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华庆油田水平井今年年初开始起步,由年初的井深2000m以内,水平段300m以内水平井,通过不断探索,与施工单位的密切合作交流与配合,完成600m水平段以上水平井4口,其中800m水平段水平井2口,1000m水平段水平井1口,庆平2井,井深达到3383m,水平段长1049m,水平位移达到1049m,水平位移达到1347.52m。创超低渗油藏水平井之最,也创长庆油田水平井之最,说明我部的水平井技术得到了较大发展,经过了从没有水平井,到短水平段水平井,由短水平段水平井到长水平段、大位移水平井的三级跳,满足了华庆超低渗油藏发展的需要。为长庆油田水平井的发展,特别是对长庆大位移、长水平段的发展奠定基础,为长庆油田的5000万吨产能建设作出贡献。
一、水平井钻井施工情况
全年完井11口,井身质量全部合格,其中川庆所钻6口井井身质量全优。年完井平均井深2269.55m,平均水平段长度441.72m,平均钻井周期20.71天,平均建井周期25.82天,平均钻机月速度2668.7m/台月。其中水平段600m以上水平井钻井周期均在30天以内。做到了安全,优质,快速的钻井。庆平2井水平投影图如图1所示
图1 庆平2井设计与实钻水平投影图
二、大位移、长水平段水平井施工的主要难点
1.确定油层难度大,中测以后,对比地层,确定水平井入窗垂深,油层深度,调整靶点难度大。华庆油田超低渗油藏油层不稳定,厚度也不均勻,水平井钻井水平段在油层中穿行难度大,油层钻遇率难保证,尤其水平井入窗找油难度特别大。
2.优化钻具结构、精准控制轨迹为满足低磨阻、低扭矩要求,避免因轨迹突变造成后续井段施工磨阻、扭矩大而无法施工的情况出现,对轨迹轨迹控制要求严格,轨迹控制技术难度大。
3.低磨阻的泥浆技术,钻井液技术决定一口大位移,长水平段水平井施工能否顺利完成,直井段要满足防塌需要,下部需要有良好的润滑性,以降低钻井施工磨阻。携砂能力强,保证井下安全。
4.井控技术和完井作业技术,大位移、长水平段水平井因为井深与垂深相差比较大,平衡地层压力所需钻井液比重难确定,井控难度大,大位移,长水平段完井作业难度大。完井作业的顺利与否,决定一口井的最后成败。
5.井下事故预防技术,施工单位较多,技术素质参差不齐,井下事故的消除,能保证井身质量,提高施工效率,节约钻井成本。
三、大位移水平井施工关键技术
1.入窗找油技术
水平井中测完,及时加强地层对比,地质办公室与现场录井,轨迹控制人员及时沟通,大量对比邻井资料和现场录井情况,确定合理的入窗垂深,入窗垂深难确定和入窗后未见尤其显示的水平井,主要采取技术如下:
下压垂深找油,找到油层后确定靶点垂深,满足工程和地质需要,庆平2井使用该技术找油,无等停。
庆平2井根据中测解释与邻井资料参考,中侧后对比地层,设计油层不变,入窗点垂深维持原设计不变。在2333m入窗后未见油气显示的情况下,入窗找油,项目组地质办公室积极介入、与现场地质录井和钻井工程师沟通,降井斜找油,下调垂深找到油层后再定后续靶点垂深,工程设计入窗点海拔为-671米无油,在井深2376m见油气显示, 但油层不好的情况下,继续下压垂深找油。在井深2400m海拔-675m油气显示较好,确定为主力油层顶界,油中海拔确定为-677.5m,即垂深2167.9m为实际油中和水平段靶点垂深,由于很好的协调了找油层和入窗的相关技术,方便施工,提高了水平井入窗施工效率,克服了等停时间。同时确保了油层钻遇率,为公司水平井提高单井产量提供了坚实的保障。该技术应该在后续的水平井施工中应大力推广。
2.井组防碰绕障技术
首先在钻井排序中做好防碰工作,保证水平井钻井施工的安全顺利,对于确实无法改变施工顺序的水平井井组,确定提前防碰的原则,防止造成2井相碰事故,提高施工的安全性和加快钻井速度,午平4井组为防碰绕障技术比较典型的水平井井组,该井组共布井4口,其中水平井3口,定向井1口。该井组采用表层防碰绕障技术。施工安全。
