荷兰海上连续油管钻井实例.pdf

， 连 2橐 带 ， 晦 』 ， 瞄井 技 术 兰 ， 2 5 荷 兰 海 上 连 续 油 管 钻 井 实 例 c7 丁 M C Gu n n i n g h a m 等 引言 A MB一2 O 3井 位 于 A me [ a n dO o s t油 田 的西北侧 。该油 田地处 A me l a n d岛的下 面， 恰好离开荷兰北海岸。这 口油井最初在 1 9 9 1 年和 1 9 9 2年 由 A M 一 2小型 平 台钻成 ，并 在赤底统 上 S [ o c h t e r e n砂岩的所有 六个 层段 上完井。该井于 1 9 9 2年 3月开始采油 直到 1 9 9 2年 1 0月，只有顶部层段即层段 1出油。 层段 2是一个页岩层。下 面的层段 3至层段 6 ，已经进行了射孔 ，但是没有油流 由于基 岩渗透率太低 0． 2 md ，于 1 9 9 2年 l 1月 对该井进行 了水力压裂。虽然产量显著提高， 但随后 便迅速下 降。该井于 1 9 9 3年 5月关 井。对 A ME 2 0 3井的特性进行了分析 ，建议 回填该井并进行侧钻。 1 9 9 5年 ，侧钻 形成 了 AME 一2 0 3 A井。 在该 井 的 钻 进 过 程 中，大 约 有 2 5 0 m3的 L r r B M 低毒油基泥浆漏失进 了赤底统上 S l o c h t e r e n砂 岩地 的天然裂缝 中。这 个损耗 由泵人的防漏剂和触变性水 泥来 弥补。对该 井进行了水力压裂 ，然而 当压裂作业后进行 自喷洗井 时，却形成 了 “ 油泥 ” ，这种 “ 油 泥”使油井 完全不 能 生产。室 内试 验表 明 “ 油泥”很可能是由于压裂液与丧失瘩地层中 的 L T O B M 不相容造成的。试 图清除这些 张 辉李 军译 一 一睁％旁0 牵根生棱 “ 油泥” ，但没有成功。该井被迫停止生产。 根据地层倾角测井 曲线和对 当地地震特 征的分析 ，侧钻过程中所遇到的裂缝应为东 一 西走 向。 于是决定 沿 向北 方向重新 侧钻 ， 以试图横穿这些裂缝。为了防止钻井液流失 ． 在完井期间，将用连续油管 c T钻进油气 藏井段 。这项技术 的优点是 ，在均匀井后起 出连续油管前 ，无需解决循环漏失 问题。损 失的泥浆量会更少且无需泵人防漏剂或水泥 ， 而裂缝体系会保持张开。然后对油井进行卸 载、洗井 如果需要 的话 ，使用 C T和氮 ， 开始采油 该井是裸 眼完井 ，从而使裂缝体 系的油流人井潜能最大化。如果不发生漏失， 可以在裸 眼层段安装一个钻前村管 ，以便将 来长期的开发油层段 。由测井导 出的地层强 度表明地层得到巩固且不会失效。 对 A ME 一2 0 3井考虑使用欠平衡 C T钻 进 ，可这种方案由于银多限制条件而有它的 局限性。产出的烃类不得不在环境允许的方 式下进行处理 、控制 和分解。A 咖卜 2平台 位于一个环境敏感地区，对夜间发光有限制。 这种限制会对顺利钻进有显著影响 ，因为钻 井作业在黑暗的条件下将不得不停止。 排除了欠平衡钻井 ，人们计 划用 C T进 行微超平衡侧钻。由于 AME 2是一个小型 平台，其 甲板上不能支持比钢丝绞车更重的 维普资讯 国外钻井技术 第十六卷．1 9 9 8 苹第 6 辩 设备 因此 ，使用 了一部钻机来进行作业。 预先计划 该项 目的预先计划段包括两个主要内容 1 ．