中古8控压钻井实践与认识.pdf

78 钻 采 工 艺 DRI I I NG ＆ PR0DUCT 1 0N T EC HN0L 0GY 2 0 0 9年 3 月 1V I a r c h 2 o o 9 表 2 井 口组合与试 压 试压压力 试压时间 泄漏情况 名称 规范 1 l P a ra i n MP a 双闸板 2 F Z 3 5 7 O 7 0 3 O 0 防喷器 上 0 1 2 7 ， 下 D 8 9 单闸板 防喷器 F Z 3 5 7 0 全封 7 0 3 O 0 环形 F H 3 5 3 5 ／ 7 0 4 9 3 O O 防喷器 放喷 l O 3 O 0 管线 旋转 F X 3 5 1 7 ． 5 ／ 3 5 l 2 1 0 0 防喷器 动密封 三、 溢流及井涌的经过与处理 1 ． 溢流过程与处理 1 ． 1 溢 流 经 过 2 0 0 8 年 7月 1 6 E t 0 8 1 0控压钻进至井深 6 1 3 0 ． 3 0 m， 钻 井液入 口相对密度 1 ． 1 1 ， 出口相对密度 1 ． 0 5～ 1 ． 1 0 ， 钻时 1 8 ra i n 1 1 m i n ， 钻压 5 0 ． 0 3 0 ． 0 k N， 液面上涨 0 ． 9 m ， 立 即关 井， 压力基本平稳后， 立压 0 M P a 钻 具上有 浮阀 ， 套压 9． 5 MPa 。 1 ． 2处理 方法 根据顶开浮阀测得 的立压及钻具 内外容积 钻具 内容积 约 4 2 m 、 环空容积 约 1 2 7 m ， 配相对 密度 1 ． 1 5的压 井液 2 0 0 ． 0 m ， 用工程师法节流循环压井 ， 入 口相对 密度 1 ． 1 5 ， 泵 压 1 2 ． 0～1 4 ． 0 MP a ， 由于套压上升 较快被迫关 井 关 井套 压 9 ． 5 t 1 7 ． 5 M P a 。 为降低排污过程中井口压力， 根据邻近井的相关资料， 配相对密度 1 ． 2 8的压井液 1 7 0 ． 0 m ， 用水泥车反推压井液 7 0 ． 0 m ， 正推压井液 2 5 ． 0 m ， 停泵观察立套压均为0 M P a ， 然后控制立压 ， 用相对密度 1 ． 1 8的钻 井液正循环节 流排污 ， T G最高3 9 ． 2 3 ％ ， C ， 最高 1 5 ． 0 3 ％， 经分离器点火， 焰高 1～ 9 m， 硫化氢检测仪检测到最高硫化氢含量为 2 5 8 m g ／ I ， 这时 井漏比较 严重 ， 漏速最大 4 9 ． 8 m ／ h ， 井 IZ l 失返 。 排污后现 场实施控压强钻 ， 至井深 6 1 3 1 ． 8 0 m处 ， 放空 1 ． 5 0 m， 由于井漏严重， 现场钻井液储备有限， 决定关井配堵 漏钻井液堵漏。带压起钻至井深 6 0 9 5 ． 0 3 m， 第一次从钻具 内注入相对密度 1 ． 1 8的随 钻堵 漏钻 井液 2 2 ． 0 m ， 出 口无 返， 关井观察， 立压 6 ． 0 M P a ， 套压6 ． 2 MP a ， 用声波测环空液 面， 液面在井V I 。现场组织反循环管线、 增调泥浆储备罐上 井并安装。 为了降低立压， 关井， 第二次正挤相对密度 1 ． 2 1钻井液 1 ． 1 m ， 立压由 1 2 ． 2 T 1 8 ． 4 1V I P a ， 套压由 1 1 ． 6 t 1 7 ． 0 M P a 。 通过第二次正挤的压力变化， 证明堵漏有效， 用节流管 汇节流泄套压， 分离器出II见泥浆立即关井， 套压由 1 6 ． 