午平4井组表层绕障防碰技术,该井组布井情况如下表,午平5井,拖井架7.5m,该井表层轨迹方位与午平4井相反,一开井眼方位向大门方向。钻进过程有防碰趋势,为了有效防碰,在一开表层绕障一次。
午平6井防碰,午平6井拖为有效防碰井架前拖7.5m。二开后与午平五井相距4米,主要原因午平6井表层后期井漏,抢钻井斜在最后2单根突增,由1°以下增大到表层起钻测得2.4°,为防止二开后两井距离近,为了有效防碰,在一开表层绕障一次。
表一 午平4井组井位排序表
3.轨迹控制技术
对于大位移长水平段水平井,必须保证轨迹平滑,全角变化率要比较低,减少因井眼因素造成钻具磨阻大,长水平段无法完成的情况发生。积极协调水平井施工中遇到的技术问题。
3.1调整水平井靶体,减少轨迹控制难度
对于偏移距较大,井队施工难度大的井,及时修改靶点,为水平井快速施工保驾护航。庆平3井设计水平段长600m,但实际施工由于实际井口坐标与设计读图坐标相差37m,使庆平3井实际偏移距离由0增加到37.61m,由二维水平井变为三维水平井,施工方认为施工难度比较大,积极协调超低渗油藏研发中心和开发部,调整靶体,抵消了偏移距,减少了施工难度。
3.2入窗找油轨迹控制技术
按长庆油田目前水平井既定方式,水平井钻至距入窗油层50m左右的垂深,钻开相应的标志层后进行中途电测,以确定油层位置,根据油层位置决定入窗垂深,所以水平井中测完,地质办公室与现场录井工程师,钻井工程师及时沟通,及时加强地层对比,大量对比邻井资料和现场录井情况,确定合理的入窗垂深。
华庆油田施工水平井,有相当部分油层頂界不很确定,按传统水平井施工入窗模式,要么入窗找不到油层,入窗轨迹偏离了设计的在油层中上部穿过的原则,造成大量的等停,等待调整施工方案,调整后如果继续没油气显示,还要继续等,继续调整,严重影响水平井钻井速度。相应的影响到水平井后期的施工投产。为改变这种被动的入窗趋势,就需要改变传统的既定靶区的入窗模式。 改变既定靶区的水平井入窗模式,施工效率大幅提,经过项目组地质办与油藏工程师、地质工程师、钻井工程师的沟通和协商。提高油层钻遇率,最大限度的满足水平井钻探目标,水平井剖面进行了进一步优化,项目组和录井,钻井等的合作,改变了以往以既定靶区为施工标准的施工模式,采用欠井斜先入窗找油,找到油层后,根据油层情况再修正靶区设计,保证井眼实钻轨迹按设计穿过油层,庆平2井比较好的使用料该技术,施工效率大为提高。
4.钻井液技术
在水平井钻井配套技术中,钻井液技术是和井眼轨迹测量与控制技术并重的两项关键技术。水平井钻井对钻井液性能的要求很高。
4.1水平井钻井对钻井液性能的要求
4.1.1在大井斜长裸眼井段施工(水平井段)时保持井壁稳定。
4.1.2为减少摩阻和扭矩,要具有良好的润滑性。
4.1.3为有效的携屑,要具有相应的流变性。
4.1.4把井下复杂情况(如压差卡钻、井漏等)减到最小。
4.1.5对油气层的损害最小。
4.1.6对环境的污染最少。
优化钻井液性能,保证井下安全
由于增斜井段和水平段井眼,有较多的滑动钻井,钻具在井下静止,而随着井斜的增大以及水平段施工时,钻具整体躺在下井壁上,钻具与井壁的轴向摩擦造成起下钻的阻力大,易出现起钻遇卡、下钻遇阻等现象,严重的甚至发生粘卡;钻井液处理以润滑、井眼净化和改善泥饼质量为主。
4.2润滑防卡技术
4.2.1定向后要及时加入润滑剂,随着井深的增加逐步提高润滑剂和FT342的含量,井斜超过30o后应使摩阻系数小于0.1,井斜超过60o后应使摩阻系数小于0.07。
4.2.2使用好四级固控设备,降低含砂量至0.3%以下。
4.2.3完井电测、下套管等作业时,根据井下情况,可加入适量塑料小球,实现由滑动摩擦向滚动摩擦的转变,保证电测和下套管作业的顺利施工。目前部分油田水平井采用混原油泥浆体系,泥浆润滑性能比较好。