陆上试验 陆上试验于 1 9 9 6年 8月份 在荷 兰 E m- me n d一 口 5 0 r n深 、下有 7 套管的井内进行 。 陆上试验方 案包括下列作业 1 用外径 为 2 的 C T进行循环加载直 至破坏的试验，来校正 CT寿命预测模式 ； 2 实时测 量 c T的外 径 、壁 厚及 椭圆 度 ； 3 演练应用外径 为 3 的 C T钻井底部 钻具组合 C TI B HA ； 4 校正钻并水力模型并确定通过 2 外 径的 和 B HA来 循环钻井液 所造成 的压 降。 C T设备安装在 现 场，1 0 0 k的 CT。 注人 头安装在位于井上的一个工作架上 。 2 ．结果 用 C T寿命预测模 式对 2 外径 C T进行 循环加载测试。试验证实 控制油管寿命的 主要 因素有 1 弯曲半径 ； 2 内压； 3 管径与壁厚 ； 4 管材性能 。 实时 cT检查 监控 装置 安装 在滚 筒上。 数据采样率设为一秒钟一次。该 装置给出了 油管工作 寿命 预测 的高级验 收 标准。直到 C T的外径 增大超 过 丁 1 4 ％ 2 ． 2 8 ，实时 监控才告结束。这时 ，移开装在匀绕机构上 的 检查监控装置及套筒 ，循环 油管直至 损坏。在整个循环测试过程 中 要 记录手工 测量的油管外径 以验证电动测试的结果。 把 口 B HA下人井内。这个过程证实了 上面的处理程序 ，并且测试 丁花键连接器和 马达 头组 合。然 后把 和井 眼被 置换 为 1 ． 4 k g／ t 的 L T OB M，以每分钟 1 8 9 ～3 7 8升 泥浆进行循环测试 ，以验证水力模型 考查钻机 项 目组考查了 自升式钻井平 台，并 向井 队人员介绍 了关于钻 机安装与操作 的有关事 宜 项 目组 接受了井 队人员的建议，将其纳 入详尽的钻并计划。在 钻井作业开始前 ， 海上 c T钻井项 目组用 1 c T取 代 A r f l e L a n d平台 AME 2 0 1和 A ME 2 0 4井上的预制滤 砂管。 钻机安装项 目准备了一套详尽 的 钻 井作业程序。钻机安装需要 一个超平衡钻井 程序包和一个油井 羽 j 试程序包，以防遇到钻 井液漏失。利用振动筛 、泥浆池和节流管 汇 进行钻井作业。其他所有地 面设 备都运到钻 机上 ，并安装在悬臂式 甲板 和钻机组 的主甲 板上。地面系统包括下列主要设备 1 2 “ C T钻机组 4 5 4 0 0 k g提升能力 ； 2 两台橇装三缸高压泵； 3 氮泵与氮罐； 4 一个 2 外径的 C T钻井工作管柱 ； 5 4 防喷 器 B OP 、环空 防喷 器 和法兰隔水管 ； 6 7， 剪切密封 BO P； 7 流入管汇与流出管汇； 8 随钻测量系统 I v I WD船舱和 CT 数据采集系统船舱 ； 9 节流管汇 6 9 MP a ； I O 两台砂滤器 6 9 MP a ； 1 1 热交换器 ； 1 2 测试分离器 1 4 、 5 MP a ； 1 3 计量罐 0 、 3 5 MP a ； 1 4 缓 冲罐 O ． 3 5 MP a 。 两套独立的紧急关井系统也装在钻机上。 其中一套专 门用于钻井阶段 另一套 用于油 井 测试 阶段 。 为防止 L T O B M 的泄漏，采取如下 防范 措施 1 在所有设备和采油树上安装滴盘； 2 安装带 滤网和流量计 的管汇 ，并在 装运之前进行压力测试 维普资讯 3 分 流器 固定 在 4 法 兰 隔水 管 周 围 。 从采油树上 面的抽汲 闸门到液力联结头 的整个空间距离为 1 9 m。