UAQ海上气田钻井实践.pdf

第 3 3卷 第 6期 2 0 1 1 年 1 1月 石 油 钻 采 工 艺 OI L DRI L LI NG P R0DUCTI ON TECHNOLOGY Vo 1 ． 3 3 No ． 6 NO V ．2 01 1 文章编 号 1 0 0 07 3 9 32 0 1 1 0 6 0 0 2 3 0 6 UAQ海上气 田钻井实践 吴 玉 禄 刘 跃俊 中石化石油勘探开发有限公司， 北京 1 0 0 0 3 1 摘要UAQ海上气田在开发利用3口先导井眼的过程 中， 面临导管架安装误差及气体泄漏情况下的海底泥面回接、 定向 钻遇坍塌性页岩层 Na h r Umr 层、 高温高压酸性气藏中的4 8 0 0 m深钻短半径水平井完井等难题。为此， 采用了割除影响严重的 导向孔、 优选回接工具、 套管钻孔后环空注水泥封堵气体泄漏、 页岩层定向配套钻井技术以及短半径水平井配套钻井技术和高 温高压酸性气藏完井配套技术， 3口井成功实施泥面回接 ， 有效控制了气体泄漏， 顺利钻穿Na h r Umr 页岩层， 3口短半径水平井 造斜率达 2 8 ． 5 。 ／ 3 0 m， 并安全高效完井取得 了平均单井 9 3 x 1 0 m ／ d的高产。对在 U AQ气田应用的泥面回接、 气体泄漏处理、 N a h r Umr 页岩钻进、 短半径水平井以及酸性气藏的完井技术及实施过程进行了分析与描述， 以供类似钻完井作业参考。 关键词 U AQ气田；泥面回接；气体泄漏；页岩坍塌； 短半径； 完井 中图分类号 T E 2 4 3 文献标识码 A Dr i l l i n g p r a c t i c e i n U AQ o f f s h o r e g a s fi e l d W U Y u lu ， L I U Y u u n S i n o e h e m P e t r o l e u m E P C o ． ， L t d , B e ij i n g 1 0 0 0 3 1 ， C h i n a A b s t r a c t UA Q o ff s h o r e g a s fi e l d wa s d e v e l o p e d o n 3 r e e n t r y w e l l s ． T o o v e r c o me t h e d i f fi c u l t i e s o f mu d l i n e t i e - b a c k o n c o n d i t i o n o f j a c k e t mi s a l i g n me n t ， g a s l e a k ， t h e p e n e t r a t i o n o f s l o u g h i n g s h a l e f o r ma t i o n Na h r U mr , d r i l l i n g s h o r t r a d i u s h o r i z o n t a l we l l a t t h e d e p th of 48 00 m ， a nd s o ur g a s fie l d c o mpl e t i on ，s ome m e a s u r es we r e t ak e n，s uc h a s c ut t i ng h a rm f ul g ui di ng ho l e s ， t i e ba c k t o ol o pt i mi z a t i o n， a n n u l a r c e m e n t s q u e e z i n g t o b l o c k g a s l e ak a g e ， a s s o r t e d Na h r Umr s h a l e d r i l l i n g t e c h n i q u e ， a s s o rt e d s h o r t r a d i u s h o r i z o n t a l we l l d r i l l i n g t e c h n i q u e ， a n d a s s o r t e d