连续管钻井（精选6篇）
连续管钻井 篇1
摘要：高压旋转水射流钻井可以提高钻井的速度, 减小钻压、扭矩振动, 因此可以采用常规的地面泵送设备和连续管, 利用高压旋转水射流钻机、增压器和油气分离器进行喷射钻井。利用高压反作用式涡轮射流可以钻181～385in的井眼。喷射钻井实验显示70MPa的射流可以有效地钻穿最常规的油气产层。常规泵、旋转接头和管线达到28MPa才能够操作, 而一个压力比为2.5∶1的增压器可以在所要求的压力下进行有效的钻进。增压器可以利用气锚对两相流产生作用, 从两相流中分离出来的气可以供给增压器和要通过射流喷嘴的高压水, 并可以传到钻头上用来延伸射流的喷射范围。实验表明, 井底钻具组合的喷射钻井可以有效地铣削胶结物, 但是钻进速度比电动机和磨铣钻头的组合慢, 且要求更高的泵压。可以在无法应用电动机的地方应用这种工具, 例如这个工具可以通过超短半径的流动给小直径喷管射流钻井提供能量来进行水平钻井。可用于去除对井底设备有害的硬水垢等油井服务。
关键词：井下增压器,连续管钻井,射流钻井,磨铣实验
1 前言
喷射钻井受到破碎岩石的极限压力和淹没射流损耗的限制。岩石表面的射流压力决定射流切割岩石的能力, 而射流能量决定钻井的速度。通过连续管传递到射流工具的压力受到连续管的疲劳极限和现有的泵压力的限制。在可利用的压力水平上, 能够通过连续管进行射流钻井的方法包括磨料和可代替流体, 例如超临界状态的二氧化碳或者酸液。同时与这些方法相关的材料增加了成本和操作的复杂性。
另一个方法是利用井下增压器来提高射流的压力。井下增压器已经发展成为钻undefined和undefinedin井眼的辅助射流工具。这个工具的设计与常规旋转钻柱配套并由钻井液提供能量。在钻井液为23 MPa、1 260 lpm (L/min) 时, 若增压器的面积比为14∶1, 则输出为200 MPa、84 lpm。系统增加了进尺速度, 但是要求有更高的泥浆压力和边际经济效益。
连续管井下增压器可以2∶1的比例提高流体压力, 并能够在标准连续管和泵的条件下对材料有一定的磨铣作用。旋转气体分离器分离射流流体中的氮气, 使射流以整齐的流体喷射。双通道旋转射流工具带走射流周围的氮气, 增加喷射距离。
2 极限压力下冲蚀岩石
标准的连续管泵压范围是从低压连续管的28 MPa到厚壁、高强度连续管的70 MPa。在有硫化氢的地方, 连续管的极限压力将要降低。井底钻具组合的有效压差可能是10 MPa, 低于由流速、连续管半径和连续管长度产生的泵压。带有氮气和水的欠平衡钻井减少了井底压力并增加了井底钻具组合相对于泵压的有效压差。
喷射钻井和冲蚀数据显示, 岩屑的移动速率与高于初始极限压力的喷射压力成线性关系。在高于极限压力的条件下, 单位生产率迅速增加。当射流压力大约是极限压力的3倍时, 单位生产率达到最大值1, 但峰值很宽, 且喷射冲蚀在压力是极限压力的1.5倍时, 仍然非常有效。
喷射冲蚀在渗透性粒状岩中比在不渗透地层中更有效。图1表明了28个岩石试样的实验中渗透率和射流冲蚀极限压力的相互关系。油层的原始渗透率范围从10 mD (1 mD=1.02×10-3 μm2) 到10 000 mD, 而常规天然气地层可能低到1 mD。工业标准定义致密天然气砂岩的原始渗透率为0.1 mD或者更小。如图1所示, 一束70 MPa的射流就可以切割渗透率为1 mD或者更高的任何常规非裂缝性油气产层岩石。
3 设备介绍
3.1
喷射钻井
高压旋转射流钻小直径侧向井。射流产生的扭矩驱动喷射钻头和旋转头。工具上的射流旋转头以50 000 r/min的速度自转。射流可以定向, 一个环规限制进尺速度直到清除掉所有的岩石。在一系列沉积岩上做了喷射钻头的实验, 结果如表1所示。在压力为55～70 MPa时, 喷射钻头在砂岩中有很快的进尺, 但对白云岩和硬质页岩等不渗透岩石不是很有效。
3.2
井底钻具组合喷射钻井
如图2所示的井底钻具组合喷射钻井, 由筛管短节、气体分离器、井底增压器和喷射钻头组成。上述分析是基于undefinedin的喷射钻头的射流冲蚀实验数据和喷射钻井实验, 对于undefinedin喷射钻头, 工作压力为70 MPa。在这个压力下, 射流冲蚀在所有的常规非裂缝性油气层和大约一半的沉积岩中是有效的。
3.3 气体分离器
利用氮气可以减少井底压力, 增加井底钻具组合的有效压差并给工具提供动力。氮气也减少了连续管内的压力波动。气体分离器将高压水中的气含量降至0.5%以下, 阻止了由于气体膨胀带来的水射流的损耗。气体也给井底增压器提供能量, 从喷射钻头面上吸收的气体可以给喷射器提供气体护罩。
气旋性的气体分离器已经用于连续管, 但它们的效率在小直径中受到限制。旋转鼓型分离器更短且更有效, 尤其对于小直径的工具。这些工具的油田实验表明, 具有气体护罩的射流对于硬水垢的磨铣和气举心轴的除垢是有效的。undefinedin涡轮驱动的旋转鼓型油气分离器可以减少气侵, 这些气体在射流中的含量小于溶解气。
3.4 井下增压器
图3是复式增压泵的示意图。增压器的作用是用大面积活塞上的低压驱动小面积活塞来提高压力。井底增压器的设计是使用复式增压泵来连续运转。井底增压器可以用它的面积增压比来描述, 就是大活塞和小活塞的面积比。输出压力按照这个比例放大, 同时高压出口流量的减少也与增压器的面积比成比例。标准工具的面积比为3.9∶1, 所以80%的入口流量用来给工具增压, 20%的流量提供给高压射流。在实际中, 漏失和无效的容积 (余隙容积) 进一步减少了高压水的流量。井底增压器具有很长的轴向流动通道, 便于流向增压器的两边。
3.5
喷射钻头
淹没非空化射流因为流体的湍流混合而快速耗散。高压水射流核心在7个喷嘴直径长度上产生理想射流。高压水通过安装在工具的旋转喷嘴头上的6个射流喷嘴定向。射流喷嘴偏离转子的中心线, 以此产生扭矩, 旋转喷嘴头。喷射工具含有压力平衡机械面密封, 允许在70 MPa正常漏失和很低的摩阻条件下工作。井底增压器的废气单独通过工具上的喷嘴头, 提供一个可以延伸射流喷射距离的气体护罩。配置6个喷嘴以使射流核相互重叠, 波及面积可以达到整个岩石面。最外面的射流能够切割到环规的外面, 定义为最小孔径。最深处的射流通过工具的中心线。
4 实验部分
4.1 磨铣水泥的实验
水泥的磨铣实验是用在实验井内的钻具组合进行的, 包括密封试验井口和多用途节流阀, 给工具造成回压, 形成特定的井下工作条件, 如图4所示。两个5 m长、undefinedin的防喷管线连到井口, 便于在一定压力下放入整个井底钻具组合。一个回流罐为实验提供水。在连到水箱的水泵吸入口处有一个带有50 μm袋子的水过滤器。实验工具有连续管钻机和2 000 m长、2.00 in×0.175 in低压连续管以及用吊车悬吊在井口上的注水器。在组合到井口之前, 井底钻具组合和连续管连接器连接, 从下面放入防喷管中。井底钻具组合的筛管短节装有100 μm的楔形金属筛网。喷射钻头的喷嘴头装有250 μm的末端滤网。增压器工作时, 即使是工具密封在井中, 也可以听到快速“敲打破裂”的声响。当连续管中仅仅充满水时, 来自增压器的压力波动向上传递, 造成连续管的震荡。当氮气到达井底钻具组合时, 振荡衰减。
水泥磨铣实验在一个增压的实验井中进行, 包含undefinedin的油管单根, 其中填满硬化一周的G级纯水泥。对水泥的单次射流冲蚀实验表明, 在70 MPa射流压力下, 极限压力是60 MPa, 比能是7 J/mm3。
