钻井取心

钻井取心（精选3篇）

钻井取心 篇1

在国外和国内多行业HSE管理体系日趋完善的情况下,钻井取心作为钻井的分支,提出既切合自身又符合钻井背景的HSE管理措施就显得尤为必要。通过构建合理有效的HSE管理体系,提高人员的思想意识,进而影响人员的行为,安全高效地完成钻井取心任务,最终实现品牌效应。

1 钻井取心HSE的由来及特殊性

1.1 钻井取心HSE的由来

HSE管理是20世纪80年代后期发展起来的关于健康、安全和环境的管理方法[1]。相应的HSE管理体系指实施健康、安全与环境管理的公司的组织结构、职责、惯例(做法)、程序、过程和资源。而HSE方针是中国石油天然气集团公司关于其为控制健康、安全与环境影响的意图和行动原则的公开声明。根据方针可制定其战略目标和具体目标[2]。

钻井取心是石油钻井的一部分,钻井取心HSE是HSE管理体系在钻井取心现场的具体实施,因此,制定一套切实可行的钻井取心HSE管理措施,通过超前的风险预测和分析,确定运输、停留、技术服务中可能发生的危险及后果,从而采取有效的防范手段和削减措施,防止事故的发生,以减少可能引起的人员伤害及财产损失就显的尤为必要[3]。

1.2 钻井取心HSE的特殊性

钻井取心在探明储量、探寻油气源的过程中发挥了巨大的作用,是落实油气储量的关键因素。施工的井场通常远离市区,野外施工条件恶劣,通讯信号较差,生活条件艰苦。而施工人员做为第三方,参与技术服务的人员较少,在施工住宿等方面往往需要依托井队,每口井需要适应不同的井场环境,不同的合作人员,这就在HSE管理方面增加了难度。

在钻井取心HSE的实施上,既要满足甲方及井队对HSE管理的要求,又要结合自身特点,制定出适合钻井取心作业的HSE管理措施,完成风险与危害控制。同时,钻井取心作业的特殊性,也给钻井取心HSE管理带来了难度。

2 钻井取心HSE管理体系基本原理

2.1 中国石油天然气集团公司(CNPC)的HSE管理方针

深入贯彻CNPC的HSE管理方针,即以人为本,预防为主,全员参与,持续改进。HSE管理的一个核心就是“以人为本”,它是企业管理永恒的主题。CNPC的HSE管理方针始终把人的利益放在首位,努力给职工创造较好的工作环境,提供便利的工作条件,使职工队伍产生巨大的凝聚力,发挥出职工的主观能动性和创造性。通过培训,增强员工对风险源的认别与评估,使“两书一表”不仅仅写在纸上,而且把风险意识贯穿在职工的思想中,体现在生产过程中,彻底将各种安全隐患消灭在萌芽状态[4]。

2.2“PDCA”循环管理模式

牢固树立“PDCA”的HSE循环管理模式。即计划(PLAN)、实施(DO)、检查(CHECK)和改进(AC-TION)这4个步骤。

2.3 长城钻探工程公司(GWDC)提出“三分之一工作法”

为切实加强HSE管理工作,落实CNPC对HSE的责任,提升本单位HSE绩效水平,长城钻探工程公司(GWDC)结合自身实际提出了“三分之一工作法”。即每一名管理者每天要抽出三分之一的时间来思考、量化安全生产工作;用三分之一的精力抓HSE制度与责任的落实;拿出三分之一的薪酬与HSE业绩挂钩。

3 钻井取心HSE管理措施

3.1 钻井取心HSE政策、管理理念与目标

3.1.1 HSE的政策描述

实施HSE管理最有价值的资源是人,因而没有任何事情比员工的健康、安全更为重要。在施工过程中应做到:任何所谓“重要”的活动都不能作为损害“健康、安全与环境”的借口。任何事故都是可以预防的,即“预防为主”。“健康、安全与环境”是每个员工的职责。

