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    大港油田側(cè)鉆井提速技術(shù)研究與現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

    2015-12-01 06:37:12黃萬(wàn)龍饒開(kāi)波高學(xué)生董超劉立功
    關(guān)鍵詞:大港油田機(jī)械鉆速開(kāi)窗

    黃萬(wàn)龍,饒開(kāi)波,高學(xué)生 董超,劉立功

    (中石油渤海鉆探工程有限公司第一鉆井工程分公司,天津 300280)

    隨著油田開(kāi)發(fā)的不斷深入,由于地質(zhì)及工程原因越來(lái)越多的油水井在經(jīng)過(guò)一定時(shí)期的生產(chǎn)后,在還具備一定產(chǎn)能的情況下無(wú)法繼續(xù)生產(chǎn)。小井眼開(kāi)窗側(cè)鉆技術(shù)的出現(xiàn)及應(yīng)用很好的解決了這個(gè)問(wèn)題,達(dá)到了使“死井復(fù)活”、提高采收率、降低成本的目的[1]。

    小井眼側(cè)鉆技術(shù)經(jīng)過(guò)多年發(fā)展,技術(shù)水平取得了很大進(jìn)步,機(jī)械鉆速較早期有了大幅提高,但由于小井眼側(cè)鉆井自身的特性,可供選擇的鉆頭類型較少,相應(yīng)的輔助工具極其匱乏,使得小井眼鉆井技術(shù)無(wú)法照搬常規(guī)鉆井的模式,嚴(yán)重制約了小井眼側(cè)鉆井提速提效[2]。大港油田平均每年投資約8000萬(wàn)用于實(shí)施30~40口小井眼側(cè)鉆井,截止到2014年11月,共完成側(cè)鉆井435口。為保證油田穩(wěn)產(chǎn),實(shí)現(xiàn)高效開(kāi)發(fā),大港油田將逐年增加小井眼側(cè)鉆施工任務(wù),因此,如何突破“小井眼機(jī)械鉆速低”這一瓶頸,達(dá)到進(jìn)一步縮短鉆井周期及建井周期、降低施工成本,是當(dāng)前亟待解決的重大問(wèn)題[3,4]。下面,筆者針對(duì)大港油田側(cè)鉆井難點(diǎn)分析,通過(guò)鉆頭優(yōu)選和改進(jìn)、鉆井參數(shù)優(yōu)選、鉆具組合優(yōu)選和井眼軌跡控制對(duì)大港油田側(cè)鉆井提速技術(shù)進(jìn)行了研究。

    1 大港油田側(cè)鉆井難點(diǎn)分析

    通過(guò)對(duì)近幾年來(lái)大港油田已鉆側(cè)鉆井鉆井情況分析,總結(jié)出該油田側(cè)鉆井的主要難點(diǎn)如下:

    1)受原井眼影響,開(kāi)窗側(cè)鉆使用的鉆具及工具尺寸較小,循環(huán)壓耗大,施工泵壓高。

    2)由于井眼小,所使用的鉆具剛性低、柔性大,井斜和方位的漂移規(guī)律難以掌握,增加了井眼軌跡控制的難度。

    3)鉆頭可選類型少,可供選擇的空間比較小;適用于側(cè)鉆井的輔助工具少,限制了小井眼機(jī)械鉆速的提高。

    4)套管外水泥膠結(jié)不好或在水泥返高以上,側(cè)鉆出原井眼較困難[5]。

    2 鉆頭優(yōu)選及改進(jìn)

    由于受側(cè)鉆井井眼尺寸的影響,可供選擇的鉆頭類型較少,給鉆頭選型工作帶來(lái)了很大困難。因此,根據(jù)目前大港油田側(cè)鉆井已使用的鉆頭類型進(jìn)行了優(yōu)選:開(kāi)窗后鉆進(jìn)為了盡快使鉆具離開(kāi)老井眼應(yīng)選用側(cè)向切削能力強(qiáng)的鉆頭;增斜井段應(yīng)選用既能滿足井眼軌跡控制又具有良好造斜性能的鉆頭;穩(wěn)斜井段優(yōu)選保徑良好的鉆頭。在該地區(qū)多年側(cè)鉆井經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上,與鉆頭廠家合作對(duì)PDC鉆頭進(jìn)行了改進(jìn)。

