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摘要:CHATTURAT-2井是泰国TPI项目在猜也蓬地区的一口中深预探井,邻井资料少,地质构造复杂,地层可钻性差,为大斜度三维帐钩型高难度定向井。本井结合摩阻扭矩分析进行剖面优化设计、钻具组合优选,根据地质资料优化钻头选型,采取优化井眼轨迹控制、净化井眼、降摩减阻等一系列技术措施,解决了全井累计位移大、剖面复杂、靶间距长等难题,优质完成了本井的设计与施工任务。
关键词:三维帐钩;预探井;井眼轨迹;控制;优化设计
一、技术难点
1.中深预探井,可借鉴资料少,从钻头选型,钻具组合优选,造斜率控制,钻进参数优选,以及地层漂移规律,都是摸着石头过河,边打边摸索。
2由地面井口和地下目标的位置可以看出,该井剖面设计和轨迹控制难度很大。
3.摩阻扭矩大,下部井段轨迹调整难度大,钻具弯曲变形与井壁接触面积大、接触点多,下部井段摩阻、扭矩可能增加至严重影响钻进特别是滑动钻进的程度。
4.地层可钻性差,上部地层为砂泥岩,下部地层为白云岩、灰岩。硬度较高。
二、优化设计
1.井身结构设计
2.轨迹剖面设计
根据本井情况,使用Landmark软件进行了分段设计优化组合,设计造斜率为3.5°/30m,造斜点1800米在地层较稳定、可钻性较好的泥岩井段进行反向定向,9 5/8″套管封固反向定向段、第一稳斜段;8 1/2″井眼稳斜过渡150米后进行挂直扭方位和二次定向增斜作业,在轨迹控制难度较小的8 1/2″井眼完成轨迹控制的主要工作量,下7″套管封固;6 1/8″稳斜至TD。
3.摩阻扭矩分析
井眼轨迹对钻进扭矩和摩阻有着重要影响,如果实钻轨迹偏离了最优设计所要求的目标值,那么直接影响钻柱与井壁的接触状态,并造成摩阻系数的增大,进而导致钻进扭矩和摩阻的增加。钻具组合中过多的钻铤和刚性小的钻杆也会加剧这种影响,因此合理的钻具组合能提高钻进效率和改善钻柱受力状态。
三 轨迹优化控制技术
1.12 1/4″井眼:反向定向,优选钻具组合,⑴ 定向钻具组合:为保证大井眼硬地层定向成功,增加钻具组合刚性保证工具面稳定。选择1.5度渤海中成单弯+HUGHES公司537高效牙轮。钻具组合如下:12 1/4" bit +8'' Mud Motor(1.5°)+8'' Float Sub +8'' MWD Sub+8” NMDC +8” DCX4 jts+ XO+7” DCX3 jts+ 5" HWDPx21,一趟钻顺利完成定向增斜任务。(2)稳斜段控制使用单弯双稳,微调控制,钻具组合如下:12 1/4" PDC +8'' Mud Motor(1.5°)+11 3/4"STB+8'' Float Sub +8'' MWD Sub+8” NMDC+8” DCx 3jts+8" jar + XO + 5" HWDPx21jts。使用效果较好。在井深2482米后,钻头2次连续泥包,且泵压达到25MPa,使2台泵负荷过重。频繁修泵,最多一天达到10次之多。为保证设备正常钻进,使用常规钻具组合,钻具组合如下:12 1/4" bit +8'' Float Sub+121/4"STB +8'' MWD Sub+8” NMDC++113/4"STB+ 8”DCx8jts+XO+7” DCx 3jts+XO+ 61/4”DCx 8jts+61/4" jar + 61/4”DCx 1jts+ XO + 5" HWDPx18jts。井斜稳中带降,至井深2800米,较好的完成了121/4"井眼的轨迹控制。
2.8 1/2″井眼轨迹控制:我们主要对降斜点选择、挂直剖面进行优化。表3为设计剖面,可以看到8 1/2″井眼要将井斜降至2度,然后全力扭方位再增斜。考虑到实钻过程中,井斜越小,方位漂移越大。为便于轨迹控制,在降斜过程中,采用边降斜边扭方位,在井斜降至10度左右时,不再降斜,改为全力扭方位。在方位扭到位后,开始全力增斜。即最小井斜为10度,经过计算此剖面为滑动工作量最小。且轨迹最为平缓。
四.优化钻头选型和钻头使用