这允许把 B HA装进 隔水管 ，且 可以半闭抽汲闸门 ，对 隔水管和 液力联结头进行压力 测试。 在钻台上建立一个脚手架工作 台，以确 保对 B HA 的安全 处理 。搭 起一 个悬 臂式 甲板 以便在管道系统上 面形成通道 安装所有 的 地 面系统 共需 4天时 闷。 井 控 演 习 在该项目的计划阶段 ，项 目组仔细考虑 了在井控 条件下对设 备和人 员的管理 问题。 设备方面 主要是 泵 安装 在 主 甲板 上 ，盯 控制室 I N P的操作 、管子 的移动 、泵的控 制 、流体的处理与 监 控在悬臂 式 甲板 上， 而节流管汇在钻台上。显然 ，这需要演练全 面的技术监督与控制。 项目组草拟 了一个规程 ，简要给 出每个 人 的 任 务 和 责 任 在 把 井 内 泥 浆 替 换 为 L T OB M 和钻 出套管鞋 导引孔 前 ，先进行 了 演习，把 3 磨铣 B HA下人井内 3 7 1 3 m。 C T项 目组与 井 队管理人 员 召开了 一次 钻前会议。关闭 了 2 B OP闸板和采油树上的 紧急关 井闸门。于是 ，当通过盘 管泵人 时， 油 井 压力 达到 了 5 ． 1 7 MP a 。 在钻 井 管 理 人 员 的 指 导 下 用“ 司 钻 法 ” 压井 当钻机节流进行 5分 钟时 ，迅速启动 泵 ，并 以恒定 的速度泵人泥浆 这些成功的 协调作业表明全体人员的有效联络与能力。 常规钻井作业 在进行 C T钻井作业前 ，用钻 机起 出 5 完井油管 ，并放弃第一个侧钻井 眼 ，把造斜 器下人井 内，定好方位 ．置于适 当位 置，从 而在 7 尾管上磨铣 出一个窗 口。这个新的侧 钻眼是 一个 5 的造斜 井 眼，且 以 8 。 ／ 3 0 m 的方位变化直到方位角为零 度。这种方法最 有可能钻遇东一西走 向的天然裂缝体系 一 旦钻达油藏 ，在用 5 尾管封隔前 ，井眼继续 延伸至层段 2 页岩层 在对 5 尾管进行洗 井时 ，套管 清刮器 部件剥落 ，导致在 C T钻 井前进行打捞或磨铣作业 。然后把 5 完井油 管下人井内，与 5 尾管 回接，形成单井 眼完 井 图 1 5 油管的最小内径为 3 ． 1 8 3 目 1井 眼剖 向 磨铣 5 套管鞋导孔 用 3 磨鞋铣出水泥套管鞋导孔井磨掉 可能的金属碎 屑。在把 B HA提 到井架 上以 前 ，在 甲板上对其进行了功能测试。测试是 利用海 水 、定 向器 、MWD 和固定在 甲板上 的马达进行的 然后 ，把 B HA下人井 内水泥 环顶部 即 3 7 3 6 m处 ，进行井控练习 ，并把井 眼置换 为 1 ． 4 k g 4的 I ． T C I H M 最终 的磨铣作 业经 常使 泥浆马达 停转。 这可能是由于切削结 构和井眼内某些金属碎 屑造成的。随着不断往前钻进 ，马达停 转的 情况逐渐 减少 ，但 钻速却 减小 到 0． 4 8 n ／ h r 以下。泥 浆 循 环 的速 度 为 2 6 5～ 3 4 1 1 ／ rai n ， 维普资讯 国外钻井技术 第十六卷1 9 9 8年 第 6期 泵压 为 3 5 ～4 2 ． 7 MP a 。钻穿水泥环和套管 鞋导眼共用了 2 2 ． 5小时 当起出地面时 ，磨 鞋已磨掉了 7 0 ％。在地面上没有观察到所估 计大小的岩屑 ，但泥浆槽磁铁却 吸附 了大 量 的细小金属碎屑 在下 g i l a ． 