|
|
|
|
|
|
访问总数：20097 人次 |
 |
|
| |
|
|
 本刊论文 |
| 元坝地区超深井优快钻井配套技术创新分析 |
| 作者：巩呈祥 时间：2016/09/25 点击：391 |
1 元坝地区钻井技术难点分析
1.1 压力情况复杂
从元坝地区实钻情况来看，纵向压力分布为常压-高压-常压[5-8]：（1）千佛崖组及其以上地层为常压地层，千佛崖组及部分下沙溪庙组地层有气层；（2）自流井-须家河组地层为高压低渗、裂缝性气藏，压力窗口窄，[第一论文 网专业提供论文代写的服务，欢迎光临www .DylW.nEt]漏、涌时有同层，井下复杂问题多；（3）嘉陵江组地层目前未钻遇较好气层，但部分井钻遇高压盐水层。飞仙关组和长兴组地层同为一个常压压力系统，以溶孔性气层为主，且可钻性好；（4）雷口坡组、茅口组和栖霞组地层有局部存在高压气层的可能。
1.2 复杂地层分布
由实钻资料得知，元坝地区地质剖面上复杂地层较多，钻进过程中地层不稳定，易发生井漏、塌、斜等复杂情况，钻井施工难度较大。影响该地区钻井速度的复杂地层主要有：（1）剑门关组地层多存在裂缝性漏层，且多数井上部有微出水层；（2）上沙溪庙组地层上部的微出水层，其承压不高，钻井液密度超过1.90g/cm3时易漏；上沙溪庙组地层底部存在垮塌层，空气钻井难以实施；（3）自流井组-须家河组复杂地层有三个特点：a.油气藏多为裂缝性气藏，压力窗口窄，压井时易出现喷、漏同存；b.自流井组与须家河组地层的砂砾岩层可钻性极差，机械钻速低、易发生井下故障；c.泥岩段不稳定，易出现掉块卡钻；（4）嘉陵江组地层多井钻遇高压盐水层，对钻井速度造成了一定影响。
1.3 钻进事故及复杂情况
经对元坝地区已钻井进行分析，该地区超深井平均非生产时效11.7%，个别井甚至超过了20%，严重影响了钻井施工进度。其故障与复杂主要分为以下几类[5-8]：（1）钻具与钻头事故：空气钻过程中经常出现卡钻和断钻具事故，须家河复杂层多发生钻头与卡钻事故。统计显示，该类事故累计损失时间占该地区事故总时间的33.97%。（2）溢流、井漏：压力分布规律性不均衡，溢流、井漏频繁发生，不仅损失大量的施工时间、还损失大量钻井液造成巨大经济损失。（3）转浆复杂：气体钻井转换泥浆后，多发生井下复杂，被迫划眼甚至出现卡钻。（4）固井复杂与事故：地层承压能力难以准确掌握、井温高，固井施工难度大，固井时多发生漏失，固井返速低、质量差，固井复杂问题频发。
2 元坝超深井优快钻井技术
近两年来，针对元坝地区的工程地质特点，通过技术攻关和引入国内外先进的钻井工艺和技术，大大提升了探区钻井技术水平，逐步为元坝地区提高机械钻速开辟了一条合理的提速模式。
2.1 井身结构优化设计
元坝探区钻井普遍较深，钻探茅口组的井已接近7500m，区域的压力系统也十分复杂。优化前主要采用的是“Φ508.0mm+Φ339.7mm+Φ273.1mm+Φ193.7mm+Φ146.1mm”井身结构。该套井身结构存在下面几个方面的问题[9]：（1）Φ508.0mm导管下深浅，不能有效封隔疏松表层及地表水，导致导眼钻进过程中发生多次渗漏，并严重影响了下一开次的空气钻实施；（2）Φ339.7mm表层套管下深浅，不能有效封固上沙庙组低承压地层，将承压能力较低的上沙庙组地层与压力较高的须家河组同时打开，易引起井漏等复杂；（3）Φ273.1mm技术套管不能将须家河、雷口坡组的高压层位完全封固，导致雷口坡、嘉陵江均使用高密度钻进，增加了安全的风险，同时受密度的限制，许多提速措施难以实施，钻井速度大受影响，而且极易发生卡钻事故。
为此对元坝探区的井身结构进行了优化，新井身结构增加了Φ508mm、Φ339.7mm套管和Φ273.1mm套管的下深，有效封隔了复杂层位，为实施新技术应用创造了条件。同时，新井身结构设计“留有余地”，如果在嘉陵江组钻遇高压层，则可以提前下入Φ193.7mm套管，采用Φ146.1mm尾管完井，使得处理井下复杂情况的能力得到了提升。
2.2 钻井提速新技术
2.2.1 气体钻井技术
