河南油田水平井钻井技术样本.doc

资料内容仅供您学习参考，如有不当或者侵权，请联系改正或者删除。水平井钻井技术班级: 油工61208班姓名: 侯宁宁学号: 60207序号: 08水平井钻井技术摘要: 近几年, 水平井钻井技术在我油田得到了快速发展, 施工技术逐步完善和成熟, 已成为油田实现高效勘探开发的重要技术手段, 特别是在薄油气藏和浅层油气藏开发方面取得了较好的经济效益, 本文对河南油田水平井钻井技术从合作、 试验探索、 发展到逐步走向成熟的过程进行了分析总结, 汲取施工过程中的经验与教训, 从水平井的设计、 现场轨迹控制、 井下复杂情况的预防等方面进行总结, 对水平井技术的进一步发展和完善提供有益的经验。关键词: 水平井、 轨迹控制、 薄油气层、 经验与教训水平井一般是指井斜大于85且在产层内钻进一段”水平”井段的特殊形式的油气井, 水平井技术于20世纪20年代提出, 40年代付诸实施, 80年代相继在美国、 加拿大、 法国等国家得到广泛工业化应用, 并由此形成一股研究、 应用水平井技术的高潮。如今, 水平井钻井技术已日趋完善, 由单个水平井向整体井组开发转变, 并以此为基础发展了水平井各项配套技术, 与欠平衡等钻井技术、 多分支等完井技术相结合, 形成了多样化的水平井技术。近年来, 水平井总数几乎成指数增长, 全世界的水平井井数为4.5万口左右, 主要分布在美国、 加拿大、 俄罗斯等69个国家, 其中美国和加拿大占88.4%。在国内, 水平井钻井技术日益受到重视, 在多个油田得以迅速发展, 其油藏有低压低渗透砂岩油藏、 稠油油藏、 火山喷发岩油藏、 不整合屋脊式砂 岩油藏等多种类型, 石油剩余资源和低渗、 超薄、 稠油和超稠油等特殊经济边际油藏开发的低本高效, 是水平井技术发展的直接动力。当前, 国外水平井钻井成本已降至直井的1.5至2倍, 甚至有的水平井成本只是直井的1.2倍, 而水平井产量是直井的4至8倍。国内塔中4、 塔中 16油田水平井钻井成本为同区直井的2倍多, 大港油田水平井投资平均为直井的2.3倍。近年来, 随着技术的成熟和钻井数量的增加, 国内的水平井钻井、 完井成本呈降低趋势; 有效提高采收率, 助推难采难动用储量升级, 使水平井技术成为各类油气藏转换开发方式的有效手段。一、 水平井的关键技术水平井的施工与常规定向井的施工有完全不同的特点, 技术含量高, 施工难度大, 只有认识与掌握其特殊性才能够对症下药, 保证水平井的安全快速钻井, 水平井的关键技术有以下几方面: 1、 剖面设计与井眼轨迹优化井身剖面设计是否科学是水平井施工的关键点, 水平井的剖面分为三种: 长半径( 造斜率小于6/30m) 、 中半径( 造斜率为620/30m) 和短半径( 造斜率大于30/30m) , 我油田大部分水平井为中半径水平井, 利用定向软件模拟某一特定钻柱设计的扭矩和摩阻对比结果如下: 短半径剖面中产生扭矩最低而摩阻最大, 加剧钻杆和套管的磨损; 中半径剖面产生的摩阻和扭矩适中; 长半径剖面由于斜井段较长, 会产生较大的下放载荷, 即下滑的阻力较大, 而且旋转扭矩也比较大, 对钻柱强度的要求比较高。因此水平井剖面一般介于中长半径之间, 用常规的弯壳动力钻具即能实现, 扭矩和摩阻比较小, 井下安全风险小; 水平井剖面设计的原则一是工程上容易实现, 用常规螺杆加无线随钻跟踪即可实施, 井下不易产生键槽和磨损套管, 轨迹控制难度小; 二是剖面设计按悬链线设计, 其拉力、 扭矩、 摩阻较小, 有利于安全施工。2、 摩阻与扭矩水平井大井斜井段较长, 钻进时钻具基本上是躺在井眼的下井壁上, 钻具的”重力效应”非常显著, 致使钻具在上提下放和旋转时表现出较大的阻力和扭矩。