4.3井眼净化技术
由于水平井环空分为三个洗井区:洗井1区(0~30°)采用层流有利于携岩;洗井2区(30~60°)最危险;洗井3区(60~90°)紊流有利于携岩。随着井斜的增大,洗井2区和洗井3区易于在下井壁形成岩屑床,洗井2区岩屑床存在着下滑的潜在危险;若钻井液悬浮性不好,停泵时岩屑会向井底下滑,形成砂桥,发生接单根、起下钻遇阻甚至蹩泵等现象,严重时将会引起卡钻事故,因此要求钻井液具有良好的井眼净化能力。
针对上述问题,为了防止岩屑床的形成,以及岩屑床形成后给钻井施工可能造成的严重危害,因此搞好水平井井眼净化至关重要。为了满足水平井的钻井施工,采取如下技术措施。
4.3.1钻井液的流变性如动塑比、φ3、φ6的值和初终切力应适当大一点,以能满足携带、悬浮岩屑的要求。根据已完成的七口水平井现场施工经验,钻井液的动塑比控制在0.15~0.30之间,φ3的值保持在2~5之间,φ6的值保持在6~13之间就能基本满足携带、悬浮岩屑的要求。施工中在钻井液中加入改性石棉SM-1和FT342,利用其调节流变性的特性,满足携带、悬浮岩屑的要求。
4.3.2若震动筛上钻屑返出较少,接单根困难,使用高粘度和切力的段塞清扫井眼。
4.3.3每钻进一个单根,要根据接单根情况,决定是否上下活动并旋转钻具,以破坏岩屑床。
5.井控技术和完井作业技术
5.1井控技术
水平井油层压力控制是水平井钻井施工的重点,在施工中严格执行《钻井工程设计》和《长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则》。
5.1.1按照井控细则中Ⅰ类油井井控装置的配套标准,配置了FZ28-35双闸板封井器、FK1252E远控台、JG35系列的节流管汇和YG系列的压井管汇。配备了钻具内防喷工具、除气器和CO、H2S 等有毒有害气体检测装置。
5.1.2严格按照井控实施细则对井控装备进行试压。
5.1.3根据水平井钻井特点和所钻区域油层特性,制定了立足于一次井控、搞好一次井控,杜绝二次井控的工作原则。并根据原则加强井控座岗制度和干部值班制度的落实,有效控制钻井液密度始终高于地层当量钻井液密度和附加值(取油井上限0.10g/cm3)。
5.1.4钻井队必须储存足够的压井材料,以备急用,目前油井水平井的压井材料要求必须达到60吨,同时检查施工单位,搞好井控演习。
5.1.5水平井,特别是大位移长水平段水平井,在油层井段长,易发生井控险情。注水井的停注卸压非常必要。在钻井过程提前要求周围1公里注水井停住卸压很重要,连通性好的地层,注水井停住卸压的范围应该更大,否则施工风险太大。
庆平2井水平段完钻钻井液比重1.09k/cm3,粘度72s,为了保证完井工作顺利,完井液比重加到1.20 k/cm3。起完钻后出水,钻井液比重降低到1.0 k/cm3以下,下钻加重到1.30 k/cm3,电测过程仍然出水,下钻加重到1.40 k/cm3,同时要求停注卸压1000m内的所有注水井,测井作业正常。该井压井材料消耗110吨,造成井下险情。
庆平1井钻至水平段2400m出水严重,压井材料400吨,险情严重,同时造成井下复杂,钻井液比重达到1.45 k/cm3才能平衡地层压力,停注卸压1000m内的注水井以后,仍需1.30 k/cm3的钻井液才能维持正常钻井,钻井液比重高,钻进过程扭矩加大,同时磨阻上升,早晨井身3240m左右,转盘倒车严重,无法再正常钻井,不得不在水平段钻进至840m提前完钻。无法完成设计1000m水平段的钻井任务。
5.2完井作业
大位移,长水平段水平井油套尽可能多下滚轮扶正器,减少刚性扶正器数量,以保证完井作业正常。