0 8 ． 0 MP a ， 但立压未降。 重新节流循环压井 ， 泵入相对密度 1 ． 2 1 的压井 液 1 1 3 ． 0 m 。 ，返 出压井液 1 0 6 ． 5 m ， 漏失压井液 6 ． 5 m ， 返 出压井液相 对密度 1 ． 1 7～ 0 ． 8 0， T G最高7 7 ． 4 8 ％， C i 最高 1 7 ． 8 9 1 7 ％， 开 井静止观察， 出IZ I 无外溢， 压井成功。通过液面监测仪监测 起钻探伤。本次溢流压井， 溢流8 ． 9 m 、 共漏失钻井液3 8 8 ． 4 m ， 浪费时间 9 d 。 2 ． 井涌过程与处理 2 ． 1 并 涌 经过 2 0 0 8- 0 7 2 7下钻划眼 至井深 6 1 2 9 ． 6 0 m， 开泵循 环 、 测后效 ， 发现井漏 ， 出口失返 ， 静止观察 ， 出 口有线 流 ， 关井观 察， 立压 0 l P a 钻具内有浮阀 ， 套压为0 lP a 。继续控压钻 进 ， 至井深 6 1 3 3 ． 9 1 m处钻具上 提下放划 眼困难 ， 打钻加钻 压困难， 钻井液从旋转控制头胶芯冲出转盘面 1 0 m， 井口大 方瓦冲 出转盘面 ， 立刻关井 ， 立压 0 MP a 钻 具内有浮 阀 ， 套 压 2 3 ． O M P a 从 压井管汇套压 表上发现 ， 检查井涌的原 因是 在控压钻进过程中， 节流管汇套压表下通道堵塞 ， 套压显示 为零 ， 给现场工作人员造成假象 ， 造成井 涌。 2 ． 2处理 过 程 环空挤入密度 1 ． 2 1 g ／c m 钻井液 2 7 m ， 套压由8 2 ． 0 MP a ， 关井观察， 立压0 b l P a 钻具内有浮阀 ， 套压 4 ． 0 MP a ， 小排量节流循环压井， 发现井漏， 平均漏速 1 3 ． 5 m ／ h 。经分 离器点火， 桔黄色火焰焰高2～ 4 m， 有黑烟， 出口缓冲池检测 硫化氢浓度 5 m g ／ I 。 四、 控压钻进 在“ 井涌过程与处理” 作业中， 旋转控制头胶芯被冲坏， 通过调节环形防喷器控制压力带压起下钻具完成胶芯更换 环形的控制压力调为 3 MP a 。 继续控压钻进至井深 6 1 3 5 ． 5 4 m， 其中井深 6 1 3 3 ． 9 1～ 6 1 3 5 ． 4 1 m 1 ． 5 0 m 为放空井段 ， 套压 0 ． 5十 6 ． 0 MP a ， 平均 漏速 1 7 ． 6 m ／ h 。 由于套压上升较快， 关井观察 ， 套压 6 ． 0 f 9 ． 0 M P a ， 小排量节流循环 压井 ， 循环排 污不成 功 ， 反 挤 密度 1 ． 3 5 g ／e m 压井液 6 1 ． 3 m ， 套压由9 ． 0 0 ． 6 l I P a 。 下放钻具探至井深 6 1 3 6 ． 1 O m无阻， 接单根开泵钻进至 井深 6 1 4 5 ． 5 8 I n 放空 0 ． 7 4 m ， 出 E l 未返 ， 反复划 眼 5次 ， 停 转盘下放钻具均在井 深 6 1 3 9 ． 0 m遇 阻 1 0 0 k N并发生溢流 ， 立 即关井 ， 套压 2 ． 5 MP a 。 由于钻进比较困难 ， 继续钻进安全风险比较大， 上级要 求就此完钻， 下部作业计划 起钻 ， 下机桥， 0 1 7 8套管到井 口， 换采油四通和井 口， 随钻电测完后起钻， 下完井管柱， 转 入试油作业 。 五 、 吊灌起钻 由于该井又喷又漏， 给起钻工作带来巨大困难， 特别是 在起钻铤过程中， 井口有失控的风险。 