套管钻井技术在盐丘井钻井中的应用

陶林 (中石化胜利石油局钻井工艺研究院设计所)

套管钻井技术在盐丘井钻井中的应用

陶林 (中石化胜利石油局钻井工艺研究院设计所)

在路易斯安那州南部Chachaloula盐丘油田附近钻常规井,由于地处湿地,需要从中央平台定向钻井。这些井经常会发生井壁失稳和漏失等井下故障,有些井采取多层侧钻钻达目的层,另一些井则未钻达目的层即弃井。对此,用套管钻井 (CwD)技术钻了两口井,井深与采用常规技术所钻的邻井相似。两口井成功地钻达目的层,与邻井的平均成本相比,第二口井节省了25%的费用。两口CwD井均采用旋转导向技术进行定向控制,钻过严重倾斜的岩层。套管钻井作业包括注水泥回填、侧钻,以及两次打捞作业回收发生故障的井下工具。上述作业期间均未起出套管,体现出套管钻井技术的多功能性。

套管钻井 盐丘井 工艺技术井下故障

1 前言

盐丘附近的构造圈闭是墨西哥海岸一带的最原始储层,盐丘附近的严重倾斜层和断层形成了良好的油气圈闭,不过构造应力的变化以及复杂的地质构造使得这一地区的钻井作业难度增大[1]。

路易斯安那州Lafourche教区的 Chachaloula穹窿就存在这样一个盐丘构造。该盐丘处于地下,约有20.7 km2,盐层顶部距地面不到305 m。该地区自1930年以来一直在开采石油和天然气,直到今天还在持续进行零星的钻井作业。井深约4 877 m的井可钻至盐层附近,但大多数井的井深不到2 743 m。目前在盐丘附近约有40口生产井。

盐丘位于湿地中,由于环境因素影响,井位受到限制。目前所钻的井大多是在现有公路附近的平台上完成的,以减少对环境的影响。

最近在盐丘南侧所钻的井出现了许多井下故障,例如由于井壁失稳及漏失而造成卡钻和侧钻,有几口井未钻达目的层即弃井。这些井的目的层是严重倾斜地层所形成的圈闭,圈闭与倾斜盐层面的截面夹角达80°,储层一般为盐体内局部异常的小断块,现在用较先进的地球物理学技术即可鉴别。图1为盐丘构造、两口CwD井的井位及最近完成的邻井。

图1 CwD井的井位及邻井的大致位置

2 套管钻井的钻机配置及技术优势

套管钻井技术主要具有两种优势,因此有助于钻盐丘井。首先,在其他地区已证实该技术可减少井下故障,对盐丘井似乎也具有同样的优势[2-3];其次,该技术可使用小型钻机进行施工,小型钻机所需的钻井平台较小,因此减少了对环境的影响[4]。作业公司应用套管钻井技术的主要目标并非为了减少成本,而是确保以预计成本钻达预定井深。

2.1 井下优势

套管钻井技术可用常规套管作钻柱,像正常钻井一样钻进。最初引入该技术是为了减少供应、维修和使用常规钻柱 (钻杆和钻铤)方面的时间和费用。不过,随着套管钻井技术的商业化,人们发现该技术可减少漏失和卡钻事故,这正是在钻盐丘井时遇到的主要问题。这一优势促进了套管钻井技术的应用。

套管钻井技术一般分为两种截然不同的类型——可回收井下工具组合和不可回收井下工具组合。由于用一个钻头不大可能钻完盐丘井的产层段(177.8 mm套管),因此只能使用可回收钻具组合。如果采用满眼井下钻具组合时井眼偏差不能控制在要求范围内,可回收系统还可使用导向工具。

在套管底部配备座底短节,回收底部钻具组合顶部的配套工具 (锁紧总成-DLA)即可回收底部钻具组合,锁紧总成可以锁定底部钻具组合及套管[5]。锁紧总成可提供锁定装置和与钢丝绳的接口,钢丝绳用于过套管传送底部钻具组合。盐丘井上所用的钢丝绳是12.7 mm辫状钢丝绳,作业张力上限约为6 804 kg。

钻进构造干扰地区 (例如邻近盐丘的地区)时,起下钻柱和下套管经常会发生井下故障。用绳索回收套管钻井系统可避免产生常规钻柱起下钻时所遇到的大多数井下故障。由于避免了抽汲,管柱对井壁的摩擦要轻得多。套管柱处于井下非常有利于井控,在坍塌地层可以更好地进行循环和管柱旋转。