最有效的射流磨铣技术是设定一个小的给进速度并观察钻压设备。如果恰当地设定给进速度, 钻压随射流在环规的前面磨铣慢慢变化大约±10%。钻压要求比预先的要高。在实验过程中, 使钻压在2 000～5 000 dN之间。最佳的磨铣速度是钻压为4 000～5 000 dN时。事实上, 在井口压力为1 MPa和2 MPa时, 能够完成所有的磨铣。当井口压力达到4 MPa时, 磨铣停止。
最初泵压为30 MPa时, 工具在6 min内磨铣长1 m的水泥 (平均0.2 m/min) 。当连续管压力开始快速上升时, 表明喷嘴堵塞或者增压器停止工作, 实验结束。拆开工具, 但没有发现严重的问题。
在2.3 h内, 磨铣了另外6 m长的水泥 (平均0.04 m/min) 。在这个过程中, 最大的磨铣速度是0.09 m/min。尝试在回压为4 MPa时磨铣, 使钻井进度暂停, 导致了很慢的平均磨铣速度。水泵没有充气压力时, 磨铣停止。泵的吸入口过滤器充满了碎屑。检查工具, 在喷射钻头喷嘴头上的6个喷嘴中的3个堵塞, 这毫无疑问是因为慢的钻进速度造成的。
清洗所有的喷嘴, 进行第三次实验, 此时增压器已经泄漏。在开始的30 min内, 磨铣了另外的一些水泥, 但随后进度停止。经过12 min的努力, 试图用不同的技术和配置进行磨铣, 但没有成功, 实验停止。拆开以后, 发现一个喷嘴堵塞, 增压器一个高压水力密封毁坏。在喷嘴头上的末端滤网充满了碎屑, 碎屑导致筛网破裂。这些问题是由无效的连续磨铣造成的。
4.2 实验井的性能和磨铣讨论
undefinedin喷射钻头井底钻具组合在泵压为30 MPa、井口压力为1～5 MPa的条件下运转。在实验中, 井底钻具组合的中间出口压差是井底入口压差的2.7～3.0倍。通过性能实验发现, 增压器能量的利用效率比预期的效率略低。本实验的平均能量利用率大约为30%。以前的实验表明, 这个工具的能量利用率能够达到约50%。毫无疑问由于过多的内部漏失造成了较低的效率。喷射钻井的井底钻具组合在压力下共工作了6 h, 磨铣了7 m长的G级纯水泥。在第一个水泥试样中, 工具磨铣了1 m, 平均速度为0.2 m/min (10 m/h) 。在第二个水泥磨铣实验中, 一开始工具的磨铣速度为0.1 m/min (5.4 m/h) , 但后来降到平均速度为0.03 m/min (2 m/h) 。实验后观察, 喷嘴堵塞是降低磨铣性能的主要因素。这些实验的磨铣比能为2～20 J/mm3, 能够达到undefinedin喷射钻头在砂岩中射流冲蚀的比能。水泥的射流冲蚀比能和砂岩的类似, 并与水泥磨铣实验获得的值相一致。因此, 358 in喷射钻头井底钻具组合可以以0.1～0.2 m/min的速度钻砂岩。在同样的水泥试样的偏心实验中, 容积式马达和磨铣钻头用不掺添加剂的水或者混合水和氮气, 以大于1 m/min的速度在泵压20 MPa、井底压力7 MPa的条件下磨铣。
当井口压力达到4 MPa时, 等价于在400 m深的井中的静水压力, 磨铣完全停止。不断增加的井口压力将减少可用于射流护罩的气体体积流量, 并减少射流磨铣不到地方的有效射流距离。
射流磨铣要求很大的钻压, 达到机械磨铣的钻压。这个结果令人惊讶, 因为射流冲蚀钻井不要求轴向载荷。磨铣水泥不同于钻砂岩, 水泥是低渗透材料, 它是通过裂缝侵蚀, 而不是颗粒运移。磨铣也不同于钻井, 因为水泥受限在套管中, 有4 in的偏差, 而环规直径只有undefinedin。水泥的高压射流冲蚀产生大的岩屑, 岩屑会存在于偏差圆环和控制射流磨铣进度的套管之间。这些岩屑可能妨碍进度, 除非钻压将它们压碎。大的岩屑也可将堵塞喷射头中的大通道, 导致水力反力, 因此磨铣要求高的钻压。在粒状沉积岩 (例如砂岩) 中钻进产生的细小岩屑能够很容易通过喷射钻头上的大通道。
5 小井眼水平钻井
增压器可以接在油管接头上或者利用连续油管钻小直径的水平井眼, 用于井的增产。undefinedin的喷射钻头接在小直径管的末端, 小直径管通过一个大曲率半径轨迹进入产层, 而井下增压器仍然在垂直井筒中。井下增压器可以在70 MPa下产生45 kW的射流动力。用undefinedin的钻头做实验, 结果表明在这个能量水平可以有高的进尺速度。传递到undefinedin的小直径工具上的水力能量密度是undefinedin井眼的10倍, 钻井速度相应更高。这个小直径工具仅需要两股喷嘴射流就可以确保覆盖整个面积。这些喷嘴射流可以更大, 因此不容易堵塞。
6 结论
利用连续管和28 MPa地面泵压, 一个完整的喷射钻井井底钻具组合有能力磨铣水泥和钻大多数油气产层。井底钻具组合包括一个气体分离器, 对混合的氮气和水进行分离。标准的井下增压器可以提高3倍的井底压力, 但可靠性问题使得它的工作时间不超过6 h。实验表明高压喷射钻头的喷嘴堵塞妨碍了工具的正常运转。目前正在发展的第三代井下增压器工具具有更高的效率、颗粒筛选能力和可靠性。
标准的喷射钻井井底钻具组合磨铣水泥的性能实质上低于电动机和磨铣钻头。射流冲蚀水泥产生大的岩屑, 且效率不如机械磨铣。砂岩地层的喷射钻井产生小的岩屑, 并且比水泥磨铣更有效。这个过程可能对于电动机和磨铣钻头在钻压和扭矩受限的情况下更有竞争力。例如高压射流可以在额定的钻压和零扭矩条件下, 利用弯管钻成undefinedin的井眼。它的潜在应用包括为井的增产而钻的水平井。
气体分离器、井下增压器和喷射钻头在作业期间还有其他的应用。气体分离器可以在用容积式电机钻井时使用, 在电机以上的分离器支路的多余气体可以保护弹性挡板。目前正在进行undefinedin电机的气体分离器的商业应用研究。带有井下增压器的高压射流磨铣可以去除硬材料的水垢, 而机械磨铣有伤害管线和井下产层的风险。气体护罩射流能够清洗偏心工作筒。
连续管钻井 篇2
油田开发后期, 非常规资源的开发规模日趋扩大, 油气勘探开发领域逐渐从常规油气田过渡到复杂断块油田、页岩气、薄油层、煤层气、低压低渗低产油田、稠油、压力衰竭老油田等非常规油气资源。目前, 中国石化集团已经在胜利油田大力开展非常规资源的开发, 水平井钻井技术在其发展和开发中起到了举足轻重的作用。常规的钻井技术及其配套设备已经是无法满足当代油气资源的开发需求, 严重影响了经济效益及国家的能源安全。因此, 寻求新的钻井工艺技术, 及其配套钻井工具的研制已经是世界石油工程领域所要解决的重要问题之一。
水平井能够增加所钻油层的泄油面积, 因此, 该技术的发展大大地提高了油气采收效率和油藏的勘探开发效果。一般来讲, 水平井的开发成本可能为常规井的两倍, 但其所带来的经济效益往往是常规开发井的数倍。
2 水平井的简介
水平井是指最大井斜角一般不低于86°, 在油气层内水平钻进, 最大限度地使产层裸露出来的油气井[1,2]。水平井按其半径大小可以分为超短半径水平井、短半径水平井、中短半径水平井、长半径水平井。为了适应各种类型油藏勘探开发的要求, 近年来, 水平井钻技术正向大位移水平井、侧钻水平井、分支水平井和欠平衡水平井的方向发展, 为提高油田的勘探开发效果发挥更大的作用。
大位移井主要是指所钻井的井底水平位移为垂深的两倍或者两倍以上。大位移井由于具有较长的水平段, 与普通水平井相比, 它与油气层的接触面积以及所能控制的油气储量更大, 因此大位移井产量高, 开发时间长。分支水平井能够钻遇多个油气层, 它包括一个主井眼以及在该井眼的基础上侧钻出多个新井眼的钻井技术。分支水平井主要包括新钻分支井, 以及在老井中通过套管开窗侧钻出新的分支水平井[4]。
3 水平井的适用地层
