浅层水平井（共7篇）
浅层水平井 篇1
新疆油田有许多浅层稠油油藏, 该类油藏一般属于薄层油藏, 薄层油藏单砂体厚度较薄, 差异性大, 且砂体分布零星, 叠合程度低, 若采用直井开发动用, 开发层系单一, 单井控制储量规模小, 经济上不可行;且许多油藏由于储层上倾尖灭, 物性较差, 油层变薄 , 直井钻遇砂体的风险性也较大;直井吞吐开发油藏波及系数低, 吞吐效果差, 且某些区块地面条件复杂, 不易打直井。利用水平井泄油面积大、生产压差小、产量高、投入产出比低、采收率高的特点, 以及目前日益成熟的水平井钻、投、采技术的低风险性, 采用水平井技术开发动用薄层油藏效果显著, 该技术在新疆油田得到了广泛的应用。
1 水平井轨迹控制特点[1]
(1) 要求高。
普通定向井的目标区是一个靶圆, 井眼只要穿过此靶圆即为合格。水平井的目标区则是一个扁平的立方体, 不仅要求井眼准确进入窗口, 而且要求井眼的方位与靶区轴线一致, 俗称“矢量中靶”。
(2) 难度大。
在轨迹控制过程中存在“两个不确定性因素”。轨迹控制的精度稍差, 就有可能脱靶。所谓“两个不确定性因素”, 一是目标垂深的不确定性, 即地质部门对目标层垂深的预测有一定的误差;二是造斜工具的造斜率的不确定性。这两个不确定性的存在, 对直井和普通定向井来说, 不会有很大的影响, 但对水平井来说, 则可能导致脱靶。
2 轨迹控制原理
水平井轨迹控制实际上就是对井斜和方位的控制, 使得实钻井眼轨迹沿着设计井眼轨道前进。利用MWD测斜仪得到动力钻具的工具面角, 通过调整工具面角来控制动力钻具的装置方向线的方向, 进而控制钻头的走向。
3 现场施工各阶段注意事项
3.1 设备入井前的准备
设备包括井下动力钻具螺杆和MWD测量仪器。
首先要对井下动力钻具螺杆进行筛选, 所选的螺杆钻具的造斜率K应当比井身设计造斜率K高出10%～20%, 这样不但可以满足施工需要, 同时可以提高趟钻成功率, 缩短建井周期。其次是MWD测量仪器地面的检查、连接及检测与设定, 以及相应的一些配件的筛选。以北京海蓝仪器为例说明:MWD测量仪器的检查包括脉冲、探管是否正常, 电池电量是否充足, 然后将脉冲、探管、电池用扶正器正确地连接起来, 接着进行地面检测与设定。
另外在进行井口测试时记录好螺杆钻具与定向接头之间的角差, 井口测试一切正常后设备方可入井。在地面监控系统中, 一定要注意的是仪器系统角差和螺杆钻具与定向接头角差设定正确。这两个参数一旦出现错误, 将会导致轨迹控制南辕北辙, 轻者造成填井, 重者可能扰乱整个油藏开发方案。
3.2 直井段井身质量
直井段井身质量的好坏对于水平井轨迹控制影响较大, 所以许多情况下要求轻压吊打, 避免直井段出现严重偏移, 现场可参考钻井工程设计。如果直井段视位移为负, 相当于靶前位移增加, 对于遇到靶窗调整问题, 会有很大的调整余地, 如果是正常情况则相当于提前中靶;如果直井段视位移为正, 则相当于靶前位移缩短, 要求开始阶段造斜率相对较低, 入靶前造斜率较高, 这要才可以实现合理的中靶位置和中靶井斜角。
3.3 造斜段控制
在整个轨迹监控过程中, 可以比较实钻数据与设计数据来分析决定后续监控方案;同时也可以利用软件预测等手段进行监控。造斜段控制要注意以下几个方面:
(1) 井斜角不大于10° (开始阶段) 一定要将方位摆正, 否则会造成后续轨迹控制相当的被动。以HWkq017水平井为例说明:HWkq017水平井开始定向施工过程中, 在下钻和钻进过程中, 钻具振动比较厉害, 造成脉冲一处扣松动, 导致测量工具面比实际工具面大了30°左右;由于滞后距的存在, 造成现场工程人员判断也相应发生滞后;当井斜角达到8°左右时, 工程人员发觉不对, 果断提钻检查仪器, 发现问题并解决问题, 仪器经过再次调试, 一切正常后方才入井继续钻进。虽然工程人员及时发现问题, 避免了事故的发生, 但之前的实钻轨迹方位比设计方位大了30°左右, 因此需要先进行全力扭方位, 力争将方位摆正, 这样则牺牲了井斜的增加, 从而增加了后续控制的难度。如果在开始阶段将方位摆正, 那么即使在直井段水平位移偏离设计方位线距离较远, 也可以将实钻轨迹向设计方位线靠上去, 在向设计方位线的靠拢过程中不要着急, 应当选择慢慢地靠拢, 因为在开始阶段, 垂深的增长率大于水平位移的增长率, 因此就决定了实钻轨迹的水平投影不会迅速靠向设计方位线。随着井斜角的增加, 靠拢速度会越来越快, 通过工具面的微调, 慢慢地靠上去[2]。