s o u r g a s fi e l d c o mp l e t i o n t e c hn i q u e ． By t h e me a s ur e s a b o v e ， t h e t h r e e we l l s wa s s u c c e s s fu l i n mu d l i n e t i e b a c k ， g a s l e a k a g e c o n t r o l ， an d p e n e tr a t i n g Na h r Umr s h a l e f o rm a t i o n ． Th e t hr e e s h o rt r a d i u s h o r i z o n t a l we l l s we r e k i c k e d o ff b y 2 8 ． 5 d e g r e e p e r 3 0 m， a n d c o mp l e t e d s a f e a n d e ffi c i e n t l ywi t hh i g hp r o d u c t i o n o f 9 3 x1 0 m ／ dp e r we l 1 ． Ke y wo r d s U AQ g a s fi e l d ； mu d l i n e t i e b a c k ； g a s l e a k a g e ； s h a l e c o l l a p s e ； s h o r t r a d i u s ； c o mp l e t i o n UAQ气 田位于波斯湾海上 ， 距离阿联酋海岸约 2 5 k m， 水 深 3 4 m， UA Q气 田地质储量 为 1 3 6 1 0 m ， 目的层为 白垩系的 T h a ma ma 碳 酸岩 ， 埋深 4 7 0 0 m， 气藏温度 1 6 0℃， 气藏压力 5 4 MP a ， 压力系数 1 ． 1 7 g ／ c m ， CO ， 含量 7 ． 2 ％， H ， S含量 7 0 0 mg ／ L 。 UAQ一 1 及 UA Q一 2井 为 2 0世纪 7 O年代的发现 井 ， UAQ一 3 、 U AQ． 4及 UAQ 一 5井为 同一海底基盘上 的开发井， 于 2 0 0 1 --2 0 0 2 年钻井并临时弃井。其中 UAQ ． 3 、 UAQ ． 5井 02 1 6 mm井 眼 以井斜 4 1 4 3 。 钻 至 T h a ma ma 储层顶部并下入 01 7 8 m n 3 尾管后 临时 弃井 ， U AQ一 4井 02 4 4 ． 5 mm套管 以 1 1 。 井斜坐于距 T h a ma ma顶垂 向约 2 0 0 m的 Ar u ma Hi g h Ga mma 地 层后 临时弃井 。 U AQ气 田开发 利用 U AQ． 3 、 UA Q- 4及 U AQ- 5 井先导井眼、 通过建造安装无人值守平台、 在导管架 安装误差以及气体泄漏情况下的海底泥面 回接、 气 体泄漏处理 、 Na h r Umr 页岩坍塌盖层的钻进 、 01 4 9 ． 2 mm井眼短半径水平井钻进以及碳酸岩酸性气藏完 井 、 酸化放喷后于 2 0 0 8年 5 月投产 ， 目前 气 田 3口 井 日产天然气 2 8 3 X 1 0 m ， 日产凝析油 6 0 m 。 作者简介吴玉禄， 1 9 8 4 年毕业于石油大学石油工程专业， 总工程师， 教授级高级工程师。电话0 1 0 5 9 5 6 8 5 6 0 。 2 4 石油钻采工艺 2 0 1 1年 1 1月 第 3 3卷 第 6期 1 技术难点 1 ． 1 泥面回接困难 1 导管架安装误差较大。U AQ气 田水深 3 4 m， 导管架高 3 8 ． 3 m， 海面下有 3 层导管导向孔 一 6 ． 5 m、 一 1 8 ． 5 m、 一3 0 ． 5 m ， 海面上有一层导管导 向孔 4 ． 5 m 。导管架安装后导管架上导向孔与 07 6 2 m m 泥 面悬挂器在水平方向存在约 2 3 c m的误差， 导管架 自身也向平台西北有 0 ． 3 5 。 的倾斜。 2 水下井 口发现气体泄漏。