目前, 国内各油田已经开始开发水平井。对于天然裂缝性油气藏, 水平井可以同时钻穿多个裂缝, 边底水、气顶油气藏, 水平井段可以减少水、气的锥进问题, 能够大大提高原油产量;对于注水井来说, 水平井使注入流体在井内的波及范围比较深, 比较广, 避免了直井在水平方向的压力损失, 充分利用了储集层垂直方向的渗透率。而且能够保证注水井附近地层压力变化比较小, 减小对储层的伤害。
4 水平井的应用前景
(1) 水平井的突出特点是井眼穿过的油层的长度很长, 所以油井的产量很高。据统计, 全世界水平井的产量平均为邻井的五倍, 有的高达十几倍。
(2) 水平井可使一大批直井或普通定向井无开采价值的油藏具有工业开发价值。比如, 一些以垂直压裂为主的裂缝油藏, 一些厚度小于10m的薄油层, 还有一些低压低渗的油藏。另外, 海上油田投资大, 成本高, 直井开采无效益, 水平井却可能有开采价值。
(3) 水平井可使一大批死井复活。许多具有气顶或低水的油藏, 油井经过一段开采之后, 被气锥或水锥淹没而不出油, 实际上油井周围仍有大量的油。在老井中用侧钻水平井钻到死油区, 可使这批死井复活, 重新出油。这是一项非常鼓舞人心得应用前景。
(4) 水平井作为探井亦具有广阔的前景。胜利油田有一口水平井一井穿过十几个油层, 相当于九口直探井。
随着水平井技术的发展, 大位移水平井, 水平分支井, 侧钻水平井, 径向水平井等相关技术的成熟, 在提高油田堪探和开发的速度和提高油田采油率方面, 水平井将起到极其重要的作用[5]。
5 连续管钻井
5.1 连续管钻井国内外发展现状
连续管钻井技术由室内试验阶段进入现场应用, 最早可以追溯到1991年。美国首先采用连续管钻井 (Coiled Tubing Drilling, CTD) 技术在一口几乎废弃的老井中侧钻成水平井, 从而使老井复活, 该项技术的成功应用标志着连续管钻井技术已经步入实用阶段[3]。连续管钻井为超短半径以及多侧向的水平井和欠平衡、小井眼井的勘探和开发提供了安全、有效、可靠的技术措施。连续管钻井技术的高适应性、高经济效益、低钻井成本和低环境污染等优势, 将成为推动该技术在石油工程中的应用重要条件。
5.2 连续管钻井的技术优势
室内试验研究及现场应用的经验, 可以总结出连续管钻井技术具有常规钻井技术无法比拟的优势: (1) 能够利用电缆进行数据传输, 真实、有效、及时地将井下工况反馈到地面上来; (2) 无需进行接单根操作, 大大节省了钻井在井底的静止时间, 对于钻复杂井以及井壁不稳定的井减少了卡钻的几率; (3) 无需变换井底钻具结构, 减少了起下钻次数, 同时也节省了起下钻所需的时间, 保证了整个作业过程的安全进行; (4) 设备密封性能好, 适用于空气钻井; (5) 设备简单, 能够节省设备搬迁费用, 减少占地面积。
连续管钻井结合地质导向、旋转导向、MWD、LWD、欠平衡技术以及其它配套技术, 在水平井钻井中的作用越来越明显, 尤其在特殊井 (小断块、小井眼) 的勘探和开发上占有重要的地位[6]。
6 结论
(1) 油田开发后期, 非常规资源的开发规模日趋扩大, 常规的钻井技术及其配套设备已经是无法满足当代油气资源的开发需求, 严重影响了经济效益及国家的能源安全。因此, 寻求新的钻井工艺技术, 及其配套钻井工具的研制已经是世界石油工程领域所要解决的重要问题之一。
(2) 水平井技术的发展能够大大地提高了油气采收效率和油藏的勘探开发效果。一般来讲, 水平井的开发成本可能为常规井的两倍, 但其所带来的经济效益往往是常规开发井的数倍。
(3) 连续管钻井技术已经形成比较完备的技术体系, 在水平井中应用的技术优势比较明显, 具有较好的发展前景。
参考文献
[1]侯璐.我国水平井钻井技术的现状和发展趋势探讨[J].工程技术, [1]侯璐.我国水平井钻井技术的现状和发展趋势探讨[J].工程技术,
[2]陈雅溪.国外水平钻井应用及技术现状[J].钻井工艺, 2001, 24 (5) .[2]陈雅溪.国外水平钻井应用及技术现状[J].钻井工艺, 2001, 24 (5) .
[3]唐志军等.连续管钻井技术综述[J].天然气工业, 2005, 25 (8) :73-75.[3]唐志军等.连续管钻井技术综述[J].天然气工业, 2005, 25 (8) :73-75.
[4]靳海鹏等.国内外水平井技术新进展[J].内蒙古石油化工, 2009, 22:92-95.[4]靳海鹏等.国内外水平井技术新进展[J].内蒙古石油化工, 2009, 22:92-95.
[5]陈庭根, 管志川等.钻井工程理论与技术[M].石油工业出版社, 2000, 208-209.[5]陈庭根, 管志川等.钻井工程理论与技术[M].石油工业出版社, 2000, 208-209.
连续油管钻井技术的市场浅析 篇3
连续油管钻井技术是20世纪90年代迅速发展起来的新型钻井技术。连续油管具有无接头、无变径、弯曲大、能连续起下、能动态密封和强度大、承压高、体积小等特点, 为进行短半径、大位移、多侧向的水平钻井和欠平衡、小井眼钻井提供了安全、先进、有效的技术手段。近年来, 随着连续油管器材和制造工艺的进一步发展, 可靠性高的高强度大直径连续油管、小直径容积式马达、先进的定向工具及测量系统和金刚石钻头的相继问世, 极大地推动了连续油管钻井技术发展及应用。显示出了连续油管钻井技术精湛的制造工艺和极好的发展前景。
1 连续油管钻井技术发展历程
早在20世纪30年代以前, 人们就对连续钻井管柱的概念和优点有了初步的认识。在二战期间, 盟军曾用连续油管从海底输送能源, 以满足战争的需要。1962年加利福尼亚石油公司及downhole (勃温) 工具公司研制了第一个原始型“连续管轻型修车装置”, 用来清除海岸区油气井中的砂桥。1964年, Roy H.Culla Research公司研制了一种钻井系统, 该系统使用了一个连续的、灵活的钻井管柱 (外径φ66.68mm) 来循环液体, 并使用电流来驱动井下电动马达, 使用一个液压注入头来放入或回收钻井管柱。该系统曾经在德克萨斯州的Marble Falls附近的采石厂花岗岩地层上钻了一口φ120.65mm、井深304.8m的试验井, 钻井速度为1.53~3.05m/h。
在此后的20多年内, 连续油管技术虽然取得了一些进步, 并在修井和完井作业中进行过钻井尝试, 但由于连续油管可靠性问题, 未能在石油界取得大范围的推广和应用。80年代中后期, 世界范围内原油价格下跌, 迫使国内外作业公司和服务公司研究和采用可降低钻井成本的新方法, 再加上连续油管质量和可靠性的提高, 连续油管在修井和完井等作业中的应用急剧增加, 并取得了明显的经济效益和社会效益。
连续油管钻井技术的发展和应用始于90年代初, 目前仍处于研究和开发阶段。1991年, 美国、加拿大、法国相继成功地应用了连续油管钻井技术。近年来, 世界上用连续油管所钻井的数量急剧增加, 1996年为410口, 1997年猛增至600多口, 目前仍在继续增加。
近年来, 随着连续油管器材和制造工艺的进一步发展, 可靠性高的高强度大直径连续油管、小直径容积式马达、先进的定向工具及测量系统和金刚石钻头的相继问世, 极大地推动了连续油管钻井技术发展及应用。
2 连续油管钻井技术的优缺点
连续油管钻井技术 (CTD) 作为一项替代传统钻井技术的新型钻井技术得到了迅速发展。随着连续油管钻井工艺及技术进步与革新, 在不同的地质类型的地层中, 连续油管钻井技术都获得了成功。并且不论是在直井还是水平井, 连续油管技术都是一种更加经济的作业手段。
与常规工艺相比, 连续油管钻井技术主要具有以下优点:
