控制压力钻井技术在 KVITEBJΦRN油田高温高压井中的应用

编译:吕立新 赵继军 (渤海钻探工程有限公司第四钻井工程分公司)

审校:陈日吉 刘洪涛 (长城钻探工程公司)

控制压力钻井技术在 KVITEBJΦRN油田高温高压井中的应用

编译:吕立新 赵继军 (渤海钻探工程有限公司第四钻井工程分公司)

审校:陈日吉 刘洪涛 (长城钻探工程公司)

KVITEBJΦRN油田是高温高压凝析气田,油层位于中侏罗纪BREN T组和下侏罗纪的砂岩中,经过几年的开采,地层压力亏空严重,造成井下情况复杂,无法进行钻井作业。为此,采用了以控制压力钻井为主的多项综合技术,较好地解决了井下钻井压力窗口窄小的难题。控制压力钻井是利用较低的钻井液密度和地面控制回压装置来调整井下压力的一项技术,能精确地控制井底压力接近或稍大于最大地层孔隙压力。同时采用支持该技术的其他配套技术:钻井液技术、不间断循环技术等,以适应高温高压环境,为钻井作业创造了一个安全的环境。该技术成功应用于 KVITEBJΦRN油田的后续2口井。

凝析气田 控制压力钻井 窄小压力窗口 KVITEBJΦRN油田 高温高压

1 概述

KVITEBJΦRN油田位于北海北部挪威大陆架Gullfaks油田的东南部,是高温高压凝析气田,油层位于中侏罗纪BRENT组和下侏罗纪的砂岩中。储层的油顶垂深大约是4070 m。早期的开发导致了地层压力亏空,致使储层的地层孔隙压力接近破裂压力。原始孔隙压力是77.5 MPa(相对密度1.93 SG),破裂压力是87.5 MPa(2.19 SG),储层温度155℃,作业处海水深度193 m。

在应用控制压力钻井 (MPD)技术以前,共钻了9口井。2004年9月,第二口井完井后,该油田开始投产。34/11-A-2井是最后一口采用常规方法钻的井,该井钻遇压力亏空层,地层压力亏空达14～17 MPa,发生了严重的井漏。考虑到井漏带来的井控方面的高风险,被迫中断钻井作业,未能钻达设计井深。

34/11-A-2井的井漏停钻事实表明:传统的钻井方法不再适用于该油田,除非找到能在压力窗口窄小情况实现安全钻进的钻井方式,否则KVITEBJΦRN油田的钻井计划无法进一步实施。

发生34/11-A-2井井漏停钻事件后,该油田靠采取降低产量、遏制地层压力衰竭速度的方法,以完成其最初的勘探开发计划。2006年12月,油田产量降低了50%,而到2007年5月,当地层亏空压力达20 MPa时,被迫关井停产。

为解决这一高温高压气田窄小压力窗口钻井问题,继续该油田的开发,综合使用了包括控制压力钻井在内的多项技术。

控制压力钻井是利用较低的钻井液密度和地面控制回压装置来调整井下压力的一项技术。如果能精确地控制井底压力接近或稍大于最大地层孔隙压力,就能创造一个安全的作业环境,继续进行钻井作业。控制压力钻井技术为 KVITEBJΦRN油田后续钻井作业提供了一个解决方案,但该技术在高温高压环境下的应用却鲜有成功先例。

高温高压环境需要用到精确的自动节流控制,以补偿因井下温度、钻具旋转、抽吸/压力激动及其他原因产生的井底压力变化。为了恢复KVITEBJΦRN油田的钻井作业,采用了以控制压力钻井技术为核心,选择了能支持该技术的其他配套技术,以适应高温高压环境,统称为综合控制压力钻井技术。2007年,该技术在 KVITEBJΦRN油田2口开发井中得到成功应用。