2 0 0 7年 1 月 1 8日 在对 U A Q海底井口测量时发现 U A Q ． 3 井有气体泄 漏， 气泡从泥面井口帽连续渗出， 初步计算气体泄漏 速度约为 1 ．3 5 m ／ d 。套管、 导管在回接到平台上后 需要切割方能装套管头、 油管头， 那么在气体环境下 如何切割导管是个难题。 3 U AQ一 5井 05 0 8 mm 泥 面 悬 挂 器 已 切 除。 因 03 3 9 ． 7 mm套管在 固井时水泥返到 0 5 0 8 mm泥 面悬 挂器 ， 2 0 0 2年 临时弃井 时无 法正常 回收 0 5 0 8 mm导管 ， 自泥面悬挂器 以下割掉。如果 回接 0 5 0 8 mm需要卡瓦式回接工具 ， 回接后回接管柱强度也将 受影响。 1 ． 2 Na h r Umr泥页岩不稳定 T h a ma ma 的盖层 Na h r U mr 层垂 向厚度为 9 0 m， 在南 Ar a b i a G u l f 地区 ， Na h r Umr 页岩不稳定问题很 普遍 ， 不稳定的结果是埋钻具及侧钻。 在 U AQ气 田、 A j ma n海上 气 田以及 D u b a i 的 Ma r g h a m 油 田都 频 繁发生过 Na h r Um r 层 的卡钻事故 ， 其 中 A j ma n ． 1 井 侧钻 3次才成功下套管 ， 钻井报告 中频繁报导 Na h r Umr 层大量的裂片及块状井塌， 塌块 的尺寸达到 1 4 c m 以上 。 而 UA Q一 4井 还没有钻遇 Na h r U mr 层 ， 需要钻 遇并在 Na h r U mr 内定向钻进 。 1 - 3 短半径水平井 井深 4 8 0 0 m钻短半径水平井主要难点 1 测 点滞后 、 轨迹控 制难。短半径 水平 井造 斜井段短、 造斜率高， 测点滞后问题显得尤为突出 MWD距钻头 1 1 m ， 造斜率预测不准 ， 调整困难 ， 增 加 了井眼轨迹控制的难度。 2 井底温度高 1 6 0℃ 。MWD／ L WD测量 、 测 井仪易受温度的影响而数据失真。 3 易发生钻柱 “ 自锁” 。短半径水平井造斜段 井眼曲率大 ， 井眼不规则 、 易发生 “ 自锁” ， 水平段虽 采用旋转钻进， 井眼相对规则， 但随着水平段长度的 增加， 摩擦力也不断增大， 存在钻柱 “ 自锁” 现象， 钻 压难以施加 。 4 钻具疲劳破坏。采用旋转方式钻进时， 处于 高曲率井段的钻柱， 受到较大弯曲应力影响， 易发生 疲劳破坏 ， 导致井下复杂。 1 ． 4 酸性气 田完井 国内部分油气 田碳酸岩地层水平井因为井塌现 象普遍， 部分井已改裸眼完井为衬管完井， U A Q气 田如果选择衬管完井， 管柱能否顺利通过井深 4 8 0 0 1T I 处的短半径造斜段， U A Q气田完井方式如何选择 都 比较困难。U A Q气藏压力 5 4 MP a ， 气田C O ， 含 量 7 ． 2 ％， H， s含量 7 0 0 mg ／ L， 酸性气 藏如何进行组 合完井管柱及防腐等都有较大的难度。 2 设计方案 2 ． 1 泥面回接方案 1 割掉影响严重的导 向孔 。经过对 回接管柱进 行 了强度 、 稳定性 以及热力分析认 为在 目前安装误 差范 围内回接 05 0 8 mm x 03 3 9 ． 7 mm02 4 4 ． 5 mm 可行， 但导管架最下层 一 3 0 ． 5 m 的导管导向孑 L 必 须割掉 ；UAQ ． 5 井 因为将回接 0 7 6 2 mm导管 ， 须将 水面 以下 3层导管 导向孔割掉 ， 割掉后 的导 向孔将 在钻井完毕后按新设计重新安装 以免影响导管架 的 稳定性 。 2 优选 回接工具。0 7 6 2 mi l l 导管应用 Q u i c k - J 快速接头 ， Qu i c k ． J 型快速接头对扣后只需左转 回接 管柱 1 ／ 8圈即可密封。套管回接工具优先使用开 口 弹簧型连接器。 3 U A Q 一 3 井气体泄漏下的回接措施。装井口 采用冷切割 ；在未知 0 2 4 4 ． 5 mm套管帽下是否有压 力的情况下首先安装封井器 并试压 ， 如果 0 2 4 4 ． 