1) 在老井重钻 (加深钻或侧钻) 作业中, 因连续油管管径小, 可进行过油管作业, 无需取出老井中现有的生产设备, 从而可以边钻边采, 显著节约钻井成本。
2) 利用连续油管可安全地进行欠平衡钻井作业, 减少泥浆漏失, 防止地层伤害的发生;起下钻过程中能够连续循环泥浆, 减少起下钻时间和作业周期, 提高了起下钻速度和作业的安全性。
3) 连续油管可内置电缆, 改善信号的随钻传输, 实现完全的随钻测井, 有利于实现闭环钻井;地面设备少, 岩屑废料少, 噪音低, 污物溢出量小, 减少了环境污染;软地层快速钻井 (不接管) , 最小限度地冲蚀地层, 有良好的录井质量 (连续进行, 无接管) 。
4) 装备的机动性好, 安装、拆卸容易, 节约时间, 安全性高;由于井场占地小, 连续油管钻井技术适合于地面条件受限制的地区作业;从工艺上讲, 连续油管钻井特别适用于小井眼钻井, 容易提高钻井工艺自动化水平, 减少了对装备和人力的需求, 降低了作业成本。
5) 据国外的经验, 与常规钻井或修井设备达到同样的目标相比, 用连续油管可节约费用25%~40%。在钻机动迁费高的地区, 用连续油管进行无钻机过油管重钻甚至比常规重钻节约50%以上的成本。
6) 连续油管钻井技术可应用于钻小井眼井。现有老井侧钻定向井, 老井加深钻井, 钻浅井, 钻水平井, 欠平衡 (负压) 条件下钻井, 过油管钻井, 钻救援井;环境敏感区 (降底噪音、场地限制、防止漫溅、光学干扰) 钻井等方面。
7) 连续油管钻井技术还可用于解决在勘探开发中的一些特殊问题, 如对低压易漏失层的钻探, 对泥页岩、石膏盐层和煤层等水敏易塌地层的钻探。上部地层复杂的情况下, 利用CTD技术的短半径、小井眼可以有效的避开上部复杂地层, 实现从油层进入油层, 减小风险, 降低成本。
8) 另外, 在老油田的开发中, 采用CTD技术, 能够有效的进行油田封水、封窜、调剖、实施增产工艺。对于水窜复杂的井, 进行侧钻水平井, 改变注水水驱方向, 能够达到封水与调剖同步的效果。对于低含水油田小井距油田, 可以用CTD技术进行老井水平井侧钻, 增大泄油面积, 提高单井产量和采收率。
与常规钻井技术相比, 连续油管钻井虽有许多优点, 但由于其尚处于发展的初级阶段, 远未成熟:
1) 用连续油管钻井之前, 通常需要借助常规钻井或修井机作好钻前准备工作, 如起出油管和封隔器等。
2) 尽管连续油管可以用来下入较短的衬管, 但如果要下入较长的套管柱或尾管柱, 则需要借助常规钻机或修井机才能完成。因此, 目前的连续油管作业装置还不能完成从开钻到完井的所有作业。
3) 因连续油管不能像常规钻杆那样旋转, 无法搅动可能形成的岩屑床, 增大了卡钻的风险。
4) 连续油管内径较小, 泥浆在管内摩擦压耗太高, 限制了泥浆排量。
5) 钻压, 转矩, 水力参数和井底钻具组合受到限制。
6) 连续油管使用寿命较短。
3 连续油管钻井装备
为了提高连续管钻井的能力和应用, 国外不少公司投入巨资研究和开发连续油管钻井技术及其装备, 并取得了巨大成就。使得连续油管作业技术发展迅速, 连续管、连续管钻机和连续管钻井配套工具 (如小直径井下马达、钻头和测量工具等) 得到进一步的发展。目前国外已研制出高强度的大直径Φ89mm或Φ127mm连续油管、小直径钻井液马达及高扭矩定向钻井工具等连续管钻井井下钻具组合。这些新技术的开发和应用, 大大加快了连续管钻井的应用。随着小井眼泥浆马达和水平井钻井技术的发展及成功应用, 连续管在海上及陆地老井加深、钻水平井、钻小井眼或勘探井等方面也得到了应用。连续油管作业设备与工具已形成标准系列化。1987年, 优质油管公司开发了斜焊工艺, 从而提高了连续管的强度, 连续管的屈服强度从345MPa已提高到758MPa。1992年连续管的尺寸通常为Φ60.3mm、Φ73mm、Φ88.9mm。目前, Φ60.3mm连续管已占据大部分钻井市场并且用于生产油管的连续油管已有Φ44.45mm、Φ50.8mm、Φ60.3mm、Φ73.Omm、Φ88.9mm等多种尺寸, 最大直径已达Φ114.3mm。连续管钻井深度目前已达到3000m左右, 过油管侧钻的深度已达到5000m。连续油管钻机设计公司已经设计出很多种类的CTD钻机。这些钻机拥有创新的配置, 具有很好的市场潜力。目前, 有两种主要型式的CTD:混合型和常规CT装置, 混合型钻机能用于CT和组合管柱。如果作业要求搬运组合钻杆时, 常规CTD装置必须能和修井机或钻机来进行互换。贝克休斯公司的混合型钻机由一个自升式井架、抛物线CT环和一个绞车或用来搬运组合钻杆的游动杆系统组成。常规CTD装置有两种类型:一种用于陆地, 另一种用于海洋。拖装陆地钻机由吊车或U形梁做注入头的支架。海洋钻机几乎都是橇装的, 用吊车来总装注入头支架的模块塔。
4 国外连续油管钻井技术的运用
世界上研究和应用连续管钻井技术的公司大都集中在欧、美地区的一些发达国家。美国和加拿大是连续管钻井最活跃的两个国家, 他们用连续管所钻的井占全世界的80%左右。美国是目前应用连续管钻井最多且技术领先的国家。连续油管钻井按钻井的类型分:有直井, 定向井, 水平井;按工艺方式分:有欠平衡压力钻井, 平衡压力钻井和过平衡压力钻井。
AROC公司在1990年早期率先使用连续油管钻井技术。在西部Texas Oklahoma和Alaska开始使用了CTD技术。自那以后, 公司在全世界范围内已经钻了132口边井或侧钻井眼。该公司使用CTD钻井分布如下:
自1992以来年, ARCO公司一直使用先进的CTD技术, 成功地开发了一种窗口倒磨系统。
通过钻一些相当简单的井之后, ARCO开发出侧钻。钻了800ft的定向控制井之后, 公司安装了一个预带眼衬套和3-1/2油管作为生产油管。两年期间日生产量是4000桶/天。今天在海湾大约1/3的井使用CTD技术进行扩展现有的水平井或水平侧钻。
普鲁德霍海湾的CTD由两个模块组成。一个是在修井机上安装CT装置, 一个是典型的CTD井, 作业开始时使用41/2”或51/2”的生产油管。随后, 操作者用油管短接进行扩眼, 挤压炮眼和在水泥塞上开侧孔[1]。操作者用2~3个钻头, 必要时使用先导磨铣、凸窗口磨铣和钻石快速磨铣在套管或衬套上割开一个窗口。最后, 使用聚晶金刚石复合片钻头 (PDC) 来钻水平部分。通过油管来完成所有的工作能有效地节约时间, 所以我们不必用修井机来取出生产油管和封隔器。用于该区域的定向转向系统包括一个并联的泥浆马达, 弯曲外壳, MWD (钻井时测量) 系统, γ-射线传感器, 液压-机械定向器, 非旋转接头, 循环短接, 液压卸扣, 单向阀和油管接头。一旦CT装置达到TD (目标深度) , 用水泥将一个2-3/8平齐接头衬套固定在其位置。一个典型的普鲁德霍海湾井由1700ft井眼, 9000 ft真实垂直深度, 9000~15000ft测量深度范围组成。用CTD能打3, 300 ft的侧钻井眼, ARCO使用3-1/2油管, 用CT钻了25口井。由于小眼井的规格常规限制在2-3/4, 并且考虑到可能失去循环和不充分的液体, ARCO公司使用3双中心钻头来扩大孔径。Hightower说:“自从1995年以来, 平均井眼进尺已经增加了一倍。成本已经相应地由US$990, 000.00增加到US$1200, 000.00。由于较长的钻井深度, 很困难钻到目标深度。在井稳定之后, 平均侧钻生产大约是1, 400桶/天。在普鲁德霍海湾程序中, ARCO公司已经经历了一个90%机械和地质的成功率。缺点是连续油管不能旋转, 粘性不一致和难于打捞BHAs;另外的一个缺点是注入头的缓冲力, 连续油管的柔性和钻头的重量之间的关系。在注入头上加20, 000lbs的力, 钻头上只能获得1, 000lb的力。“当你在表面上施加重量时, 连续油管呈现出正弦形状的波, 随着更多重量的施加, 很快变成一个螺旋形状。最终它达到一个点, 井眼接触摩擦促使你停下来。CTD最大的测量深度是15000~16000ft, 一些井已经达到真实的垂直深度是12~13, 000ft。