影响阻力与扭矩的因素很多, 诸如: 井眼弯曲、 钻柱结构、 钻进参数、 钻井液润滑性能、 地层、 井眼稳定、 岩屑床等等, 在实际施工中主要采取选择最优的井身剖面( 近悬链式剖面) 、 增强钻井液的悬浮、 携带与润滑性能等措施减小阻力与扭矩。3、 钻柱设计水平井中钻柱设计应同时满足钻柱强度要求和井眼轨迹对钻柱的要求, 并考虑简单实用的原则, 尽量减少井下接头的数量, 井斜越过45以后使用无磁承压钻杆代替无磁钻铤, 并进行钻具倒装, 以地降低摩阻扭矩, 保证钻具向前推进与钻进作业的进行, 若水平段较长考虑选择使用高扭矩接头和加入减摩工具等来预防钻具事故。4、 井壁稳定水平井中大井斜井段比较长, 地层的层面暴露较大, 造成井眼不稳定, 在钻进施工中应根据地层的特性确定合适的比重来平衡地层, 同时处理好钻井液的其它性能来抑制地层与钻井液之间的相互化学作用引起的井壁垮塌。5、 井眼净化在水平井中4560的井段易形成岩屑床, 严重影响钻进速度和井下安全, 如何有效净化井眼关系到钻井作业能否安全顺利的进行, 井眼净化主要采取以下措施: 1) 、 增大排量, 保持环空适当的流速分布, 最好使钻井液产生紊流。2) 、 钻井液有较好的流变性能, 有效地悬浮和携带岩屑。3) 、 提高转速和采取倒划眼措施( 需要顶驱配合) 。4) 、 起钻前充分循环钻井液( 国外经验: 循环4周) 。5) 、 进行短程起下钻与分段接力循环。6) 、 固相控制, 用发四级固控。在水平井中钻屑在井下的停留时间要比常规的井长得多, 这些岩屑将在钻具与井壁之间或钻具与套管之间长时间地停留而被研磨得更细, 只有用良好的固控设备才能保证良好的钻井液性能, 以满足井下安全的需要。6、 套管问题水平井下套管必须考虑三个主要条件: 设备能下入的最大重量, 下入重量的摩阻损失和下入重量的机械损失。机械损失是指由井下岩屑、 坍塌、 台阶、 压差、 卡钻、 扶正器嵌入地层等引起的重力损失, 也能减少套管的下入量, 因而, 在位移较大的水平井下套管中应多方考虑减小下套管的阻力的措施。另外, 可考虑使用顶部驱动系统实现循环钻井液、 上下活动套管、 旋转套管及下压套管以及漂浮下套管技术等操作, 以利于套管的顺利下入。7、 随钻测量随钻测量技术是水平井施工的重要组成部分, 在施工时选择性能可靠的MWD或LWD测量系统, 完善测量工艺, 提高测量确度, 使用短无磁钻铤或钻杆、 较短的动力钻具或使用近钻头测量系统来缩短到钻头的测量距离, 提高轨迹的控制精度。二水平井发展状况( 一) 、 试验与探索阶段1996年以前的定向井技术服务现场施工基本上照相式单多点、 弯接头加直螺杆、 计算器现场计算、 手工坐标纸绘图施工, 所有螺杆钻具一般是单头或双头的高转速螺杆, 钻头常是滚动轴承的钢齿钻头, 施工效率较低, 施工的井一般都是井斜小于30的常规定向井。先进的工具仪器是高难度定向井与水平施工的保证, 必须有可靠的工具仪器才能保证大难度井安全高效施工。96年以后定向井工具仪器均取得了较大的进步, 使定向井施工技术快速提升, 逐步施工了多目标井、 大斜度井和水平井。2、 技术状况( 1) 、 定向井技术1996年以前施工的定向井主要是常规定向井、 丛式井、 多目标井和少量的大斜度井, 定向井、 丛式井技术已成熟, 大斜度多目标技术已经起步, 1996 完成各类型情况如下表所示。从完成井的数量与技术含量上能够看出定向井技术的进步。 以前在新疆宝浪油田共施工了3口水平井, 依次是H2、 H3和H4, 第二口H3井为自主施工, H4是阶梯状水平井。