土库曼斯坦亚苏尔哲别油田控压钻井技术.pdf

第 38 卷第 6 期石 油 钻 探 技 术Vol 38 No 6 2010 年 11 月PETROLEUM DRILLING TECHNIQUESNov. , 2010 收稿日期 2010 0730; 改回日期 2010 10 08 作者简介 张桂林 1959 ,男, 山东寿光人, 1981 年毕业于胜利 石油学校钻井专业, 2008 年获石油大学 华东 油气井工程专业硕士学 位, 教授级高级工程师,主要从事钻井工程技术管理与研究工作。 联系方式 0546 8555165, g cczgl slof. com 钻井与完井doi 10. 3969/ j. issn. 10010890. 2010. 06. 009 土库曼斯坦亚苏尔哲别油田控压钻井技术 张桂林 中国石化胜利石油管理局 石油工程管理处, 山东 东营 257001 摘 要 由于土库曼斯坦亚苏尔哲别油田存在两个高压、 超饱和、 窄密度窗口的盐水层, 在钻井过程中易发生 井漏和井喷事故。控压钻井技术能有效控制井筒液柱压力剖面, 使井底压力与地层压力处于平衡状态, 从而实现 安全、 高效钻井。在分析控压钻井技术应用条件的基础上, 分析了控压钻井技术在土库曼斯坦亚苏尔哲别油田的 适应性, 并制定了钻穿高压、 超饱和、 窄密度窗口盐水层的控压钻井技术方案。控压钻井技术方案在该油田的 4 口 井进行了应用, 未发生井漏和井喷事故, 顺利钻至设计井深并顺利下入套管。该油田应用控压钻井技术成功钻穿 高压盐水层的经验, 为今后处理钻井过程出现的类似问题提供了一种可行的解决方法。 关键词 高压盐水层; 盐膏层; 井漏; 井涌; 控压钻井; 钻井液密度; 土库曼斯坦; 亚苏尔哲别油田 中图分类号 T E28 文献标识码 A 文章编号 1001 08902010 06003705 Application of Managed Pressure Drilling Technology in Azores Area, Turkmenistan Zhang Guilin Petroleum Engineering Department , Shengli Petroleum administration, Sinop ec, Shandong, Dongy ing, 257001, China Abstract Lost circulation and blowout accidents are easily occurred during drilling due to two high pressures, over saturation, narrow density window saltwater zones existing in Turkmenistan Azores Area. Managed pressure drilling technology can effectively control the wellbore fluid column pressure profile and make bottom hole pressure in equilibrium with ation pressure, to achieve safe and efficient drilling. Based on the analysis of MPD application condition, this article discusses adaptability of MPD technology in Turkmenistan Azores Area. T he drilling program to drill through high pressure, over saturation, narrow density windows saltwater zones was developed. No lost circulation and blowout accidents happened in 4 wells using this technology. T he successful application of MPD technology provides a feasible solution for similar problems existing in drilling. Key words high pressure saltwater zone; evaporate bed; lost circulation; well overflow; manage pres sure drilling; drilling fluid density; T urkmenistan; Azores Area 土库曼斯坦亚苏尔哲别油田存在多套盐膏层和 高压盐水层, 盐水层矿化度高、 安全密度窗口窄, 施 工难度极大。