(2) 井斜角在45°之前, 要组织有效的增垂深措施。随着井斜角的增加, 垂深的增长率越小, 因此要想增加垂深, 且不影响后续需求的造斜率和入靶井斜角, 如果螺杆造斜能力大于设计造斜率, 需要通过导向钻进降低井斜变化率从而增加垂深的话, 最有效的办法是在45°以前组织合适的导向钻进。由于在造斜段完钻后有几次通井, 下套管固井后末端井斜角会降低2°～3°, 为了给三开做好准备, 一般入靶井斜角大于设计井斜角, 适当地增加垂深可以满足造斜段末端的全力造斜和入靶井斜角。
(3) 当井斜角达到70°左右时要做好入靶分析, 一般此时已经钻开油气层。地质工作人员通过相关分析, 有可能要修改靶窗垂深, 所以定向工作人员要及时和地质工作人员保持联系, 及时调整轨迹控制方案。如bHW069水平井中靶前就对对靶窗垂深进行了修改, 加深了1.5m。像这样的情况每口井都有可能发生, 作为定向工作人员应做到会随时调整轨迹方案。
3.4 水平段控制
水平段一般为稳斜段, 现场上基本是通过导向钻进完成, 钻速比较快, 控制也相对比较简单。水平段开始阶段钻进方式的选择有一定的讲究, 选择错误, 会影响后面的轨迹控制。根据中靶情况 (入靶井斜角和入靶垂深) 来确定三开开始阶段的施工方案是要选择导向钻进还是滑动钻进。三开阶段前20m钻进中, MWD测量仪器还在套管内, 磁干扰的影响, 方位是假的, 但井斜工具面都是真实的;同时由于滞后距的存在, 对三开初始井斜的判断存在差距, 如果钻进方式选择错误就有可能造成钻穿油层底部或造成脱靶, 从而对后续钻进造成一定影响。例如:HWkq010井二开完钻中A靶的中部, 实钻井斜角和设计井斜角差不多, 经过通井下套管固井后A靶处井斜角比设计井斜角要小, 在三开开始阶段选择了导向钻进而不是滑动钻进, 造成井斜角未能及时提高, 因此所钻遇的油层岩屑显示变差, 不得不在随后选择较长段的全力增斜来弥补, 造成该井段出现较大的狗腿度, 导致后来的水平段通井时遇阻, 因此在水平段的开始阶段必须选择好钻进方式。
整个水平段钻进最佳的钻进方式是导向钻进, 尽可能不选择滑动钻进, 尤其是不选择用180°的工具面进行滑动钻进。从钻具受力的角度来看:降斜井段会增加井眼的摩阻, 引起更多的复杂情况。增斜井段的钻具轴向拉力的径向分力与重力在轴向的分力方向相反, 有助于减小钻具与井壁的摩擦阻力。而降斜井段的钻具轴向分力与重力在轴向的分力方向相同, 会增加钻具与井壁的摩擦阻力。因此, 应尽可能不采用180°的工具面进行滑动钻进, 而选择小钻压导向钻进, 如果是迫不得已的情况, 则要求在滑动钻进后进行反复导向划眼, 对其进行扩眼, 而且不宜长井段采用180°的工具面进行滑动钻进。
4 其他要求
4.1 钻具组合
一般无磁钻铤和普通钻铤具有很好地提供钻压和承压能力, 但使用钻铤, 钻柱的旋转扭矩大、摩擦阻力大以及高密度钻井液引起的粘附卡钻几率增加, 为了减少钻柱的旋转扭矩、摩擦阻力以及高密度钻井液引起的粘附卡钻, 一般采用钻杆加重钻杆和斜坡钻杆来代替钻铤施加钻压和承压。而加重钻杆和斜坡钻杆相比。加重钻杆提供钻压效果好, 而斜坡钻杆降摩阻效果好。由于造斜段开始阶段钻具轻, 使用加重钻杆可以尽快增加钻具重量, 从而保障钻压;而水平段中由于摩阻比较大, 斜坡钻杆放在底部可以有效地降低摩阻, 而且上面的加重钻杆可以保障钻压。
一般情况下, 新疆油田浅层稠油水平井造斜段和水平段钻具组合如下。
造斜段钻具组合:
Φ311.2mm-HJ517G钻头+Φ197mm单弯螺杆1.75°+MWD接头+Φ127mm无磁钻杆十Φ127mm加重钻杆+Φ127mm斜坡钻杆+方钻杆。
水平段钻具组合:
Φ215.9mm-HJ517G钻头+Φ165mm单弯螺杆1.25°+MWD接头+Φ127mm无磁钻杆十Φ127mm斜坡钻杆+Φ127mm加重钻杆+方钻杆。
4.2 钻井液性能
水平井钻井对钻井液要求更高, 不但要求能保障井况安全和设备安全, 同时还要求其具有优良的悬浮和携屑能力, 防止岩屑床的沉降, 有效清除岩屑床, 防止阻卡;且所形成的泥饼具有薄而韧的特性, 降低摩阻, 有效传递钻压, 尽可能避免污染油藏。在新疆油田, 造斜段一般使用聚合物钻井液体系, 水平段使用聚磺钻井液体系。
5 结论
1) 采用水平井技术开发动用薄层油藏在新疆油田已得到了广泛的应用。
2) 水平井是一项高投入高回报的工程, 同时又是高风险工程, 现场工作人员必须深刻理解水平井方面的基础知识和掌握这方面的基本技能才能胜任。
参考文献
[1]王慕玮, 范海燕.井眼轨道设计及监控软件的开发[J].甘肃科技, 2008, 24 (12) :18-20.
[2]崔凤新, 廖明燕.基于数据融合技术的钻井过程故障诊断[J].石油矿场机械, 2008, 37 (12) :7-11.