2 综合控制压力钻井技术

综合控制压力钻井技术是多项技术的集成,包括:MPD在高温高压井中的应用技术;接单根/立柱过程中的不间断循环技术;选用能提高地层承压能力的钻井液体系等。新技术和新方法的开发和应用贯穿于项目的设计、配套装备测试和调试等各个阶段。

2.1 专业管理

专业管理是成功实施MPD技术的关键。MPD钻井的复杂性,以及服务、设备和人员的协作,要求高水平的监督和管理。要充分发挥设备的潜能,必须优化设备的配套,但这种配套应根据设计的主要目标和要求进行优化。

完成技术和设备的配套设计后,要做的便是进行合理的取舍和权衡,例如要在快速反应和高精度之间进行合理的均衡等。水力模型模拟在应用MPD作业全过程中十分重要,是作为一项最基础的工作反映在MPD作业的设计、作业程序、应急方案及设备配套等各个环节中。

然而,实践表明,计算机的模拟数据和实际情况还是有差别的,在MPD实施的过程中,应始终进行实时参数的人工解释,对模拟数据的准确与否作出判断。

2.2 MPD的技术核心

MPD核心是利用旋转头实现环空动态密封,使返回的泥浆流经地面节流阀,依靠节流阀控制环空回压,达到调节井下压力的目的。采用的泥浆密度低于初始地层孔隙压力,泥浆柱静压力、环空循环阻力和环空回压平衡于底层压力或稍微高于地层孔隙压力。MPD技术以这种方式保持了井下压力平衡,阻止地层流体侵入,防止地层垮塌。

水力流型是实现MPD技术应用于高温高压井的关键。

高温高压井的显著特点是井下压力大,这种变化并不只是体现在高当量循环密度 (ECD)的影响,而且井温的变化可以影响泥浆密度和黏度,管柱的运动、转动、扭矩和岩屑的运移等,这一切对井底压力变化产生连续和显著的影响。因此,只有通过采用补偿压力机制,才能实现井底压力稳定(图 1)。

图1 设备布置图

压力补偿是利用调节节流阀和调控环空回压实现的。为此,在高温高压情况下,需要实时运行一个高级动态水力流型。受微机计算能力和来自钻机传感器的数据输入速度和准确性的限制,需要用实测的井下压力数据对流型进行校对,确保其准确性。

自动节流控制的作用有两方面:一方面将来自流型的变化准确地输入给节流阀控制器;另一方面是准确及时地调节节流阀,从而实现实时、动态的节流调节与控制。二者是实现系统快速反应和有效工作的关键。

一般的钻井过程中,是连续小幅度地调节节流阀,平衡井下压力的连续小幅变化。但在一些特殊情况下需要节流控制作出极快速和精确的反应,例如,环空发生堵塞、突然停泵、动力系统故障、刺钻具等,这时通常就需要人工干预。

用于钻井液的先进的流体计量技术也适用于MPD钻井系统。质量流量计精度高,与合适的软件配套应用,可对井涌进行极其准确的检测和辨识。

2.3 不间断循环系统

不间断循环系统允许在不停止钻井液循环的条件下实现接单根或立柱的上卸扣作业。在高温高压井中,泥浆不间断循环降低了井下温度变化造成的影响,实现井筒内的水力学稳定,并有利于更好地实施节流阀控制。作为设备配套的不可或缺步骤,在完成安装调试不间断循环系统后,还需要与钻机系统进行匹配运转,该系统才能完成预期的作业任务。

2.4 钻井液

作业中采用的泥浆体系为甲酸盐 (铯/钾)体系,加入含量和分布得到良好控制的固相颗粒,以及混入碳酸钙、石墨和果壳等材料。实验室证明,这种混合泥浆配方具有良好的提高地层承压能力特性,能有效提高 KVITEBJΦRN油田砂岩破裂压力。