前，已把 MW1 和 P WD工具 都装在B HA内以便进行测试。由于脉冲较弱 且处 于某 一相 同频 率下 的 泵噪音 太 大，使 MWD的检测 效果较差 。使用 了各 种方法来 努力改善检测效果 这些方法包括 变换传 感器的位 置 、绕过 在线过 滤器和 改变泵速 ， 结果都不行 。解决这一同题的方法是把泵 的 缸套及 液 力端 4 改为 4 链 3 著段 钻具组合包括下列部件 t 图 2 3 P D C钻头 ；角度为 0 ． 7 5度的 3 弯 外壳 马达 ；平衡 接 头；定 向／ 伽马 MWD 工 具；定 向工具 ；P WD短节 ；非旋转接 头 马 达头组合 ；油管头联结器 。 由于以前 的 MWD 检 测存 在 一些 问题 ， 项 目组决定撤掉 p WD短节中的压力传感器 ． 因 为作业 者并不 需要 它 。 这次钻进的 目标是钻穿层段 3和层段 4 ， 并钻进 2 0 m 的实际垂 直井深 1 w D ，进入 层段 5 该井需要 6 ／ 3 0 m 的造斜率以便在总 井深处击中靶心 把这 口井设计成连续曲线 ， 以便能连续调整工具面 连续方位要求工具 面在 9 0 。 左到 9 0 右之问转位。 正如所期 望的那样 ，拘腿严重 度在 5 。 ／ 3 0 m 到 6 。 ／ 3 0 m 问变 化 。从 3 7 4 23 8 0 6 m 的 井段是由一个钻头用 3 3 ． 5小时钻成的。平均 钻速为 1 9 m／ h r ，瞬时钻速在 0 ． 9 -4 ． 9 m／ h r 之 间 。马达是 可控 的 ，在 2 0 ～5 0度的 反扭 距 下钻 进 ．具 有稳定 的工 具 面。 通过停泵 1 0秒种 ，平衡 B H A 的内压 和 外压 ，而后 把 B H A 转 位 2 O 。 钻 头提 离井 底 。然后开泵 ，定 向器即引导 B HA 向右转 2 0 。 。每隔 1 5 m进 行倒划 眼至 5 套管鞋 ，以 利井眼清洁。 在 层 段 5 内 钻 进 4 ． 9 m 后 ，B 1 L a ．在 3 8 0 4 m处被卡 ，需要 1 0 4 4 2 k g的超载提升力 来解卡 一旦解卡 ，马上进 行划 眼起钻至 5 套管鞋 ，并改用新 的清洁泥浆 。正在使用的 泥浆体系要 清除 两次 ，因为振动筛系统不允 许处理在 用泥浆 体系。第 二次更 换泥浆后 ， 又正常钻进 了2 m，到达总井深 3 8 0 6 m处。 下入 2 钻前预置尾管 把 2 钻 前预置尾 管下人井 内 cr上 装有高 膨 胀性 封 隔器。弹 性 部件 可 以通 过 3 ． 8 1 3 的井下安全 阀接 头 ．但由于井 眼倾 斜 4 5度 而被 卡在 下部 的 3 ． 8 1 3 ⋯ R ”型 接 头处 。 作为辅助方法 ，利用下遴工具上 的 3 转换 隘 口．把 2 尾管重新下人井内直至井底 为了释放 下送工具 ．必须在 2 c T内使 用一个 8 ram 的球。在下人第一个球后压力没 有增加 ，表明球未 到位。再 泵人第 二个 球 ， 压力仍无显示 ，表明尾管没有释放掉。于是 ， 就准备高牯 液并进行高速循环。这 时，仍无 压力显示 ，但 上提钻具 重量却 表 明2 尾 管 已被释放掉。 洗 井 尾管到达预定 位置 ．就要通过循环互溶 剂来清除 自云岩质加重材料 中的油 ，把裸眼 井段的 I r r 0 B M 排 出 而后通过循环 1 5 ％的 盐酸 来 溶解 自 云岩 质加 重 材料 。互 溶 剂 、 1 5 ％的盐酸及泥浆都通过泵人氮循环出来。 