浅层水平井钻井工艺相关探讨 篇2
关键词：浅层水平井,钻井工艺,固井,完井
在油田的开发中, 对于埋藏较浅, 深度约为三百米到五百米之间的油藏, 采用普通的钻井技术就无法保证全部储量的开发。在实际作业中, 对于190米以下的的油藏可以通过浅层定向井钻井技术来开发, 但是对于300米以上的油藏, 通过采取水平井钻井工艺就可以使得其得到较好的开发, 能有效的提高采收率, 为油田的稳产和生产起到促进作用。在浅层水平井的作业区别于常规的水平井, 由于其井比较浅, 就会出现较大的井深和位置, 钻井和下管过程中的井眼摩擦也会较大, 这些都是浅层水平井钻井过程中需要解决的一些问题, 因此对浅层水平井钻井工艺的研究具有较为重要的意义。
1 浅层水平井的现状研究
在对浅层水平井进行相关研究分析后, 可以发现其存在着一些特点和难点。由于造斜点浅, 直井段的钻柱重量较轻, 就会给大斜度段和水平段施加钻压带来困难。在地层相对松软的地区, 很难确定工具实际造斜率, 这就需要井身坡面的调整性较好, 能满足对垂深误差的调整需求, 这就使得井眼轨迹的控制难度加大。浅层水平井的井浅, 直井段短以及造斜率较高, 测井的过程中很容易出现遇阻的情况。小型直井钻机配备多为单泵, 在大斜度段出现的岩屑床会影响到井眼轨迹控制以及下套管。完井套管在下至钻井深的时候会因为井浅、直井段套管重量轻和水平段大等因素而不容易实现。在作业中, 钻井液的选用要多方面考虑润滑、井壁稳定、携岩、油气层保护和钻井成本等, 这些因素也给钻井液的选择带来了一些难度。处于采油压裂的需求, 需要保证水平套管居中和完井固井的油气层保护问题, 加大了浅层水平井固井和完井的难度。
2 浅层水平井的钻井技术研究
2.1 井眼轨道的分析
在浅层水平井井眼轨道控制和预测上, 其关键技术就是对各种造斜具组成的造斜能力进行综合计算, 这压是控制好水平井井眼轨迹的最重要步骤。作为井眼轨迹控制技术的重要组成和基础部分, 井眼轨迹预测有着很重要的作用, 随着水平井钻井技术的逐渐发展和成熟, 井眼轨迹控制与水平井钻井优化设计显得更加密不可分, 出现了越来越多的交叉互溶。钻井设备、仪器能力、工具这些都是设计中需要考虑到的, 通过对钻井组合造斜能力进行计算分析, 优化设计井眼轨道, 制定合理的方案来保证其有效的在钻井施工中发挥出预测的作用。通过与随钻轨迹预测想结合, 实现井眼轨迹的精确控制, 提高作业的中靶率。作业前对下步钻具造斜能力的计算能降低施工的盲目性, 使得钻具下入有了更多的依据, 整个过程更为科学、优化, 缩短了施工工期, 提高钻井的综合效益。
2.2 固井、完井的分析
油藏的深度较浅、油水层较多、井底温度较低, 且在长期的高压注水开发后进入到了高含水阶段。在固井的过程中, 会出现地下流体侵入环空冲蚀水泥环, 导致层间流体窜通、水泥浆漏失低返和固井质量达不到要求等多方面严重的危害。为了提高固井的质量, 减少套管损伤和延长油井寿命, 需要加强固井、完井相关工艺技术。
2.2.1 固井施工
在固井的水泥浆选用上, 多采用双凝双密度防窜水泥浆体系。上部选用密度为1.85~1.88g/cm3的G级水泥原浆, 初凝时间从150min到250min, 终凝时间一般小于50min, 下部的密度为1.92~1.94 g/cm3, 初凝时间从35min到50min。双凝结构式为了防止水泥浆失重, 以免出现层间窜动以及高压地层水窜入井筒的情况, 也提高了油水层段封固程度。双密度结构式为了减小水泥浆液柱静压力和顶替动压力, 以免出现上部水泥浆漏失, 减少套管损伤保证水泥浆顺利返回。
冲洗液的选用是依靠其中的研磨剂来对井壁进行磨洗, 去掉浮泥饼和清洗环空。降水剂的使用是为了保证冲洗液的失水量, 减轻自由水对产层带来的危害。通过添加高分子聚合物, 可以提高冲洗液的液相粘度, 使其携带能力加强。小阳离子粘土稳定剂还可以减轻自由水对产层粘度和页岩的伤害, 避免出现迅速膨胀, 堵塞油气流孔道, 实现提高第二界面的封固质量。为了保证第二界面的胶结有一个清洁的井筒环境, 需要对泥饼和隔音泥浆进行清洗, 这就需要清洗液失水量低、有较好的相容性、较强的稀释作用。为确保紊流顶替的实现, 需要使用大功率固井车, 结合现场实际制定合理的现场工艺, 保证施工环节的最佳要求。
2.2.2 完井施工
下套管前需要保证井眼干净, 井下通畅, 进行认真的通井洗井。在安全和井壁稳定情况保证的情况下, 可以调整钻井液性能来减少其粘度和切力, 以实现钻井液性能做到低粘、低切、低含砂量、低失水和较小的摩阻, 井下不出现漏失和涌等情况, 钻井液平稳压稳地层。对于在钻井和通井作用中的十楼情况, 必须进行及时的堵漏处理, 尽量将井漏控制在固井施工之前。
2.3 相关配套
对于钻井设备, 在装卸套管的过程中不要出现碰撞, 按顺序卸车、摆放, 对套管进行数量、壁厚、钢级、短套管和联顶节等情况观察, 防止存在外表缺陷以及丝扣损伤的套管下井。对于固井设备, 需要对水泥车动力和液压控制操作机构进行彻底检查, 保证其能正常工作, 能达到排量和水泥浆密度的要求。另外还需要检查的设备包括压风机、下灰车的气路。对车辆进行合理摆放, 通过试运转后发现问题并及时解决。