在钻高温高压井过程中,起钻时单靠应用旋转头和节流阀机械密封的方式实现井筒压力的控制并非最佳的选择,对于井下压力的有效控制是不够的。在MPD控制压力作业中,当起钻起出大约2/3时,可以采用打平衡泥浆塞 (BMP)和加重泥浆的办法实现井内的静液柱压力过平衡于地层压力,此后便可以采用常规方法起钻。这种新研制的BMP是非常稳定的,具有良好的分隔作用,同时可以完全传递静液柱压力,对井底压力实现直接控制。当打重泥浆时,先打胶联隔离塞 (基于甲酸盐泥浆),起支撑作用,最大程度地减小轻重泥浆间的接触面,防止重泥浆沿井眼下滑。不过应该注意到,这种利用井内多密度泥浆柱实现井底压力平衡办法可能会使井内压力过平衡于油层压力的程度较高,且由于后续起钻作业没有MPD的压力补偿机制,起钻时产生的井内压力波动会比较大。

3 设备布置

MPD作业的设备布置见图1。将MPD技术用于高温高压井的关键是将MPD井口压力控制组置于高压防喷器 (HP BOP)上面,这样的井口组合可以满足高温高压井的所有井控要求。在任何情况下,都可以即时启用高温高压井控程序,使用高压防喷器。

KVITEBJΦRN油田 MPD作业中,采用了183/4in(1 in=25.4 mm) 15000 psi(1 psi=6.895 kPa)防喷器组,其包含4个闸板防喷器和1个10000 psi的环形防喷器。其中中上部闸板为全封/剪切闸板,可以实现剪切钻杆并实施全密封。置于高压防喷器组上面的MPD井口控制组则由1个11 in 5000 psi的旋转控制头 (RCH)、1个135/8in 5000 psi的闸板防喷器 (能起刮泥和密封作用)和1个135/8in 5000 psi的起下钻环形防喷装置组成。

就设备本身而言,MPD井口控制装置可以作为钻低压井的井控装置,但在这里的MPD作业中,应将井控控制和正常作业控制区分开来。MPD控制系统的核心是随钻压力控制 (PCWD)旋转控制头,通过活动的密封元件控制带压起下钻具,并要考虑多组密封配合,确保密封胶芯可以在作业过程中安全更换。

安装双节流阀是为了防止节流阀腐蚀坏损。泄压阀安装在回流管线,主泄压阀由节流控制软件自动控制,主泄压阀的压力设置比节流参考压力高出0.5～1 MPa。

当节流阀设定压力通过流型器调节时,泄压阀的设定压力也会相应自动调节。压力超过设定值,泄压阀打开,泄压。当压力降到设定值后,泄压阀会自动关闭。这种泄压阀能准确地按照预设自动调节,保持井眼的压力平衡。

流量计安装在旁路,以便清洁和拆卸。安装和校验后,它可提供高质量的数据。这些数据可用于实时在线分析和判断,甚至可以用于对意外事件的系统反应和决策。在MPD作业中,流量计只用于监测,不用于对系统的直接控制。

辅助泵用于在起下钻时通过井口装置连续从循环罐向井内注清洁的泥浆,保持环空充满泥浆,泥浆的连续循环流动使节流管汇可以维持回压。这样就能在不使用钻井主泥浆泵的情况下,确保环空的压力控制,降低能耗。辅助泵要求必须是独立驱动(电动机或柴油机),此外,对其可靠性、压力波动和排量也有较高的要求。

4 压力控制

根据所钻井的地层压力预测,制定了压力控制策略和办法,在钻34/11-A-13 T2井时采用的压力控制方法中,初始储层压力根据已钻井获得;储层压力曲线是由当量循环密度来表示的,储层顶部的值为1.92 SG,储层底部的值为1.86 SG。由于地层破裂压力衰竭情况无法准确预计,因此在该储层中钻遇压力亏空的几率和风险较高。

钻井过程中,在储层顶部,井眼压力梯度控制在1.94 SG(比预测的最大孔隙压力高出 0.02 SG)。随着井深增加,压力逐渐降低,原则是:

