鉆頭,改進(jìn)如下:

①擴(kuò)眼尺寸由6-1/2″增大至6-3/4″(171mm),更有利于φ140 mm膨脹套管下到位。

②鉆頭通徑為5-7/8″,領(lǐng)眼鉆頭直徑仍為4-3/ 4″,該鉆頭為最新PSD系列 (Performance Shoe Driller),三個(gè)主擴(kuò)眼刀翼其穩(wěn)定性較原來更好。

③ PDC齒為新一代抗沖擊齒 FX(DuraForce XD)系列,大大提高鉆頭使用壽命。

同時(shí)可選擇適當(dāng)?shù)木卧囼?yàn)國(guó)產(chǎn)5-3/4″×6-1/ 2″×4-3/4″CK306B鉆頭,該鉆頭主擴(kuò)眼部分改進(jìn)了水眼位置、預(yù)擴(kuò)眼部分改進(jìn)為6刀翼結(jié)構(gòu)。國(guó)產(chǎn)擴(kuò)眼鉆頭試驗(yàn)為后期降低隨鉆擴(kuò)眼成本累積經(jīng)驗(yàn)。

雙心隨鉆擴(kuò)孔鉆頭在井斜角10°內(nèi)不好控制,開窗后需采用φ149.2 mm牙輪鉆頭側(cè)鉆25～30 m,井斜要求達(dá)12°～14°。

(3)螺桿優(yōu)選 由于定向隨鉆擴(kuò)眼作業(yè)過程中,鉆頭本身存大較大的振動(dòng),要確保實(shí)現(xiàn)擴(kuò)眼效果,要求配套的螺桿鉆具轉(zhuǎn)速不小于180～185 r/min,扭矩不小于2 900 N·m。定向隨鉆擴(kuò)眼段選擇使用美國(guó)PAISANO公司的475K4570-UK114型可調(diào)式單彎螺桿鉆具,螺桿角度范圍為0°～3°,尺寸120 mm。同時(shí)備用北石的螺桿在適當(dāng)?shù)木卧囼?yàn),為后期降低定向費(fèi)用累積經(jīng)驗(yàn)。

(4)鉆具組合優(yōu)選 前期試驗(yàn)的3口側(cè)鉆井原直井均為三級(jí)井身結(jié)構(gòu),φ177.8 mm套管通天,φ149.2 mm井眼均使用φ88.9 mm鉆桿,由于鉆井循環(huán)系統(tǒng)承壓能力的限制(不高于22 MPa),在排量10 L/s時(shí),泵壓已經(jīng)達(dá)到21～22 MPa,在此排量下,螺桿的轉(zhuǎn)速只有130 r/min左右(要求轉(zhuǎn)速達(dá)180～185 r/ min),不能充分發(fā)揮螺桿的最佳性能。

對(duì)于原直井為三級(jí)井身結(jié)構(gòu)φ177.8 mm套管通天的側(cè)鉆井,筆者推薦使用φ101.6 mm鉆具組合。φ88.9 mm與φ101.6 mm兩種鉆具組合的水力參數(shù)計(jì)算對(duì)比如表3。在相同排量11 L/s下,φ101.6 mm鉆具組合泵壓約下降5 MPa,環(huán)空返速明顯提高。

表3 水力參數(shù)設(shè)計(jì)表

對(duì)于原直井為四級(jí)井深結(jié)構(gòu)的側(cè)鉆井,推薦使用φ127 mm+φ88.9 mm鉆具組合。

(5)膨脹管優(yōu)選 鑒于前期3口試驗(yàn)井在膨脹管施工過程中,分別出現(xiàn)過膨脹管上移、膨脹錐脫扣以及膨脹管公扣處變形等復(fù)雜情況,經(jīng)過調(diào)研,推薦使用中石油北京鉆井院的膨脹管,膨脹管技術(shù)指標(biāo)如表4所列。膨脹管封固泥巖技術(shù)實(shí)施工藝流程如圖2。

表4 膨脹管技術(shù)指標(biāo)