自2005年底首度在老君1井使用空气钻以来，气体钻井技术已经成为探区内陆相控制井斜和提速的重要手段[10，11]。元坝陆相上部地层为白垩系以及侏罗系的蓬莱镇组、遂宁组地层，地层厚度大；地层岩性不均，以泥岩和石英砂岩为主，岩性多变，岩石坚硬，可钻性差，但地层相对稳定，没有油气层，比较适合空气钻井。白垩系下部地层普遍存在水层，为了保证空气钻顺利实施，井身结构设计导管下深500～700m，采用泡沫钻井方式钻进。
结合川东北气体钻井的实践经验以及元坝地区的地层性质和井眼条件，对元坝地区的气体钻井参数进行了优化，如表1所示，钻进过程中，气体排量随井深的增加逐渐增大，另外当出现破碎带或预测井下出水时可适当增加排量，以保证井下安全。
表1 气体钻井优化参数
针对空气钻对钻具损伤严重的特点，空气钻实施过程中每趟钻均对钻铤及配合接头进行逐一探伤，并通过适时调整钻井参数，在钻具组合靠近钻头处使用双向减振器的办法，减小跳钻对钻具和钻头的损伤，从而保证了空气钻井的安全。考虑空气钻井安全的需要，主要采用塔式钻具结构防斜：Φ444.5mm钻头+浮阀+Φ279.4mm钻铤×3根+831×730接头+Φ228.6mm减震器×1根+Φ228.6mm钻铤×6根+731×630接头+Φ203.2mm钻铤×8根+631×410接头+Φ177.8mm钻铤×2根+Φ139.7mm钻杆。
2.2.2 控压降密度钻井技术
元坝陆相下部地层主要钻遇下沙溪庙、千佛崖、自流井和须家河地层，尤其自流井和须家河组为高压低产地层，常规钻井钻井液密度高（最高2.43g/cm3），机械钻速低（平均钻速仅为0.63m/h），同时易出现地层漏失、压差卡钻、钻杆脱扣以及地层孔隙压力与破裂梯度之间的压力窗口狭窄而造成的既涌又漏等问题，使非生产时间增多、井控难度加大。
高钻井液密度和较大井底压差是造成元坝地区该层段深井机械钻速低、井下复杂情况多的关键因素。压差增大容易产生压持效应，影响机械钻速；容易压漏地层，出现井下复杂情况，并且在地层发生漏失过程中，易诱发高压层产生溢流。采用液相欠平衡/控压钻井技术，井口安装旋转控制头，可以适当降低钻井液密度，解决井漏或降低漏失程度，在保证安全的前提下尽量减小“压持效应”，提高机械钻速，如果钻遇天然气发生气侵时可以在进行压力控制的情况下边处理边钻进。在自流井产层必须用能够压稳产层密度的钻井液近平衡钻开并钻完，钻穿后如果气层发育状况不好，在安全的前提下可以降低钻井液密度继续进行控压钻井作业至须家河产层顶部以上50m。
针对元坝地区陆相下部地层特点、压力状况以及井眼条件，利用DRILLBENCH公司的钻井动态模拟软件——Dynaflodrill软件模拟计算了控压降密度钻井期间的钻井液密度参数，如表2所示。
2.2.3 涡轮配合孕镶钻头钻井技术
元坝陆相下沙溪庙～须家河组岩性一般为砂泥岩互层，地层软硬交错，可钻性极差，特别是自流井底部存在大段砾石层，以及须家河组致密石英砂岩地层，研磨性极强，易造成钻头过早磨损。元坝1井在该层段钻进时平均机械钻速0.94m/h，机械钻速最小的0.31m/h，单只钻头进尺最低仅为4.59m。机械钻速慢、单只钻头进尺少、起下钻趟数多是导致元坝1井全井钻井速度慢、钻井周期长的最重要原因。
为了解决下部陆相地层提速瓶颈问题，引进了孕镶+涡轮复合钻井技术，为深井、硬地层、大尺寸井眼提高机械钻速提供了一套全新的模式。其中涡轮钻具的优点：高能量效率、高性能，转速可以达到1444r/min，是普通螺杆的5倍以上；工作平稳，可以减少因为井下振动引起的损害，如碎齿、胎体断裂、掉齿等，延长钻头寿命；设计加工精细，没有橡胶件，工作寿命长，可在井下工作400-1000h；孕镶金刚石钻头是一种自锐性钻头，通过磨削破碎地层：金刚石镶进钻头本体内，交叠设计可以保证钻头对井底全接触，并且金刚石高耐磨性，适合高转速，对须家河组高研磨性地层比较适应，如图1所示。其中涡轮钻具配合孕镶金刚石钻头复合钻井的钻具结构为：Φ311.2mm孕镶金刚石钻头+Φ241.3mm涡轮钻具+浮阀+Φ228.6mm钻铤×3根+731×630接头+Φ203.2mm钻铤×6根+Φ203.2mm震击器+Φ177.8mm钻铤×2根+Φ139.7mmHWDP×9根+Φ139.7mmDP。钻井参数：钻压50-130kN，转速50-60r/min，排量38-45L/s，立压30-31MPa；泥浆性能：密度1.58-1.99g/cm3，漏斗黏度55-58s。