H2和H4的设计与施工均为技术合作完成, 技术合作方是胜利定向井公司。在设计与施工中, 合理的井身结构是水平井成功的重要环节, 根据宝浪油田的地层特点采用的井身结构如下: 445mm钻头340mm表层套管311mm钻头244.5mm技术套管216mm钻头139.7mm油层套管; 下入技术套管是为了防止上部煤层段坍塌和掉块, 保证下部水平段的安全施工; 剖面设计以中半径( 造斜率为620/30m) 为主, 3口水平井水平段长度都大于400m; 其中H4为阶梯状水平井, 分2个水平段, 第一水平段长340m, 第二水平段长310m, 有7m的垂深落差, 全井水平位移1160m, 且H4水平井剖面设计比较复杂, 为直-增-增-增-稳( 平) -降-增-稳( 平) 剖面, 施工难度很大, 实际钻井周期共162.92天, 最后顺利完成本井施工。试验探索阶段完成水平井情况表井 号完成时间设计造斜率(/30m)实际造斜率(/30m)最大井斜()水平段长(m)靶区要求(m)完钻井深(m)H21997.4.112.44251324.792417.996*20*202903.64H31997.10.91225112795.39502.26*20*202982H4 .3.92230203093.77713*20*203308( 2) 、 钻井液技术我油田水平井钻井液技术主要是在吸收国内各大油田水平井钻井液技术经验基础上发展起来的, 前主要采取正电胶聚磺加柴油钻井液, 高粘切、 高动塑比、 携带能力强, 适合在不稳定地层钻进。同时正电胶钻井液具有较好的剪切稀释性能, 流动时具有较低的粘度, 静止时又具有较强的结构, 具有良好的悬浮性能, 防止岩屑沉降有利于井下安全。( 3) 、 固完井技术早期完成的水平井相对较深, 直井段较长, 套管的下入前充分地清洁井眼、 加入足量的固流体润滑剂, 套管顺利下入无太大问题。分析造成大斜度井和水平井固井失败的主要原因是井眼高边出现游离水形成的”水窜槽”和井筒冲洗不彻底造成固相颗粒在井眼低边沉淀形成的”固相窜槽”, 同时要改进水泥浆顶替效率和解决套管居中问题。为此, 需要在现场作业中采用特殊的水平井固井工艺和工具, 提高大斜度井和水平井固井质量。主要经过以下措施保证固井质量。、 下套管前充分通井分段接力循环有效清除岩屑床, 防止”固相窜槽”; 、 针对实钻井身剖面不同井段使用不同类型的扶正器确保套管居中度; 、 科学配制隔离液与合适的洗井排量; 、 优化水泥浆添加剂保证水泥浆有较好的沉降稳定性, 有效控制自由水的析出形成, 防止”水窜槽”; 、 确定合理的顶替排量, 提高顶替效率。总之, 经过宝浪油田3口水平井的施工技术历练, 经过技术引进与合作方式解决施工中的技术难题, 学习和积累了水平井设计与施工经验, 培训出了水平井施工技术人员, 对水平井设计、 造斜工具的特性、 井壁稳性、 摩阻扭矩情况及钻井液与固井技术等有了初步的认识, 为以后河南油田水平井施工奠定了基础。( 二) 、 水平井技术的发展阶段1、 设备状况 以后定向井仪器设备与软件进步较快, 为水平井技术发展和进一步推广应用提供了有力的保障。截止 12月主要定向井仪器设备与软件如下表所示, 仪器装备的进步为大斜度井水平井技术的发展提供了保障。: 2、 技术状况( 1) 、 定向井技术随着水平井软硬件配置的快速提升, 水平井技术也快速成长起来。 在新疆宝浪油田打了一口水平井TH302, 在钻进过程中由于设计变更,改为三维大斜度井。