    2.1 單牙輪鉆頭的優(yōu)選

    在小井眼開(kāi)窗側(cè)鉆井中應(yīng)用的單牙輪鉆頭主要是以江漢鉆頭廠YC系列及江西宜春飛龍鉆頭廠GYD系列單牙輪鉆頭為主。通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)對(duì)比(見(jiàn)表1)分析,發(fā)現(xiàn)GYD系列單牙輪鉆頭與螺桿匹配較好,在現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際應(yīng)用中機(jī)械鉆速較高,且比較經(jīng)濟(jì),現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用較多。

    表1 單牙輪鉆頭優(yōu)選結(jié)果

    2.2 PDC鉆頭優(yōu)選及改進(jìn)

    針對(duì)明化鎮(zhèn)組、館陶組、東營(yíng)組上部膠結(jié)較松軟的泥巖、砂巖地層優(yōu)選RK3162GJ及RK3192GJ鉆頭,并和鉆頭廠家聯(lián)系,對(duì)鉆井進(jìn)行了改進(jìn):三刀翼、漸開(kāi)式非對(duì)稱螺旋刀翼布齒(見(jiàn)圖1),使鉆頭在具備良好穩(wěn)定性的同時(shí)更有利于排屑;采用?16mm×8mm及?19mm×8mm復(fù)合片,加大地層吃入面;采用進(jìn)口高磨耗比復(fù)合片,使鉆頭更具進(jìn)攻性,且具有較長(zhǎng)的使用壽命;繼續(xù)采用了鋼性胎體,使鉆頭具有較高的安全性和可修復(fù)性。

    圖1 RK3132GJ(RK3162GJ/RK3192GJ)PDC鉆頭

    圖2 RK4132GJ(RK4132GJ)PDC鉆頭

    針對(duì)沙河街組、孔店組及下部抗壓強(qiáng)度較高、膠結(jié)較好的泥頁(yè)巖、砂巖地層優(yōu)選RK4132GJ、RK4162G鉆頭,并和鉆頭廠家聯(lián)系,對(duì)鉆井進(jìn)行了改進(jìn):四刀翼、漸開(kāi)式非對(duì)稱螺旋刀翼布齒(見(jiàn)圖2),使鉆頭具備良好的穩(wěn)定性;采用進(jìn)口高磨耗比?13mm×8mm及?16mm×8mm復(fù)合片,使鉆頭更加耐用;采用鋼質(zhì)胎體,使鉆頭具有較高的安全性及較好的可修復(fù)性。

    由于先期設(shè)計(jì)的PDC鉆頭刀翼上部倒角較小,在硬夾層短起下過(guò)程中曾多次發(fā)生卡鉆(鉆頭在中10-61-2K等幾口井深2500m以上地層上提鉆具時(shí)多次卡鉆),因此,對(duì)PDC鉆頭進(jìn)行了改進(jìn),將刀翼上部倒角改的比較平緩,以降低上提鉆具時(shí)卡鉆的風(fēng)險(xiǎn)。

    3 鉆井參數(shù)優(yōu)化

    鉆井參數(shù)的選擇上應(yīng)做到鉆壓、轉(zhuǎn)速和排量的合理配合,做到“一高一低一適當(dāng)”,即高轉(zhuǎn)速、低鉆壓、排量適當(dāng)。選擇合理的鉆井參數(shù),有利于提高鉆頭的破巖效率、及時(shí)將鉆屑攜帶至地面、防止重復(fù)破碎現(xiàn)象的發(fā)生,達(dá)到提高機(jī)械鉆速,縮短鉆井周期的目標(biāo)。

    圖3 改進(jìn)前后PDC鉆頭的對(duì)比圖

    大港油田側(cè)鉆井所鉆的井眼尺寸主要以?120mm為主,選用PDC鉆頭鉆進(jìn)時(shí),鉆壓控制在10~40kN;采用單牙輪鉆頭鉆進(jìn)時(shí),為使鉆頭齒與軸承磨損相匹配,鉆壓控制在20~70kN。采用鉆頭+單彎螺桿進(jìn)行導(dǎo)向鉆進(jìn)時(shí),轉(zhuǎn)速由15~20r/min逐步提高至40~60r/min,采用常規(guī)鉆具組合鉆進(jìn)時(shí)轉(zhuǎn)速控制在70~90r/min;排量保持在9~13L/s。開(kāi)窗側(cè)鉆井不同于常規(guī)鉆井井眼的循環(huán)壓耗,開(kāi)窗側(cè)鉆井的循環(huán)壓耗主要分布在鉆具內(nèi),排量小井眼凈化不能保證;排量過(guò)高,井眼沖刷嚴(yán)重,地面設(shè)備難以持續(xù)工作,故合理選擇水力參數(shù)對(duì)提高側(cè)鉆井機(jī)械鉆速、保證井眼穩(wěn)定與施工安全十分重要。