图1 SmithBits公司K507孕镶金刚石钻头
2.2.4 螺杆配合PDC复合钻井技术
元坝地区海相地层，地层埋藏深，压力系数较低，地层岩性主要是膏岩、灰岩、白云岩，岩石抗压强度在200～400MPa之间，抗拉强度5MPa左右，具有高抗压、低剪切的特征，同时岩性均质，适合PDC钻头的使用[12]。高速螺杆与PDC钻头的配合使用与传统的低转速转盘驱动相比，其“低钻压和高转速”的特点可以大大提高机械钻速，缩短钻井周期，并能有效地控制井斜和减轻对上部技术套管的磨损。
复合钻进时螺杆钻具钻井参数的选择既要考虑地层岩石的性质，又要考虑到螺杆本身的性能，使得PDC钻头达到最佳工作状态，即机械钻速最快。为了实现这一目的，钻压、转盘转速和钻井液排量必须控制在一定的范围。转盘转速控制在30～70r/min，原则上井越深，井眼越小，转盘转速应越低。排量的选择在满足钻井要求的同时，不要超过螺杆钻具允许的最大排量，如果要求的排量太大，可考虑选用带分流孔的空心转子螺杆钻具来解决大排量问题。
考虑到元坝地区井底温度较高（预计150℃以上），推荐采用国民油井公司生产的Hemidril泥浆马达，如图2所示，为国民油井抗高温高效螺杆结构图。该螺杆钻具抗高温可达177℃，最大输出扭矩20547N·m，适用于井底高温、地层复杂的深井。其主要技术特点为：（1）橡胶壁厚均匀，能够减小泄漏与热量，耐压更高，扭矩更大；（2）采用动力筋技术，密封效率高，少漏失、摩擦小，有助于将压力转换成扭矩，使更多功率传递到钻头，提高机械钻速。
图2 国民油井抗高温高效螺杆结构图
3 提速技术集成应用效果分析
针对元坝地区的工程地质特点，通过开展上述优快钻井配套技术的研究，选取了元坝10、元坝16、元坝103H、元坝124及元坝205井等5口井进行了元坝地区提速试验，最终5口试验井平均机械钻速2.0m/h，相比试验之前提高了26.58%，试验井平均钻井周期331.86d，较试验前缩短了29.4%。其中5口试验井Φ660.4mm导眼井段采用泡沫钻井技术平均机械钻速4.50m/h，有效解决了上部大井眼携水携砂难题，与泥浆钻相比，单井便节约钻井周期30d以上；一开Φ444.5mm井眼段采用空气钻井技术，平均钻进进尺2440m，机械钻速高达10.25m/h，相比试验之前提高了19.1%；元坝10、元坝103H井Φ311.2mm井眼自上沙溪庙组至须家河组地层采用控压降密度钻井技术，应用井段分别为3267～4894m和3969～5075.3m，平均机械钻速均相比试验之前提高了35%以上；元坝10、元坝124井Φ311.2mm井眼自千佛崖组至须家河组地层采用涡轮钻具配合孕镶金刚石钻头钻井技术钻进，平均机械钻速1.19m/h，较试验前提高了40%以上，并且元坝124井使用孕镶+涡轮复合钻井第三趟钻创造了单只钻头钻穿自流井底部40.47m砾石层后，仍钻进了须家河组高致密研磨地层314m的元坝地区钻井纪录；5口试验井Φ241.3mm井眼在海相地层雷口坡、嘉陵江及飞仙关组采用高效螺杆配合PDC钻头复合钻井技术，分层机械钻速较试验前分别提高了15.4%、37.32%和73.22%。
4 结论与建议
（1）元坝地区优化后的井身结构增加了Φ508mm、Φ339.7mm及Φ273.1mm套管的下深，由于封隔了更多的复杂层位，有效减少了上沙庙、自流井以及须家河地层复杂情况的发生，同时避免了深层小井眼、小钻具施工，使得机械钻速大幅度提高，应对异常情况的能力大大加强；（2）高转速的涡轮钻具配合具有高耐磨性和长寿命的孕镶金刚石钻头复合钻井技术，能够较大幅度提高自流井、须家河地层的机械钻速及行程钻速，是解决深井大尺寸井眼强研磨性地层机械钻速慢的有效手段；（3）气体钻井、高转速涡轮钻具配合孕镶金刚石钻头复合钻井以及抗高温长寿命螺杆配合高效PDC复合钻井等技术针对性地解决了元坝陆相上部大尺寸井眼地层、下部自流井-须家河组高研磨性地层以及深部海相地层的技术难题，适合在元坝地区进行深入的推广应用；（4）建议针对元坝地区的不同地层特点，进一步加大国产“孕镶金刚石钻头+涡轮钻具”、“高效PDC+抗高温螺杆钻具”等工具的研制与改进，现场试验与推广应用，以便尽快提升我国深井超深井钻井的技术水平，同时实现显著降低钻井成本的目的。 |
|
|
|
|