直到清洗完裸 眼井 段．并把残余泥浆排 出地面，井 眼始终是 敞开的。正如所预期 的 那样 ，由于基岩渗透率很低 0 ． 2 md ，又 没有钻遇天然裂缝 ，即使在对尾管射孔 以后 ， 这 口井仅能 日产 1 ． 7 6 6 MMs c f 于是就 停止 作业以便有时问恢复 流动 压力 ，这样 可以证 实基岩渗透率低。如果证实了基岩 渗透率确 实低 ，就要进行大规模水力压裂作业 。同时 ． 也应该进行另一 次 CI “ 侧钻 ．以图找到 天然 裂缝 维普资讯 国9 钻井技术 图 2 B HA示意 图 1 ． 油管头联接器 ；2 马达 蛆台；3 非旋转接 头 4 ． 大小头 ；5． 3 P WD短接 ；6 挠管定 向器 ； 7 ． 2 ． 8 7 5 定向／ 恤玛 MrD；8 ． 平衡接头 ； 9 ． 3 1 2 井下 马达 ；1 0 3 ． 7 5 ” P DC钻头。 结 论 1 ． A 1和 A 4井上 的 作业 是在 CT钻井 队进行这个钻井项 目前进行的 ， 这有助于井 队熟悉 日常作业及 与钻机 能 动性 间的相互关系。 2 ．司钻在 C T作业 中的地位是 提供裸眼 钻井经验，并指导 C T钻 井作业 者。实践证 明这对钻 井过程是有益 的。司钻还要对井 队、甲板工作人员、起重机工作人员及钻机 辅助人员进行组织管理 。 3 ． 由于钻机供气失效 ，导致泵安全阀漏 气 ，因此启动 了紧急关井 系统 。由于对该系 统装备了氮供应 ，使问题得以解决。 4 ． 由于高压泵没有安装压力缓 冲器 ，泵 产生的噪音导致对 MWD信号的解释很 困难。 把传感器从管汇内移到 C T滚筒式 口阀上 ， 这样对译码 影响较小。高压泵 的液力端 由 4 改为 3 ，把泵速由 5 1冲／ 分钟增加到 9 l 冲／ 分种，从而产 生 MWD 所需要 的 3 4 1 ／ 分 钟。这样改进后 ，对信号译码就没有影响了。 5 ． 实际钻井液流变性并不等同于所给类 型 ，其塑性粘度保持在 3 8 ，而所有钻前水力 参数计算所用的塑性粘度为 2 0 。这导致循环 压力增 加 了 3 ． 4 MP a 。为了处理钻 井 液，不 得不从泥浆池到井 眼替换 泥浆 ，并把新泥浆 输送到振动筛。这大大浪费了时间。 6 ． 在 整个 钻 井工程 期间 ，C T疲 劳 与实时检测工具系统运行 良好。在使用该系 统时没有遇到 困难。值得注意的是该系统是 由一名指定的专业工程师来操作的。 7 ． 整个钻 井阶段 中，在 B HA转 位方面 没有遇到水力学问题。每隔 1 5 m 进行一次倒 划眼至套管鞋处。把 3 N 钻头接到 2 C _r上 ， 仅用一套 B HA和一只钻头 ，花 费 3 3 ． 5小时 钻进了 6 4 m，成功 的钻达了这 口井的设计深 度 。 这 口井是作业 者在北海 D u t c h区的平 台 上用这种方式钻成 的第一 口油井。这项技术 已被证 明是可以替代常规钻井工艺的一种可 行的方案。因为它有可能通过无需现场钻机 而在完井段钻进来减 少钻井 费用 对衰竭产 层和裂缝性 油藏 ，CT钻井提 供 了成 功钻 达 这些地层 的机会 。本 例 中，C T钻井是 在微 超平衡压力下进行的。随着对地 面泥浆净化 设备的改进 ，该项技术 可以安全应用于欠平 衡钻井作业 译 自 S P E 3 8 3 9 5 皿口 HUH H 口 二 U H 、 ] 九 击 ●2 3 4 5 6 7 8 9 O 维普资讯