第一 阶段起钻 没有准确检测到漏喷 的平衡点 正挤入 密度 1 ． 3 0 g ／ c m 钻井液 5 m ， 反挤入 密度 1 ． 3 0 g ／ c m 钻井液 1 0 m ， 套压由4 ． 0 0 ． 4 MP a ， 关井观察， 套压由0 ． 4 T 3 ． 0 MP a ， 又反挤入密度 1 ． 3 0 g ／ c m 钻井液 9 5 m ， 套压 由 3 ． 0 0 MP a ， 正挤入密度 1 ． 3 0 g , c m 钻井液 3 0 m ， 套压 0 MP a 环空 液面监测距井 12 1 4 5 5 m ， 起钻 至 5 8 1 4 ． 3 3 m溢 流 0 ． 2 1 1 1 3 ， 关 井观察， 套压由3 ． 5 f 4 ． 0 MP a 。 下转第 9 l页 第 3 2卷 V0 1 ． 3 2 第 2 期 N o ． 2 钻 采 工 艺 D R I UL I N G＆P R O D U C 1 “1 ON T E C HN O L O G Y 91 m， 最大井斜 3 8 ． 0 4 。 ， 水平 位移 7 6 4 ． 9 0 m时 ， 起钻换钻 头 ， 下 钻过程中在 1 0 0 0 m遇 阻开 始划 眼 ， 至 1 1 4 0 m划 眼 困难。 根据测斜数据分析在 1 0 8 8 m出新眼。 悬空侧钻点选择在 1 0 8 6 ． 4 6 m处 ， 井斜 6 ． 7 。 ， 老眼下部 为6 。 ／ 1 0 0 m， 要找到老眼， 所需造斜率要求高， 悬空侧钻钻具 组合选用 1 。 3 0 的单弯螺杆定向造斜复合钻具组合。 在确定 悬空侧 钻靶点 时 ， 考 虑无 线 与多点有 一点误 差 ， 靶点 A、 C采用无线数据， 靶点 B采用多点数据 见表 3 、 表 4 。 1 0 8 6 ． 46 m开始悬空侧钻 ， 复合钻进至 1 1 7 4 m时放空 ， 起钻下人领跟公锥 加重钻杆划眼至井底 ， 正常后超钻换牙 轮通井至井底 。 继续钻进 。 四、 认识与体会 1 采用悬空侧钻定向找老眼技术是一种使定向井出新 眼事故损失降至最小的有效的手段。 2 原井眼轨迹数据准确、 悬空侧钻过程的井身轨迹控 制及预测准确是悬空侧钻找老眼成功的关键 。 3 采用悬空侧钻找 寻老眼技术 ， 从侧钻 到找 回老 眼的 井段越短越好 ， 进入老眼时两井眼交叉的角度越小越好。 4 完井电测前调整好钻井液性能， 搞好短起下钻； 通井 时应下入与原井眼相适应的钻具组 合 ； 在上部 松软地层应尽 量减少转盘转和开泵时间是防止出新眼的有效措施。 编辑 黄晓川 上接第 7 8页 第二阶段起钻 在起到井口时漏喷平衡点在改变， 没有 及时增加吊灌量 吊灌起 钻至井 深 1 4 0 4 m发现 溢流 0 ． 2 m ， 关井套压6 ． 2 T 7 ． 4 MP a ， 反挤 1 ． 3 0 g ／ c m 钻井液 2 1 ． 0 m ， 套压7 ． 4 0 MP a ， 在关井过程中， 套压由0 T 5 ． 0 MP a ， 配 高黏压井液起钻 。 第三阶段成功起完钻 正挤 1 ． 3 5 g ／ c m 压 井液 7 m ， 反 挤 1 ． 3 0 g ／ c m 高黏压井液 1 0 0 m ， 套压 4 ． 0 0 MP a ， 吊灌 起 钻完， 紧接着吊灌钻井液下机桥坐封， 回接 0 1 7 8套管到井 口， 下完井试油管柱。全井累计漏失钻井液 2 1 5 4 ． 2 m 。 