非螺杆井眼轨迹调整技术在冀东油田的应用

2014-06-27杨灿蔺玉水李伟汪胜武李哲宇中石油渤海钻探工程有限公司第一钻井工程分公司天津300280

长江大学学报(自科版) 2014年32期

杨灿,蔺玉水,李伟汪胜武,李哲宇(中石油渤海钻探工程有限公司第一钻井工程分公司,天津 300280)

非螺杆井眼轨迹调整技术在冀东油田的应用

杨灿,蔺玉水,李伟汪胜武,李哲宇(中石油渤海钻探工程有限公司第一钻井工程分公司,天津 300280)

在深井、结构复杂定向井钻进过程中,受井型、泥浆技术、地层温度和地层特殊岩性的影响,常规定向钻具的使用受到限制。因此,在深井、结构复杂井中采用非螺杆井眼轨迹调整技术来实现井眼轨迹调控显得尤为重要。从井型特点、泥浆条件、地层温度等方面对冀东油田实施非螺杆井眼轨迹调整技术的必要性进行了分析,并详细介绍了该技术在冀东油田的具体应用情况。现场施工表明,在冀东油田地层较复杂地区应用单稳定器钻具组合调整井眼轨迹,既能保证井下安全,又能实现良好的井眼轨迹,因而选择单稳定器钻具组合较为合适;通过调整钟摆臂的长度和稳定器直径,并运用合理钻压,不需应用螺杆定向功能即可完成井眼轨迹的调整。

钻井工艺;钻具组合;井眼轨迹;井身结构

随着石油开发的进一步深入,冀东油田的深井、超深井、大位移井已逐渐成为主要钻探井型。在钻井生产中,井眼轨迹控制是保证井身质量的一项重要技术。冀东油田尤其是南堡区块的井型都具有早定向、长段稳斜、四或五段制井身结构等特点,钻井过程中托压严重,采用螺杆钻具定向纠斜调整轨迹的难度大,易发生粘卡,且一旦卡钻,则处理难度和成本都很大。此外,东营组、沙河街组及奥陶系地层常钻遇断层、漏失层和特殊岩性,下入螺杆后对处理井下复杂的安全性极为不利。因此,在井深超过3000m后,一般采用非螺杆轨迹调整技术来实现轨迹控制要求。非螺杆井眼轨迹调整技术,即在不使用螺杆定向功能的前提下对稳斜段或稳斜后续井段进行井眼轨迹的调校技术,按照钻具组合划分,可将该技术分为常规钻具技术和动力钻具技术[1-3]。下面,笔者对非螺杆井眼轨迹调整技术在冀东油田的应用问题进行了探讨。

1 采用非螺杆井眼轨迹调整技术的必要性

1.1 井型特点

近年来,冀东油田新建井的井型特点主要如下:①早定向。一开为表层,在二开井段即开始定向,特别是人工岛、沿海开发井,定向始点井深大多在600m以内;②稳斜段长。稳斜段超过3000m的井逐渐增多,如NP3-20井稳斜段长达4686m;③多段制井型,其中水平井、五段制井、双增双稳井逐渐增多(见表1)。鉴于上述特点,有必要在该研究区实施非螺杆井眼轨迹调整技术。

表1 2011～2013年冀东油田部分井井身结构特点表

1.2 泥浆条件

由于探井、地质技术要求以及钻井成本的限制,冀东油田对钻井液体系、荧光级别、电阻率大小、添加药品成分和润滑剂(原油)产区等的重视程度逐渐提高,要求第四系、第三系地层井段均采用非油基钻井液钻进[4]。由于钻井液的维护受到很大限制,致使钻井液的润滑性能不能完全满足定向钻井的需求,采用井下动力钻具定向将显著增加井下粘卡风险,而使用非螺杆井眼轨迹调整技术时,对钻井液性能的要求相对较低,只要达到钻井液的常规性能要求并具有良好的携岩和润滑效果,即可以进行实施。

1.3 地层温度

在冀东油田区域内,下第三系地层温度约190℃(如NP32-3646井),而钻穿下第三系地层后,地层温度将高于200℃(如NP3-80井、NP3-81井)。地层温度高,使得螺杆和LWD在井底的工作效率降低,加之地层复杂(见表2),若生产仪器落井则处理成本难以估量。采用非螺杆井眼轨迹调整技术后,完全可以避免上述因素造成的不良影响和损失。

表2 冀东油田部分井地层复杂情况记录表

2 井眼轨迹调整技术的现场应用

2.1 常规钻具技术

实施常规钻具调整井眼轨迹技术时,多采用与稳定器相结合的方式进行,通过改变稳定器的安放位置和尺寸以及钻压大小来调整井眼轨迹[5]。在钻进过程中,当井斜发生变化、方位基本稳定前提下,可以通过使用近钻头、钟摆等钻具组合进行校正。