在钻井施工过程中,执行国家和地方政府有关健康、安全与环境方面的法律及法规,明确管理责任制及进行有效的健康、安全与环境培训。确保在取心施工作业过程中可能影响到的任何人员的健康与安全。减轻施工作业活动对环境的影响,更有效的保护和利用自然资源。促进员工健康、安全与环境意识,使职工积极介入健康、安全与环境事务。创造安全、健康的工作环境,形成安全、健康的工作习惯。

3.1.2 钻井取心HSE的管理理念

(1)施工中员工的生命与财产同时受到危害时,以保护员工生命为主。

(2)在施工作业中以保护员工安全和生命为主。

(3)在作业过程中以保护生态环境为主。

(4)实施HSE管理,以最大限度地降低事故和污染为目的,促进综合效益的增长。

3.1.3 钻井取心HSE的目标

(1)损失万元以上交通责任事故为零。

(2)工业生产重伤事故为零。

(3)赔偿万元以上环境污染事故为零。

(4)能耗率≤1.4%。

3.2 钻井取心HSE组织机构及其职责

3.2.1 组织机构

成立HSE监督、项目组组长、取心工程师为核心的HSE管理小组,按照每口井不同的特点在现场具体实施。

3.2.2 成员职责

3.2.2.1 HSE监督的职责

(1)负责宣传贯彻执行国家和当地政府有关健康、安全与环境的法律、法规,确保体系有效运行。履行管理小组HSE承诺,代表甲方行使“健康、安全与环境”管理事务的管理权。横向协调甲乙双方涉及的“健康、安全与环境”管理的关系。

(2)指导并帮助施工作业队贯彻落实管理小组HSE管理规定和方针目标的实施。组织员工参加“健康、安全与环境”管理知识培训,达到持证上岗。组织员工进行定期的健康体检。组织员工进行定期的急救、消防、防喷、防H2S的教育培训,定期开展演习活动。组织专业技术人员对施工现场进行“健康、安全与环境”保护的检查与评审。

(3)定期检查取心作业现场HSE管理体系的执行情况。遇有违背健康、安全与环境管理规定的指令,有权停止其继续作业。定期分析本项目HSE管理体系运行情况,有针对性的采取纠正预防措施。收集整理HSE管理工作的原始记录,参与HSE体系文件的审核与评审。

3.2.2.2 项目组组长的职责

(1)负责全井的施工组织与协调工作。

(2)定期组织召开有关人员参加的技术交流会和复杂情况分析会,及时对各种记录、报表及资料等进行检查及改进。

(3)定期向上级领导及主管部门汇报HSE情况和下一步工作思路。

3.2.2.3 钻井取心工程师的职责

(1)遵守HSE管理体系规定,上班穿戴好工衣、工鞋、安全帽等个人劳保用品。

(2)对事故隐患、不安全行为及时汇报。

(3)执行作业指令,按HSE管理体系实施取心作业。

(4)积极参加消防、急救等演习,提高自救互救能力,防患于未然。

(5)有权拒绝违背HSE管理的任何指令。

3.3 钻井取心HSE现场危害识别与相应措施

3.3.1 HSE现场危害识别

由于钻井取心人员属于第三方,现场具有不确定性,每口井都有各自的特点,综合井场的共同特点,总结出井场的危险源(表1)。

3.3.2 相应措施

HSE监督、项目组组长、取心工程师各司其责,严格履行管理小组成员职责。熟悉取心作业环境,提高思想意识,加强风险管理,定期对井场的健康、安全、环保的13个项目进行检查(表2)。

4 结论

钻井取心HSE管理体系贯穿钻井取心运输、停留、施工的整个过程,是安全的必要保障。相关部门的协调统一合作,才能保障钻井取心HSE管理体系的顺利实施。安全无小事,提高员工的思想意识,是整个HSE管理体系的重点。

参考文献

[1]曹银鸽.国内外HSE管理体系存在的主要问题分析[J].中国环境管理,2009(4):39-42.