5 1T i m 套管 内有高压 可采取置换法 或硬顶法压井 ， 如 果套管内没有气体泄漏可先下入 2 3 0 0 1T I 水泥塞面 压井管柱及封隔器 ， 封隔器坐封于井深 l 5 0 m， 确保 井下安全后 ， 再进行 02 4 4 ． 5 mm套管 回接 ， 装井 口。 针对 UA Q． 5 井 0 5 0 8 mm泥 面悬挂器 已切 除 ， 购置了卡瓦式回接工具， 以备 0 7 6 2 mm导管回接出 现意外时 ， 可以回接 05 0 8 mm套管。 2 ． 2 井口气体泄漏处理方案 1 气源及泄漏通道分析。对钻井资料分析后认 为气源很有可能是 U p p e r P e b d e h 气体 ， 该气体特性 为高压低气量 ， 最可能的泄漏通道为 02 4 4 ． 5 mm套 管环空。 吴玉禄等 U AQ海上气田钻 井实践 2 5 通 过 对 UAQ 一 3 、 UAQ ． 4 、 UA Q一 5等 3口 井 已 钻 井 资 料 分 析 ， Up p e r P e b d e h为 高 压 预 计 压 力 5 5 MP a 、 低 渗 透、 低气 量 气 源。U A Q 一 3 井 U p p e r P e b d e h层 位 于 02 4 4 ． 5 mm套 管 的分 级箍 处 2 6 7 0 m ， 分级箍在固井后试压不成功， 3 次挤水泥也没能 成 功挤封 ， 在 U AQ一 3井 的 O 2 1 6 mm井 眼钻井 过程 中 U p p e r P e b d e h气体不断 自分级箍处窜入井眼内 0 2 4 4 ． 5 mm套管内 。 从水泥配方、 水泥浆量及固井工艺来判断， 0 7 6 2 mm、 05 0 8 rai n及 0 3 3 9 ． 7 mm套 管水泥返 出地面或 泥面， 固井作业过程正常， 其环空存在气体泄漏通道 的几率较小 ；而 0 2 4 4 ． 5 mm 套管二 级 固井施工 过 程 中出现较为严重的漏失 ， 漏失量为 4 2 1 T I ， 假设漏 失全为水泥浆漏失 ， 水泥返高 2 1 0 0 m 设计 6 0 0 m ， 0 2 4 4 ． 5 mm套管环空泄漏通道可能性大；临时弃井 后在 0 2 4 4 ． 5 m m套管内， 虽然分级箍处不密封， 但分 级箍 以上置有桥塞及 1 5 0 m 的水泥塞 ， 该水泥塞 1 7 MP a 试压合格， 在井 口0 2 4 4 ． 5 m m套管帽内还有回 压阀做为第 3 道障碍， 所以0 2 4 4 ．5 m m套管内气体 泄漏可能性小 。 而 O1 7 8 m m套 管封 隔的 Ma u d d u d气源 以及 O1 7 8 mm 套管 以下 T h a ma ma 产 层气 源 因为 O1 7 8 mm套管固井质量较好上窜 的可能性较小 。 因此 认 为 U p p e r P e b d e h气 源 自 0 2 4 4 ． 5 mm 套 管环空泄漏 的可能性较大。 2 气体泄漏处理方案。为避免在生产过程 中因 气井泄漏进行修井作业， 必须在钻井过程中对气体 泄漏进行封堵。针对 0 2 4 4 ．5 m m套管环空气体泄 漏的最大可能情 况 ， 制订了如下处理方案 测 0 2 4 4 ．5 mm套管环空水泥返高， 确保在上方 无水泥处对 02 4 4 ． 5 mm套管钻孑 L 。环空注水泥 ， 回 接 O1 7 8 mm及 O1 9 3 ． 7 mm套管到井 口并 固井 ， 对钻 孔孔眼以及 0 2 4 4 ． 5 mm套管分级箍进行封堵。 2 ． 3 Na h r Umr 泥页岩钻井方案 2 ． 3 ． 1 Na h r U mr 不稳 定 分析 1 机械不稳定性。Na h r ll r n r 层显 出很高 的薄 片层理状 ， 各 向异性的迭片结构是 Na h r Um r页岩失 效的主要原 因， 特别是在斜井 ， 页岩碎片灾难性地 自 层理面脱落。 2 化学不稳定性 。是导致 Na h r u m r 层不稳定 的重要因素， N a h r u m r 层的主要矿物是蒙脱石、 高岭 石。当 Na h r u mr 岩心浸泡在 5 ％ 的盐水 中， 样 品立 即破碎并恶化。 2 _ 3 ． 2 主要钻井因素与事故统计 1 井斜 与卡钻事故。大部分井井斜 在 6 0 。 