    4 鉆具組合的優(yōu)選

    大港油田側(cè)鉆井井眼尺寸主要為?120mm,受原井眼尺寸限制,在側(cè)鉆井施工過(guò)程中只能采用小尺寸、柔性較大的加重鉆桿及鉆桿,井眼軌跡受上部井眼曲率影響大,從而增加了側(cè)鉆井井眼軌跡控制的難度。通過(guò)對(duì)該油田鉆具組合使用情況評(píng)價(jià)分析,優(yōu)選出適合該油田側(cè)鉆井的鉆具組合。

    1)?120mm開(kāi)窗銑錐+?81mm加重鉆桿+?73mm鉆桿,用于開(kāi)修窗試鉆。

    2)?120mm鉆頭+?95mm螺桿(1.5~1.75°)+止回閥+?89mm無(wú)磁鉆鋌+MWD短節(jié)+?89mm無(wú)磁鉆鋌+?81mm加重鉆桿+?73mm鉆桿,主要用于套管開(kāi)窗后定向增、降斜鉆進(jìn),使新井眼盡快脫離老井眼,是鉆頭沿斜向器鞋面方位鉆進(jìn),避免鉆頭沿水泥環(huán)鉆進(jìn)。對(duì)于定向段短、造斜率高的側(cè)鉆井,初始優(yōu)選1.75°單彎螺桿;對(duì)于定向段長(zhǎng)、造斜率低的側(cè)鉆井直接選用1.5°單彎螺桿。

    3)?120mm鉆頭+?95mm螺桿(1.25~1.5°)+止回閥+?89mm無(wú)磁鉆鋌×+MWD短節(jié)+?81mm加重鉆桿+?73mm鉆桿,主要用于穩(wěn)斜鉆進(jìn)。

    4)?120mm鉆頭+230/210接頭+?105mm浮閥+?116mm螺旋穩(wěn)定器+?89mm無(wú)磁鉆鋌+MWD短節(jié)+?81mm加重鉆桿+?73mm鉆桿,在實(shí)際鉆井過(guò)程中表現(xiàn)出穩(wěn)斜特征,用于易漏失等復(fù)雜層位,對(duì)于井斜過(guò)大時(shí)起到一定的降斜作業(yè)。

    5 井眼軌跡控制研究

    為有效控制側(cè)鉆井眼軌跡,降低扭方位風(fēng)險(xiǎn),提高機(jī)械鉆速,杜絕工程風(fēng)險(xiǎn),在確定待施工井原井眼及鄰井軌跡數(shù)據(jù)準(zhǔn)確的情況下采取以下側(cè)鉆井眼軌跡控制措施。

    1)側(cè)鉆點(diǎn)的優(yōu)選。側(cè)鉆開(kāi)窗點(diǎn)即造斜點(diǎn),應(yīng)選取地層較穩(wěn)定(可鉆性比較均勻、不存在硬夾層),在充分考慮地層傾角因素的同時(shí),避免在巖石破碎帶、漏失地層、流沙層或易坍塌地層進(jìn)行開(kāi)窗定向鉆進(jìn),以防止出現(xiàn)沿原井眼鉆進(jìn)、漂移嚴(yán)重等問(wèn)題,造成難以有效控制井眼軌跡的風(fēng)險(xiǎn)。

    2)陀螺定向,確保導(dǎo)斜器坐掛方位準(zhǔn)確。根據(jù)原井眼為直井時(shí)采取鉆桿帶導(dǎo)斜器,測(cè)陀螺時(shí)多次大幅度活動(dòng)鉆具,復(fù)測(cè)方位達(dá)到要求,起出儀器進(jìn)行坐掛;原井眼存在一定井斜時(shí),采取在導(dǎo)斜器送入鉆具合適位置上加裝扶正器或減阻接箍、大幅度活動(dòng)鉆具的方式有效消除大段鉆具躺在下井壁上,摩阻大消除困難的問(wèn)題。導(dǎo)斜器送入鉆具組合為:導(dǎo)斜器+定向接頭+18°正扣鉆桿。