水平段最长的庆平2井,设计下入139.7mm油层套管,设计滚轮扶正器40m一个。套管扶正器采用滚轮和刚性相结合的下法。每4根套管加一个滚轮扶正器,中间加一刚性扶正器,水平段下套管困难,该井下套管时间25小时,1049m水平段下套管12小时,直井段30根套管罐泥浆一次,到水平段5~10根套管内罐泥浆一次,下套管难度大,为保证套管正常下入,套管活动时间长,长水平段应考虑增加滚轮扶正器,同时大位移、长水平段水平井完井技术要继续完善,力求保障完井作业的安全性,否则水平段后期施工风险太大,水平井不光考虑完钻问题,还要考虑完井问题,完井作业也决定一口井的成败。
6.事故预防技术
油田大位移、长水平段水平井由于投资大,发生事故处理时间长,井下事故分析预防处理技术尤为重要,要求施工队伍硬件配制高、技术素质高。同时研究长水平段钻屑的及时带出地面,岩屑床的破坏,降低磨阻和扭矩;除了及时处理泥浆,保证泥浆性能外,短程起下钻也是必要的技术手段。
四、结论
1.提高地质设计对工程施工的指导作用,由于超低渗油藏有时变化比较大,部分井地质设计靶点垂深与实际偏差较大,对重点井地质专家在中途电测前进驻施工现场进行指导,在现场可根据实钻资料及时调整入窗垂深;或尽可能先钻控制定向井,确定油层垂深,减少钻井施工的盲目性。提高油层钻遇率,降低井眼轨迹的控制难度,确保水平井井眼轨迹的平滑。延长水平井采油寿命。
2.大位移水平井在开钻前,一定要排查周围注水井的情况,落实注水井停注卸压,特别是1000m之内的注水井。否则加重的钻井液在长水平段钻井,钻具扭矩大,施工安全風险高。在水平段钻井过程,勤观察,发现不安全征兆,及时分析处理,以免造成井下事故难以处理。给施工单位和项目组都造成损失。
3.长水平段水平井施工风险大,需要油藏工程师,地质工程师,钻井工程师及钻井队的密切配合,规避各种风险,水平井设计上,对于大位移、长水平段水平井,为保证井眼轨迹平滑和降低水平段扭矩,尽可能设计靶前距比较长、偏移距比较短的水平井。以方便施工,减少风险。同时长水平段水平井施工,要继续深入研究完井技术。
参考文献
[1]田逢军,王万庆,杨光等.长庆油田中半径三维水平井环平3井钻井技术 [J]. 石油钻采工艺,2009,31(6):27-31.
[2]王万庆,田逢军.长庆马岭油田水平井钻井防碰绕障技术[J].石油钻采工艺,2009,31(2):35-38
[3]石崇东,王万庆,谌建祁等.CB3-1双分支水平井钻井工艺 [J].石油钻采工艺,2009,31(2):
一、水平井钻井施工情况
全年完井11口,井身质量全部合格,其中川庆所钻6口井井身质量全优。年完井平均井深2269.55m,平均水平段长度441.72m,平均钻井周期20.71天,平均建井周期25.82天,平均钻机月速度2668.7m/台月。其中水平段600m以上水平井钻井周期均在30天以内。做到了安全,优质,快速的钻井。庆平2井水平投影图如图1所示
图1 庆平2井设计与实钻水平投影图
二、大位移、长水平段水平井施工的主要难点
1.确定油层难度大,中测以后,对比地层,确定水平井入窗垂深,油层深度,调整靶点难度大。华庆油田超低渗油藏油层不稳定,厚度也不均勻,水平井钻井水平段在油层中穿行难度大,油层钻遇率难保证,尤其水平井入窗找油难度特别大。
2.优化钻具结构、精准控制轨迹为满足低磨阻、低扭矩要求,避免因轨迹突变造成后续井段施工磨阻、扭矩大而无法施工的情况出现,对轨迹轨迹控制要求严格,轨迹控制技术难度大。
3.低磨阻的泥浆技术,钻井液技术决定一口大位移,长水平段水平井施工能否顺利完成,直井段要满足防塌需要,下部需要有良好的润滑性,以降低钻井施工磨阻。携砂能力强,保证井下安全。
4.井控技术和完井作业技术,大位移、长水平段水平井因为井深与垂深相差比较大,平衡地层压力所需钻井液比重难确定,井控难度大,大位移,长水平段完井作业难度大。完井作业的顺利与否,决定一口井的最后成败。
5.井下事故预防技术,施工单位较多,技术素质参差不齐,井下事故的消除,能保证井身质量,提高施工效率,节约钻井成本。