◇在储层钻进时,始终保持井筒压力高于最大地层预测压力值0.02 SG;

◇井筒压力保持高于已钻地层压力测量值0.02 SG,已钻地层压力值通过井下钻具组合中的随钻地层压力测试 (FPWD)工具获取。

对于压力控制策略而言,FPWD技术是关键,它可以在不停泵或起下钻的情况下,对地层压力随时进行测定。

这种压力控制方法可以最大限度地利用“压力窗口”内的可控性,不存在欠平衡带来的风险。通过节流压力的控制,可以简单又快捷地实现对井下压力的增量控制。实践表明,利用MPD控制压力系统对井下压力进行动态调整的范围是±0.5 MPa。

5 作业概述

97/8in套管下深为6101 m(垂深4093 m),调整替换为甲酸盐泥浆 (密度为1.84,测量温度50℃),在钻出97/8in套管鞋23 m后,进行地层破裂压力试验,测得地层破裂压力当量泥浆密度为2.05。之后,安装、调试MPD控制系统,并完成人员培训、实战演练等准备工作。

钻具组合配有综合随钻测井 (LWD)(包括1个随钻地层压力测试工具)、环空压力和温度传感器、3个钻柱浮阀 (工作压力51.7 MPa)、1个多功能循环接头 (MFCS)。采用含41/2in和5 in钻杆的塔形钻具组合,能承受55 kN·m的扭矩。

以MPD模式钻81/2in井眼至6197 m,由于当量循环密度比预测的高0.8～1 MPa,泥浆密度从1.84降至1.81(测量温度50℃),从而提高了节流阀控制的压力范围。

在钻进过程中压力检测到钻具被刺坏,停钻,起钻检查,发现钻具在1900 m处断开。关高压封井器,关井套压为4.2 MPa,以补偿当量循环密度及回压的损失,确保井下压力平衡。人工干预措施以尽量缩短井下欠平衡的时间,未监测到有地层流体的侵入。为达到静液态平衡,打入密度为2.12的重泥浆塞 (特制的平衡泥浆塞)。由于在断开处以上的钻具中没有浮阀,当起钻并替换井内泥浆时,不间断循环系统 (CCS)被证明可以维持井筒内的压力。

打捞作业进行了数次,在成功打捞出落鱼前,还下了电缆测试工具。通过打入平衡泥浆塞,曾几次在控制压力钻井模式和普通钻井之间转换。由于泥浆中固相粒子的沉降,落鱼的顶部所处环空和钻具被堵塞,因此必须先清除堵塞物才能成功实施打捞,这延长了打捞作业的时间。在打捞作业过程中,控制压力钻井系统的设计灵活性及其可靠性得到充分的证明。

成功完成打捞后,继续采用控制压力钻井的方式钻穿油层,到测量井深6351 m完钻。平均钻井参数:机械钻速10 m/h,排量 (钻井泵)1000 L/min, (辅助泵)580 L/min,转速100 r/min,扭矩是45～58 kN·m。井下压力维持在当量泥浆密度1.92,节流阀的节流压力是1.4～1.6 MPa。在钻穿储层时,对多点进行地层压力测试,测试记录表明储层压力衰竭很大,且测到的最大地层亏空压力出现在下Ness地层,亏空值为12.4 MPa。

钻达目的井深后,评估完获取的数据,后续作业顺利转换为过平衡钻井方式,即常规钻井模式。

6 总结

6.1 实现高温高压环境下MPD压力自动控制

正常钻进和循环作业期间,MPD钻井系统将井眼压力变化增幅控制在0.04 MPa的范围内。MPD系统在钻高温高压井中,可以实施精确的压力自动控制。

6.2 成功配套应用不间断循环系统

在不间断循环系统安装调试结束后,完全可以在不中断井内循环的情况下接钻具。接钻具时,立管压力波动范围大约是0.6 MPa,比井下压力指示值低0.2 MPa,钻杆上卸扣的扭矩是63 kN·m。