以 下， 其 中井斜 3 0 。 以下的井基本不发生卡钻事故， 3 0 ～ 6 O 。 ， 随着井斜的增加， 卡钻事故发生的频率增 加。其 中U A Q 一 3 、 U A Q ． 5 井钻穿 N a h r U m r 的井斜 分别 4 1 。 与4 3 。 ， 所以U A Q 一 4 井 N a h r U m r 井斜也不 宜超过 4 5 。 。 2 钻井液密度与卡钻事故。钻井液体系调查显 示， 随着钻井液密度的增加， 卡钻事故的频率随之增 加。增加钻井液密度是为避免机械井塌， 然而邻井 的数据可 以看出增加钻井液密度没有提高井壁的稳 定性反而加快了井眼的恶化。因为钻井液密度较高 ， 压差增大， 导致钻井液更容易渗入页岩层， 加剧了页 岩 的化学不稳定性。 3 地层浸泡时间。成像测井及井径测井显示 N a h r U m r 的失效也取决于浸泡时间， 浅井及快速钻 进往往 比深井 、 浸泡时间长的井成功。 2 ． 4 Na h r U mr 层的防塌钻井设计 1 井眼轨迹设计。为降低在目的层 T h a m a ma 内 的造 斜 压 力 ， Na h r Um r 应 大 角 度 穿 越 ， 但 Na h r U mr 层页岩井斜越大 ， 塌坍越严重 ， 设计 以 4 5 。 钻越 Na h r Umr ， 并且不在该地层造斜。即 O 2 1 6 mm井眼 自02 4 4 ． 5 mm套管脚井斜 1 1 ． 6 1 。 、 方位 3 1 5 ． 7 5 。 开始 在 Ar u ma ／ Ma u d d u d 层 以 9 ． 0 。 ／ 3 0 1 T I 的造斜率造斜 扭方位 ， 在 Na h r U mr 顶造斜到 4 5 。 方位 3 6 0 。 ， 之后 在 Na h r Umr 稳斜 、 稳方位钻入 T h a ma ma 层约 4 ． 5 m， 下 O1 7 8 mm套管固井。 2 钻井 液 体 系 与性 能。考 虑 到油基 钻 井 液 物流较 为复杂 ， 处 理成本高 ， 设计 采用抑制 防塌性 强 、 润滑性好 的氯化 钾聚 乙二 醇钻井液 体系 K C 1 As p h a s o l G l y d r i l 。钻井液密度 设计为 1 ． 4 4 ～ 1 ． 5 6 g ／ c m ， 严格控制失水 ， 尽量缩短地层 的浸泡时间。 2 ． 5 短半径水平井方案 UA Q的 3口短半径水平井设计方案如下。 1 L WD ／ MWD测量及测井仪器 的选择。采用 MWD及伽马、 电阻率 、 声波等随钻测井 L wD 配以 O1 2 1 mm外径的钻铤滑动通过 3 6 。 ／ 3 0 m 的造斜 段， 旋转通过 l 5 。 ／ 3 0 1T I 的斜段。鉴于 L WD仪器 昂贵以及造斜段的测井作业可以在下水平段稳斜钻 具时进行 ， 造斜段不带 L WD。 目前 MWD、 L WD的 工 作 温 度 为 1 5 0 ℃， 而 T h a ma ma 地 层温度 1 6 0℃， 循环温度 低于 1 5 0 。 所以正常情况下温度不会对井下仪器造成影响。 2 6 石油钻采工艺2 0 1 1 年 1 1月 第 3 3卷 第 6期 2 螺杆及钻头的选择 。为了降低钻头与套管接 触力以免划伤套管 ， 将 O1 5 2 ． 4 mm钻头改为 O1 4 9 ． 2 m m， 另外牙轮钻头相对于 P D C钻头定向性能较好， 所 以选择 O1 4 9 ． 2 mm的牙轮钻头进行定 向钻进。 短半径水平井定 向螺杆 主要有单弯 、 双弯和铰 链式 3 种， 经分析认为选择单弯螺杆较好， 单弯螺杆 造斜率稳定， 成本最低， 比较适合曲率半径 5 8 m左 右的短半径施工需要。 在稳定 的石灰岩地层定 向， 由于井 眼扩大率很 小 ， 造斜率明显高于泥岩和砂岩地层 ， O1 4 9 ． 2 mm井 眼造斜率为 3 0 。 ／ 3 0 m 的短半径井 ， 井斜为 4 0 ～ 5 0 。 选用 2 ． 5 ～ 2 ． 7 5 。 的 O1 2 1 mm螺杆。 3 钻 具结 构。造 斜段 钻具结 构 O1 4 9 ． 2 mm S m i t h 4 4 7 钻头 0 1 2 1 m m螺杆 2 ． 