井底是钻头过套管所钻的导眼段,导眼段之上是用扩眼器钻的稍大井眼,其井径足以下入套管,扩眼器通常位于套管鞋之下。导眼段的井深由底部钻具组合类型来确定,对于直井,导眼段可能只有几米,但对于用旋转导向工具所钻的定向井,导眼段很可能接近30 m。

2.2 使用小型钻机

在盐丘井应用套管钻井技术的第二个主要优势在于可以使用配备小型钻井液系统的小型钻机,在一个平台上就可以钻完所有的井。小型钻机的占地面积较小,套管钻井技术对环境的影响小于常规钻井技术。

图2和图3为钻井现场的钻机正面和背面图。钻井平台是用表面覆盖有复合板的砂砾建成的,所用钻机是专门为套管钻井而设计的模块钻机。

图2 钻井平台上的钻机正面

用水基钻井液钻井,最大密度1.32 g/cm3。钻机配备了闭环钻井液系统,避免向当地排放任何液体或固体。需要增加钻井液时,可以从附近的钻井液公司获取小型钻机用钻井液罐及钻井液。

从振动筛分离出的钻屑排放到钢制储罐中,从罐中回收液相,并用锥形旋流器、另一台振动筛和离心机进行处理,固相泵入密封集装箱中,运到填埋地点。

图3 钻机背面显示有固相储罐

3 钻井概况

用套管钻井技术钻了两口井,井深约2 195 m。两口井的表层均采用常规钻井技术钻至762 m,下入244.5 mm套管,然后用177.8 mm套管钻产层段至完钻。

在第一口井的钻进过程中以及第二口井开钻前,发现小型钻机的设计存在一些问题,需要改进。钻机存在的最大问题是闭环钻井液系统处理钻屑的能力不足,增加一套独立的固相控制装置可以解决这一问题。钻机发生的另一问题是第二口井修绞车花费了45 h,在此期间套管旋转和循环都正常进行。

两口井均成功钻达目的层。套管钻井技术可以很好地解决漏失和卡钻问题,用套管钻产层段期间未发生严重漏失。避免漏失是套管钻井技术的一个主要优势,这是因为套管边旋转边勉强通过井壁,机械压实了滤饼,并将钻屑磨碎挤进井壁表面,从而提高了滤饼的韧性[2]。

卡钻对作业的影响可忽略。底部钻具组合正常运行后,有几次套管发生暂时卡钻,每次都能轻松解卡,不过很显然,用常规钻柱钻井时卡钻是主要问题。

钻进期间,由于机械原因发生了几次漏失,还需要继续改进技术。如同任何新型作业一样,这两口井有一条经验曲线。第一口井花费的时间几乎与最糟糕的邻井一样多,第二口井花费的时间与最佳邻井大致相同。

第一口井使用旋转导向工具进行侧钻并控制井斜。定向性能准确无误,但费用较高,且发生机械故障,导致额外起下底部钻具组合。第二口井计划使用可转向电动机控制井斜,但没有可与套管钻井高效作业相配套的电动机,导致电动机动力不足,不能高效钻井[6]。钻入中等强度岩层385 m时,进行了四次起下钻更换井下电动机,一次起下钻更换发生故障的MWD,然后再次下入旋转导向工具完成钻井作业。

两口CwD井附近的6口已完成的邻井平均井深2 235 m,钻这6口井时进行了7次侧钻。第二口CwD井的费用低于最近所钻的5口常规井。

4 套管钻井发生意外故障的处理

常规钻井期间经常会遇到一些意外故障,如井下部件故障、钻具组合黏卡、定向工具不按规定导向、由于各种原因必须侧钻等等。采用套管钻井可减少某些故障,例如,已证实在许多情况下可以减少漏失,而且套管黏卡的风险非常小。不过,可能会遇到一些类似于常规钻柱钻井时所遇到的问题。

据估计,套管钻井时对于意外故障的处理方式可能少于常规钻柱钻井,处理井下故障的唯一方式或许就是终止套管钻井,恢复钻柱钻井。有些情况下这是最佳选择,不过,通过套管处理意外故障的可能性比预计的要好。

钻两口盐丘井时遇到了几次意外故障,大大影响了总钻时。尽管如此,这些井仍钻达砂岩目的层,未恢复钻柱钻进,对套管进行固井。下面将对这些故障进行介绍,总结在套管钻井期间正常情况下哪些意外故障无须使用钻柱即可处理。

4.1 过套管打入阻流段塞

第一口井钻177.8 mm套管段所用的底部钻具组合为“满眼导眼”组合,具体是 158.8mm PDC钻头+串联钻柱稳定器+第三个稳定器直接连接在225.4 mm(井眼直径)扩眼器下。扩眼器恰好位于套管鞋之下,用可回收锁紧总成连接到套管上,锁紧总成距套管鞋之上约6 m。在其他倾角较小的地区已证实这种组合可减少偏差。