最初, 由于地质资料少、 对盐水层性质 认识不足, 先期钻的两口井 09 井和 010 井 报废。 之后, 通过进一步查阅资料及分析问题的根源, 形成 了 完善井身结构、 应用控压钻井技术钻穿盐水层 的技术方案, 在合同规定的后续 4 口井 包括 09、 010 井的替补井 09A、 010A 井 中应用取得了显著 效果, 建井周期由前苏联时期的 2 年以上缩短至 4 个月以内。 石 油 钻 探 技 术2010 年 11 月 1 地质概况 亚苏尔哲别油田位于土库曼斯坦国东部边界列 把普州, 与乌兹别克斯坦国接壤。地表为松软的第 四系地层, 井深 1 300 m 以浅为不稳定的灰色砂泥 岩和砾岩, 井深 1 300 2 360 m 为稳定性较好的砂 泥岩和紫红色砂泥岩, 井深 2 360 2 860 m 为约 500 m 厚的盐膏层集中段, 井深 2 860 3 100 m 为 石灰岩、 白云岩含油气层段, 是目的层段。在盐膏层 集中段的顶部和底部为膏岩集中段, 中间夹有两套 多层膏岩层, 俗称 四膏三盐。在中部两个膏岩层 的顶部, 分别聚集有高压、 超饱和、 窄密度窗口的盐 水层[ 1] 010 井井深 2 437 m 处盐水层水中的 Ca2 质量浓度为 50 020 mg/ L, Mg2质量浓度为39 690 mg/ L, Cl - 质量浓度为 304 870 mg/ L; 09 井井喷后 地面盐结晶并快速固化, 井眼内盐结晶后停喷 , 上、 下层压力系数分别为 2 00 2 05 和 2 05 2 15, 对钻井安全影响很大。 2 存在的主要问题 2 1 已钻井情况 1 前苏联钻的 201井, 位于010井西北部400 m, 2 356 2 957 m 井段钻井液密度 2 25 kg/ L, 采用 了 导管 5 层套管的井身结构。 2 前苏联钻的 208井, 位于010井西北部600 m, 2 350 2 940 m 井段钻井液密度 2 23 kg/ L, 采用 了 导管 5 层套管的井身结构, 其中 193 7 mm 套管下至井深 2 725 m 卡死, 随后又下入 1397 mm 套管, 下至井深 2 942 m。 3 前苏联钻的 39 井, 位于 010 井南 100 m, 钻 至井深 2 922 m 发生井漏, 采用水泥堵漏 20 次未获 成功, 耗时 3 个月, 提前下油层套管完井。 4 前苏联钻的 59井, 位于 010 井西南部 200 m, 原井报废。2008 年, 从井深 2 350 m 进行套管开窗 侧钻, 钻至井深 2 400 m 钻遇高压盐水层, 钻井液密 度 2 08 2 10 kg/ L。由于该井在盐水层多次发生 漏失, 于是提前下入 101 6 mm 套管完井, 完井时 钻井液密度超过 2 20 kg/ L。 5 2008 年钻的 09 井, 位于 010 井东部 100 m, 钻至井深 2 457 00 m 钻时突然变小, 随后发生溢 流。强行钻至井深 2 460 72 m 溢流严重, 关井, 钻 井液密度由 1 81 kg/ L 降至 171 kg/ L。将钻井密 度提高至197 kg/ L 后仍不能平衡盐水层压力。因 井口密封失效造成井喷, 盐水以超过 240 m 3/ h 的流 量喷出, 并且温度超过 100 。盐水喷出地面后, 随 着温度的降低又迅速形成盐结晶, 钻台上下、 井口周 围及井场附近水池全部被结晶盐覆盖, 井筒内的盐 水也逐渐结晶, 13 d 后由于井内盐水结晶停喷。 6 2008 年钻的 010 井, 钻至井深 2 437 00 m 处钻时突然变小, 钻至井深 2 43721 m 发生井漏, 此时钻井液密度 2 10 kg/ L。起钻将钻井液密度降 至 199 2 00 kg/ L, 划眼至井底后再次发生漏失, 钻井液只进不出。起钻至技术套管内静止堵漏, 又 发生井涌, 几分钟内即达到约 240 m3/ h 的喷出量, 关井后套压逐渐升至 67 MPa。