BP Amoco PLC公司在普鲁德霍海湾使用CTD技术在现有的井眼上打水平侧井眼, 勘探油层。利用最近的3D勘察技术, 我们的地质学家确定了非衰竭油层后, 找到一个2, 000ft构造的低产油井。随后, 公司用一台移动CTD装置废弃旧的井, 钻新的目标水平井。每口井平均花费了12天来完成, 包括开窗钻磨、钻井、测井和射孔。BP Amoco公司也钻一些倒流井斜倾角度大约是1100度, 主油层的内部有一个活泼气体顶、提升水和一个枯竭油柱。当射孔井的尾端 (构造的高端) 有气体时, 下桥塞并再一次在油柱下部射孔。这种技术有助于补偿井的下降衰竭。用连续油管CT钻井平均井产油量是2000桶/日, 而现有的常规井是900桶/日, 一些井的产量是7000桶/日。
5 连续油管钻井技术发展前景
稠油开发是油田开发中的难题, 水平井也是进行稠油开发的主要技术之一。稠油开发时采用CTD技术钻短半径多层多侧向水平井开采, 有利于防止边水水窜和底水推进, 在增加单井产量、防止底水推进和提高采收率等方面具有独特的优势。
利用连续油管进行钻老井的技术, 为经营者提供了利用现有井筒开采其他储层及深部储层的机会, 并可以达到提高井的产量, 减少水及气的锥进, 重新构造二次及三次采油过程中的泄流形式等目的, 同时节省了打更新井所需的钻井和完井资本投入。在陆上和海上油田实施老井再入, 是连续油管钻井技术的成熟且有前景的用途。连续油管也可以用来在现有井中开窗侧钻, 取心或电测, 下尾管并固井, 冲洗作业等。在完井过程中, 可使用连续油管作业机直接进行射孔, 增产措施, 地层诱喷以及下连续油管生产管柱进行生产等。利用CTD技术在多支钻井和欠平衡钻井中的优势, 也可用于煤层甲烷气的开采。随着CTD技术的发展, 还能被用来减少或消除钻井过程中导致的油藏损害。
随着CTD技术走向成熟, 其应用正在不断向横向和纵深发展。连续油管作业作为一项省时、省钱、安全可靠的先进技术, 正广泛应用于世界油气田的勘探与开发技术服务中。该技术的应用目前在我国尚属空白, 国内也无连续油管钻井设备制造商。90年代以来, 我国引进和利用连续油管作业主要用于修井作业, 连续管钻井还是空白。吐哈油田针对其特殊勘探和稠油开发的需要, 已经开始进行了在鄯善、丘陵、温米和巴喀油田应用连续管钻井的设想, 以解决油田开发后期的特殊问题。国内各主要油气田已进入成熟期, 作业成本不断加大, 如果从中国油气田的地质特点出发, 利用现有设备, 引进和完善国外先进技术, CTD技术必将在国内产生出巨大的经济与社会效益。
参考文献
水平气井连续油管欠平衡钻井技术 篇4
在两种常用的连续油管中, 相对于60.3 mm油管来说, 73.0 mm油管更加可取, 它的优势在于刚度大, 可增加钻压, 增大环空流速, 降低泵压。但是, 为了保证在当地高速公路规定的体积和质量限制条件下可以自由运送, 73.0 mm油管可用长度上限约3 400 m。测深大于3 400 m的井, 或者需要在114.3 mm套管内钻井时, 就需要采用60.0 mm油管, 它的可用测量深度上限达4 200 m。
本次实例研究钻井所用的底部钻具组合 (BHA) 见图1。连续油管内装备有七根线组成的多心电缆, 保证导向工具、自然伽马测井仪和压力计接头等设备的运转。同时, 管内还装有两根钢制细管来实现定向工具的液压操作。利用安装在钻头以上10～11 m左右处的近钻头传感器装置, 可分别实时录取测量数据 (井斜和方位) 、环空压力和伽马数据。
2 返排设备
在钻直气井时, 一般直接用氮气或空气钻开5～10 m的储层, 通过气体钻井排岩屑管返排至燃烧坑。由于这种作业井段短、用时少, 一般不需要泵入大量流体来润滑马达。相对而言, 在钻水平气井时, 一般需要泵入大量流体来保证马达的润滑、性能和寿命, 并提升井眼清洗能力。因此, 很少采用气体钻井排岩屑管或燃烧坑, 其典型的地面处理系统包括80 m3的计量分离器、节流管汇、取样盒、火炬塔和一个64 m3的用以存储钻井液的立罐。由于有分离器, 空气不能作为钻井介质, 所以钻水平气井时一般采用氮气。除火炬塔以外, 整个返排系统是封闭的, 作业时无需污水坑, 对环境的影响被降至最低。气井欠平衡钻井所需设备本质上与油井欠平衡钻井时相同。
3 防喷设备
实例研究中采用的是典型的气井钻井防喷器组合。防喷管和密封装置是重点, 能够确保在不中断井内循环的前提下, 实现部分或全部井下钻具的润滑和从井下取出。用密封装置取代了常规欠平衡钻井中所用的旋转防喷器, 用电缆和防喷管在不中断井内循环的前提下润滑和取出井下钻具。推荐在气井防喷组合下部安装主控阀, 可以实现地面关井, 这样在拆卸防喷组合时就不需要压井。其他措施还包括在套管内不压井打桥塞关井, 简化防喷组合的安装和拆卸。
当产层含有硫化氢, 特别是位于人口密集区时, 防喷器组合设计时应该考虑一定程度的安全余量, 事实上这常常也是作业者或管理机构的要求。在常规连续油管防喷器组合基础上的典型变化见图2, 这种防喷器组合在阿尔伯塔酸性气井钻井时得到应用。考虑到欠平衡钻井过程中防喷器密封橡胶一直暴露在酸性气体中, 可能存在寿命问题, 研究中采用的是AFLAS和高饱和腈 (HSN) 组件。
4 实例研究
4.1 Rainbow 13-4井
该井的钻井目标是在Wabamun地层钻一口井斜角为60°的定向井, Wabamun地层为晚泥盆世碳酸盐岩层。采用氮气、水混合物欠平衡钻井方式。从地面至598 m钻达井斜角60°, 下入177.8 mm套管;155.6 mm井眼采用过平衡钻井, 从斜深598 m钻至686 m (垂深632 m) , 裸眼完井。采用连续油管钻井前, 气体放空产量约140×103 m3/d, 为无硫干气。预测气藏压力为6 000 kPa, 压力梯度约9.5 kPa/m。
连续油管钻机安装前, 在斜深305 m处下入一个桥塞, 钻机安好后再用连续油管打捞出桥塞。连续油管钻井时, 采用IADC 517三牙轮硬质合金钻头, 120.7 mm 5∶6二级容积式马达 (PDM) , 钻井液为清水和氮气混合物。因为临近春季大休期, 73.0 mm连续油管无法及时到位, 只有采用60.3 mm连续油管, 所以裸眼段增加了约84 m (斜深686～770 m) 。
整个钻井期间, 机械钻速变化范围为30～3 m/h (2～20 min/m) , 平均为5.8 m/h。钻井泵排量变化范围为0.58 m3/min水、15 Sm3/min氮气至0.3 m3/min水、30 Sm3/min氮气。采用前一个排量可以提供最佳的欠平衡条件, 采用后一个排量是为了优化机械钻速。井口返出的钻井液是一致的, 但质量轻, 怀疑井眼清洗差, 因此频繁通井。在连续油管钻进过程中, 地面气产量为340×103 m3/d左右。
4.2 Zama 16-13井
目标是在Slave Point地层钻成一个井斜角85°、长300 m的定向井, 该地层为中泥盆世碳酸盐岩层。采用氮气、清水混合物欠平衡钻井方式。先期从地面钻至斜深1 335 m (垂深1 240 m) , 井斜角达85°, 下入139.7 mm套管。预测气藏压力为16 000 kPa, 压力梯度约12.9 kPa/m, 气体中硫含量低于1%。