该井钻至 1 067 m时井斜小于 2°,但钻至1 372 m时井斜增至4.5°。下入陀螺测斜仪,显示在高倾角地层该井开始降斜。继续钻进至1 981 m,另一次陀螺测斜显示,该井仍在继续降斜,可能在预计的水位以下井眼与砂岩目的层相交。决定提钻至1 615 m,挤注水泥浆塞,用垂直旋转导向工具侧钻。

决定侧钻后,起出底部钻具组合,调整钻井液性能,在井底挤注高黏段塞,将套管上提至1 615 m,泵入平衡水泥浆塞,然后将套管上提至水泥塞顶部 (1 372 m),循环排出受污染的钻井液,泵入加有坚果壳的高黏清洗液,将水泥浆顶替出座底短节,短节用于下一钻具组合。

水泥浆充分凝固后,用钢丝绳下入铣齿钻头组合,使之坐入座底短节,钻穿水泥塞顶部,准备侧钻。找到水泥塞顶部,钻过胶结良好的水泥塞至造斜点。这与以前磨铣套管的作业相一致。然后下入旋转导向组合,侧钻,以井斜控制方式钻进。

从决定注段塞回填到准备下入继续钻进的工具组合共耗时47 h,比用钻柱完成同样的作业稍快。

作业中使用的旋转导向钻具组合见图4,底部钻具组合和MWD装置的所有定向控制部件均位于225.4 mm扩眼器之下的158.8 mm导眼段[7],用PDC钻头侧钻。这套系统在水泥塞中侧钻毫无问题,井身垂直,井斜角小于1°。

图4 旋转导向工具底部钻具组合

过套管运行旋转导向工具或接收MWD测量信号都没有问题。旋转导向工具的导向块上有两处刺漏,钻该井段时需要用钢丝绳起下钻。

4.2 打捞钻头牙轮

第一口井用旋转导向工具钻至1 835 m(30.5 h钻260 m)后,压力降低了2.1 MPa,起出底部钻具组合,发现压力降低的原因是旋转导向工具的导向块,因为MWD检测发现振动较大。

更换旋转导向工具,下入底部钻具组合,与牙轮钻头相配合,以减少振动。41 h钻173 m后,钻井扭矩增大,再次发生压力降低。回收底部钻具组合,由于旋转导向工具上再次发生密封故障,钻头上的三个牙轮都掉落了。

这种情况下,落鱼一般都掉落在导眼底部,打捞作业的目标是清理导眼内的落鱼。扩眼器切削掉的岩层壁厚仅有33 mm,不大可能支撑落鱼。除了所有工具都用绳索起下井眼以外,冲洗钻头牙轮的程序与常规钻井相同。

三次起下 (磨铣、下喷射式打捞篮、下磁铁)后,显示井眼已净化,但磨铣牙轮钻头过程中扭矩较大,推测井眼中可能仍有落鱼。再次打捞,并用铣齿钻头钻进8.8 m,直至确定可以恢复PDC钻头安全钻井。

从这次故障中恢复正常钻进所需时间较长,但无须起下套管,用绳索回收装置即可顺利恢复作业。用常规组合钻进时如钻头牙轮掉落也会采用非常相似的方法来处理,至少要花费同样多的时间。

4.3 底部钻具组合脱扣

在第二口井的钻进中,用旋转导向工具和PDC钻头钻至2 175 m时压力降低了5.5 MPa。用钢丝绳将底部钻具组合起出,由于运转50 h后发生疲劳,扩眼器之下稳定器的顶部连接失效 (目前用一个串联稳定器代替这一连接)。

在绳索装置上配备打捞筒,下入并锁定在座底短节上。然后将套管钻井打捞装置下到落鱼的顶部,就会抓住落鱼。一旦确定抓住落鱼,即进行环空循环,上提套管确认导眼中的落鱼活动自如,然后用绳索从套管中回收打捞装置和落鱼。

以上所讨论的三个实例证实套管钻井系统具有多功能性,并介绍了如何处理常规故障而无须从井眼中起出钻柱 (套管)。不过有时也不能完全如此,例如底部钻具组合可能会卡在套管柱上,这时就不能用绳索回收。

底部钻具组合不能回收的故障较为少见。2001年以来的890次回收数据表明,商业井的回收成功率为96%[8]。设计了回收工具,能够多次起下并能从黏卡的底部钻具组合上慢慢松卡。可以在绳索上安装震击器,有助于解卡。如果这样还不行,必须起出套管时,从CwD井中起下套管要比从常规钻井的井眼中起下套管容易。