处理井涌、 井漏问 题耗时超过 2 月, 始终无法实现井内压力平衡, 被迫 改变处理方案。 2 2 存在问题 分析认为, 该区块上白垩系盐膏层 井深 2 350 2 860 m 中聚集的两套矿化度极高的盐水层是制约 安全钻井的 瓶颈。第一套盐水层 井深 2 430 2 460 m 压力高 压力系数 2 00 2 05 、 密度窗口 窄, 钻井过程中非漏即涌, 少量污染即导致钻井液严 重稠化, 失去流动性, 控制不当盐水大量喷出, 造成盐 水结晶卡钻或井壁坍塌卡钻事故。井漏时因密度窗 口窄, 难以进行常规的堵漏和压井作业, 人力、 物力消 耗极大, 时间难以估算。第二套盐水层 井深 2 740 2 780 m 为高压盐水层, 地层压力系数 205 2 15, 漏失问题稍差, 主要是防溢流、 防钻井液污染。 针对上述问题和原设计只有一层技术套管的井 身结构方案以及合同规定 4 个月钻成一口井的要 求, 经过分析和研究, 决定完善井身结构、 应用控压 钻井技术钻穿高压盐水层。 3 控压钻井技术适应性分析 控压钻井技术是指在油气井钻井过程中通过有 效控制井筒液柱压力剖面, 达到安全、 高效钻井的目 的 [ 25] 。上述概念有两层含义 一是控制整个井眼内 的压力剖面, 实现精确控制并适应不同的地层压力; 二是解决与钻井有关的复杂压力控制问题, 达到安 全、 高效钻井的目的。过平衡钻井、 近平衡钻井、 欠 平衡钻井、 精细控压钻井和自动 闭环 控压钻井中 均包含控压钻井技术[ 2, 4], 但在目前的技术条件下, 38 第 38 卷第 6 期张桂林 土库曼斯坦亚苏尔哲别油田控压钻井技术 通过控制套管压力实现井底压力的控制、 保证井底 始终处于平衡状态及适应地层压力要求是具有可操 作性的。 井底压力为环空静液柱压力、 环空摩擦力及井 口回压 套管压力 之和。在常规过平衡钻井中, 井 底压力始终大于地层压力。控压钻井的实质是通过 调整节流阀的开度控制井口回压, 实现井底压力的 调节, 保证井底压力等于或略大于地层压力[ 25]。 在窄密度窗口地层条件下, 如果不能找到不 漏不喷的压力平衡点, 循环时会发生井漏, 静止和 起钻时会发生井涌。在这种情况下, 采用堵漏或 压井处理的难度很大, 甚至难以有效处理, 而采用 控压钻井技术可以取得较好的效果。通常, 控压 钻井使用液相钻井液, 为适应其在低压地层的应 用, 国内开展了充气控压钻井气液两相流流型研 究[ 6], 控压钻井的应用范围进一步扩大。目前, 该 技术主要用于保护油气层钻井或解决窄密度窗口 其他流体层位钻井。实际应用时, 具体层位的选 择需统筹考虑整个裸眼井段的状况, 以防止其他 井段出现复杂问题。 土库曼斯坦亚苏尔哲别油田高压盐水层采用常 规堵漏、 压井等方法难以实现安全和快速钻井, 应用 控压钻井技术, 通过合理调整钻井液密度、 提高回压 控制溢流、 减小回压防止井漏, 可以安全钻穿该油田 的两套盐水层。 4 控压钻井方案 4 1 实施原则 作为处理盐水层钻进的关键技术, 控压钻井的 实施原则是 采用密度与盐水层压力当量密度接近 的堵漏型饱和盐水钻井液, 通过手动控制节流阀调 整井口回压, 并根据钻井液总量变化情况随时调节, 只允许微量漏失, 不允许盐水层溢出, 严防盐水污染 钻井液; 若发生盐水侵或溢流, 应立即关井反压, 将 侵入的盐水压回地层。 4 2 技术要点 1 井口防喷器组合 70 MPa 单闸板防喷器 双闸板防喷器 环形防喷器的防喷器组 35 MPa 旋转防喷器。 2 钻至井深 2 300 m 停止钻进, 换用防漏、 堵 漏和承压能力俱佳的饱和盐水随钻堵漏与复合堵漏 钻井液体系[ 1]。 3 钻至井深2 400 m 将钻井液密度调至 200 2 01 kg/ L, 采用旋转防喷器控压钻穿第一套盐水 层; 钻至井深 2 700 m, 将钻井液密度调至 206 2 08 kg/ L, 钻穿第二套盐水层。 4 井口回压最高不超过 5 MPa, 若套压超过 5 MPa 必须停钻关井, 重新计算并提高钻井液密度 后方可恢复钻进。 5 允许小于 2 m3/ h 的微量漏失, 但不能让盐 水侵入钻井液, 以防止其污染钻井液, 造成钻井液稠 化、 固化。 6 当漏失速度达到 2 m 3/ h 时, 排量最低可降 至 16 18 L/ s, 继续钻进仍有漏失, 注入堵漏钻井 液并起钻至上层技术套管内静止堵漏。