在固井施工前必须检查前置液和钻井液、水泥浆的相容性等, 水泥浆的凝结时间要大于前置液。对于添加的外加剂必须进行性能检测, 满足要求后才能进入作业现场。水泥浆的密度、注水泥浆排量以及置替水泥浆排量都需要进行严格的设计和控制。替浆的计算要保证精准, 避免出现碰压过高或替空的情况。钻井液的返出需要配备专人观察, 出现异常情况时能及时进行施工指挥。
随着油田开发的不断深入, 浅层水平井钻井工艺技术会得到越来越广泛的推广使用, 这种技术的开发应用也是对油田的稳产和发展提供了有力的技术支撑。
参考文献
[1]高明春.浅层稠油水平井采油工艺技术优化[J].西部探矿工程, 2012.4[1]高明春.浅层稠油水平井采油工艺技术优化[J].西部探矿工程, 2012.4
[2]张庆良, 张海雄, 秦雪峰, 常海军.河南油田浅层稠油水平井钻井工艺技术研究[J].复杂油气藏, 2012.1[2]张庆良, 张海雄, 秦雪峰, 常海军.河南油田浅层稠油水平井钻井工艺技术研究[J].复杂油气藏, 2012.1
金平2浅层水平井钻井技术研究 篇3
1 工程设计及难点分析
由于二开井身轨迹复杂, 在700-840.5米狗腿度大, 且技套外径273.1mm比较粗且壁厚11.43mm较大, 可能导致技术套管难以下入。本井造斜点浅, 地层松软, 易造浆, 易出现键槽。裸眼段长, 位移大, 钻井液携岩、润滑井壁难度大, 要求高。产层岩性为灰色粉砂岩、玄武质砂岩、灰质砂岩、与灰色泥岩、灰质泥岩互层, 且有砾石层分布, 对井壁稳定及井下安全影响大。井斜大, 平均井斜97.5°、水平段长 (681m) , 井下摩阻和扭矩大, 钻井液润滑剂选型难。
2 钻井施工技术措施
2.1 一开
针对大尺寸钻头外径660mm, 使用了一柱203.2 mm钻铤, 一柱177.8mm钻铤, 采取大排量60L/s、小钻压3-4t吊打的技术措施防斜打直一开最大井斜0.2度, 在83.54 m处。在打钻过程中打一遍划一边, 规则井壁, 充分循环了井底, 保证了导管的顺利下入。
2.2 导眼段
导眼段主要是确定油层位置, 为下一步的钻进提供依据, 电测显示油层为676-681米, 油层厚度5米, 地层倾角95°, 有2个电阻率明显升高的标志层, 第一个为火层岩, 在油层下为玄武岩, 地层坚硬, 可钻性差。
导眼段采用1.25°动力钻具, 钻至井深884米, 垂深682米, 钻时平均在20分钟/米, 预计井底井斜在91°。由于进入油层后电阻率显示不明显无法确认进入油层, 同时由于仪器测量大约有15米的测量盲区, 到确认进入油层时, 钻头底部已出油层, 进入了玄武岩。由于地层倾角为95°, 现要进入油层则需向上挑井斜到97-100°, 甚至更高, 为本井的施工增加一定难度。
2.3 二开斜井段
(1) 针对造斜点浅、造斜率大、大尺寸钻头和地层松软的特点, 选用了钢齿牙轮钻头、采取大排量45-50L/s钻进的技术措施, 防止了泥包和携沙困难, 在不降井斜的前提下多上下活动钻具, 规则井壁。
(2) 采取80-100m进行短、长起下钻的技术措施修整井眼, 保证井壁的稳定和平滑。同时, 将井底的钻屑通过短起下赶至上部, 利于井眼清洁。
(3) 该井有两个标志层, 在井深740m按要求以85°井斜找油层, 进入油层再增井斜。在井深860m处, 电阻率由8Ω·m↘2Ω·m↗17Ω·m, 判断进入油层, 开始增井斜, 将井斜增至96°以上再进入油层。
(4) 该井钻至952m, 在932m处测得井斜为98.7°, 预计井底井斜99.9°, 若继续钻进, 易出现卡钻等事故, 且井斜不易降, 同时电测和下套管易遇阻、卡套管或套管下不去。最终决定, 填井至750m处开始侧钻。
2.4 三开水平段
(1) 井眼清洁。大排量钻进, 及时将钻屑带出。采取每钻进4柱进行一次小短起下和一次长短起下措施, 有利于及时清理岩屑, 也起到了修整井壁的作用, 保证了井眼的平滑。每钻完1根, 根据井身实际情况及增斜情况确定划眼措施, 保证井身轨迹光滑, 在最后200米已进入馆陶组, 地层松软, 水平段过长, 在上下划眼过程中严禁定点循环、上下大幅度快速活动钻具, 防止造出台阶, 影响完井施工。
(2) 下钻困难。由于该井垂深较浅 (597.75米) , 水平段较长 (711米) , 位垂比较大 (1.56:1) 和水平段井斜较大 (在1064.3米处实际井斜99.4°) , 导致下钻时阻力较大, 钻具下入困难。采取钻具倒置, 利用钻具自重下入钻具, 在后期无法下入时小排量开泵小钻压慢慢划入井底。
(3) 红泥岩缩径。水平段钻进过程中间断出现红泥岩, 红泥岩吸水膨胀易缩径, 及时控制调整好泥浆性能, 降低失水, 上下大幅度活动钻具, 规则井壁。
(4) 取芯情况。实际取芯进尺3.6米, 芯长3.6米, 收获率100%, 取芯过程钻时很快, 各项技术参数满足取芯要求。取完芯后井斜从94°, 降至90.4°, 说明水平井取芯能很大程度上降低井斜。采用定向向上挑井斜到预定轨迹, 然后再复合钻, 发现复合钻有明显的增斜趋势。因此在该区块施工过程中, 在井斜低的情况下无需过度挑井斜, 可以通过复合钻实现。