三、大位移水平井施工关键技术
1.入窗找油技术
水平井中测完,及时加强地层对比,地质办公室与现场录井,轨迹控制人员及时沟通,大量对比邻井资料和现场录井情况,确定合理的入窗垂深,入窗垂深难确定和入窗后未见尤其显示的水平井,主要采取技术如下:
下压垂深找油,找到油层后确定靶点垂深,满足工程和地质需要,庆平2井使用该技术找油,无等停。
庆平2井根据中测解释与邻井资料参考,中侧后对比地层,设计油层不变,入窗点垂深维持原设计不变。在2333m入窗后未见油气显示的情况下,入窗找油,项目组地质办公室积极介入、与现场地质录井和钻井工程师沟通,降井斜找油,下调垂深找到油层后再定后续靶点垂深,工程设计入窗点海拔为-671米无油,在井深2376m见油气显示, 但油层不好的情况下,继续下压垂深找油。在井深2400m海拔-675m油气显示较好,确定为主力油层顶界,油中海拔确定为-677.5m,即垂深2167.9m为实际油中和水平段靶点垂深,由于很好的协调了找油层和入窗的相关技术,方便施工,提高了水平井入窗施工效率,克服了等停时间。同时确保了油层钻遇率,为公司水平井提高单井产量提供了坚实的保障。该技术应该在后续的水平井施工中应大力推广。
2.井组防碰绕障技术
首先在钻井排序中做好防碰工作,保证水平井钻井施工的安全顺利,对于确实无法改变施工顺序的水平井井组,确定提前防碰的原则,防止造成2井相碰事故,提高施工的安全性和加快钻井速度,午平4井组为防碰绕障技术比较典型的水平井井组,该井组共布井4口,其中水平井3口,定向井1口。该井组采用表层防碰绕障技术。施工安全。
午平4井组表层绕障防碰技术,该井组布井情况如下表,午平5井,拖井架7.5m,该井表层轨迹方位与午平4井相反,一开井眼方位向大门方向。钻进过程有防碰趋势,为了有效防碰,在一开表层绕障一次。
午平6井防碰,午平6井拖为有效防碰井架前拖7.5m。二开后与午平五井相距4米,主要原因午平6井表层后期井漏,抢钻井斜在最后2单根突增,由1°以下增大到表层起钻测得2.4°,为防止二开后两井距离近,为了有效防碰,在一开表层绕障一次。
表一 午平4井组井位排序表
3.轨迹控制技术
对于大位移长水平段水平井,必须保证轨迹平滑,全角变化率要比较低,减少因井眼因素造成钻具磨阻大,长水平段无法完成的情况发生。积极协调水平井施工中遇到的技术问题。
3.1调整水平井靶体,减少轨迹控制难度
对于偏移距较大,井队施工难度大的井,及时修改靶点,为水平井快速施工保驾护航。庆平3井设计水平段长600m,但实际施工由于实际井口坐标与设计读图坐标相差37m,使庆平3井实际偏移距离由0增加到37.61m,由二维水平井变为三维水平井,施工方认为施工难度比较大,积极协调超低渗油藏研发中心和开发部,调整靶体,抵消了偏移距,减少了施工难度。
3.2入窗找油轨迹控制技术
按长庆油田目前水平井既定方式,水平井钻至距入窗油层50m左右的垂深,钻开相应的标志层后进行中途电测,以确定油层位置,根据油层位置决定入窗垂深,所以水平井中测完,地质办公室与现场录井工程师,钻井工程师及时沟通,及时加强地层对比,大量对比邻井资料和现场录井情况,确定合理的入窗垂深。
华庆油田施工水平井,有相当部分油层頂界不很确定,按传统水平井施工入窗模式,要么入窗找不到油层,入窗轨迹偏离了设计的在油层中上部穿过的原则,造成大量的等停,等待调整施工方案,调整后如果继续没油气显示,还要继续等,继续调整,严重影响水平井钻井速度。相应的影响到水平井后期的施工投产。为改变这种被动的入窗趋势,就需要改变传统的既定靶区的入窗模式。 改变既定靶区的水平井入窗模式,施工效率大幅提,经过项目组地质办与油藏工程师、地质工程师、钻井工程师的沟通和协商。提高油层钻遇率,最大限度的满足水平井钻探目标,水平井剖面进行了进一步优化,项目组和录井,钻井等的合作,改变了以往以既定靶区为施工标准的施工模式,采用欠井斜先入窗找油,找到油层后,根据油层情况再修正靶区设计,保证井眼实钻轨迹按设计穿过油层,庆平2井比较好的使用料该技术,施工效率大为提高。