当多次连接钻具时,停止泥浆循环。此时,当量循环密度减少到零,利用泥浆泵摘泵后的惯性并配合节流阀自动控制模式增加节流阀回压,用这样的方法维持井底压力。这种方法多在紧急情况下和在上部井段起下钻时使用。

6.3 LWD测量和随钻地层压力测试

要启动随钻测量系统 (LWD)中的地层压力测试功能 (FPWD),需要周期性地将泥浆泵排量从1000 L/min减到600 L/min,排量的定量变化可以启动FPWD工具进行压力测量。要补偿泥浆排量的这种变化造成的压力波动,单靠控压系统的自动控制难以达到稳定压力的目的,这就需要实施人工控制,并且产生结果过程具有可重复性。尽管利用人工干预的方式与井下工具进行通讯会产生±0.4 MPa的井下压力波动,但仍在±0.5 MPa的控制目标范围内。

6.4 钻井过程中的气体问题

在钻穿油层的过程中,没有观察到气体渗入或气侵。但仍然在钻进过程中有气体进入井内,根据记录,在泥浆中钻进气的浓度最高达到3%,泥浆循环量增加了400～500 L。滞后时间约是1小时。依据流量计的测量,相应的上返速度相当于300 L/min。

监测各参数是确定泥浆中侵入气体性质及其相关事故的最好方法,一旦钻进过程中进入井内的气体返回到地面,泥浆池液面和流速恢复到正常水平,对BHP没有影响。必要时,应停钻循环排放气体。在这种情况下,用BOP关井会使水力流型不稳定,产生更大的压力波动。明确判断是气侵或是地层其他流体侵入,有利于减少关井次数。

6.5 泥浆体系

所用泥浆配方基于大量的室内实验,其特点是具有低的当量循环密度,但同时在某种程度上牺牲低泥浆的悬浮性。最初的泥浆配方包括果壳材料,但施工过程中发现它会堵塞一些地面设备,因此没再使用。

泥浆中加入了大量的碳酸钙。正常循环时,没有发生问题。停止循环进行长时间的打捞作业时,在井斜57°的井段发现存在严重的固相颗粒沉降,严重影响了打捞作业的进行。

可见,该泥浆的固相粒子悬浮特性较差,因此在后续的作业中需要调整固相粒子的浓度和增加泥浆的悬浮能力,在优化当量循环密度 (ECD)和泥浆悬浮性能间获取较平衡、合理的方案。

6.6 流型和APWD读数

用随钻环空压力测试 (APWD)短节实时测量环空压力值。这些压力值主要用来校核流型,优化流型。在测试阶段,APWD读数有1.2 MPa的误差,经过仔细校核后,读数稳定。

在钻井过程中,流型分析结果和APWD读数之间有0.8～1 MPa的压力差值,由此可见校核的必要性。通过修正钻井液流变性输入值,两者之间的差值可以减至0.2 MPa,从而提高了精度。

当精度要求较高时,结果校核及APWD工具的误差值是非常重要的考虑因素。尽管流型的精度不断得到改善,但毕竟是有限的。可以比较来自APWD和FPWD(随钻地层压力测试)两个工具的压力读数值,这两个压力值是独立的,可与流型比较。对这些测量工具而言,准确性和误差依然需要关注。

6.7 静态钻井液密度

在作业开始阶段,依靠钻井液密度来尽可能减少出现欠平衡,并可以实现较小的回压。在实际的钻井过程中,当量循环密度比预计的高,只能逐步降低钻井液密度,这占用了大量的钻机时间。随着对MPD系统信心的增加,将会采用更低的钻井液密度,提高作业效率。实践表明,节流压力越高,节流阀控制的性能和辅助泵的功效越稳定。

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.3.009