采用60.3 mm连续油管和排量0.45 m3/min清水过平衡钻掉桥塞和套管鞋, 直至储层。之所以采用60.3 mm连续油管的原因和Rainbow 13-4井一样。采用95.3 mm 7∶8三级容积式马达 (PDM) 和120.7 mm IADC 517三牙轮硬合金钻头, 其喷嘴规格为14/32。
初始排量为0.01 m3/min水、30 Sm3/min氮气。随气藏中气体流入, 水排量增至0.25 m3/min、氮气降为25 Sm3/min。整个钻进过程中, 由于产气促进了流体举升和井眼清洗, 循环一直保持欠平衡状态。该井钻进过程中无法安装环空压力计, 所以欠平衡压力是根据管柱和钻井泵的参数模拟计算得到的。
整个钻井期间平均机械钻速为12 m/h, 期间频繁地通井以确保岩屑床的清除。在钻进过程中, 地面气产量不断增加, 最终产量达340×103 m3/d, 井口压力5 MPa。钻至1 471 m后产水量开始增加, 在井深1 496 m (垂深1 255 m) 提前完钻。
4.3 Harmattan 11-18井
目标是在Elkton密西西比纪碳酸盐岩层欠平衡钻一口水平井, 该储层垂深2 572 m, 采用氮气、柴油混合钻井液。气体中硫含量低于1%, 预测流入井内的气流量为170×103 m3/d。预测气藏压力为16 500 kPa, 压力梯度约6.4 kPa/m。在斜深2 704 m (垂深2 572 m) 处, 井斜角90°时下入139.7 mm套管。截至目前, 这个垂深在加拿大是采用连续油管欠平衡钻水平井最深的一次。采用95 mm 4∶5三级半容积式马达和120.7 mm IADC 537三牙轮硬质合金钻头钻水平井段。本井预测总井深达3 345 m, 由于连续油管使用方面限制, 不能用73.0 mm油管, 故选用60.3 mm连续油管。
采用排量0.55 m3/min柴油钻掉套管鞋。钻至储层时排量变为0.35 m3/min柴油、35 Sm3/min氮气, 环空压力随之降至7 200 kPa, 降幅55%。在储层钻完两个分支裸眼井眼后, 至井深2 964 m, 由于缺少新储层和钻速下降而完钻。完钻时排量为0.45 m3/min柴油、15 Sm3/min氮气, 此时环空压力为7 000 kPa。
两个分支井眼总进尺368 m。机械钻速变化范围1～15 m/h, 但在储层段通常维持在10 m/h。在大部分井段的钻进过程中产气量范围在42×103～198×103 m3/d, 但在总井深产气量稳定在140×103 m3/d。
4.4 Irricana 14-27井
目标是在阿尔伯塔中南部的Crossfield Member地层钻一口水平井。Crossfield Member地层为上泥盆世白云质碳酸盐岩, 且为酸性气层, 目标井H2S体积含量约5%。其储层压力为12 000 kPa, 压力梯度5.2 kPa/m, 为异常低压储层, 因此欠平衡钻井时需要大量的氮气。
采用常规钻机钻垂直井段和造斜井段, 139.7 mm套管从井口下到井斜角89.5°井深2 435 m (垂深2 328 m) 处。
该井钻井过程中采用了多种马达、钻头和钻井液的组合方式, Cox之前已经作了介绍。在斜深2 435 m开始钻井时, 采用PDC钻头, 轻质油排量0.001 m3/min、氮气为25 Sm3/min。控制低流速的目的就是要实现最大化的欠平衡条件和储层气体进入井筒。期间多次发生马达失速, 伴随离底空转, 造成马达故障。增大轻质油排量至0.020 m3/min、氮气至30 Sm3/min, 环空压力随之达到3 500 kPa。在井深2 512～2 515 m (垂深2 328 m TVD) 段发生卡钻事故, 于是以不同排量先泵入纯轻质油再泵入纯氮气, 清洗井筒内所有固相颗粒, 同时振动BHA解卡。循环纯轻质油引起环空压力超过地层压力。在BHA的打捞作业过程中, 也需要用轻质油压井解卡。
随后在2 512 m下入三牙轮钻头, 采用过平衡钻进失稳井段。钻过该层段后, 排量调整为轻质油0.16 m3/min、氮气30 Sm3/min, 环空压力随之达到约8 000 kPa。随后一直控制机械钻速4～7 m/h, 钻至2 711 m完钻。
钻井过程中流入井内的气流量一直变化, 但通常能达到28×103 m3/d。由于在打捞和循环作业过程中井筒承压, 井的实际产能和欠平衡钻井的优势很难发挥出来。
5 问题
相对于油井欠平衡钻井所遇到的问题, 气井欠平衡钻井面临几个更严峻的问题。
5.1 井眼清洗
钻水平井都会遇到井眼清洗问题, 但钻水平气井时这个问题更为严峻。要实现井眼的有效清洗, 必须优配钻井液的黏度和速度, 使之达到足够的携带岩屑的能力。一般经验法则认为直井中钻井液最小速度应该达到颗粒沉降极限速度的两倍, 而水平井比直井要高出2～4倍。试验研究表明, 在不旋转管柱泥浆钻井时, 大斜度井中钻井液流速应该维持在0.9～1.2 m/s, 以避免出现井眼清洗问题, 而直井钻井时流速应为0.3～0.6 m/s。在空气钻井时, 反映直井井眼清洗的Angel法则为:标准状况下空气流速达到15.2 m/s就足以携带岩屑。根据现场观测结果, 标准状况下实际所需气流速度为19 m/s, 比Angel法则预测的高出25%。Guo等人扩展了Angel模型, 用来预测钻斜井所需的最小空气体积。根据他们研究的公式和图版, 当造斜点深度1 500 m、造斜半径86 m时, 标准状况下最小的气流速度需要达到43 m/s。
Ikoku等人研究了直井泡沫钻井和雾化钻井时的钻井液体积需求量。根据他们提供的图版, 当使用雾化液作为钻井液且气水比约为200时, 标准状况下要从1 500 m深的直井中携带出12.5 mm直径的岩屑颗粒, 气液混合物最小环空流速要达到22 m/s。携带小直径岩屑所需环空流速小, 所需气液比也小。根据这些数据, 可以推测水平井泡沫钻井或雾化钻井时的流速要求范围很广, 在0.9～43 m/s之间, 这取决于钻井液中的液体含量或泡沫性质。现在缺少定向井中混合钻井液井眼清洗的详细试验, 这方面还需要大量的研究。
氮气混合物欠平衡钻井时, 钻井液的组分会对其井眼清洗能力产生重要影响。因为组分的变化会同时改变混合物的黏度和密度。直气井欠平衡雾化钻井时, 根据经验, 氮气含量高时成功率较高, 可能是因为上述情况下对流速的要求相对较低。水平井的钻井周期多用小时而不是天来衡量, 因而允许井下马达在很少甚至没有润滑的条件下工作。根据水平井现场经验, 钻井液中液体比重越高, 其携砂能力越强。相对而言, 气体的流入虽然能增大流速, 但没有增大液体比重, 因此如果不频繁地通井就不能有效地清洗井眼。井眼得不到有效清洗可能会导致过平衡钻井、卡钻和昂贵的打捞作业或井漏。
早期气井项目设计时提倡雾化钻井, 将泥浆和储层的接触降至最低, 同时将地层压降和储层流动能力增至最大, 作为产能测试一种方法。然而早期试验时明显出现了井下马达工作性能问题和井眼清洗问题, 反映为井口返出物差、马达频繁失速、马达剧烈振动以及卡钻事故, Cox以Irricana 14-27井为例详细描述了这些问题。随后, 为提升马达工作性能和井眼清洗效果, 同时尽可能降低钻井导向工具的振动, 人们在泥浆循环设计时趋向于尽量增大液体比重。