静止 12 h 后小排量开泵观察漏失情况, 若无漏失下钻分段循 环, 检验堵漏效果。 7 恢复钻进时保证排量正常, 防止排量降低使 井壁形成厚虚泥饼, 导致出现井下复杂情况。 8 堵漏期间及堵漏成功后, 始终保持对盐水层 的正压差。 9 在 2 400 2 500 m 井段发生井漏、 井涌问题 时, 控压钻至井深 2 500 m 以深, 确认钻穿盐水层后 下入 2445 mm 技术套管封固盐水层。以相同的 方法钻至井深 2 860 m, 穿过第二套盐水层后下入 177 8 mm 尾管。 10 在 2 400 2 500 m 井段无井漏、 井涌问题 时, 逐步将钻井液密度提高至 2 06 2 08 kg/ L, 确 认安全后继续钻至井深 2 860 m, 下入 2445 mm 技术套管。 11 钻穿盐水层后, 每次起钻前用密度大于 2 20 kg/ L 的重浆反挤压井, 保证井内压力平衡。 12 将综合录井仪显示器连接至节流管汇处, 以便于操作人员随时观察钻井液液量变化和及时控 制节流阀, 实现节流阀操作与液面变化的人工联动 操作。 5 现场应用 5 1 010 井的试验 010 井钻至井深 2 43721 m 发生井漏、 井涌复杂 情况后, 采用堵漏、 压井方法处理 2 个月未取得进展, 决定采用控压钻井技术进行处理。控压钻进时, 将钻 井液密度调至 1 98 1 99 kg/ L, 泵压 18 MPa, 初始 39 石 油 钻 探 技 术2010 年 11 月 套压为 0, 停泵有溢流。钻至井深 2 585 95 m, 钻井 液密度降至 1 70 kg/ L, 套压 4 6 MPa, 成功钻穿 第一套盐水层。钻至井深 2 735 00 m 钻速加快, 表 明钻遇第二套高压盐水层, 泵压由 17 MPa 升至 20 MPa, 套压由 8 MPa 升至 14 MPa, 液量增加 11 m 3。 继续钻进, 钻井液密度逐渐降至 1 50 1 59 kg/ L, 因补充注入的重浆量不足, 返出的钻井液密度最低 降至 132 kg/ L 纯地层盐水密度 , 且返出量很大, 关井。强行恢复试钻进, 套压 13 16 MPa, 钻至井 深 2 749 94 m, 因盐水喷出量太大, 注入 200 m 3 密 度200 kg/ L 的重浆。钻至井深 2 762 m, 套压升至 14 MPa, 关井后最高升至 18 MPa, 停钻。由于盐水 对井壁造成严重侵害, 井壁严重垮塌并卡钻。 该次控压钻井试验虽然没有钻至 2 860 00 m 的设计井深, 但从井深 2 437 21 m 钻至井深 2 735 m 仅用时 2 d, 若没有第二套压力更高的盐水层 设 计没有提示第二套盐水层 , 控压钻井可以取得成 功。试验证明, 只要合理控制钻井液密度和井口回 压, 利用控压钻井技术处理复杂盐水层的方案可行。 5 2 新井的实施 在对试验井的应用效果进行总结分析的基础 上, 制定了新的实施方案与措施, 在后续 4 口井进行 应用, 并取得了预期效果。笔者仅介绍两口井的应 用情况。 5 2 1 010A 井 该井是 010 井的替补井, 采用控压钻井技术高 效完成了两个井段的施工。 1 002 00 2 508 00 m井段 3111 mm 井眼 将钻井液转化为饱和盐水钻井液体系, Cl-质量浓 度保持在 180 000 mg/ L 左右, 全井段加入 7 的复 合堵漏剂, 钻井液密度 2 01 2 03 kg/ L。钻至井 深 2 437 41 m 钻速明显加快, 钻井液池液面缓慢上 升。钻至井深 2 441 04 m, 入口处钻井液密度 2 02 kg/ L,出口处 1 99 kg/ L; 接单根时发现溢流, 因溢流 量快速增大随即关井, 最高套压 535 MPa; 节流循 环, 返出钻井液的密度由 1 93 kg/ L 降至 1 51 kg/ L, 用密度 2 20 kg/ L 的重浆反挤, 套压由 10 10 MPa 降至 400 MPa, 停泵关井套压降为 0, 钻至井深 2 508 00 m 完钻。短起下钻至井深 2 38800 m 时 发生溢流, 关井套压 075 MPa, 节流循环入口处的 钻井液密度为 202 kg/ L, 出口处为 1 98 kg/ L, 节 流套压为 0 6 MPa; 控压起钻, 每起两柱向环空挤入 0 8 m3钻井液, 起至表层套管静止后开旋转防喷 器, 井口无返出; 下钻至井深 2 508 00 m 循环正常 后起钻, 下入 244 5 mm 技术套管。 