4.钻井液技术
在水平井钻井配套技术中,钻井液技术是和井眼轨迹测量与控制技术并重的两项关键技术。水平井钻井对钻井液性能的要求很高。
4.1水平井钻井对钻井液性能的要求
4.1.1在大井斜长裸眼井段施工(水平井段)时保持井壁稳定。
4.1.2为减少摩阻和扭矩,要具有良好的润滑性。
4.1.3为有效的携屑,要具有相应的流变性。
4.1.4把井下复杂情况(如压差卡钻、井漏等)减到最小。
4.1.5对油气层的损害最小。
4.1.6对环境的污染最少。
优化钻井液性能,保证井下安全
由于增斜井段和水平段井眼,有较多的滑动钻井,钻具在井下静止,而随着井斜的增大以及水平段施工时,钻具整体躺在下井壁上,钻具与井壁的轴向摩擦造成起下钻的阻力大,易出现起钻遇卡、下钻遇阻等现象,严重的甚至发生粘卡;钻井液处理以润滑、井眼净化和改善泥饼质量为主。
4.2润滑防卡技术
4.2.1定向后要及时加入润滑剂,随着井深的增加逐步提高润滑剂和FT342的含量,井斜超过30o后应使摩阻系数小于0.1,井斜超过60o后应使摩阻系数小于0.07。
4.2.2使用好四级固控设备,降低含砂量至0.3%以下。
4.2.3完井电测、下套管等作业时,根据井下情况,可加入适量塑料小球,实现由滑动摩擦向滚动摩擦的转变,保证电测和下套管作业的顺利施工。目前部分油田水平井采用混原油泥浆体系,泥浆润滑性能比较好。
4.3井眼净化技术
由于水平井环空分为三个洗井区:洗井1区(0~30°)采用层流有利于携岩;洗井2区(30~60°)最危险;洗井3区(60~90°)紊流有利于携岩。随着井斜的增大,洗井2区和洗井3区易于在下井壁形成岩屑床,洗井2区岩屑床存在着下滑的潜在危险;若钻井液悬浮性不好,停泵时岩屑会向井底下滑,形成砂桥,发生接单根、起下钻遇阻甚至蹩泵等现象,严重时将会引起卡钻事故,因此要求钻井液具有良好的井眼净化能力。
针对上述问题,为了防止岩屑床的形成,以及岩屑床形成后给钻井施工可能造成的严重危害,因此搞好水平井井眼净化至关重要。为了满足水平井的钻井施工,采取如下技术措施。
4.3.1钻井液的流变性如动塑比、φ3、φ6的值和初终切力应适当大一点,以能满足携带、悬浮岩屑的要求。根据已完成的七口水平井现场施工经验,钻井液的动塑比控制在0.15~0.30之间,φ3的值保持在2~5之间,φ6的值保持在6~13之间就能基本满足携带、悬浮岩屑的要求。施工中在钻井液中加入改性石棉SM-1和FT342,利用其调节流变性的特性,满足携带、悬浮岩屑的要求。
4.3.2若震动筛上钻屑返出较少,接单根困难,使用高粘度和切力的段塞清扫井眼。
4.3.3每钻进一个单根,要根据接单根情况,决定是否上下活动并旋转钻具,以破坏岩屑床。
5.井控技术和完井作业技术
5.1井控技术
水平井油层压力控制是水平井钻井施工的重点,在施工中严格执行《钻井工程设计》和《长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则》。
5.1.1按照井控细则中Ⅰ类油井井控装置的配套标准,配置了FZ28-35双闸板封井器、FK1252E远控台、JG35系列的节流管汇和YG系列的压井管汇。配备了钻具内防喷工具、除气器和CO、H2S 等有毒有害气体检测装置。
5.1.2严格按照井控实施细则对井控装备进行试压。
5.1.3根据水平井钻井特点和所钻区域油层特性,制定了立足于一次井控、搞好一次井控,杜绝二次井控的工作原则。并根据原则加强井控座岗制度和干部值班制度的落实,有效控制钻井液密度始终高于地层当量钻井液密度和附加值(取油井上限0.10g/cm3)。