该井井场位于博斯腾湖岸边, 由于当地环保要求比较高, 井场利用图301井老井场, 而目的层在湖中央, 即靶区和井口不在同一方向上, 因此在施工中需要三维变方位。TH302井于 1月3日一开钻进, 5月20日完钻; 完钻井深3854m, 井底水平位移1585.6m, 是我油田井底水平位移最大的一口井, 井斜角50以上井段1363.06m, 最大井斜角87.82, 本井在后期施工时摩阻和扭矩都很大, 同时因大井斜段过长, 极易形成岩屑床, 这对井眼净化提出了很高要求, 该井在施工中与工程院结合, 用LandMark钻井软件逐步优化设计与实钻井眼轨迹, 优选出了满足井眼轨迹控制需要的下部钻具结合, 同时也进行了水平井的摩阻、 扭矩模拟和测量试验工作, 对影响摩阻、 扭矩的各种因素有了更全面的了解, 经过大家的共同努力, 该井最后顺利完成, 为我油田后期的大斜度井和水平井施工积累了宝贵的施工经验 两年在河南油田东部共施工了8口水平井, 施工技术逐步走向成熟, 特别是井楼4口浅层大位移水平井成功实施创中石化多项新指标, 为河南油田争了光, 也为我油田培养了一批高技术人才, 使河南油田的水平井技术迈向一个新台阶。 井楼4口超浅层水平井完成情况井号靶点垂深( m) 位移( m) 中靶精度完钻井深( m) 完钻垂深( m) 最大井斜井底位移( m) 水平位移段长( m) 位垂比楼平1A靶159.28229.620.721.0534159.8894.75414.17297.022.59B靶159.91380.350.091.12楼平2A靶155.19302.110.84.43536162.496.28407.9314.92.51B靶未到楼平3A靶164.68280.160.321.25575190.3488.29453.95350.952.39B靶183.56429.990.410.79楼平4A靶180.6223.630.40.17538185.292.33409.66310.382.21B靶186.1373.860.90.79( 2) 、 钻井液技术 以后使用正电胶聚磺聚合醇钻井液体系, 该体系的主要特点是荧光级别低, 环保、 有利于环境保护。从 根据东部的地层特点开始使用聚合物混油乳化钻井液体系, 该体系的流变性及防塌性能得到显著改进, 由过去的高动塑比、 高粘切, 逐步使钻井液性能常规化。该体系是在河南油田聚合物钻井液体系中成功引入了有机硅处理剂, 并进行了优化、 复配实验, 利用阳离子乳化沥青能嵌入不规则井壁微裂缝中、 堵塞井壁微裂缝缝隙的特性来阻止剥落性泥页岩表面水化和渗透性水化, 抑制泥页岩膨胀, 提高了体系的抑制防塌能力, 较好地解决复杂地层因井壁不稳定而造成的井径扩大率严重超标、 固井质量不合格等问题,而且对及时发现、 评价和保护油气层,提高采收率均有十分重要的意义。( 3) 、 固完井技术经过发展水平井固井技术逐步总结出一套适合河南油田东部不同区块的水平井固井技术。同时, 水泥浆体系具有以下优良性能: 、 具有零自由水及良好的沉降稳定性; 、 具有良好的流变性能; 、 水泥浆具有良好的低失水性能; 、 水泥浆具有膨胀性能; 较好地保证了水平井固井质量。 3、 在探索与发展中的井下故障与复杂情况 以前共施工了11口水平井, 由于受人员能力、 测量仪器、 设备和工具多方面因素影响, 在施工中出现了众多复杂情况, 主要是: ( 1) 、 断钻具事故障H2、 H3和TH302都出现过断钻具事故, H2、 H3井均是钻铤或钻铤接头公扣处断掉, 主要是造斜段全角变化率较大且下部钻具受力复杂, 同时在认识上也存在一定的局限性, 在大井斜段还使用钻铤, 刚性较大, 在大曲率段易引发钻铤断扣; TH302井是从斜坡钻杆公扣根部以上0.60m处断开, 主要原因是更改设计后剖面很不合理, 在垂直剖面图和水平投影图呈双”S”形, 使后期在3389m处斜坡钻杆本体断裂, 打捞时摸不着鱼头, 怀疑在此处由于长时间起下钻形成鍵槽造成落鱼不居中, 最后造成该井提前完钻。