3 下技术套管作业
由于井斜大, 套管刚性高, 可能导致技术套管难下入。针对这一问题, 二开三开期间采用的是聚合醇润滑钻井液, 保证了井壁的稳定性及井身质量的合格。同时在下套管前使用下部接刚度较大的加重钻杆通井, 中途短起两次, 都起至直井段, 起下都几乎无遇阻现象, 最后加2吨石墨粉和2吨塑料小球分两次注入井内封井下套管, 分多次灌满泥浆, 保证了技术套管的顺利下井。
4 总结与建议
(1) 复合钻进可以增斜, 在井斜低的情况下无需过度挑井斜, 可以通过复合钻实现。
(2) 水平段施工过程中, 由于地层松软, 水平段过长, 在上下划眼过程中严禁定点循环、上下大幅度快速活动钻具, 防止造出台阶, 影响完井施工。
(3) 根据钻时曲线岩屑对照及分析, 钻遇棕黑色粉砂岩, 注意堵振动筛, 跑泥浆;钻遇玄武岩层, 钻时慢, 打钻过程中注意及时活动钻具防粘卡, 合理使用好钻头, 防顿防溜, 做好岗, 及时观察好液面及泥浆性能变化, 防喷防漏。
参考文献
[1]周延军, 曾强渗, 窦玉玲等.金平1浅层大位移水平井钻井工程设计技术及应用[J].钻采艺, 2008, 31 (增) :24-27
[2]冯光通, 马凤清, 曹向峰等.高平1井井眼轨道与井身结构设计[J].石油钻探技术, 2010, 38 (6) :33-36
[3]赵金洲, 韩来聚, 唐志军.高平1井大位移水平井钻井设计与施工[J].石油钻探技术, 2010, 38 (6) :29-32
金平2浅层大位移水平井钻井技术 篇4
二、主要内容
1. 金家地区地层岩性情况
上部地层以棕黄色粘土、砂质泥岩、泥岩、细中砂岩、泥质粉砂、粉砂为主, 岩层欠压实, 成岩性差, 强水敏的特点, 易造成井壁坍塌和缩径卡钻;
下部地层及产层以灰色粉砂岩、玄武质砂岩、灰质泥岩、灰质泥岩与灰色泥岩互层, 含玄武质砂岩和砾石层为主, 易发生井漏和井壁坍塌。
2. 设计参数
(1) 井身结构设计
(2) 轨道参数设计
3.技术难点
(1) 上部地层井段浅, 成岩差, 含大段物理性质不稳定泥岩, 疏松易缩径、垮塌, 定点循环易形成大肚子, 出现造斜率低, 井眼轨迹不规则。
(2) 直井段短, 水平段长, 直井段向水平段的转化的井眼曲率大, 出现钻具易疲劳破坏, 起下钻柱、下套管困难, 钻进过程出现脱压现象。
(3) 采用“倒装钻具”进行钻进, 加压过大导致下部钻具失稳弯曲而增大摩阻、扭矩, 增加了井眼轨迹控制的难度。
(4) 大尺寸Ø273.1mm技套下入井斜95.8°井段难度大。
(5) Ø177.8mm油套下入井斜99.9°上翘水平段难度大。
(6) 水平井段井眼环空净化能力差。
三、应用情况
1. 二开主井眼
(1) 钻具组合:Ø346.1mm3A钻头+244.5mm*1.5°-1.75°单弯动力钻具+Ø177.8mm无磁钻铤+MWD+Ø127mm加重钻杆 (30柱) +Ø127mm斜坡钻杆。
(2) 参数:钻压 (60-100-140) KN;泵压 (11-12) MPa;排量 (33-35) L/S。
(3) 二开主井眼大尺寸Ø273.1mm技套下入井斜95.8°井段。考虑273mm技套刚性大, 井眼造斜率高, 下套管势必困难的原因:
首先:对该井段采用足尺寸牙轮钻头和通井工具进行修壁, 力求井眼轨迹光滑平稳。
其次:增加井壁的稳定性和钻井液的润滑性, 来减少套管下入的摩阻。
2. 三开上翘水平段的钻进
采用倒装加重钻杆加压, 通过该井段倒装的钻具轴向拉力和下部钻具摩阻力进行受力分析计算得到加重钻杆施加钻压的最佳井段。随着上翘水平段的增加, 钻具悬重不足以克服井壁的阻力, 因此在井口采用一定数量的7in钻铤及加重钻杆对井内钻具进行加压, 和对下部失稳弯曲的部分钻具段进行替换为加重钻杆, 来增强起刚度。
3. 三开油层套管的下入 (悬挂)
(1) 采用7in钻铤井口加压和及时灌注钻井液。
(2) 对井眼轨迹即井斜和方位的精准控制。
(3) 根据水平的上翘、井径大小及油层走势导致轨迹变化的因素, 采取在下部引鞋套管上镶焊2只Ø241.3mm*177.8mm弹性扶正器作为下部引鞋的支撑点, 支撑和引导套管下入井斜90°至99.9°, 水平段长710.23m的井段。
4. 钻井液性能和携岩处理:
(1) 一开井段采用预水化膨润土浆体系:加入2.00%~3.00%膨润土+自然造浆+0.30%~0.40%高分子聚合物。
(2) 二开导眼及二开主井眼井段采用聚合醇润滑钻井液体系:加入2.00%~3.00%聚合醇、2.00%~4.00%降滤失剂和2.00%~4.00%磺化沥青等。
(3) 三开水平段采用聚合醇润滑防塌钻井液体系:加入1.50%~2.00%聚合醇、3.00%~4.00%降滤失剂和1.00%~1.50%磺化沥、7.00%-10.00%原油等。