[2]SY/T6276-1997石油天然气工业健康、安全与环境管理体系[S].

[3]孙先长,王小敏,肖宗林,等.HSE风险管理在录井现场的应用[J].石油工业技术监督,2010,26(5):25-28.

[4]巩小明.测试作业队伍HSE管理存在问题及对策[J].化学工程与装备,2009(7):241-242.

浅谈松散砂砾岩地层钻井取心工艺 篇2

一、浅层松散、砂砾岩地层取心技术现状

1. 浅层松散、砂砾岩地层取心面临的问题

松散、砂砾岩地层取心是指在特别松散、胶结性差易破碎、易水化、高含水、不均质含砾、大砾径砂砾岩等地层取心的统称,在这些地层取心往往难度大、复杂程度高,不易得到理想的效果,造成以上结果的主要原因是:

(1)地层胶结物强度低,岩心不易成形,难以进入取心工具。

(2)当岩心胶结物具有较强水敏性时,在水基钻井液冲蚀下,岩心承载能力降低,易坍塌破碎,造成堵心、磨心现象的发生,影响取心技术指标。

(3)在胶结松散、不均质含砾砂砾岩取心过程中,取心工具振动易造成岩心断裂、破碎,同时容易发生砾石堵心,甚至发生砾石卡钻的现象。

(4)岩心的出筒过程中,由于岩心柱受力状态发生变化,岩心易坍塌破碎,岩心成形率低,无法选样。

2. 浅层松散、砂砾岩地层取心面临的问题

综上所述,虽然现阶段常规取心的各项技术已较为成熟,目前在国内普遍使用的常规取心工艺,在地层胶结性好易于成形的常规地层取心,能够满足取心技术指标和岩心质量的要求,但在胶结强度低、岩心承载能力差的特种地层取心,很难达到理想的效果。因此,在浅层松散、砂砾岩地层的取心,在国内外各油田仍是一项难题。

二、浅层松散、砂砾岩地层取心突破

5-2北区块超稠油油藏是在新生代条件下发育起来的陆相断陷盆地油藏。其明下段馆陶组油层岩石结构主要为含砾砂岩和砂砾岩,砾石一般为3~80mm,大者达80~110mm,且分布不均。储集层岩石中砾石、砂岩和泥质存在较大的差异,取心钻进中,先钻出的岩心不仅不能及时进入岩心筒,而且还会受到砾石的挤压和搅动,于是胶结较差的岩心将被破碎而冲到环空。当钻遇砾石较多的层段和较大尺寸时,一方面会影响钻头平稳工作,降低钻速;另一方面砾石将有可能堵住内筒而使后续岩心不能进入岩心筒就被钻掉;再者即使进入内筒的砂岩也会因砾石和砂岩分散而造成堵心,而使岩心收获率降低。

1. 影响收获率的原因

北2井松散、砂砾岩取心作业过程中,影响收获率等技术指标的因素多种多样。经分析,主要有以下几种:

(1)地层砾石容易造成堵心,且堵心后参数变化不明显,不易判断;(2)地层松散,岩心承载能力差;(3)取心钻进期间,取心工具振动,对所取岩心成柱性的破坏作用;(4)岩心出筒时,因岩心受力状态变化,造成岩心破碎。

2. 改善措施

依据以上分析,为解决松散地层取心难的问题,在新取心工艺的探索过程中,可从以下几个方面着手:

(1)加强对砾石堵心的判断

北2井取心层段从头至尾都含砾石,只是多少与砾径大小的区别,在砾石层保证取心收获率正是该井的一大作业难点。

对于偶含砾层段,分两种情况。一是当砾石直径较小,不大于5cm的层段,取心作业时,取心钻头在井底基本能保持稳定状态,对取心收获率基本无影响。而对于砾石直径大于5cm时,砾石在井底受力不均,取心工具易抖动,同时由于该井取心段岩性为泥质胶结,较疏松,使得砾石在井底滚动磨心,不易进筒,同时极易发生堵心。现场操作中由于疏松砂岩堵心后钻时等参数没有明显变化,造成判断困难,丧失割心最佳机会,造成堵心后的磨心,从而造成收获率偏低。