5 国内发展现状

套管钻井技术在世界逐步推广的同时,国内油田也开始了相关技术的研究与实践。

2002年[9],中国海洋石油有限公司首次将套管钻井技术应用到我国海域钻井作业中,在南海(文昌11-3-1井)和渤海领域 (辽东9-3-1井)2口探井中分别使用了508 mm和340 mm表层套管进行钻井,简化了井身结构,省略了繁杂的海上表层开钻的套管程序,而且用套管代替了海上的隔水导管,简化了作业程序。

吉林油田于2003年和2004年[10]分别进行了217.8 mm和139.7 mm套管钻井工艺技术试验,最终分别实现了1只244.5 mm P2钻头和1只215.9 mm PDC钻头打至完钻的目的,形成了适合吉林油田浅层开发井的套管钻井系统。

2003年[11],大港油田在滩海地区的预探直井庄5井,在使用隔水管的前提下,第一次开钻运用了339.7 mm套管钻井,钻进深度为550 m,缩短了整个钻井周期,降低了钻井成本。

胜利油田在浅海钻井中使用了套管钻井技术[12],垦东341井表层套管钻井的成功,表明该项技术能减少作业时间和降低钻井成本,特别适合于海上钻井中使用,可以简化作业程序,缩短钻井周期。研究认为,套管钻井的核心技术是专门设计的套管钻鞋,钻至设计井深后,可立刻进行固井作业。

大庆油田在分析套管钻井技术难点的基础上[13],设计了177.8 mm油层套管钻井、固井及测井工艺,同时研制配套了油层套管钻井专用工具,在葡浅32-1井和葡浅32-3井进行了现场试验。试验结果表明油层套管钻井技术能满足现场施工要求,而且与常规钻井技术相比,减少了井下事故,缩短了钻井周期,提高了机械钻速。在钻遇大段流沙层的情况下,没有发生下套管遇卡事故。

大港油田将339.7 mm套管钻井技术应用于批钻井中[14]。埕海一号平台13口井表层套管批钻井的应用结果表明,采用套管钻井技术可以缩短钻井周期,提高机械钻速,降低钻井成本,而且国产套管钻鞋的钻井指标已接近国外公司同类产品的技术水平,虽然成本相对较高,但批量生产后成本会显著降低。认为套管钻井技术特别适合于海上钻井及丛式批钻井,可简化作业程序,缩短钻井周期,有广阔的发展空间。

总之,套管钻井技术在国内许多油田已得到不同程度的应用,且已逐步研究出了适合国内地质构造的套管钻井系统。不过,该技术目前在国内还仅限于应用在表层套管和浅井,尚未应用于复杂地层如盐膏层钻井,还有待于深入探索。

6 结论与认识

在两口盐丘井的产层段应用了套管钻井技术,在这些地区用常规钻井技术会遇到很多问题。在这两口井中,常规钻井时井下所遇到的问题基本都能解决。由于解决了许多常见问题,其他诸如在该地区缺少实钻经验以及使用新型工具等方面的问题,大多都由于高效钻井而得以弥补。第二口井要比第一口井钻得快,与最近完成的常规井的平均成本相比节省了成本。如果解决了钻机停工和导向电动机方面的问题,第三口井的成本应该比最佳邻井还要低。

在两口井的套管钻井过程中,遇到了很多井下机械故障,用“过套管”技术进行处理,无须起下套管,也不会发生黏卡。实践表明,使用可回收套管钻井系统,钻柱钻井中经常出现的装置故障和意外故障大多都得以解决。

套管钻井成功地应用于盐丘井钻井,很可能是盐丘井钻井技术上的一次重大突破,在提高钻井时效、解决技术难题、降低成本方面进行了有益的探索,取得了很好的效果。

套管钻井是石油工业的一项新技术,为钻井设备和钻井工艺带来了新理念,预示着今后特殊钻井的发展方向。用钢丝绳起下井底钻具不用进行起下钻,井眼间隙缩小,井斜问题减少,不用下套管和起下钻柱,作业效率大大提高,回收式套管钻井技术仍然是今后套管钻井技术发展的目标。国内还应不断拓展套管钻井技术的应用领域,如盐膏层段、易漏区等复杂地层的钻井施工中,利用其固有的技术优势,致力于解决井下常见复杂情况,使我国的套管钻井技术上一个新台阶。

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10.3969/j.issn.1002-641X.2010.10.007

2009-11-12)