(4) 进入目标层之前, 调整钻井液参数:密度1.05~1.10 g/cm, 黏度45~52 S, FLAPI=≤3m L, 塑性黏度μpv=10~15 m Pa·S, 动切力τ= (8~10) Pa, 静切力=【 (2~3) / (5~8) 】Pa。由于A靶垂深大于B靶, 水平段A点至B点轨迹上翘, 在A点附近易聚集大量岩屑, 难以清除。因此在优选钻井液体系的前提下, 采用调整钻井液参数和短起下等技术措施, 最大限度的提高携岩能力, 已达到清洁井眼, 为后期下套管作业、提高固井质量打下良好基础。
四、总结
技术措施的严谨制定和落实是本井成功的关键。
1. 钻头及工具的选择。HAT127牙轮钻头、1.5°-1.75°单弯螺杆钻具, 解决在松软地层造斜率和几套机械钻速的问题;
2. 钻进参数的优化。合理的钻进参数保证了携岩及井眼的净化, 同时提高机械钻速;
3.辅助技术措施的优化。每钻完一根单根进行一次划眼, 及时修整井壁, 在井斜达到50°以后易形成岩屑床的井段, 为防止因岩屑床而导致卡钻事故的发生, 每钻进100m进行一次短起下钻, 起钻前的循环, 采取上下大幅度活动钻具, 提高排量, 及时清除粘附在井壁上的钻屑, 确保井眼干净和起下钻的畅通;
4.润滑泥浆体系的配置。随着水平段的增加, 润滑问题显得更加突出, 为降低摩阻, 根据井眼容积, 始终保持原油含量在7~10%, 控制润滑系数小于0.06, 以达到增强其润滑性。
五、应用效果
浅层水平井 篇5
1 加重材料在钻井液中影响钻井液流变性机理
加重水基钻井液体系属于较稠的胶体悬浮体系, 具有固相含量大、固相颗粒的分散程度高、钻井液体系中自由水量少、钻屑的侵入和积累不易清除, 造成井壁磨阻系数大的特点。高固相时反映其胶体悬浮体流变性特征的总黏度可用下式表示出来。
式中, η钻井液总黏度;ηo为纯溶液黏度;kl, k2均为常数;Φ为固相体积百分数;S为固相比表面积;h为颗粒溶剂化膜厚度。
由式上式加重水基钻井液的黏度由4大部分组成:钻井液溶液黏度, 由ηo表现、总固相产生的黏度, 由Φ表现、固相粒子分散带来的黏度, 由S, h表现, 还有固相粒子间相互作用产生的黏度。
2 重晶石粉及粘附性高分子聚合物对浅层水平井水基加重钻井液粘度的影响分析及处理
由 (1) 式可知, 钻井液的总粘度是结构粘度和塑性粘度的和, 塑性粘度与钻井液的固相总含量 (Φ) 、比表面积 (S) 的大小成正比。浅层水平井水基钻井液材料多釆用重晶石粉, 重晶石的密度一定则比表面积 (S) 一定, 其塑性粘度主要由重晶石粉固相含量 (Φ) 决定, 未受有害固相的污染时, 加重钻井液的密度越大, 重晶石粉含量越高, 钻井液的塑性粘度越大。
钻井液结构粘度主要由链状高分子聚合物产生, 链状高分子聚合物可吸附于重晶石粉颗粒之间, 形成较强结构, 当高分子聚合物充分时随着重晶石粉含量的是增加会逐渐全吸附于重晶石颗粒上, 所形成的吸附膜越来越薄, 从而对重晶石粉颗粒间的吸附作用会越来越大, 表现为所开成的结构强度越来越大。当链状高分子聚合物不足时, 随着重晶石粉含量的增加不能足以吸附重晶石粉颗粒上, 钻井液粘度的增大主要体现在由重晶石粉固相含量增加造成的塑性粘度的增加上。
因此为了避免水平井水基钻井液在加重后粘度发生超设计的变化, 在设计加重前钻井液的粘度不宜太大, 并保证其动塑比在设计范围内以具有良好的携砂性, 在加重时保证其污染程序处于最低。肇41-平20井加重前设计密度为1.05g/cm3-1.25g/cm3, 粘度为45s-70s, 加重后密度为1.55g/cm3-1.60g/cm3, 粘度为50s-80s,
3 膨润土对加重钻井液粘度的影响
不同含土量的钻井液, 随含土量增加, 钻井液的黏度增加。根据不同密度加重水基钻井液在不同膨润土含量下测得钻井液性能如表1。
由表1可知, 加重水基钻液在同一密度情况下随膨润土量含量的增加, 其塑性粘度略微减小, 动切力略微增加, 动塑比因而有所增大, 初切则无明示变化, 终切由于水化膨润土量的增多, 静止形成较多的由水化晶片组成的端-面-端相连的结构, 因而终切显示出较大幅度的增加。
4 加重用重晶石粉颗粒粒度对浅层水平井水基钻井液流变性的影响
与重晶石粉颗粒粒度相关的问题有: (1) 在密度上, 钻井液体系沉降稳定性差, 老化后上下密度差较大。 (2) 泥饼质量上, 粒度大的重晶石粉颗粒基本不参与泥饼的形成, 因为这些粒度小的重日石粉颗粒参与了井壁泥饼的形成, 且较多时破坏了膨润土浆的泥饼结构, 从而使滤失量增大。 (3) 在泥饼磨阻方面, 根据粉末颗粒堆积理论当小颗粒恰好填入大颗粒的空隙时便形成最密堆积。理论和实验研究都表明, 粉末粒度分布越广泛, 其颗粒间的间隙就越小。颗粒较粗且颗粒分布窄时, 颗粒间搭桥越严重, 造成体系摩阻上升。浅层水平井水基加重钻井液在肇41-平20井现场应用中同样出现过上述问题。