对于含砾石较多即砂砾岩层段,砾石直径大小不一,且基本不胶结。取心钻进时,钻头切削地层,受力极不均匀,取心工具抖动憋跳严重,砾岩破碎后砾石滚动互磨,岩心基本上不会成形,极易造成岩心磨损,进筒困难,并且极易发生卡心堵心。

因此,在取心钻进中,密切关注各项参数变化,有异常情况(如扭矩突然增大,机械钻速明显变化等)时果断决策、及时割心,减少浪费进尺,并且根据上一筒心取心结果制定下一筒心取心策略,可有效提升取心收获率。

(2)减少岩心承载压力

岩心成柱性较好时,岩心易成形且能保持稳定,从而岩心进筒顺利,取心作业平稳,收获率容易保证。相反的,岩心疏松成柱性差时,岩心不易成形,自身承压能力差。取心钻进时,进尺达到一定程度时,后续岩心不足以克服上部岩心自重,造成压碎岩心,从而进筒困难甚至不进筒,导致收获率偏低。另外,由于岩心承载能力差,进筒疏松砂岩由于自重压缩导致丈量长度较实际长度要短,铝合金衬筒内径110mm,取心钻头内径100mm,松散岩心进筒后,由于不成形,充满衬筒后长度相应减少,也会降低取心收获率。在北井,岩心承载能力不足也是取心作业中的另一大难点因此,在取心过程中应通过控制取心进尺等方法,降低衬筒内岩心的承载压力,减小发生堵心的可能,提高取心收获率。

(3)提高工具工作的稳定性

实际钻井过程中,绝对垂直的井眼几乎是没有的,另外取心时工具内、外筒所承受压力也是不同的,这都会导致内、外筒在取心期间不在同一轴线上。当取心工具旋转时,内、外筒间的摩擦阻力就会大大增加,使其常常会超过内筒与岩心柱间的摩擦阻力,致使内筒开始转动,产生对岩心的作用力。严重时致使岩心破碎,影响取心成形率等技术指标。

因此,保证内筒工作稳定,在取心工具上部合理安放钻具扶正器,可有效提高取心钻具的稳定性,改善岩心在内筒的受力,可提高岩心的成形性,有利于提高取心技术指标。

(4)提减少出筒岩心受损

常规取心工艺,在岩心出筒时,由于岩心柱受力状态发生变化,以及外力的影响,特种松散地层的岩心,因胶结强度低,极易破碎。这就会减小岩样的选择范围,降低地质资料的完整性。

为解决该问题,在取心过程中,选用冷冻保型取心,配合铝合金衬筒。同时应考虑采用特殊的岩心保护技术,来减少岩心柱受力状态的变化,以及出心操作对岩心的扰动,从而达到解决出筒岩心受损的目的。

三、取心成果

松散砂砾岩地层取心技术应用在北井作业中,克服地层及其松散、地层不均质含砾和岩心成柱性差等难点,完成取心任务。全井共计取心78筒,进尺204.00m,心长166.60m,收获率81.67%。远超国家特殊地层取心标准(50%),在浅层松散、砂砾岩特殊地层取心均实现新突破!