6 。 浮 阀 无磁钻铤 O1 2 1 mm循环阀 08 9 mm加重钻杆 O1 2 l mm震击器 08 9 m m加 重钻杆 0 8 9 mm钻 杆 ， MWD距钻头 l 1 ． 2 m， 伽马距钻头 1 2 ． 9 m。 水平段钻具结构为 01 2 7 ． 8 mm S mi t h 4 3 7钻 头 O1 2 l mm螺杆 1 ． 1 5 。浮 阀 O1 2 1 mmL WD 08 9 mm加重钻杆 O1 2 1 mm震击器 08 9 mm加 重 钻杆 08 9 mm钻杆 。MWD距 钻头 1 2 m， 伽 马 距 钻头 1 8 ． 4 m， 电阻率距钻 头 1 6 ． 2 m， 声波距钻 头 2 4． 2 m 。 造斜段采取软着陆。造斜段造斜到 8 5 。 起 出换水 平段钻进钻具。 为了在水平段能够随时控制井 眼轨迹 ， 水平段 钻具 的螺杆 必须 有一 定 的弯度 ， UAQ取 1 ． 1 5 。 ， 而 1 ． 1 5 。 的螺杆滑动钻进时的造斜率通常为 9 ～ 1 3 。 ／ 3 0 m；随钻震击器距钻头 5 5 m， 钻具首先将滑动钻 进 5 5 m， 如果全力增斜 自8 5 。 到 9 0 。 ， 只需要滑动 1 0 m， 之后为了保障井眼轨迹垂向上不上下波动 井斜 角稳定 ， 滑动过程中将进行水平扭方位。一旦 随钻 震击器进入水平段将改为旋转钻进模式。 1 正常情况下水平段每柱进行 1 次静态测量 ， 如需要可加密测量点 。 2 水平段每柱钻完后进行 1 ～ 2次划 眼， 2 ～ 3个 立柱进行 1 次短起下钻 ， 以助破坏岩屑床 ， 清洗井眼 ， 以避免钻柱 自锁 、 加不上钻压。 3 0 8 9 mm钻杆选钢级 S 1 3 5 ， 且入井前进行检 测， 凡在短半径井段进行过旋转钻井的， 下一口井将 不再入井。 2 ． 6 完井方式与完井管柱设计 1 裸 眼 完 井 方 式。 经 过 调 查 ， 中东 地 区 以 T h a ma ma 碳酸盐岩为储层 的油气井特别是水平井 ， 大部分为裸眼完井， 部分裸眼井已经有 2 0 年的历史 ， 均没有 目的层坍塌现象， 并且 目前这些油气田的新 钻水平井仍然采用裸眼完井， 即使是在压力衰竭的 S a j a a 气田， 也仍然采用水平井裸眼完井， 所以U A Q 完井方式选择裸眼完井。 2 o1 1 4 - 3 mm完井管柱 。 完井管柱尺寸的选择 ， 因预计单井产量约 1 0 0 1 0 m ， 根据经验油管 的尺 寸应选择 O1 1 4 ． 3 mm。 3 防腐材质。根据气藏压力、 C O ， 含量、 H ， s含 量 、 分压值 ， 应 选择 NI C 3 2 完 井 管柱材 料 ， UA Q气 田选择 了与 NI C 3 2类同的 D MV9 2 8材料 ， 其镍含量 3 2 ％， 铬含量 2 7 ％， 钼含量 3 ． 5 ％， 完井管柱部件选择 为镍合金 I n c o n e l 7 1 8 或 I n c o l o y 8 2 5 ， 完井管柱中尽 量少用橡胶材料。 4 完井管柱组合。自平衡式油管回收安全阀 因应用无人生产平 台， 推荐应用油管 回收式安伞 阀 且是 自平衡式， 油管 回收式安全 阀内径大且 安全可 靠 ， 开井时不需要对安全 阀以上油管进行憋压 。 “ 一 趟钻” 完井管柱 。常规的 “ 两趟钻” 完井管 柱 ， 在替完完井液后坐封下部完井管柱 ， 封隔裸眼井 段 ， 然后再下上部 的完井管柱 ， 这种技术对密封组合 要求高且需要深度调节作业 ， 故不推荐 “ 一趟钻”完 井管柱 ， 密封组合始终不离开抛光座圈， 也不需要深 度调节作业 ， 节约钻机作业时间。 可回收式永久封隔器 。因为可回收永久式封隔 器不需要磨铣 ， 作业简便。 3 实施效果 3 ． 1泥面 回接 U AQ一 4井 05 0 8 m l T l 套管 回接历 时 4 ． 2 d 。第 1 次勉强对扣后 ， 试压不成功 ， 准备倒扣， 反转 1 ． 