( 2) 、 ”自锁”托压问题在造斜段出现井下钻具”自锁”托压现象, 使下部的滑动钻进无法进行。在H3水平井施工中, 使用螺杆钻具滑动造斜时出现施加钻压无法加到钻头上, 钻具无法推进的问题, 无论施加多大的钻压( 最大钻压达350KN) , 螺杆钻具的工具面均无任何反应, 而上提与下放钻具的摩阻公在50KN左右, 分析认为, 不是岩屑床或钻具摩阻影响钻压传递问题, 常规钻具通井后钻进一个单根又出现同样的问题, 经咨询并分析井眼轨迹发现, 造斜段所用的螺杆均为1.5单弯螺杆钻具钻进, 形成了单圆弧剖面, 该剖面自身存在”自锁”的弊端, 随后变换螺杆钻具高速剖面类型恢复了正常的钻进作业。( 3) 、 起下钻阻卡与岩屑床清理问题水平井起下钻的阻卡主要原因是造斜段高曲率井段形成键槽、 大斜度井段岩屑沉积及井壁垮塌等原因所致。在前期施工的水平井中, 只有TH302井因设计轨迹变更, 剖面出现大幅度降斜, 在降斜段形成大段键槽外, 在其它水平井造斜段未见键槽出现, 实践表明, 只要剖面合理, 水平井的键槽问题是能够避免的; 水平井大斜度井段形成岩屑床是在所难免的, 只是严重程度的问题。岩屑床的形成主要与钻井液的悬浮携带性能、 泵排量、 钻具是否旋转等因素有关, 实钻中就注意观查钻速与振动筛返砂量情况、 井下摩阻扭矩变化情况、 及小起下顺畅情况来判断是否存在岩屑床, 一旦形成, 马上采取针对措施予以清理, 防止由此诱发井下复杂情况; 水平井中地层的层面暴露突出, 易于诱发井壁垮塌, 实钻中要根据返砂量大小、 粗细及上提下放钻具摩阻扭矩变化情况综合判断是否存在井壁垮塌, 若存在应应迅速调整钻井液性能抑制井壁垮塌, 并采取相应措施将垮塌物带出地面, 防止由此引起井下复杂。井在大斜度井段存在岩屑床( 三) 、 完善与成熟阶段水平井安全钻井技术 因勘探开发需求河南油田东部水平井施工数量大幅增加, 水平段靶框要求更加严格, 从早期的62020提高到11010, 施工难度大大增加, 经过对发展阶段水平井施工中出现的问题进行分析、 总结、 完善, 自身技术得到了提高, 当前水平井的施工由非常态走向常态, 施工技术逐步提高和完善, 水平井施工速度不断提高, 并逐步形成了一套适合河南油田地层特点的水平井安全快速钻井技术。1、 优化井身剖面设计, 做好安全施工水平井施工要严格按照设计好的井身剖面来控制井眼轨迹, 关键点是造斜率的大小, 近两年施工的水平井都是中半径水平井( 浅层水平井除外) , 即全角变化率为620/30m, 钻进中实际全角变化率小于10/30m, 用11.251.5单弯螺杆造斜, 216mm井眼以1.25单弯为主, 造斜率在6/30m左右; 244mm井眼以1.5单弯为主, 造斜率在7/30m左右; 在钻进中对井斜和方位采用勤调和微调的方式保证实钻轨迹在设计轨迹的附近, 平滑井眼轨迹, 所有施工的水平井没有出现井下故障, 为安全钻井奠定了较好的基础, 2、 采用导向钻井技术有效控制井眼轨迹水平井钻井全部采用导向钻井技术, 螺杆使用低速马达, 扭矩大寿命长, 钻头使用高转速HJT和MD系列钻头, 一般一趟钻就能达着陆点, 测量使用MWD( LWD) 随钻系统, 测量精度高, 性能稳定, 传输速率高, 使定向人员能及时掌握井眼的各项参数, 保证井眼轨迹有效控制, 当前水平段靶框要求较高, 一般为11010, 上下摆动只有0.5m, 难度可想而知, 特别是在进”A”靶前和水平段钻井时与现场地质工程师紧密结合, 加密测斜, 准确预测钻头位置, 经过钻速、 电阻率、 珈玛和气测录井等因素综合分析, 防止井眼轨迹穿底和冒顶, 在施工中尽量保证实钻井眼轨迹最大限度地在储层中延伸,提高油层钻遇率, 获得最佳的油气开发效果。