四、结论

1.通过优化技术措施,改进取心工具和改良取心工艺,北井特殊地层取心作业取得较好的成果,在后续的松散、砂砾岩地层取心作业中可以持续推广。

2.针对变化程度差异大的特殊地层或类似地层取心,取心中控制进尺,并且要掌握好进尺以及割心位置,可适当提高取心收获率。

3.作业前多部门联合决策,现场充分授权,现场作业时灵活操作,果断决策,有异常及时果断割心,避免浪费进尺;作业中不强调时效,全力保证取心收获率。

钻井取心 篇3

关键词：TP45,小井眼,钻井,取心,非标钻杆,超深井

关于小井眼的定义, 不同国家、不同油田有不同的解释, 有的依据环空尺寸, 有的依据井径, 有的则依据90%或更多井段小于Φ177.8mm钻头钻进的井眼来定义。目前比较普遍认可的定义是:70%的井段直径小于Φ177.8mm的井为小井眼。TP45井依据井径而言, 四开114.3mm井段属于小井眼钻井。

1 前言

TP45井是塔河油田托甫台区沙雅隆起阿克库勒凸起西南斜坡构造上的一口探井, 目的层为奥陶系, 属于碳酸盐岩油藏, 其实钻地层自上而下依次为第四系、第三系、白垩系、侏罗系、三叠系、二叠系、石炭系、泥盆系、志留系、奥陶系。本井设计及实钻井身结构见表1。

本井于2010年11月29日一开开钻, 钻至500.00m, 下入339.7mm表层套管, 下深498.88m;2010年12月5日二开开钻, 钻至4457.00m, 下入244.5m m技术套管, 下深4 4 5 4.9 1 m;2 0 0 9年4月1 5日三开开钻, 钻至6721m, 2011年3月29日开始下177.8mm套管, 3月30日15:00钻具送放套管于井深5 9 4 0 m (志留系) 出现阻卡现象, 悬重由178t下降至142t后回至178t, 恢复正常;继续下钻送放套管至井深6096.78m (奥陶系) 处遇阻, 由原悬重184t上提至221t, 未能提开, 下压至175t, 未能提开放脱, 反复上提下放无效, 来回活动范围6091~6096.7m。16:00开泵循环, 压力为6MPa, 继续活动, 仍然无效, 后连续三次泡解卡剂都未解卡。

鉴于177.8mm套管卡死情况, 为了完成钻井施工, 满足地质需求, 达到后期采油目的, 需在下部裸眼井段内下入142.9mm套管, 采用悬挂固井, 以补救177.8mm无法下至预定位置造成的后果。

2 原因及危害分析

T P45井Φ177.8m m套管出现的上提遇阻、下钻遇卡, Φ177.8mm套管无法下到预定位置, 无法有效封隔目的层之上井段, 分析其主要原因有以下几点:

(1) 通井电测时没有认真通井, 井筒内有害固相没有处理干净, 导致有害固相悬浮在井筒内, 有害固相随着下套管的过程逐渐堆积在一起, 造成卡套管事故;钻井时固相含量均按设计上限 (13%) 值执行, 通井时固相含量仍是设计最高限值 (13%) , 根本没有做到认真通井;

(2) 套管弹性扶正器安放数量不按设计执行, 本井在实际下套管过程中, 浮鞋以上135.17~1090.37m每根套管均安放一根套管, 本段一共安放85个弹性扶正器, 远远超过钻井设计安防18个弹性扶正器, 造成下套管过程中摩阻加大;

下套管过程中, 由于弹性扶正器安放数量多, 刮泥饼现象严重, 随着下深的增加, 摩阻也不断增加, 造成弹性扶正器发生“脱裤子”现象, 弹性扶正器堆积在一起, 造成套管下放遇卡, 上提时弹性扶正器上端插入井壁而导致套管无法下放至设计位置;

其造成危害有以下几点:

(1) 177.8m m无法下至设计位置, 6096~6721m井段需用142.9mm套管补救, 改变了套管尺寸和下开次钻头尺寸;

(2) 随着142.9mm套管的下入, 四开需采用114.3mm钻头钻进, 142.9mm套管需采用S135-73mm非标钻杆, 增加钻井施工难度和钻井作业成本;

(3) 四开需要取心两筒, 原设计使用川5-4取心筒取心, 现不得不使用外径更小取心筒, 采用CK5X89-45取心筒取心, 本取心工具外径89mm, 岩心45mm, 比川5-4取心工具岩心小21mm。由于取心筒外径变小, 导致取心时钻压较小, 现场操作难度加大, 取心收获率得不到保证, 井底风险高。