重晶石的粒度上限为0.154m m, 根据有关实验研究选择适当的粒度配比可以减轻现场出现的以上问题, 选定最优粒度配比范围为:30:70< (0.154～0.038 m m) ∶ (<0.038mm) <40∶60, 在此范围内的粒度配比, 细颗粒能分布于粗颗粒之间, 连同处理剂的作用, 可减轻粗颗粒间搭桥造成的摩阻效应, 并满足颗粒紧密堆积, 减小堆积体积, 增加有效加重密度, 满足现场应用, 对浅层水平井加重水基钻井液的应用具有一定指导意义。
5 结论
(1) 水平井水基加重钻井液用重晶石粉的粒度配比范围应为30:70< (0.154～0.038 mm) ∶ (<0.038mm) <40∶60, 再配合润滑剂, 降滤失剂等药品达到密度均匀、降低磨阻、提高泥饼质量的目的。
(2) 水平井水基加重钻井液应根据密度适量加入膨润土来调节终切值大小, 从而保证静止时具有良好悬浮性。
摘要：为了保证浅层水平井水基钻井液在加重后仍具有良好的流变性且符合水平井特殊工艺的施工要求, 通过研究其加重后流变性变化机理, 采用实验结合现场的方法分析得出通过控制重晶石粉粒度配比、膨润土含量及粘附性高分子聚合物含量可以维护浅层水平井水基加重钻井液流变性, 满足特殊浅层水平井施工要求。
关键词：浅层水平井,水基加重钻井液,钻井液流变性
参考文献
[1]董悦.固相含量和密度对高密度钻井液流变性影响的实验研究.石油钻采工艺, 2008 (4)
浅层水平井 篇6
由于浅水平井油层埋藏较浅, 一般在出表层套管100m左右开始测斜, 钻深至250m左右为A点, 开始钻水平段。为有效避免油气产层污染, 提高油气采收率, 一般采用套管加筛管完井, 即套管下至A点以下200左右, 筛管完全下在水平井段。筛管完井, 对储层伤害小, 井筒与地层的沟通程度高, 且具有防砂功能, 并为水平井后期的修井等作业提供了安全通道。
2 存在的难点
(1) 由于油层埋藏较浅, 由于井浅, 压实及其成岩作用强度较弱, 渗透性好, 胶结性差, 易破裂。同时是热采井, 因此所选水泥浆体系既要抗高温、防井漏, 又要在低温条件下形成强度快, 防止油气窜槽又要满足在高温条件下开采水泥石强度不衰退和渗透率不增大, 防止出现井口窜汽现象。这给水泥浆体系提出更高的要求。
(2) 由于井眼曲率大、造斜段短, 水平段长, 套管重量轻, 下套管摩阻大, 自重下滑小, 套管下入困难。
(3) 斜井中钻具受力状况导致井眼呈椭圆形状;浅层岩性疏松、钻井循环, 造成井径扩大严重且不规则, 多出为“糖葫芦”井眼, 这给固井顶替效率提高带来较大的困难。
(4) 裸眼封隔器、井口密封装置、油管与套管之间的密封及分级箍等工具优选, 直接影响固井的成败。
3 对策研究
3.1 提高地层的承压能力
当固井环空当量密度大于地层破裂压力时, 就会发生漏失, 造成低返, 严重影响固井质量, 损害油气层, 重则发生环空堵塞等复杂情况。我们做法是对各点的漏层、井底进行压漏校核, 并且要求井队通过加压试验方法来完成, 以满足固井需要。
3.2 井眼净化
通井循环时, 先用高粘携砂剂循环一周, 能够有效地净化井眼, 携砂剂的性能粘度为滴流, 密度与完钻泥浆密度相当。起钻前倒划眼循环处理钻井液时, 同时上下和旋转活动钻具。
3.3 优选隔离液, 提高顶替效率
为了彻底清洗水平段及大斜度段低边岩屑, 给固井施工提供一个良好的井眼, 保证固井质量, 现场用隔离液4方、冲洗液各2方, 占环空高度150m, 加大紊流接触时间以提高顶替效率
3.4 采用非渗透双凝水泥浆体系
该水泥浆体系具有早期强度高、低失水、零析水、水泥石微膨胀等性能, 满足水平井技术要求。
3.5 套管柱和筛管串采用同提拉预应力及安装热应力补偿装置, 减少热采时套管损坏。
4 现场应用实例
锡14-平1井开发锡14块稠油, 完井方式采用精密滤砂管顶部注水泥免钻塞完井。即水平段下精密滤砂管, 保持地层原始渗透率, 上部采用免钻塞分级注水泥装置进行注水泥固井, 有效封隔产层和非产层。
4.1 下入完井管柱
(1) 确定筛管及配套工具下入深度:根据测井数据和井眼井径数据, 确定筛管、裸眼封隔器、外注水泥分级箍以及配套工具下入深度, 配接管柱, 留足口袋 (裸眼封隔器需放置在井眼较规则的井眼段) 。
(2) 配接完井管柱:按完井管柱结构配接完井管柱, 完井管柱结构 (自下而上) :7in裸眼外充填工具1.57m+51/2in短套管6m+变扣+7in滤砂管管串 (滤砂管串之间加热补偿器) 259m+热补偿器2m+7in套管1根+7in裸眼封隔器 (两级, 加弹性扶正器) +7in套管5.5 m+7in外注水泥分级箍+7in短套管5.5 m+7in套管串 (到井口) 。
4.2 下入内注水泥管柱
(1) 配接内注水泥管柱:内注水泥器总成 (内注水泥器+双层夹壁管) 17m+31/2i n平式油管串顺序配接内注水泥管柱, 要求对油管、内注水泥器总成等进行准确丈量、编号, 同时对31/2in平式油管用通管规进行通管。
(2) 下入内注水泥器:按配接好的内注水泥管柱组合下入完井管柱中, 下入时的技术要求:
(1) 下入内管柱时每小时不大于25根。
(2) 内注水泥器总成在到达外注水泥分级箍和裸眼封位置时要慢慢下入, 并注意观察指重表摩阻信号显示。
