技术创新为中深定向井提速

[加入收藏][字号: ] [时间:2013-04-02  来源:石油与装备杂志  关注度:0]
摘要:   大庆油田新站油田南部大415区块地面条件差,处在南湖渔场和稻田地内。为进一步提高经济效益,在深入研究储层展布特征、应力及裂缝分布规律的基础上,将整体压裂与井网设计相结合,开展了井网井型优选论证,以钻定向井组为首选,力争实现少井高产...

  大庆油田新站油田南部大415区块地面条件差,处在南湖渔场和稻田地内。为进一步提高经济效益,在深入研究储层展布特征、应力及裂缝分布规律的基础上,将整体压裂与井网设计相结合,开展了井网井型优选论证,以钻定向井组为首选,力争实现少井高产、提高经济效益的目的。该区待钻井平均垂深1600m左右,完钻层位葡萄花油层。上部地层为粉粒流砂层,中部为黑帝庙油层(含气),下部为葡萄花油层(欠压层),钻井过程易发生塌、喷、漏,地质情况相对较复杂。以往钻井平均建井周期直井11天,定向井14天。根据油田开发需要,搞好中深定向井钻井配套技术研究,大幅度提高油田外围中深定向井钻井速度,缩短建井周期,以适应钻井大提速的要求。

 

  中深定向井钻井提速技术难点是,优选PDC钻头和钻井参数。如果PDC钻头和钻井参数选不好,容易造成中途起钻。优化井眼四段制剖面设计,是保证下一步能否顺利施工的关键。优选钻具组合设计,保证定向后一趟钻中靶。

 

  解决方法是,根据调研和近年来中深井钻井经验,优选适合快速钻进PDC钻头。根据该区块特点,确定合适的造斜点,设计直、增、稳、降四段制剖面。总结并归纳出该区井眼轨迹的影响因素和井斜、方位的变化规律,确保定向施工后一趟钻中靶完钻。

 

  PDC钻头和钻井参数优选

 

  新站区块属于中硬地层,可钻性强。本区块定向井控制段长(接近1000米),要求钻头有长的保径。大庆钻技生产的R4624PDC钻头适用于软至中硬地层,保径部位较长,能对钻头起到扶正作用,在钻进中保持井斜和方位不变。钻头顶部中心内锥面较浅,喷嘴、水槽都集中在该浅内锥面内,对清洗井底及钻头有利。该型钻头约有20%~25%切削齿布于保径段,有利于快速钻进。

 

  钻进技术参数要综合考虑机械钻速和井下地质情况等因素,在满足井身质量要求前提下,采用合适的钻井参数,一方面可以提高机械钻速,缩短钻进周期,另一方面可以保证井眼轨迹达到设计要求,避免二次上车降低钻井综合成本。

 

  直井段:排量30~32(L/S);钻压20~30KN;转盘转数162~300(rad/min)。定向造斜段采用滑动钻进方式,排量30~32(L /S);钻压20~30KN。稳斜段、降斜段:排量30~32(L/S);钻压40~80KN;转盘转数162~300(rad/min)。

 

  优选后的钻头和钻井参数很好地满足了钻完井的要求,达到了提速的目的。

 

  井眼轨迹剖面优化设计

 

  设计原则:一是保证钻井施工安全、快速、高效;二是尽量减小钻机负荷;三是有利于采油工程。

 

  从力学分析的角度和现场施工的具体情况来,在弯曲井段,随着钻柱所受张力的增加,钻柱加在井壁上的力也增大,从而增大了钻柱与井壁之间的磨擦阻力。因此,造斜点应尽可能选的深一些,尽可能缩短造斜点到目标点的长度。总而言之,在满足钻井目的的前提下,应可能选择比较简单的剖面类型,力求弯曲轨道段最短,以减小井眼轨迹控制的难度和钻井工作量,有利于安全、优质、高效钻井,从而降低成本。

 

  大庆油田定向井多采用“直-增-稳”三段制,三段制的特点是剖面简单、操作方便。但是通过在本区块摸底,发现三段制剖面不能很好地满足施工要求,往往造成二次上车。因此根据区块特点确定造斜点。根据地层特点设计了直、增、稳、降四段制剖面。使稳斜段和降斜段尽量与地层特点接近。定完向后的稳斜段变短了,减小了地层自然造斜能力的影响。降斜段正好处在地层的降斜趋势上,从而很好地满足施工要求,提高了一次定向成功率。

 

  现场应用中所遇问题

 

  大165-92-斜106是首钻井,该井设计造斜点为300m,但是在300m开始造斜时钻遇流砂层,导致MWD仪器不能正常工作。定向后复合钻进过程中钻井液对MWD仪器冲蚀严重,零部件损耗大。造斜点至嫩二段钻进时易自然增斜,嫩二段以下易自然降斜。

 