5.1.4钻井队必须储存足够的压井材料,以备急用,目前油井水平井的压井材料要求必须达到60吨,同时检查施工单位,搞好井控演习。
5.1.5水平井,特别是大位移长水平段水平井,在油层井段长,易发生井控险情。注水井的停注卸压非常必要。在钻井过程提前要求周围1公里注水井停住卸压很重要,连通性好的地层,注水井停住卸压的范围应该更大,否则施工风险太大。
庆平2井水平段完钻钻井液比重1.09k/cm3,粘度72s,为了保证完井工作顺利,完井液比重加到1.20 k/cm3。起完钻后出水,钻井液比重降低到1.0 k/cm3以下,下钻加重到1.30 k/cm3,电测过程仍然出水,下钻加重到1.40 k/cm3,同时要求停注卸压1000m内的所有注水井,测井作业正常。该井压井材料消耗110吨,造成井下险情。
庆平1井钻至水平段2400m出水严重,压井材料400吨,险情严重,同时造成井下复杂,钻井液比重达到1.45 k/cm3才能平衡地层压力,停注卸压1000m内的注水井以后,仍需1.30 k/cm3的钻井液才能维持正常钻井,钻井液比重高,钻进过程扭矩加大,同时磨阻上升,早晨井身3240m左右,转盘倒车严重,无法再正常钻井,不得不在水平段钻进至840m提前完钻。无法完成设计1000m水平段的钻井任务。
5.2完井作业
大位移,长水平段水平井油套尽可能多下滚轮扶正器,减少刚性扶正器数量,以保证完井作业正常。
水平段最长的庆平2井,设计下入139.7mm油层套管,设计滚轮扶正器40m一个。套管扶正器采用滚轮和刚性相结合的下法。每4根套管加一个滚轮扶正器,中间加一刚性扶正器,水平段下套管困难,该井下套管时间25小时,1049m水平段下套管12小时,直井段30根套管罐泥浆一次,到水平段5~10根套管内罐泥浆一次,下套管难度大,为保证套管正常下入,套管活动时间长,长水平段应考虑增加滚轮扶正器,同时大位移、长水平段水平井完井技术要继续完善,力求保障完井作业的安全性,否则水平段后期施工风险太大,水平井不光考虑完钻问题,还要考虑完井问题,完井作业也决定一口井的成败。
6.事故预防技术
油田大位移、长水平段水平井由于投资大,发生事故处理时间长,井下事故分析预防处理技术尤为重要,要求施工队伍硬件配制高、技术素质高。同时研究长水平段钻屑的及时带出地面,岩屑床的破坏,降低磨阻和扭矩;除了及时处理泥浆,保证泥浆性能外,短程起下钻也是必要的技术手段。
四、结论
1.提高地质设计对工程施工的指导作用,由于超低渗油藏有时变化比较大,部分井地质设计靶点垂深与实际偏差较大,对重点井地质专家在中途电测前进驻施工现场进行指导,在现场可根据实钻资料及时调整入窗垂深;或尽可能先钻控制定向井,确定油层垂深,减少钻井施工的盲目性。提高油层钻遇率,降低井眼轨迹的控制难度,确保水平井井眼轨迹的平滑。延长水平井采油寿命。
2.大位移水平井在开钻前,一定要排查周围注水井的情况,落实注水井停注卸压,特别是1000m之内的注水井。否则加重的钻井液在长水平段钻井,钻具扭矩大,施工安全風险高。在水平段钻井过程,勤观察,发现不安全征兆,及时分析处理,以免造成井下事故难以处理。给施工单位和项目组都造成损失。
3.长水平段水平井施工风险大,需要油藏工程师,地质工程师,钻井工程师及钻井队的密切配合,规避各种风险,水平井设计上,对于大位移、长水平段水平井,为保证井眼轨迹平滑和降低水平段扭矩,尽可能设计靶前距比较长、偏移距比较短的水平井。以方便施工,减少风险。同时长水平段水平井施工,要继续深入研究完井技术。
参考文献
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[2]王万庆,田逢军.长庆马岭油田水平井钻井防碰绕障技术[J].石油钻采工艺,2009,31(2):35-38
[3]石崇东,王万庆,谌建祁等.CB3-1双分支水平井钻井工艺 [J].石油钻采工艺,2009,31(2):