3 142.9mm补救套管

鉴于本井套管未下至设计位置, 为了完成钻井、地质任务, 达到顺利采油目的, 现场先将3745~6096m177.8mm就地固井, 固井后采用149.2mm钻头将6096m之下215.9mm裸眼井段扫塞并通井一次, 扫塞钻具组合:149.2mm牙轮钻头+330×310+120.6mm钻铤×18根+88.9m m斜坡钻杆×318根+311×410+127m m斜坡钻杆, 扫塞至6132m出现放空。

为了保证下层142.9mm套管顺利下入和固井质量, 防止177.8mm套管管鞋处水泥掉块硬卡149.2mm套管, 主要采取了如下措施:

(1) 将6096~6134m井段, 即177.8mm管鞋至149.2扫塞放空段下2m井段扩孔至177.8m m, 也即对177.8m m套管之下水泥环扩孔, 扩孔钻具组合:149.2m m钻头+3 3 0×3 1 0+扩孔器×1根+1 2 0.6 m m钻铤×2根+149m m扶正器×1根+120.6m m钻铤×16根+88.9mm斜坡钻杆×318根+311×410+127m m斜坡钻杆, 扩孔器采用D B S公司的液力扩孔器UK800扩孔至177.8mm;

(2) 142.9mm套管采用悬挂固井, 在下入142.9mm套管前用刮壁器对177.8mm套管6065-6000m段刮壁三次, 刮壁钻具组合:铣齿接头+177.8mm刮壁器+88.9mm斜坡钻杆×318根+311×410+127mm斜坡钻杆, 保证悬挂器的坐挂质量;

(3) 最后下入带双扶正器通井钻具组合, 对177.8mm套管之下裸眼段通井, 通井钻具组合:149.2mm钻头+330×310+120.6m m钻铤×2根+149.2m m扶正器×1根+120.6m m钻铤1根+149.2m m扶正器×1根×120.6mm钻铤15根+88.9mm斜坡钻杆×318根+311×410+127mm斜坡钻杆, 并间断循环调优钻井液性能, 将有害固相循环出井, 确保井壁稳定。

通过以上扩孔、刮壁、通井等三种有效手段, 为142.9mm套管顺利下入做了充足准备。142.9mm套管顺利下至井底6721m, 悬挂器顶深位于6046.96m。

4 四开钻井、取心准备

本井142.9mm套管为天钢生产, FJ扣型, 壁厚12.13mm, 内径为118.64mm, 通径为115mm。受本井142.9mm套管限制, 为了满足TP45井四开钻进, 需要从钻头、钻铤长度选择、钻杆选择、取心钻头、取心工具上等几个层面上做出充分考虑, 其分析如下:

4.1 钻头选择

为了满足四开钻进, 钻头尺寸选择114.3m m。考虑到钻头尺寸较小, 三牙轮钻头使用起来风险较高, 单牙轮钻头鲜有在超深井使用, 唯有PDC钻头不管从使用寿命和井底安全上都符合本井要求, 最后选择川石产GP0845钻头, 本钻头有三个水眼, 在TP45超深井段中, 钻压推荐不超过30KN。

4.2 钻铤长度选择

上层套管内径为118.64mm, 根据塔河工区内钻铤使用情况, 本井使用88.9mm钻铤, 根据钻具中和点[1]计算公式 (1) :

式中:

L:钻铤长度m;

P:钻压KN, 本井取30KN;

根据钻具中和点计算公式 (1) , 得出本井四开最少需要18根88.9mm钻铤。

4.3 钻杆选择

根据目前塔河钻杆情况, 在142.9mm套管仅能使用60.3mm、73.0mm钻杆, 但是本井为超深井, 钻头尺寸已经变小, 这两种钻杆外径小, 下入井底风险太高, 满足不了本井安全施工要求。