1)稳斜段的轨迹调整 NP32-3646井为一口双增双稳井,从266m开始造斜,至730m造斜至设计的29.18°。稳斜钻进至3522m时,即使动力钻具钻压减小至20k N,依然不能控制井斜的增长(井斜已经达到32.75°)。按设计要求,井斜不能超过设计要求3°,因而必须进行降斜来调整轨迹。若采用螺杆定向调整轨迹,由于稳斜段长2800m,托压严重,且加入润滑剂效果不明显,因而采取小钟摆钻具组合的方式降斜,降斜钻具组合如下:∅311.1mmPDC钻头×0.4m+630/630接头×0.92m+∅203短钻铤×6.44m+631/631浮阀×0.48m+∅304mm稳定器×0.58m+其他。钟摆臂L1长7.84m,稳定器直径为∅304mm,钻进中钻压为20～40k N,转速为70r/min,在3522～3617m钻进过程中,井斜降至28.1°,降斜率为1.55°/30m。此时钻压即使低于20k N,井斜依然有下降的趋势,且井斜已经低于设计线,因此该钻具组合不适合继续钻进,需要更换稳斜微增的钻具组合:∅311.1mm PDC钻头× 0.4m+630/630×0.92m+∅203短钻铤×2.89m+∅304mm稳定器×0.58m+其他。钟摆臂L2长3.81m,稳定器直径为∅304mm,钻压为40k N,转速为70r/min。在3617～3853m钻进过程中,井斜实现稳斜微增,且井斜控制在设计允许之内(见图1)。

图1 非螺杆井眼轨迹调整效果图

而NP306X2井在钻进至4189m时,井斜增长过快,利用小钻压无法抑制井斜增长,即将达到设计要求的井斜3°偏差范围上限。由于早造斜、长稳斜、泥浆性能等原因,无法通过螺杆定向调整井斜,因而采用稳斜微降钻具组合: ∅311.1mm PDC钻头×0.32m+630/ 630接头×0.93m+∅203mm短钻铤× 5.51m+∅306mm稳定器×0.60m+其他。钟摆臂L3长6.44m,稳定器直径为∅306mm,钻压为50～60k N,转速为90r/min,在井深4167～4316m钻进过程中,井斜实现稳斜微降,井斜控制在设计允许之内(见图1)。

由上述实例可知,通过调整钟摆臂的长度和稳定器直径,并运用合理钻压,不需应用螺杆定向功能即可完成井眼轨迹的调整。

2)多段制井二次增斜多段制井是指大于三段制的井,包括先增后降型、双增双稳型、双增水平井型等类型[6]。NP32-3646井为典型双增双稳型井,设计在716m增斜至29.18°,进而稳斜至4515m后再次增斜至33.2°。在实际钻进中,使用螺杆增斜至4612m后,若继续增斜难度大,且井斜安全风险高,因而采用非螺杆井眼轨迹调整技术,具体钻具组合如下:∅215.9mm牙轮钻头×0.25m+430/410接头×1.26m+411/410浮阀×0.5m+∅204mm稳定器×1.54m+其他。钟摆臂L4长1.74m,稳定器直径为∅204mm,钻压为80k N,转速为60r/min,使井底形成增斜趋势。考虑增斜幅度仅有3°,不可长时间进行大钻压作业,以免井斜增长过快。从井深4612m钻进至4317m后,起出增斜钻具换为动力钻具,复合钻进后井斜逐渐上升至33.2°,最终达到了快速增斜的目的。

2.2 动力钻具技术

实施动力钻具技术时,在钻具组合中携带螺杆并通过改变稳定器尺寸和钻压大小来实现井眼轨迹调整,其中螺杆仅仅作为提供切削地层的动力工具。NP3-80井是一口五段制定向井,在实际作业中, 3597～4353m为降斜段,没用采用定向降斜,而是采取“直螺杆+稳定器”的方式造斜,与钟摆钻具降斜相同,钻具组合为:∅311.1mm PDC×0.5m+∅203mm直螺杆×8.55m+∅306mm稳定器× 0.7m+其他。钟摆臂长8.55m,为标准降斜钻具。钻进中以小于40k N的钻压钻进,井斜从33.2°降至6°,降斜率为1.08°/30m,与设计要求的降斜率1.0°/30m基本吻合。

在NP32-3646井215.9mm井眼中,于4665～4944m井段采用螺杆(自带∅208mm稳定器)+ ∅201mm稳定器进行复合钻进,钻压控制在20k N以内,井斜从31.75°增至35.36°,增斜率为0.4°/30m。如果增加钻压,则增斜率会进一步加大。钻井实践表明,通过远欠于螺杆稳定器尺寸的“稳定器+螺杆”组合,可以起到增斜调整轨迹的作用。在4944～5400m井段中,为了能够起到稳斜微降的效果,选取与螺杆自带稳定器尺寸相同的∅208mm稳定器,施加40k N的钻压,采取复合钻进的方式,井斜从35.36°降至30.92°,降斜率为0.29°/30m,从而收到了稳斜微降的效果。

在调整井眼轨迹时,通过选择远欠于螺杆稳定器尺寸的稳定器实现增斜,通过选择不小于或微欠于螺杆稳定器尺寸的稳定器实现降斜,并根据增/降斜率大小,施加合理的钻压,最终达到井眼轨迹调整地目的。