但是, 钻井液中液体比重会受到储层压力梯度和所需欠平衡程度的限制。储层压力梯度高时允许高的液体比重。因此, 从气井井眼清洗的角度, 最适合应用欠平衡钻井的是高压力梯度的储层, 因为其允许采用高液体比重。然而长远来看, 最适合应用欠平衡钻井的是那些压力低、在常规过平衡钻井时易受到伤害的储层。
采用连续油管时井眼清洗问题尤为突出, 因为它没有工具接头, 管柱也无法旋转, 不利于岩屑在井眼内的输送。在加拿大, 多数连续油管钻井作业都是在139.7 mm套管内采用60.3 mm连续油管, 或者在177.8 mm套管内采用73.0 mm连续油管, 使用足够的氮气和液体以达到充分清洗井眼的流速。常规88.9 mm可旋转钻杆可以增大环空内的流速和搅拌能力, 从而提供了一个更好的环境, 携带岩屑的能力更强。但是, 通过合适的泥浆循环设计可以克服这一缺陷, 采用通井这种机械搅拌手段能够破坏岩屑床, 另外, 优化造斜率也可以将岩屑床形成的可能性降至最低。
以Rainbow 13-4井为例, 采用177.8 mm套管、60.3 mm连续油管, 流体进入井内流量为140×103 m3/d时, 环空流速最小值在70 m/min左右。该井是一口60°井斜角的定向井, 容易形成岩屑床。井口返出物一致但质量轻, 通井后发现井眼清洗不充分, 因为通井时返出5 mm大小的岩屑, 而钻进时返出的岩屑大小只有0.5 mm。这说明, 井眼清洗上的不足可以通过流速和机械作用相结合的方法来克服。
5.2 欠平衡状态
欠平衡作业的目的就是要始终保持环空压力低于地层压力, 最重要的是保持连续的欠平衡状态而不是间断的。围绕如何保持稳定的井底压力, 还存在几个问题。
首先, 为了保护储层不受伤害, 必须避免流体冲击和颗粒侵入储层。相对于油井, 这个问题在气井中尤为突出。油井多采用自产原油作钻井液, 即使压力激动, 只会造成颗粒和自身流体的侵入。而对气井来说, 常常会造成颗粒和外来流体的侵入, 并且这些外来流体可能与地层不配伍。因此保持井底钻压稳定可以将流体与地层的接触降至最低, 最大程度地发挥欠平衡钻井的优势, 从而在生产阶段获得最大的渗透率。
其次, 保持环空压力稳定, 尽可能减少循环压力变化, 可以避免井壁失稳和由此引起的循环受阻或卡钻。
第三, 当压力状态稳定时, 可以将环空压力作为早期检测井眼清洗作业的诊断工具。
最后, 欠平衡钻井还有一个特点, 就是可以在钻井过程中实现流动测试或产能测试。连续而稳定的环空压力可以更可靠地显示气藏中气体进入井内的动态, 因此, 这种连续钻井方法的价值会增加。
要想在钻井过程中保持连续欠平衡, 连续油管是最理想的选择。常规欠平衡钻井因为要进行管柱连接, 肯定存在井底环空压力激动。
5.3 钻井液选择
钻井液的选择对马达的工作性能至关重要, 当钻井液与储层发生接触时, 钻井液的选择对避免储层伤害也很重要。油井钻井可以利用产出的流体, 而气井多数情况下必须使用外来流体。有几个因素会影响气井欠平衡钻井合适钻井液的选择, 如可用性、成本、地层配伍性、密度、携带岩屑能力和腐蚀性。
尽管在欠平衡钻井时应该几乎没有流体侵入地层, 但也可能发生短暂过平衡的情况。一旦发生这样的情况, 钻井液对地层没有伤害就显得尤为重要。已有在敏感性地层采用轻质油或柴油成功钻井的例子, 对于非水敏地层利用水作为钻井液也获得成功。
如果是酸性气井, 当钻井液重复循环时, 硫化氢在钻井液中的溶解度就成了问题。有两个这样的酸性气井实例, 钻井液重复循环, 硫化氢含量范围在0.01～0.04。两口井都泵入油溶性缓蚀剂来防止电缆和马达内部零件的腐蚀。由于不存在水相, 不用太关注腐蚀问题。作业结束后, 对两口井的电缆检测表明都没有发生硫化氢破坏。但是如果钻井液中包含水相, 这些结论要彻底改变, 需要严格设计清除型或成膜型缓蚀剂的加注程序, 这样会导致作业成本的增加。而且, 这些化学剂还可能与容积式马达的定子橡胶发生有害反应, 从而导致马达失效。在这种情况下, 推荐进行前期模拟试验。
5.4 工具振动
导向工具的电子元件对振动敏感, 根据经验, 在高气体比环境中振动更剧烈, 原因在于缺少液体防震作用, 而这种防震作用在存在入井油流的环境中是存在的。Cox前面发表的有关 Irricana 14-27井的数据说明, 可以通过调节钻井液中的液体比重来控制工具振动或振动幅度。油井产出流体可起到液体防震作用, 因此相对而言, 气井中工具振动现象更加突出。使用连续油管, 实现实时电缆数据传送, 既可以保证工具的振动不会超过极限, 又能避免耗时、昂贵的导向工具更换作业。
5.5 安全性
连续管钻井 篇5
随着油田的大规模开发, 各种在钻井的技术要求就更高, 涉及到的技术领域也就更加宽泛。特别是各种的定向井以及一些水平井的质量要求特别高。这些井的数目在钻井总数中的比例越来越大, 其施工难度也随之加大。为解决这一难题, 提高钻井的质量和水平井身的技术要求, 研究出了适合油田地层特点的一般水平井、丛式井井眼轨迹连续控制钻井技术, 使其适合大、中曲率半径的倾斜度大的井和水平井。根据需要调整井眼的轨迹, 保证钻井的质量, 并且提高钻井的速度, 在相同的时间内取得更大的经济效益。
1.1 井眼轨迹连续控制技术原理
在钻深井时, 下部的钻具组合机构中, 单弯螺杆自身的弯曲角度使钻头相对螺杆发生一定角度的倾斜, 钻头在偏心距的作用下不断切削井眼一侧的井壁, 这样就使得井壁发生了倾斜, 最终达到了钻井轨迹造斜的目的。
在钻垂直的井时, 这需要有旋转盘带动导向钻具进行旋转, 在旋转力矩的作用下, 使得工具面连续发生改变, 就使钻头完全失去了井壁造斜的能力, 完成直井阶段的钻进。在设计具有一定的倾斜角的井深时, 停止转盘的转动, 滑动定向轨迹来进行深钻造斜。当钻斜的井的轨迹达到预定的技术和质量要求时, 这时候就可以重新启动转盘恢复旋转钻具继续完成造斜钻井。
1.2 钻具的组合
钻具的组合系统在井底发挥着重要的作用。钻井的导向系统是井下钻井系统的核心环节, 对它具有严格的要求:
(1) 尽量保持井的直径的扩大率要小, 或者保持不变, 为以后的井眼完善的其他工作准备好条件, 不至于至于后期的工作;
(2) 使得井眼的平滑度要高, 确保后续工作的顺利进行;
(3) 要求在不更换钻井组合设备的情况下, 完成钻直井和有一定倾斜角的井的双重工作:
(4) 在同样条件下, 能够实现滑动定向钻井与转盘旋转钻井的两种钻井方式组合钻井;
(5) 钻具必须有一定的使用寿命:
(6) 使用范围要尽可能的广, 能够使用到不同规格的钻井要求。
除了满足了以上的控制要求以外, 井眼轨迹连续控制钻井技术在钻定向井以及水平方向的井时, 还对井身有着严格的要求。着需要对导向钻井过程中的力学综合分析, 从中找出其造、降斜能力及稳斜效果, 最后才能达到预期的钻井技术要求效果。
井眼轨迹连续控制钻井技术常用的钻具组合大致可以分为:
(1) Ø241 mm钻头+Ø197 mm (0.75°) 单弯螺杆 (下带Ø238 mm扶正器) +Ø236 mm扶正器+Ø178mm可调定位接头+Ø178 mm无磁钻铤×1根+Ø178mm钻铤×2根+Ø127 mm加重钻杆5柱+Ø127 mm钻杆。
(2) Ø215 m m钻头+Ø165 m m (0.75°) 单弯螺杆 (下带Ø210 mm扶正器) +Ø210 mm扶正器+Ø165 mm可调定位接头+Ø159 mm无磁钻铤×1根+Ø159mm钻铤×2根+Ø127 mm加重钻杆×5柱+Ø127 mm钻杆。
这类组合是十分常见的普通的造斜的钻具组合, 需要注意的是单弯螺杆的度数需要根据地层的造斜率来准确地选择, 通常是设计的百分之一百一到一百二。螺杆的辅助设备也尤其重要, 它在钻井时能够使转盘在转动时起到一定的稳斜的效果, 确保钻头能够沿着直钻进, 不至于使井眼的轨迹发生歪斜或者损坏钻头。