3、 优选钻井液体系水平井对钻井液的要求更加严格, 施工中必须保证其有良好的润滑性、 携带性、 流变性和井壁稳定性, 针对河南油田的地层特点, 结合近几年的大斜度井、 水平井施工经验和大量室内实验, 确定了在直井段使用膨润土聚合物钻井液体系, 斜井段和水平段使用聚合物乳化混油防塌钻井液体系。利用聚合物钻井液良好的流变性、 较强的抑制性和润滑性, 满足井壁稳定和井眼净化的要求。同时在聚合物防塌钻井液中加入高分子量聚合物, 进一步提高体系的抑制性和悬浮携带能力, 近两年所施工的水平井完井电测工作都比较顺利。4、 井眼净化与固相控制措施: 因在大斜度井段有岩屑床存在, 因此井眼净化是水平井安全施工的关键, 在没有特殊的工具仪器分析判定井眼清洁情况时能够根据钻井中地面岩屑的反出量、 旋转扭矩与上提下放摩阻的大小来判定眼的净化程度, 若发现钻进中返出岩屑量小或间歇性返砂, 旋转负荷重, 上提下放摩阻大和钻速变慢, 表明当前井下存在岩屑床, 必须采取特殊的处理措施。1)、 用常规钻具进行通井并增大排量、 高返速(环空返速在1m/s以上)紊流携带岩屑。2)、 配注高粘度钻井液段塞参加循环, 增强钻井液悬浮岩屑的能力。3)、 小起下钻、 分段接力循环。4)、 强化固控设备的配备并用好四级固控, 清除钻井液中的有害固相。大排量是保持井眼清洁的重要途径, 在设备条件许可时应尽可能采用大排量钻进, 能较好地清洗岩屑床, 保证井下安全。6、 优化钻具结构和加强钻具管理在井斜大于30后不再使用钻铤加压, 全部改用加重钻杆和用无磁承压钻杆代替无磁钻铤, 并对钻具进行倒装; 同时每次起下钻要进行错扣起钻和钻具的倒换, 发现钻杆弯曲和接头处磨损超标或偏磨的一律更换; 接头使用超过300小时要及时进行更新; 经过以上措施使钻具的安全性大为提高。7、 搞好下套管前的准备工作下套管前使用刚性较大的常规钻具通井, 把易遇阻井段处理畅通, 同时要注意井下负荷是否正常, 不正常时不能起钻下套管; 针对实钻井眼的空间形状设计合理的套管串结构、 扶正器的类型、 加量及安放位置; 钻井液中加足润滑剂同时在水平井段配注塑料小球等固体润滑剂, 增强润滑性能; 根据井眼情况计算套管的最大下入重量, 分析是否需要采取特殊的措施保证套管的顺利下入。截止到 10月, 共计施工水平井48口, 其中薄油层水平井3口, 各项技术指标都达到地质要求, 为河南油田的增产做出了较大的贡献。三、 参考文献1 韩来聚 孙铭新.石油钻井闭环自动导向机器人系统.机器人技术与应用, ; 2: 16-182 韩来聚 孙铭新 狄勤丰.调制式旋转导向钻井系统工作原理.石油机械, ; 30( 3) : 7-93 R.L.Monti,et al. Optimized Drilling-Closing the Loop. The 12th World Petroleum Conference, 19874 M.L.Payne, et al. Critical Technologies for Success in Extended Reach Drilling, SPE28293, 1994