圖2 實(shí)施工藝流程圖

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

(1)TH12115CH井基本情況 TH12115CH井是今年部署實(shí)施利用膨脹管封隔泥巖開發(fā)奧陶系剩余油的一口側(cè)鉆水平井,由西部鉆探工程公司鉆井工程技術(shù)研究院負(fù)責(zé)實(shí)施。該井采用斜向器開窗方式,側(cè)鉆點(diǎn)井深5 620 m,一開采用隨鉆擴(kuò)眼方式定向鉆進(jìn),井徑由φ149 mm隨鉆擴(kuò)至φ168 mm以上,下入φ140×8 mm膨脹管固井封隔石炭系泥巖地層,創(chuàng)造了國(guó)內(nèi)同類膨脹管施工的兩項(xiàng)記錄,一是最大井斜記錄(63.10°)二是井深最深記錄(5 965.86 m)。二開采用φ130 mm鉆頭鉆進(jìn),完鉆井深6 027.42 m,垂深5 897.76 m,井斜76°,鉆井液密度1.17 g/cm3。

(2)前期井眼準(zhǔn)備 一開采用隨鉆擴(kuò)眼,井段5 620～5 965.86 m經(jīng)電測(cè)井徑確認(rèn)平均井眼尺寸為φ178.82 mm,滿足井徑達(dá)φ165 mm以上的要求。膨脹管下入前,采用模擬膨脹管通井規(guī)(上端外徑φ140 mm,長(zhǎng)度9 m;下端外徑φ148 mm,長(zhǎng)度0.5 m)通井,投入φ88.9 mm固井測(cè)試膠塞,進(jìn)行膠塞試壓,頂替碰壓后,對(duì)鉆桿及膠塞試壓35 MPa,驗(yàn)證固井膠塞的可靠性。圖3為碰壓試驗(yàn)后的測(cè)試膠塞。

圖3 起出后的測(cè)試膠塞

(3)膨脹管現(xiàn)場(chǎng)施工 5月23日00:00,開始下入膨脹套管,依次連接固井附件、膨脹管發(fā)射器、膨脹套管、膨脹懸掛器和喇叭口,至07:00共下入膨脹套管43根+喇叭口1個(gè),共計(jì)398.247 m。

8:00開始下油管42根,10:30與膨脹錐對(duì)扣成功,膨脹管懸重9 T,11:30連接下入φ88.9 mm鉆桿。5月24日1:30,膨脹管下至窗口(5 620 m),懸重111T。5:00下至井底,懸重116.8 T。浮鞋深度5 961.84 m,碰壓座位置5 961.312 m。

5月24日10:10固井前大排量循環(huán)洗井75 min,11:25停泵,開始固井。11:30開始注入沖洗液6 m3(密度1.05 g/cm3)、隔離液6 m3(密度1.47 g/ cm3),注灰4 m3(密度1.88 g/cm3)。13:10投固井膠塞,壓膠塞液1.5 m3,13:20開始替泥漿,替漿21.2 m3,排量0.4 m3/min,替壓0-2-4-6-8 MPa,14:26碰壓10 MPa,升壓至15 MPa穩(wěn)壓1 min后,繼續(xù)憋壓,進(jìn)入下一步膨脹管打壓膨脹作業(yè)。14:30固井作業(yè)后,開始膨脹作業(yè)至17:17膨脹作業(yè)結(jié)束,共提出鉆桿14柱391 m,膨脹膨脹螺紋43對(duì),正常膨脹壓力18～22 MPa,上提懸重107～118 T,最大膨脹壓力24 MPa,最大上提懸重120 T。每柱膨脹完成后敞壓正常。探頂,膨脹管上點(diǎn)深度5 575 m,膨脹管縮短率2.86%。

(4)后續(xù)配套施工 5月27日22:00,探到膨脹套管內(nèi)水泥塞面5 953 m。23:00試壓20 MPa穩(wěn)壓30 min合格。5月28日測(cè)井,電測(cè)固井質(zhì)量?jī)?yōu)質(zhì),測(cè)井顯示膨脹管無異常,內(nèi)徑最大為φ135 mm,最小為φ133 mm。5月29日開始下鉆鉆穿浮箍和水泥塞,鉆柱結(jié)構(gòu)為:φ130 mm高效磨鞋+φ95 mm直螺桿鉆具+變扣+φ88.9 mm特殊鉆桿+φ88.9 mm加重鉆桿+ φ88.9mm鉆桿+變扣+φ127 mm鉆桿(G105,非標(biāo))。