    3)定向鉆進(jìn)。定向造斜段采用單彎螺桿(可根據(jù)實(shí)際情況,根據(jù)設(shè)計(jì)造斜率情況選用1.25、1.5°這2種角度)帶MWD無(wú)線隨鉆儀器跟蹤控制井眼軌跡鉆進(jìn)。

    4)穩(wěn)斜鉆進(jìn)。由于小鉆桿柔性大,用常規(guī)穩(wěn)斜鉆具鉆進(jìn)時(shí),在滿足工程施工安全的前提下盡量采用滿眼鉆具(帶無(wú)磁鉆桿)鉆進(jìn),為避免脫靶,每鉆進(jìn)30~50m必須單點(diǎn)測(cè)斜(或帶MWD儀器隨鉆測(cè)斜),跟蹤軌跡,做好軌跡預(yù)測(cè),發(fā)現(xiàn)有脫靶跡象,及時(shí)更換鉆具組合,進(jìn)行糾正井眼軌跡,以確保順利中靶。

    6 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

    莊6-10-3K井是羊二莊油田二斷塊上的一口側(cè)鉆井,設(shè)計(jì)開(kāi)窗側(cè)鉆造斜井段865~1068m,穩(wěn)斜井段1068~1950m,實(shí)際開(kāi)窗造斜井段865~1068m,穩(wěn)斜井段1068~1944m。莊6-10-3K井鉆井參數(shù)如表2所示。

    表2 莊6-10-3K井鉆井參數(shù)表

    由表2數(shù)據(jù)可知,莊6-10-3K井平均機(jī)械鉆速5.32m/h較鄰井平均機(jī)械鉆速4.49m/h提高18.5%,該井開(kāi)窗側(cè)鉆點(diǎn)865m,采用陀螺定向,保證了導(dǎo)斜器坐掛方位準(zhǔn)確,單牙輪+1.5°彎螺桿完成定向,穩(wěn)斜井段采用PDC鉆頭+1.5°彎螺桿鉆進(jìn),全井段帶MWD隨鉆測(cè)斜,井眼軌跡控制滿足設(shè)計(jì)要求,順利中靶,全井鉆井過(guò)程中沒(méi)有出現(xiàn)復(fù)雜事故發(fā)生。

    7 結(jié)論及建議

    1)在小井眼開(kāi)窗側(cè)鉆井中,根據(jù)地層特性改進(jìn)的個(gè)性化PDC鉆頭能夠達(dá)到預(yù)期的效果,起到提高機(jī)械鉆速的目的。

    2)通過(guò)對(duì)側(cè)鉆井優(yōu)快鉆井工藝技術(shù)研究,結(jié)合實(shí)施開(kāi)窗側(cè)鉆井的地層特點(diǎn),合理選擇開(kāi)窗點(diǎn)位置和進(jìn)行井眼軌跡設(shè)計(jì),能夠有效避免因開(kāi)窗點(diǎn)位置選擇和井眼軌跡設(shè)計(jì)的不合理,造成軌跡控制困難,從而出現(xiàn)井下復(fù)雜和事故。

    3)開(kāi)窗側(cè)鉆井都是在原有套管內(nèi)實(shí)施的,使用的鉆具組合都是小尺寸,鉆出的都是小井眼,造成循環(huán)壓耗增大,制約著水力效率的發(fā)揮,在淺井段不太明顯,在鉆進(jìn)井段比較深的情況下問(wèn)題就比較突出了,隨著需要通過(guò)側(cè)鉆施工恢復(fù)生產(chǎn)的井越來(lái)越多的情況,建議研制或引進(jìn)非標(biāo)側(cè)鉆鉆桿。

    [1]晁文學(xué),林勇.中原油田?118mm井眼鉆井固井技術(shù)[J].天然氣工業(yè),2002,22(2):54~55.

    [2]紀(jì)宏博,柳漢明,何世恩.遼河油田稠油油藏側(cè)鉆井技術(shù)研究[J].鉆采工藝,2009,32(4):20~22.

    [3]許云春.套管開(kāi)窗側(cè)鉆井配套工藝技術(shù)研究與應(yīng)用[J].新疆石油天然氣,2009,5(2):33~36.

    [4]李固仁.側(cè)鉆井施工技術(shù)[M].北京:石油工業(yè)出版社,2006.

    [5]何樹山,岳發(fā)輝,周明信.大港油田大位移鉆井技術(shù)研究與實(shí)踐[J].西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版),2008,30(2):104~108.

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