  针对以上问题,采取的措施是:在防碰条件允许的条件下,尽可能下移造斜点,定向段避开钻遇流砂层,减少轨迹控制段长,有利于中靶和快速钻进;定向结束后复合钻至1200m左右,有利于定向一次成功;为了更好的降低含砂量,在地面挖一个沉砂池;因为嫩二段以下(1100m以下)自然降斜能力较强,复合钻过程中,位移一般超前靶心25m~30m控制为好。

 

  复合钻结束后,可选的钻具组合为:

 

  (1)φ215.9mmPDC+φ198螺扶+φ159×18m+φ198螺扶+φ159×9m+φ198螺扶+φ159×72m(位移超前靶心30~50m,方位较设计小1~2°控制)。

 

  (2)φ215.9mmPDC+φ210方接头+φ159×9m+φ210方接头+φ159×9m+φ198螺扶+φ159×72m(位移超前靶心25~30m,方位较设计小1~2°控制)。

 

  (3)φ215.9mmPDC+φ210方接头+φ159×18m+φ210方接头+φ159×9m+φ198螺扶+φ159×72m(位移超前靶心25~30m,方位较设计小1~2°控制)。

 

  通过首钻摸底后,在剖面优化设计方面,由于300米左右有流砂层,造斜点选在地层相对稳定的500米以下,井组造斜点从深到浅。这样的好处是:杜绝了细砂堵塞MWD仪器的引鞋和脉冲发生器;缩短轨迹的控制井段,有利于下一步的井眼轨迹控制及精确中靶;达到防碰目的。

 

  井眼轨迹控制技术研究

 

  对于大庆油田外围中深定向井,定向后井眼轨迹控制井段长(接近1000米),在以前该区块中深定向井的井眼轨迹控制中,需要频繁起下钻、更换钻具组合或二次上车调整轨迹,来达到定向井中靶的目的。

  油田内部常规定向井常用稳斜钻具组合:

 

  1#稳斜钻具组合:Φ215PDC+Φ198螺扶+Φ159无磁钻铤+Φ198螺扶+Φ159钻铤+Φ198螺扶+Φ159钻铤(60m~70m)+Φ127钻杆

 

  2#稳斜钻具组合:Φ215PDC+Φ198螺扶+Φ159无磁钻铤+Φ159钻铤+Φ198螺扶+Φ159钻铤(18m -20m)+Φ198螺扶+Φ159钻铤(40m~50m)+Φ127钻杆

 

  虽然应用上面两种稳斜钻具能达到中靶的目的,但是,需要频繁起下钻,容易导致井眼轨迹不平滑,狗腿度偏大,不利于完井作业,同时延长了建井周期。

 

  通过对新站中深定向井钻井提速研究,采取的办法是:定向后,使用导向马达+MWD无线随钻至嫩一段,再更换稳斜钻具;针对该区上部地层易增斜,下部地层易降斜的规律,优选应用了2号双Ф210稳斜防卡钻具组合。

 

  稳斜钻具组合:Φ215PDC+Φ210螺扶+Φ159无磁钻铤+Φ159钻铤+Φ210螺扶+Φ159钻铤(9m~10m)+Φ198螺扶+Φ159钻铤(40m~50m)+Φ127钻杆。

 

  井眼防碰工作是我们的重中之重。通过查找老井数据,加强对老井数据的分析,并针对多种设计方案进行优选。施工过程中,加密测斜,认真计算和实时监控,采取了水平井连续控制技术,应用MWD仪器+小角度(1°)螺杆钻具定向造斜并复合钻井。满足了井眼轨迹设计要求,有效地预防了井眼相碰事故发生。

 

  针对定丛井,由于井间距的缩小,在做定丛井每口井的定向设计时,防碰成为我们优化定向井轨道的首选,运用现代计算机的运算速度优势,针对地下障碍物水平投影的多样性,利用试探法进行绕障圆位置的确定,优化了在水平投影图上的轨迹设计曲线,并给出了多种不同设计轨迹,可以根据现场施工状况的不同,灵活地选用井眼轨道设计轨迹。

 

  实钻轨道控制过程中,在满足地质要求的前提下,由于地层在1100米以后降斜率可达到5~6度/100米。因此,我们采取了在定向后,轨迹超前靶心20~30米控制,换2号双Ф210稳斜防卡钻具组合之前,轨迹超前靶心40~50米控制的办法。见到了很好的效果。

 

  以新站油田大415区块为例,通过应用2号双Ф210稳斜防卡钻具组合,降低了井眼曲率变化幅度,提高了定向一次成功率,平均建井周期为9天,2011年以前平均建井周期为14天。实现平均缩短建井周期32.1%,达到了提速的目的,大幅度缩短了建井周期我们根据新站区块总结的技术经验,应用在榆树林油田定向井施工中也取得了优异的成绩。截至去年10月底,榆树林油田共完成定向井63口,平均建井周期9.5天,平均井深1741.33米,中靶率100%。



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