2 5圈， 起 出回接管柱 ， 回接管柱 意外从第 4根套管处 水 深 7 m 倒开 ， 在潜水员 的协助下 ， 对扣试压， 回接管 柱试压仍不成功 ， 逐步上提到 2 5 t 时， 回接管柱上跳 脱扣， 起 出回接管柱 ， 发现回接工具的弹簧丝扣 圈及 1 只橡胶密封圈落井 ， 潜水员入水 ， 在 0 7 6 2 mm泥面 悬挂器内发现 了拉伸 变形 的弹簧丝扣 圈， 在井 口周 围泥面找到掉落的橡胶密封圈。经过再次对泥面悬 挂器进行 喷洗后 ， 下人 05 0 8 mm的 回接管柱 ， 对接 并试压成功 ， 时间损失约 3 d 。 UAQ ． 5井首先试验 了切 割最 下层 导管导 向孔 ～3 0 ． 5 m 的回接， 历时 1 ． 6 d ， 没能成功回接 ， 经过对 吴玉禄等 U AQ海上气田钻 井实践 2 7 6 ． 5 m及 一1 8 ． 5 m 的导 向孔 进行切 割 ， 回接 07 6 2 mm导管较为顺利。 U A Q 一 3 井首次实施 0 5 0 8 1T I1T I 导管对扣， 经多次 紧扣及试压， 试压不成功， 倒出回接管柱， 发现 1 条 约 1 5 C l T I 长橡胶 密封圈卡于 回接工具 的弹簧丝扣圈 内。更换密封圈后再下人 05 0 8 mm 回接管柱 ， 成功 回接。造成时间损失约 1 d 。 U A Q 一 3 井气体泄漏， 各层套管的回接后采用冷 切割方式割套管。回接 0 2 4 4 ． 5 m m套管前装封井器 并试压 7 0 MP a ， 接带插杆 的 0 2 4 4 ． 5 mm套管帽回收 工具， 套管内观察最高到4 ． 1 MP a 的压力 ， 经反复观 察、 泄压发现套管内外气体泄漏量很小， 下带封隔器 压井管柱， 通井到 2 5 0 0 m， 循环替套管内 1 ．2 6 g ／ c ln 3 抑制性海水为 1 ． 9 8 g ／ c m 压井钻井液后 ， 坐封隔器于 1 5 0 m深处， 在确保井下安全后进行 0 2 4 4 ． 5 mm套 管 的泥面回接以及装井 口， 封井器再次安装 、 试压后 方起出井 内压井管柱。 3 ． 2 气体泄漏处理 1 开井过程对气体泄漏的判断。0 2 4 4 ．5 m m套 管回接前安装了封井器， 并对环形及闸板分别进行 了 3 5 MP a 及 7 0 MP a 压力测试 。下人带插杆套管帽 回收工具后 ， 插杆成功插入 02 4 4 ． 5 mm套管帽回压 阀， 在转动卸套管帽时， 出现井筒压力异常， 自1 0 月 1 9 E t 1 5 0 0到 l 0月 2 1 E t 1 0 0 0共计 1 ． 8 d时问 ， 多次对钻杆及套管进行卸压观察， 最大关井立压为 4 ． 5 MP a ， 最大立管压力为 2 ． 3 MP a ， 卸压时钻杆及套 管内均有天然气及盐水排出， 其中自钻杆内排出约 1 - 3 m 盐水 ， 自套管 内排 出约 3 m 盐水。2 0日 1 8 0 0 之前立压上升较快 ， 之后立管压力为零不变 ， 套管 压力有缓慢稳定的上涨。 当观察 到 套管 压力 上 升较 慢 ， 钻 杆压 力稳 定 为零 ， 开井后没有溢流 ， 井下情况稳定后 ， 开始进行 02 4 4 ． 5 mm套管的回接作业 。 2 0 0 7年 1月海底勘查 时发现 的气体泄 漏属于 套管环空的气体泄漏；套管内也存在着气体上窜通 道， U p p e r P e b d e h 气体通过 0 2 4 4 ．5 m m套管双级箍、 桥塞及 1 5 0 I l l 的水 泥塞 的微裂缝缓慢 向上滑脱 ， 经 过 5 年的时间最终聚集在 0 2 4 4 ． 5 mm 套管帽下形成 高压 顶开 回压 阀 4 ． 5 MP a 。 2 环空堵漏方案的实施。根据固井质量测井解 释结果 ， 将钻孔点选在 6 7 0 1T I 井深 ， 采用套管钻孔工 具钻 6个 07 mm孔 眼后循环 固井 。按计划进行 了 1 7 8 mmO1 9 3 ． 7 ml ／ 1 管柱的 回接 ， 并对其 套管环 空进行了固井作业 。 3 ． 3 Na h r Umr 泥页岩的稳定性 卡 钻 发 生 U AQ一 4井 O2 1 6 mm井 眼 定 向钻 进到 N a h r U m r 顶没达到设计井斜 4 5 。 及设计方 位 3 6 0 。， 平均 造斜 率 7 ． 8 。 ／ 3 0 1 T I ， 没有 达到 预期 平均造斜率 9 ． 