对比邻井资料,根据地层岩性,选择钻头,如12 1/4″井眼使用PDC+单弯,据邻井chatturat-3井资料,2000-2700米,岩性以泥岩为主,硬度较高,中间夹少量砂岩。我们主要选用江钻FL1656J型PDC钻头,钻时较快,基本维持在半小时一米。中间由于钻头在泥岩中连续泥包2次,改为使用hughes公司MXL-OS30DX
型牙轮钻头。2700-3300米,对比邻井资料,以砂岩为主。PDC钻头基本打不动,全部以hughes公司MXL-OS30DX型和smith公司GF300DPS型牙轮为主,且钻时不快,基本在40分钟一米左右。3000-4550米主要为灰岩,主要选择best公司T1375型PDC钻头,且钻时较快,维持在20分钟一米。在施工中,对转盘扭矩表的显示、钻时、使用时间以及钻头转数进行综合考虑,准确判断钻头情况。既保证了钻头使用到位,又不发生钻头事故。
五.复杂情况的处理
1.防钻具事故
送井钻具应进行探伤检查并加强钻具的出入井检查,定期倒换钻具,防止钻具事故发生。该井采用盐水泥浆体系,对钻具造成一定腐蚀,导致钻具频繁刺漏。且泥浆中产生了大量气泡,泵压经常性下降,对判断造成了很大的困难。为此,采取了环空憋压的方法,多次准确的判断了钻具是否刺漏。避免了钻具事故。
2.防卡
该井在12 1/4"井眼时裸眼段长,同时井眼轨迹为大斜度帐钩型,上提下放摩阻大,容易造成粘卡事故。通过采取一些措施,钻井过程中最大摩阻控制在200KN内,全井安全无事故。采取的主要防卡措施包括:
(1)保证排量,及时混油。排量在泵压许可的情况下,尽可能高,要求不低于42L/S。泥浆含油量达到要求,混油前要通知气测录井人员,钻井液中含油量控制在8-15%。
(2)滑动钻进井段严禁在接立柱前3米和立柱后三米,为顶驱活动钻具留足空间。对滑动井段需正划眼、倒划眼以修整井壁。
(3)测斜前,大幅度活动钻具。活动幅度大于10m,滑动钻进存在托压时,钻压涨至200KN时,必须活动钻具一次。
六.结论
1.选择合适的钻头和动力钻具能有效的提高机械钻速;
2.选择稳斜钻具组合时,要充分考虑同一钻具组合,因所钻地层及钻头的类型不同,其造斜特性会有所不同,以有利于选择合理的稳斜钻具;
3.定期循环、短起下钻,并配合大排量洗井,用好固控设备是大斜度井携砂清洁井眼行之有效的方法;
4.采取措施,保证泥浆体系中含油量,控制摩阻,能最大限度的降低井下事故的发生。
关键词:三维帐钩;预探井;井眼轨迹;控制;优化设计
一、技术难点
1.中深预探井,可借鉴资料少,从钻头选型,钻具组合优选,造斜率控制,钻进参数优选,以及地层漂移规律,都是摸着石头过河,边打边摸索。
2由地面井口和地下目标的位置可以看出,该井剖面设计和轨迹控制难度很大。
3.摩阻扭矩大,下部井段轨迹调整难度大,钻具弯曲变形与井壁接触面积大、接触点多,下部井段摩阻、扭矩可能增加至严重影响钻进特别是滑动钻进的程度。
4.地层可钻性差,上部地层为砂泥岩,下部地层为白云岩、灰岩。硬度较高。
二、优化设计
1.井身结构设计
2.轨迹剖面设计
根据本井情况,使用Landmark软件进行了分段设计优化组合,设计造斜率为3.5°/30m,造斜点1800米在地层较稳定、可钻性较好的泥岩井段进行反向定向,9 5/8″套管封固反向定向段、第一稳斜段;8 1/2″井眼稳斜过渡150米后进行挂直扭方位和二次定向增斜作业,在轨迹控制难度较小的8 1/2″井眼完成轨迹控制的主要工作量,下7″套管封固;6 1/8″稳斜至TD。
3.摩阻扭矩分析
井眼轨迹对钻进扭矩和摩阻有着重要影响,如果实钻轨迹偏离了最优设计所要求的目标值,那么直接影响钻柱与井壁的接触状态,并造成摩阻系数的增大,进而导致钻进扭矩和摩阻的增加。钻具组合中过多的钻铤和刚性小的钻杆也会加剧这种影响,因此合理的钻具组合能提高钻进效率和改善钻柱受力状态。
三 轨迹优化控制技术