根据邻近油田使用过的宝钢Φ73×9.19mm IU-S135-BGXT26钻杆的使用情况, 本钻杆从钻杆本体外径、壁厚、钢级、接头外径 (88.9mm) 上都满足本井需要。

4.4 取心筒、取心钻头选择

本井四开原设计钻头尺寸为149.2mm, 取心筒选用川5-4, 取心筒外径121mm, 内径93m m。但是本井套管尺寸发生改变, 通径变小, 需选择CK5X89-45取心筒, 取心筒外径89mm, 内径45mm, 对比川5-4取心筒, 岩心尺寸严重变小。

本井原设计取心钻头为149.2mm取心钻头, 后选择104.3mm CK5T508取心钻头, 取心钻头较设计严重变小, 取心过程中钻压较小, 不能超过30KN。

有了以上钻头、钻铤尺寸、钻杆、取心钻头、取心筒等五个条件, 为四开114.3mm井眼顺利钻进打下了坚实基础。

5 四开钻井、取心工艺

通过解决了钻头、钻头以及取心筒等问题, 四开得以正常施工, 四开钻井、取心工艺如下:

5.1 四开钻井钻具组合

114.3m m G P0845钻头+230×D S260+单流阀+8 8.9 m m钻铤1 8根+旁通阀+D S261×X T260+73m m非标钻杆90根 (接头外径88.9mm) +XT261×310+88.9mm斜坡钻杆×258根+311×410+127mm斜坡钻杆;钻井参数:钻压30KN, 转速55r/min, 排量12L/s, 泵压22MPa。四开井段均使用G P0845-P D C钻头, 平均机械钻速2.04m/h, 比预期钻速高。

5.2 四开取心钻具组合

1 0 4.3 m m-C K 5 T 5 0 8钻头+C K 5 X 8 9-4 5取芯筒+8 8.9 m m钻铤1 8根+DS261×XT260+73mm非标钻杆90根 (接头外径88.9mm) +XT261×310+88.9mm斜坡钻杆×258根+311×410+127mm斜坡钻杆;

第一趟取心钻井参数:钻压20KN, 转速30r/min, 泵压12MPa;排量6L/s。由于C K5X89-45首次在塔河油田使用, 无任何经验可以借鉴, 纯属摸索, 第一趟取心情况如下:取芯井段6754.02-6757.60m, 进尺3.58m, 心长0.85m, 取心收获率23.74%, 取心收获率偏低。

鉴于第一趟取心钻压偏低, 第二趟取心时钻压加大至30KN, 其它钻井参数不变, 并制定了下钻控制速度, 到底后先小排量顶通, 逐步增加排量, 充分循环清洁井底等钻井技术措施。第二趟取心较第一趟很成功, 其情况如下:取心井段6757.60m-6759.65m, 进尺2.05m, 芯长1.95m, 收获率95.12%。

6 结论

尽管TP45井177.8mm套管位置下至设计位置, 但通过142.9mm套管进行补救, 依旧完成了钻井、地质任务, 为后期采油打下了基础。通过TP45井小井眼钻井、取心可以得出如下结论:

(1) 塔河油田大部分井属于深井、超深井, 下套管前务必做到认真通井, 调整好泥浆性能, 使井壁保持稳定, 满足下套管要求;

(2) 井队、固井队务必严格按照钻井设计安装扶正器, 不能按照自己意愿, 随意添加或减少扶正器数量;

(3) 塔河油田常规四级结构井177.8mm套管未下至设计位置, 不必惊慌失措, 要充分论证补救措施, 积极准备补救工具及下开次工具, 做到心中有数;

(4) CK5X89-45取芯筒首次在塔河油田使用, 为塔河油田小井眼取心积累了宝贵经验, 但CK5X89-45取芯筒外径较小, 施工钻压较低, 难以操作, 安全风险高, 建议以后尽量使用此类小取心筒;

(5) TP45井实际钻井周期超设计周期36.42天, 极大地增加了钻井费用。

参考文献