二開采用φ130 mmPDC鉆頭鉆進(jìn),膨脹管固井后,通徑只有131 mm,下部鉆進(jìn)時(shí)與φ130 mm的鉆頭配合的常規(guī)鉆具只能選用φ60.32 mm或φ73.02 mm鉆桿(常規(guī)φ88.9 mm斜坡鉆桿接箍外徑為120 mm,與膨脹管間隙只有5.5 mm,風(fēng)險(xiǎn)較大),本井采用了特制接箍外徑為108 mm的非常規(guī)φ88.9 mm鉆桿,減緩小井眼深井中水力參數(shù)矛盾,優(yōu)化水力參數(shù)。φ130 mm井眼內(nèi)常規(guī)350型MWD儀器配套的無磁鉆鋌外徑達(dá)到φ120 mm,單邊間隙過小,泵壓太高,無法滿足儀器正常使用要求,施工采用的是美國(guó)Boreview公司4-1/8″MWD(175°)系統(tǒng)。

6月16日11:10鉆至井深6027.42 m,鉆遇裂縫產(chǎn)層,18:30接甲方通知提前完鉆,進(jìn)行試油作業(yè),滿足地質(zhì)避水要求前提下,實(shí)現(xiàn)開采老井剩余油目的。

4 結(jié)論及建議

(1)應(yīng)用膨脹管封隔泥巖地層的側(cè)鉆井應(yīng)進(jìn)行成本分析,總費(fèi)用小于直井成本的70%。

(2)應(yīng)用膨脹管封隔泥巖地層的側(cè)鉆井隨鉆擴(kuò)孔井段地層須不含石英砂巖或礫巖,一開隨鉆擴(kuò)孔井段小于400 m,側(cè)鉆總進(jìn)尺小于700 m。

(3)TH12115CH井的成功實(shí)施,膨脹管作為深層側(cè)鉆水平井中技術(shù)套管使用,創(chuàng)造了國(guó)產(chǎn) φ140 mm膨脹套管單次作業(yè)最深5 965.86 m和井斜最大63.10°兩項(xiàng)紀(jì)錄。

(4)TH12115CH井的成功實(shí)施,為深井鉆井過程中封堵易漏及易塌地層提供了新的技術(shù)手段,為解決復(fù)雜鉆井工程難題提供有效技術(shù)保障,成本優(yōu)化后的膨脹管封堵技術(shù)方案具有廣闊的應(yīng)用前景。

[1] 郝和伢,周 偉,雷新超.塔河油田φ177.8 mm套管開窗側(cè)鉆井技術(shù)難題與對(duì)策探討[J].海洋石油,2012,32(2):90-94.

[2] 周 偉,耿云鵬,石媛媛.塔河油田超深井側(cè)鉆工藝探討[J].鉆采工藝,2010,33(4): 108-111.

Application of Expandable Casing Drilling Technology for Sidetrack Horizontal Well in Tahe Oilfield

WU Lin-na1,CHEN Liang1,MEI Bo-wen2,HU Xin-xing1,LU Zhong-mei1,NAN Xin1
(1.Drilling Research Institute of CNPC Western Drilling Engineering Co.,Ltd,Karamay Xinjiang 834000,China; 2.China Petroleum Materials Corporation,Beijing 100029,China)

When the φ177.8mm casing in Tahe oilfield is in the process of casing milling sidetracking,it should meet the requirement of geological water avoidance;and in order to achieve permanent stability of the lateral drilling when there are problems such as leakiness and collapsible mudstone formation,the expandable casing to block the complex layer drilling technology is a effective solution.The application of the technology in well TH12115CH in 2013 is introduced in detail in this paper,

and problems of the technology are summarized after comparing with 3 pilot wells constructed in 2012.Finally the solutions are presented from the aspects of the casing window,the directional reaming,bit type,mud motor,hydraulic parameters optimization and expandable casing cementing technology and other supporting technology,thus to accumulate experience for reducing the cost of the technology.

sidetrack horizontal well;directional reaming;expandable casing cementing;optimization;cost reduction;Tahe oilfield

TE22

A

1007-4414(2015)05-0138-04

10.16576/j.cnki.1007-4414.2015.05.048

2015-08-11

武琳娜(1985-),女,湖北人,工程師,主要從事鉆井工程方案及設(shè)計(jì)方面的工作。