0 7 。 ／ 3 0 m。如果要以井斜 4 5 。 进入 T h a m a m a 就必须在 N a h r U m r 层造斜。在 N a h r U m r 段继续增斜扭方位， 到井深 4 8 6 5 m， 进入 T h a m a m a 层 4 ． 5 m后井斜增加到4 7 ．6 。 ， 方位达 2 ． 5 。 ， N a h r U m r 井段平均造斜率为 1 ． 8 。 ／ 3 0 m。钻进过程 中， 现场 观察到振动筛上返 出大量 A r u ma 及 Na h r U mr 地层 泥页岩塌块 ， 采取 了逐步将钻井液密度 由 1 ．4 4 g ／ c m 提高到 1 ．6 8 g ／ c m 3 的措施， 但最终在通井过程中于 Na h r Um r 层发生卡钻。 侧钻成功 O2 1 6 mm钻头 O1 7 1 ． 5 ml i l 高速螺 杆 1 ． 8 3 。 钻至 Na h r Umr 顶 ， 井斜增到 4 6 。 ， 方位扭 至 3 3 8 。 ， 平均造斜率 1 2 ．4 。 ／ 3 0 m， 起钻换稳斜钻 具。1 ． 1 5 。 、 O1 7 1 ．5 n q lT I 高速螺杆， 稳斜稳方位钻穿 Na h r U mr 泥岩段并进入 T h a ma ma 4 ． 5 m， 井底井斜 4 6 o ， 方位 3 3 9 ． 6 o 。经短起下钻 、 循环后起钻 。 UAQ 一 4井 O 2 1 6 mm侧钻过程 中吸取了前井眼 卡钻的教训 ， 主要采取了以下措施。 1 Na h r U mr 井段不造斜 。方位角将扭到 3 5 0 。 而不是原计划 3 6 0 。 ， 扭方位将在 O1 4 9 ． 2 mm井眼的 软着陆过程中执行 ， 以降低造斜段的全角变化率， 减 小 Ma d d u d的造斜压 力。井斜 一次在 Na h r U mr 顶 增加 到 4 6 。 ， 在 Na h r U r n r 井段采用旋转钻进模式 ， 尽量做到轨迹平滑以降低井眼的复杂程度。 2 改进钻井液性能 。钻井液密度维持在 1 ． 4 4 g ／ c m ， 相对 于 I ． 6 8 g ／ c m 井底压差 降低 了 1 0 ． 3 MP a ， 从而降低了失水 ， 减少 了页岩水化化学反应 。 提 高 钻 井 液抑 制 性。1 8 k g ／ m S p h a s o l 磺 化 树 脂以及 3 k g ／ m P A C聚阴离子纤维素为基本的泥页 岩抑制 剂 ， 2 ． 5 ％G l y c o l 聚 乙二醇 以及 8 k g ／ m Mi x 2 F i n e 提高滤饼的润滑性及协助桥堵 Na h r Umr 泥页 岩微裂缝 ， 将 AP I 失水控制 为 2 ． 2 mL ／ 3 0 mi n ， 这减 少 了泥页岩的水化膨胀。 增加段塞清洗效果。由原来每次 6 m 提高到每 次 8 m ， 从而把段塞长度由 1 4 0 m提高到 2 0 0 m， 且 为避免引起压力波动， 高黏段塞不增加钻井液密度， 如此增加了清洗效果 。 3 缩 短地 层浸 泡 时 间。在 原 0 2 1 6 mm井 眼 钻进过程 中， 为了卡准 T h a ma ma顶 ， 进行 了多次循 2 8 石油钻采工艺 2 0 1 1 年 l 1月 第 3 3卷 第 6 期 环， 地质观察、 处理钻井液、 打示踪剂、 起钻前循环等 共计 时间超过 2 4 h 。 自打开 Na h r Umr 到卡钻共计 地层 浸泡 时间为 3 ． 7 5 d 。侧钻过 程 中 自打开 Na h r Umr 到开始下尾管 共 2 d时间 ， 减少了地层的浸泡 时间。 3 ． 4 短半径水平井方案实施 造斜段2 ．6 。 、 O 1 2 1 m m的弯螺杆配以钻压 1 0 t ， 转速 1 3 5 r ／ rai n ， 排量 1 6 L ／ s ， 泵压 l 5 ～ 2 8 MP a的钻 井参数， 取得了较好的造斜效果， 平均造斜率为 2 8 ．5 。 ／ 3 0m。3口井的造斜情况见表 1 。 表 1 U AQ． 3 、 U A Q一 4及 U AQ 一 5井的造斜情况统计 水平段1 ． 1 5 。 、 101 2 1