六、 控压作业工程技术难点 1 钻遇大裂缝 ， 地层沟通 比较好 ， 井 漏严重 ， 继续钻进 井控风险较大， 钻井液大量漏人地层， 油气层污染严重。 2 本井堵漏 两次 ， 效果 不理想 ； 加 之 内防喷工具 在井 口附近， 无法实施带压起钻作业 。 3 本井井漏严 重 ， 井 口压力上 窜较快 ， 给起 钻带 来一 定的难度和风险， 特别是在起钻铤时发生溢流， 如强接防喷 单根不成功 ， 钻具 内外处于失控状态。 4 控压钻井时 0 1 7 8套管未回接到井 口， 井 内钻具组 合为0 8 90 1 2 7复合钻具， 井口只安装 0 8 90 1 2 7半封 闸 板各一套， 由于 0 1 2 7半封闸板长期关井、 环形经常带压活动 钻具， 存在井口关井密封失效的风险。 5 本井发生环形防喷器胶芯小块脱落， 堵塞节流阀和 循环通道 ， 造成套压表无法正常显示 ， 给节流循环 、 压 井带 来 不便 。 6 本井 一度 浮阀失效 ， 立压达到 2 0 M P a时 ， 方钻杆 下 旋塞关不上， 需及时采取正确措施降压， 否则严重威胁立管 和水龙带的安全。 7 井队原钻机泥浆罐总容积无法满足因井漏所需的 钻井液供给， 前线物质供应困难， 现场人员不足。 8 液面检测仪在性能、 压力级别、 防爆、 远程控制、 可 靠性等都受到一定限制， 液面监测功能不能得到有效发挥。 9 该井含硫化氢， 在节流压井过程中最高硫化氢含量 达到2 5 8 m g ／ L ， 从安全角度考虑， 采取了压回法压井 ， 而地 层连通性比较好， 每次反推不仅造成大量的钻井液漏失， 而 且地层反复被激活。 七、 结论与认识 1 在漏喷同层、 油气非常活跃的高含硫井， 采用旋转 控制头控压钻进过 程中 ， 最好 在地层微漏状 态下进 行 ， 否则 进入井筒 内的含硫 油气量较 多， 井 口控 压较高 ， 不 利于 安全 作业； 在地面和井内钻井设备都不防硫的情况下， 采用循环 压井不太理想， 容易引起钻具破坏， 造成井下事故和地面井 控装备失控 ， 如果条件允许 ， 建议采取 压回法压井。 2 在起钻时应利用液面检测仪监测液面起钻， 摸索出 漏喷液面近平衡点 ， 掌握一定的规律， 在液面降到一定的高 度时灌人适量的钻井液， 使地层处于微漏状态下起钻。 3 对恶性井 漏 的产层 ， 在不具 备钻 杆完井 的情 况下 ， 可采取一定的暂堵技术封堵漏失层后进行后续作业， 以减少 钻井液消耗量。同时根据漏速储备充足的钻井液和罐， 以备 打钻和起下钻使用。本井钻井液罐储备为井筒容积的5倍。 4 井 口有压 的情况 下 ， 更 换旋 转控 制头胶 芯 ， 需 通过 调节环形防喷器控制压力上提、 下放钻具完成更换作业， 环 形控制压力以钻井液微渗到不渗时为宜。 5 井口安装控制头时， 为让液面监测仪充分发挥其功 效， 建议将液面检测仪接在防喷器的旁通 口并试压合格， 再 行起钻等作业。 6 在节流循环压井中， 根据立压、 套压 、 液面变化及时 调整节流阀开度是 至关 重要 的环 节。本井初 次压井节 流阀 未控制好， 钻井液液面上涨 8 m 后关井， 使套压迅速上升到 1 7 ． 5 M P a ， 给后续压井工作 造成 困难 。 7 钻开目的层的钻具组合中至少有 1只内方喷工具 安装在钻头位置附近， 以使在井下复杂的情况下具备带压起 钻的条件， 防患失控的危险。 8 在欠平衡钻进 中， 可能 发生胶 心掉块堵塞循环 通道 上的压力表， 建议在节流 、 压井管汇以外装设 比如套管头 处 录井压力传感器， 以免因压力缺失发生误导。 编辑 黄晓川 J