1.12 1/4″井眼:反向定向,优选钻具组合,⑴ 定向钻具组合:为保证大井眼硬地层定向成功,增加钻具组合刚性保证工具面稳定。选择1.5度渤海中成单弯+HUGHES公司537高效牙轮。钻具组合如下:12 1/4" bit +8'' Mud Motor(1.5°)+8'' Float Sub +8'' MWD Sub+8” NMDC +8” DCX4 jts+ XO+7” DCX3 jts+ 5" HWDPx21,一趟钻顺利完成定向增斜任务。(2)稳斜段控制使用单弯双稳,微调控制,钻具组合如下:12 1/4" PDC +8'' Mud Motor(1.5°)+11 3/4"STB+8'' Float Sub +8'' MWD Sub+8” NMDC+8” DCx 3jts+8" jar + XO + 5" HWDPx21jts。使用效果较好。在井深2482米后,钻头2次连续泥包,且泵压达到25MPa,使2台泵负荷过重。频繁修泵,最多一天达到10次之多。为保证设备正常钻进,使用常规钻具组合,钻具组合如下:12 1/4" bit +8'' Float Sub+121/4"STB +8'' MWD Sub+8” NMDC++113/4"STB+ 8”DCx8jts+XO+7” DCx 3jts+XO+ 61/4”DCx 8jts+61/4" jar + 61/4”DCx 1jts+ XO + 5" HWDPx18jts。井斜稳中带降,至井深2800米,较好的完成了121/4"井眼的轨迹控制。
2.8 1/2″井眼轨迹控制:我们主要对降斜点选择、挂直剖面进行优化。表3为设计剖面,可以看到8 1/2″井眼要将井斜降至2度,然后全力扭方位再增斜。考虑到实钻过程中,井斜越小,方位漂移越大。为便于轨迹控制,在降斜过程中,采用边降斜边扭方位,在井斜降至10度左右时,不再降斜,改为全力扭方位。在方位扭到位后,开始全力增斜。即最小井斜为10度,经过计算此剖面为滑动工作量最小。且轨迹最为平缓。
四.优化钻头选型和钻头使用
对比邻井资料,根据地层岩性,选择钻头,如12 1/4″井眼使用PDC+单弯,据邻井chatturat-3井资料,2000-2700米,岩性以泥岩为主,硬度较高,中间夹少量砂岩。我们主要选用江钻FL1656J型PDC钻头,钻时较快,基本维持在半小时一米。中间由于钻头在泥岩中连续泥包2次,改为使用hughes公司MXL-OS30DX
型牙轮钻头。2700-3300米,对比邻井资料,以砂岩为主。PDC钻头基本打不动,全部以hughes公司MXL-OS30DX型和smith公司GF300DPS型牙轮为主,且钻时不快,基本在40分钟一米左右。3000-4550米主要为灰岩,主要选择best公司T1375型PDC钻头,且钻时较快,维持在20分钟一米。在施工中,对转盘扭矩表的显示、钻时、使用时间以及钻头转数进行综合考虑,准确判断钻头情况。既保证了钻头使用到位,又不发生钻头事故。
五.复杂情况的处理
1.防钻具事故
送井钻具应进行探伤检查并加强钻具的出入井检查,定期倒换钻具,防止钻具事故发生。该井采用盐水泥浆体系,对钻具造成一定腐蚀,导致钻具频繁刺漏。且泥浆中产生了大量气泡,泵压经常性下降,对判断造成了很大的困难。为此,采取了环空憋压的方法,多次准确的判断了钻具是否刺漏。避免了钻具事故。
2.防卡
该井在12 1/4"井眼时裸眼段长,同时井眼轨迹为大斜度帐钩型,上提下放摩阻大,容易造成粘卡事故。通过采取一些措施,钻井过程中最大摩阻控制在200KN内,全井安全无事故。采取的主要防卡措施包括:
(1)保证排量,及时混油。排量在泵压许可的情况下,尽可能高,要求不低于42L/S。泥浆含油量达到要求,混油前要通知气测录井人员,钻井液中含油量控制在8-15%。
(2)滑动钻进井段严禁在接立柱前3米和立柱后三米,为顶驱活动钻具留足空间。对滑动井段需正划眼、倒划眼以修整井壁。
(3)测斜前,大幅度活动钻具。活动幅度大于10m,滑动钻进存在托压时,钻压涨至200KN时,必须活动钻具一次。
六.结论
1.选择合适的钻头和动力钻具能有效的提高机械钻速;
2.选择稳斜钻具组合时,要充分考虑同一钻具组合,因所钻地层及钻头的类型不同,其造斜特性会有所不同,以有利于选择合理的稳斜钻具;
3.定期循环、短起下钻,并配合大排量洗井,用好固控设备是大斜度井携砂清洁井眼行之有效的方法;
4.采取措施,保证泥浆体系中含油量,控制摩阻,能最大限度的降低井下事故的发生。