2 508 00 2 86500 m 井段215 9 mm井眼 四开钻至井深 2 697 41 m 发生井漏, 井口无返出, 共漏失钻井液 8 m3, 钻井液密度 205 kg/ L, 排量 25 L/ s, 立压 16 MPa。用配制的堵漏浆钻进, 钻至井 深 2 706 90 m 停泵, 井口出现外溢且溢出量逐渐增 大, 关井套压0 5 MPa。控压钻至井深2 716 66 m 起 钻, 反挤钻井液 11 6 m 3 , 套压由 7 5 MPa 降至 2 12 MPa, 静止堵漏。控压钻至井深 2 751 67 m 钻 具放空 0 27 m, 钻井液返出量锐减为 0 3 m3/ min; 强 行钻至井深 2 754 00 m, 起钻至井深2 48400 m 后 关井静止堵漏。恢复钻进钻至井深 2 77200 m, 因 钻具阻卡严重清除堵漏材料, 钻至井深 2 86500 m 完钻, 起钻后电测顺利, 下入 177 8 mm 尾管。 5 2 2 013 井 该井在 311 1 mm 井眼 1 002 00 2 860 00 m 井段实施了控压钻井。钻至井深 2 370 00 m 进入 盐水层, 钻井液密度控制在 2 02 kg/ L, 成功钻穿第 一套高压盐水层。因井内压力处于近平衡状态, 地 下盐水层在循环温度降低的情况下快速结晶, 形成 了井壁, 未发生井漏、 井涌。 第一套高压盐水层钻穿后, 将钻井液密度逐步 提高至 208 2 09 kg/ L, 钻至井深 2 768 38 m 时 漏失钻井液约65 m 3, 漏速约 14 m3/ h, 随后降低入 口处钻井液密度; 钻至井深 2 780 21 m, 入口处钻 井液密度为 2 02 kg/ L, 出口处为 2 01 kg/ L, 发生 溢流, 溢流速度约 7 m3/ h; 随后, 溢流速度逐渐增 大, 出口处钻井液密度降至 1 89 kg/ L, 循环槽处钻 井液外溢。停泵关井, 套压升至 35 MPa, 立压 1 5 MPa;进行节流控压钻井, 套压控制以钻井液总量不 增加为原则, 密切关注液面监控曲线的变化。控压期 间, 套压最高至 5 8 MPa, 补充密度 2 05 2 07 kg/ L 的重浆后, 套压逐渐降至 09 12 MPa, 最后降至 0, 钻井液总量保持稳定。该井钻至井深 2 860 00 m 完钻, 下入 2445 mm 技术套管。 采用同样的方案与技术措施, 08 井、 09A 井也 顺利钻穿盐水层, 并顺利下入套管。 6 结论与认识 1 控压钻井技术既可以应用于油气层钻井以 40 第 38 卷第 6 期张桂林 土库曼斯坦亚苏尔哲别油田控压钻井技术 保护油气层, 也可以用于其他流体层位钻井达到安 全钻井的目的。在盐水层进行控压钻井, 应确保井 底微漏或不涌, 严防钻井液受到污染。 2 在土库曼斯坦亚苏尔哲别油田, 采用控压钻 井技术钻穿高压盐水层是最佳选择。应用该技术安 全、 快速地完成了盐膏层井段的施工, 其他技术无法 与之相比。 3 钻井液密度合理与否对于控压钻井技术的 应用至关重要, 密度过高, 发生漏失无法钻进; 密度 过低, 套压高、 控制难度大, 套压控制在 0 5 MPa 确定钻井液密度较合适。同时, 应储备足够的加重 压井液, 随时准备反挤压井和起钻前的压井。 4 由于对控压钻井的认识不足, 进行控压钻 井试验时主要以欠平衡方式、 快速钻完进尺、 完钻 后以重浆压井起钻为主要措施, 井内没有达到 微 漏、 不涌的稳定状态, 出现严重溢流, 导致控压钻 井失败。 5 控压钻井技术的应用受一定条件的限制, 实 施中应力求达到井内压力处于平衡状态。若两层之 间的压力系数差超过 0 5, 应下入技术套管封固一 层, 防止溢流在两层间窜扰。010 井试验失败就说 明了这个问题。 6 控压钻井技术可以解决某一井段的井下问 题, 是处理井下复杂问题的一种必要手段, 最终目的 是实现井内压力平衡、 达到可正常起下钻的状态, 为 后续钻进创造条件。 参 考 文 献 [ 1] 刘天科. 土库曼斯坦亚速尔地区盐膏层及高压盐水层钻井液技 术措施[ J] . 石油钻采工艺, 2010, 32 2 3841. 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