2 钻井过程中的应用
2.1 在相对较浅的钻井中的应用
有些地区中的油层在地下的储藏的厚度、宽度、深浅度在跨度上差别相当大, 这就增大了开采前的钻井难度。根据以往的钻井经验可以得出在钻井过程中存在以下的技术难点需要攻克。
(1) 轨道的设计与控制的难度系数高。设计该水平轨道需要有三阶的落差, 这就增大了井眼轨迹的控制难度。
(2) 在具有一定倾斜度的井眼中, 这些地段的岩石类型的种类繁多, 而且地质又不稳定, 井的直径又不固定, 施工时的倾斜率很难得到控制。
(3) 钻井入靶时的角度大, 油层表面的胶结显得十分松软, 使得造斜率很难得到保证。
(4) 井眼的控制精度要求高, 但是井下的种种因素导致这一精度很难得到预期的保障。
但是这些难点在此系统化的连续井眼控制中得到了相应的解决和有效控制。
在深水井中的应用, 深水中的油层一般都是在井深达到了5000米以上, 这样的深度当然是一次性钻井无法完成的, 但是井眼轨迹连续控制钻井技术, 在钻此类的深井时运用钻具的组合, 预先调整好井的斜度以及方位, 使得定向钻井在一次性就成功, 保证了较高的机械钻井的速度。这类技术在深水井钻井中取得了一定的效果。
3 结论
(1) 井眼轨迹连续控制钻井技术的研究与应用在钻井的实践操作中取得了重大的成果, 着对于钻井在技术上的突破有着重要的战略性意义。为油田开采节约了不少的成本, 为井眼轨迹连续控制钻井技术研究与应用奠定了一定的理论和实践基础。井眼轨迹连续控制钻井技术研究与应用主要在以下几方面取得了重大的突破。
(2) 井眼轨迹连续控制钻井技术在一定程度上减少了井下钻头的更换次数, 节省了许多人力的劳动强度, 提高了生产的效率, 确保了工程的高质量, 为钻井节约了不少的可控成本。
(3) 井眼轨迹连续控制钻井技术极大地减少了井下作业的次数, 简化了钻井设备的组合, 在一定程度上确保了井下作业的安全系数。
(4) 井眼轨迹连续控制钻井技术可以在钻井的工程中对井眼的轨迹进行实时的调整, 这样就提高了井眼的控制精度以及轨迹的控制能力。
(5) 为以后在井眼轨迹连续控制钻井技术的研究上奠定了基础, 使得日后在钻井技术上再次取得重大的突破。使得油田的井眼轨迹连续控制钻井技术更上一层楼。
参考文献
[1]李慧, 黄本生, 刘清友.微小井眼钻井技术及应用前景, 2008.9
[2]崔龙连, 汪海阁, 葛云华等.新型径向钻井技术.石油钻采工艺, 2008.5
连续管钻井 篇6
关键词：定向井,轨迹控制,剖面设计,PDC钻头,钻具组合
一、目的和意义
定向井连续控制钻井技术是为了提速提效, 加快钻井速度, 缩短钻井周期而不断实践和摸索出的钻井技术。定向井连续控制钻井技术提高了对钻井工具和设备的要求, 推动了钻井技术的发展, 加快了钻井速度, 节约了钻井成本。研究、应用和推广定向井连续控制钻井技术, 将给钻井带来可观的经济效益, 意义重大。
二、基本情况和问题
江苏地区主要由盐城组、三垛组、戴南组、和阜宁组构成。盐城组主要是粘土层和砂砾岩, 地层松软, 其中粘土层易缩径;三垛组主要是粉砂岩, 砾砂岩和泥岩;戴南组主要是细砂岩, 粉砂岩, 砂质泥岩和泥岩。部分区块上部含有玄武岩, 下部有辉绿岩, 还有大段流砂砾石层。
在直井段的防斜打快技术上, 江苏油田直井防斜钻具组合相对比较单一, 现场常用的钻具组合为常规钟摆钻具组合。在部分直井及五段制定向井下部挂直井段施工时, 时常要控制钻压吊打, 而且测斜时采用单点吊测, 防斜快打效果不甚理想。
另外, 在造斜段和稳斜段, 常规的造斜钻具组合和稳斜钻具组合已不能满足市场又好又快的需求。普通的钻头+螺杆+钻铤的造斜钻具组合造斜率变化和可控井段有限, 普通稳斜钻具组合稳斜效不理想。
PDC钻头和螺杆的作用没有得到更好的发挥。PDC钻头选型不合理造成的钻头泥包和先期损坏, 严重影响钻井速度。螺杆的不合理使用, 造成螺杆寿命缩短, 有些厂家生产的螺杆质量不可靠。
三、具体措施
针对江苏地区的地层特点和存在的问题, 结合工程的具体要求和连续控制技术的特点, 可以从以下几个方面来实施:
1、优化剖面设计
常规定向井剖面设计通常以8°/100m造斜率把井斜增到最大井斜角, 然后稳斜中靶至完钻。如果按照设计, 实际可控的井段比较短, 而大段的稳斜段就很难控制。剖面优化设计时, 结合造斜工具和钻具组合的特性, 主要从摩阻大小、防碰绕障和对轨迹的连续控制性等方面来优化, 采用变曲率来设计。尽可能降低滑动钻进的比例, 增加复合进尺。
2、优化钻具组合
a、普通定向井直井段 (二开后) 钻具组合一般采用常规钟摆钻具, 其特点就是机械转速比较低, 利用钻具自身的重力作用防止井斜增大, 一旦井斜超标纠斜只能采用小钻压吊打的方法。而上部地层的特点是地层松软, 可钻性极强, 小钻压吊打的纠斜方法大大影响机械钻速。如果采用直螺杆钟摆钻具, 就能弥补机械转速低的缺点, 但纠斜同样采用小钻压吊打的方法。如果既考虑机械转速, 又考虑纠斜不影响或少影响正常机械钻速可采用钻头+单弯螺杆+ (MWD随钻测斜) 或者钻头+单弯螺杆+STB+ (MWD随钻测斜) 的钻具组合。
b、普通定向井造斜段钻具组合一般采用PDC+单弯螺杆+MWD, 稳斜段使用满眼稳斜钻具组合。这两种钻具组合使用于大部分定向井施工, 但对于井斜小、稳斜段长的井并不太合适。由于带有两个扶正器的单弯螺杆在复合钻进的时候井斜变化很小, 根据这一特点定制了专门用来定向复合钻井的独立扶正器, 并反复实验确定扶正器外径略小于螺杆扶正器外径2mm, 长度约0.25m效果最佳。改进后的这种PDC+单弯螺杆+STB+MWD随钻测斜仪钻具组合大大延长了可控井段, 提高了机械钻速, 在稳斜段比较长的时候使用效果非常理想。在定向结束后的稳斜阶段使用这种钻具组合替代常规稳斜钻具组合可以简化钻具组合, 有利于井下安全, 而且可以避免部分井由于稳斜钻具组合稳斜效果差, 导致频繁起下钻倒换钻具组合的情况。
3、优选钻井工具
钻井工具的优选包括钻头的优选和螺杆的优选, 另外还有测斜仪器的优选。
a、钻头优选
通常情况下二开后钻头一般使用PDC钻头, PDC钻头一般选用五刀翼、大复合片、大流道设计的新型PDC钻头可以更加有效的清洗钻头, 运移钻屑, 提高机械钻速。但是这种钻头由于复合片比较大, 在比较硬的地层中更容易破碎造成先期破坏, 所以只适合于中软地层。
b、螺杆优选
螺杆钻具的性能和寿命是影响复合钻进效益的重要因素。在其他情况一样的条件下, 优选工艺比较成熟, 性能比较稳定的厂家生产的螺杆。螺杆使用的时候根据其工程压差合理加压, 有利于使螺杆寿命充分利用。
c、仪器优选
一般来说仪器优选MWD随钻测斜仪, 但是部分井上部是大段的流砂层, 如果处理不好很容易因仪器砂卡频繁起钻, 反而影响钻井速度。所以在仪器选择上要结合地层情况进行合理的选择。选择时提前做好准备工作, 优选工作稳定的探管和脉冲, 电池电量要充足。
通过上面的措施下表是具体实施的连续控制钻井技术的井:
从表1可以看出, 通过实施连续控制钻井技术, 上表5口井共缩短钻井周期46天, 按一天的钻井成本5万元算, 共节约成本230万元, 其经济效益明显。
四、小结
1、定向井连续控制钻井技术的应用加快了钻井速度, 节约了钻井成本, 其经济效益明显, 值得在合适地区推广。
2、PDC+螺杆+ (STB) +MWD钻具组合增加了施工中的可控井段, 具有简化钻具组合, 提高机械钻速的特点。