(3) 内注水泥管柱下至外注水泥分级箍上部20m时试压15Mpa合格后, 内注水泥器顶部下到外注水泥分级箍遇阻位置时, 井口装半全封+高压自封, 内注水泥管柱用大钩吊住, 上部接阀门, 连接固井水泥车, 井口以上用固井水泥车按规定试压15Mpa。
4.3 坐封封隔器、打开外注水泥分级箍
(1) 坐封封隔器:将内注水泥管柱上提1m, 缓慢打压15MPa坐封裸眼封隔器, 憋压时间20min, 放掉压力。
(2) 打开外注水泥分级箍:将内注水泥管柱下压3t, 打开外注水泥分级箍循环洗井, 观察泵压, 直至泥浆性能满足固井要求。
4.4 固井、关闭外注水泥分级箍
(1) 连接管线、试压:连接固井水泥车与内注水泥管柱, 将反洗管线与井口四通一侧连接。地面管线及固井设备整体试压25MPa, 保证不渗不漏。
(2) 固井、关闭外注水泥分级箍:注水泥固井, 按设计量泵入隔离液8方, 水泥浆23方水泥浆, 当水泥浆完全泵入后, 用清水顶替2方, 顶替完内注水泥管柱容积, 上提管柱20m, 观察外注水泥分级箍关闭情况, 关闭正常。
(3) 反洗、起出内管柱:外注水泥分级箍关闭后倒反洗管线, 反洗出油管内多余水泥浆, 洗干净后起出内注水泥管柱, 侯凝48h。
4.5 固井质量
48小时后测固井质量, 质量优质。
5 结束语
(1) 防窜水泥浆体系具有低失水、零析水、高沉降稳定性、高早强、短过渡、微膨胀等优良的特性, 避免了由于水泥石体积收缩, 在井眼高边形成游离水通道或微间隙的问题, 提高了水泥环的胶结质量和封隔地层的能力, 是保证扶余浅层水平井固井质量的关键技术之一。
(2) 形成了浅层水平井相配套的水泥浆配方和注水泥技术。为中原油田今后浅层水平井、中深水平井的大规模开发及固井技术的发展、配套技术措旋的优化组合提供了科学依据和有益的尝试。
(3) 扶正的合理选择和安放技术, 有利于套管顺利下入和提高套管居中度及顶替效率, 是提高水平井顶替效率和固井质量的重要措施。
参考文献
[1]王海霞, 石虎, 周树青, 亢泽涛.白音查干探区稠油集输设计, 《江汉石油学院学报》2000年02
浅层水平井 篇7
关键词：中浅层气藏,水平井,产能评价
1 水平井产能计算公式优选
1.1 水平井产能计算公式对比
水平井产能计算通常是通过渗流稳态解析解得到的。稳态指的是气藏中任何点处的压力都不随时间而变化。在实际中, 几乎没有气藏在稳态条件下生产。尽管如此, 稳态解仍被广泛地应用。
目前国内外常用的水平井稳态产能的计算方法有五种:
(1) 郎兆新公式
(2) Borisov (1964) 公式
(3) Giger (1984) 公式
(4) Joshi (1988) 公式
(5) Renard-Dupuy (1991) 公式
当2a/L≥1时, 式 (5) 分母中反双曲余弦函数可表示为:
把 (6) 式带入 (5) 式得:
上面五种方法中, 郎兆新方法是考虑了水平井垂向位置的Borisov方法, 故不考虑水平井垂向位置时二者的值是一致的。Renard-Dupuy方法的公式和Joshi公式是一致的, 故二者的值也是一致的。
1.2 水平井产能计算公式的应用
通过对大庆中浅层气藏水平井的对比计算, 筛选出合理的水平井产量计算公式, 有利于气田的开发。用气田的实际数据计算对比, 5种方法计算的参数数据及结果如表1~表3。
综合相对误差来看, 郎兆新方法 (Borisov方法) 最小, 其次是Joshi方法 (R&D方法) 。因为郎兆新方法考虑了水平段在气藏中的位置, 所以推荐使用郎兆新方法计算中浅层气藏水平井的产能。
2 射孔完井的水平井产能计算方法
2.1 射孔完井水平井产能计算模型的建立
目前中浅层气井基本不采取压裂措施而是直接射孔完井, 水平井射孔完井时, 储层不仅受钻井和固井的损害, 而且受射孔本身的损害, 致使气井产能低于自然产能。射孔损害包括储层射开程度不完善, 流线在井眼附近发生弯曲、汇集所引起的井底附加压降, 以及在成孔过程中, 孔眼周围的岩石被压实, 致使渗透率大大降低所引起的井底附加压降。
根据郎兆新公式, 在考虑各种损害的情况下, 推导出射孔完井方式的产能预测模型为:
2.2 射孔完井水平井产能计算实例分析
根据以上研究认为:郎兆新方法计算中浅层气藏水平井产能最为合理, 因此, 利用郎兆新射孔完井方式的产能预测模型计算A水平井的产能 (表4-表5) 。
根据以上参数按照射孔完井的产能公式计算出A水平井的无阻流量为5.86×104m3/d, 预测日产能为1.17×104m3, 与系统试井方法得到的无阻流量5.49×104m3/d相比较, 二者相差不大, 相对误差仅为6.31%, 这说明郎兆新方法产能计算公式适合于大庆地区中浅层气藏的水平井。
3 结论
3.1 通过以上分析认为, 郎兆新方法可作为中浅层气藏水平井的产能计算模型。
3.2 可利用郎兆新公式对射孔参数进行优化, 计算不同射孔方式下的产能, 当产能最大时的射孔方式即为最优射孔方式。
参考文献
[1]刘莎莎.水平气井产能分析理论与方法研究综述[J].国外油田工程.2010, 10, 10.