俄罗斯远东亚极地海域钻井取心技术

第37卷第2期2015年3月石油钻采工艺OILDRILLINGOFFSHOREDRILLINGCORINGTECHNOLOGYCORINGBITOKHOTSKSEA基金项目中国石化集团国际石油勘探开发有限公司项目“北维尼凝析气田大位移井钻完井技术研究”（编号RS012009）。作者简介王建宁，1981年生。2008年毕业于俄罗斯国立石油天然气大学海洋钻井专业，获硕士学位，现主要从事海洋钻井技术管理工作，工程师。电EMAILJNWANGSIPCSINOPECCOM。俄罗斯远东鄂霍次克海属于亚极地环境海域1。从2005年起中国石化集团承担该海域萨哈林3号项目的油气勘探作业。该海域一年内大部分时间被冰层覆盖，每年海上钻井作业窗口不到90D23。取心作业效率直接影响到钻井施工进度。根据区域地层特点对井下取心钻具、地面处理工具进行了严格优选，同时制定了合理的施工方案，最终提高了取心效率，节约了宝贵的施工时间。1远东亚极地海域钻井取心的主要困难（1）亚极地海域狭窄的作业时间窗口对取心效率要求极高。如果取心作业时间过长就会影响到后续作业的完成。2011年12月“克尔斯卡娅”号自升式平台就是由于在该海域作业时间超期，致使拖航时遭遇恶劣天气而沉没。为了提高取心效率，设计要求取心平均机械钻速不能低于2M/H且不能出石油钻采工艺2015年3月（第37卷）第2期36现由于事故而导致的返工。否则后续的油气测试将没有时间进行。（2）对取心收获率的要求很高。由于该海域勘探程度较低，一般要求取心收获率不低于90并尽量保持岩心原始形态、防止断心和冲蚀以利于地质研究。（3）取心地层可钻性差。取心层段埋藏较深，平均在3000M左右。岩性以致密性泥质砂岩为主。地层研磨性较高，非均质性较强，含有大量泥质粉砂岩硬质夹层和砾石夹层，对取心钻头的要求较高。取心时有可能遭遇堵心、卡心、卡钻和钻头崩齿等问题。（4）井下复杂情况多。在2159MM井段，钻井液循环压力高，正常钻进时可达174MPA，曾经造成钻具刺漏。地层温度较高，预测超过120。以上2点对取心钻具特别是取心内筒的材质提出很高要求。地层应力状态不理想，井壁容易产生剪切破坏致使井壁大量掉块，该情况曾出现在V3井2159MM井段正常钻进过程中4。井壁失稳掉块会给取心作业带来憋钻、卡钻等复杂情况5。（5）低温环境下海雾严重。亚极地环境下，作业期间海面平均温度低于5，造成大雾天气超过三分之一。高盐高湿的雾气给平台甲板上岩心处理设备带来严重影响。电气设备易发生短路等安全故障。2远东亚极地海域钻井取心技术措施根据前期已有的少量钻探经验，结合目前钻井取心技术的发展实际，摸索出一套适合于亚极地海域窄时间窗口下高效取心作业措施。21取心工具的优选和配置211钻头区域内地层非均质性严重，纵向上岩性多变6。泥质砂岩、泥质粉砂岩、硬质泥岩和砾岩互层频繁。根据已有钻井经验，优选使用切削齿尺寸适中、吃入地层能力强、机械强度高、机械钻速优越、适用于中硬且有一定研磨性致密地层、同时适应硬夹层和砾石夹层的取心钻头。为此，对国内外6家生厂商15种型号的取心钻头进行了甄别优选。最终选定了2159MMFC3743型PDC钻头作为本区域主力取心钻头，并在实际中取得了较好效果。212岩心爪卡箍式岩心爪由于结构简单、操作方便，所以事故率最低。该区域地层完整性较好、几乎无破碎，属于卡箍式岩心爪的适用范围。最终优选卡箍岩心爪型号为H27X06CC，岩心爪和缩径套配合锥面的锥度为15。该型岩心爪内壁正常敷焊有16条粒度为25目的碳化钨颗粒摩擦条，整体摩擦因数为06。在进行长筒取心时，可将摩擦条数提高到22条，摩擦因数可达到082，完全有能力锁紧长达60M的砂岩岩心。岩心爪在悬垂时上端自由空间小于10MM保证了岩心上行时岩心爪不会被顶翻，利于顺利钻进。213取心筒取心外筒选用铬锰合金钢材质，强度高，对内筒保护能力好。外筒外径17145MM，最低可承受20KNM扭矩。在选择取心内筒时对玻璃钢、塑料、铝制和钢制等材料进行了逐个分析，最终选择了铝制材料内筒。铝制内筒有材质轻、耐高温、承重能力强、易切割和摩擦因数小等优点。在3口井的取心实践中均未发生堵心、卡心和管内折心等问题，表明铝制内筒收心能力强、性能稳定、适合高机械钻速取心作业。214安全接头和悬挂装置安全接头主要作用是当取心外筒在井下被卡时，可倒开安全接头提出内筒和岩心，增加取心的成功率。对于18M以下的中、短取心作业选用常规垫圈调节式悬挂装置。即当内筒下入后，需上提钻具出井口检查内筒和钻头内台肩的距离，再视情况增减悬挂接头处的垫圈，以达到内筒和外筒相互独立的目的。对于18M以上的长筒取心，由于大钩高度限制，内筒一旦安装完毕就不能再将钻具提出井口。因此就需选用内嵌式悬挂装置，即内筒先通过可调螺纹悬挂于安全接头内部，安全接头再和外筒通过粗螺纹连接。内筒安装好后，根据公式（1）7计算出内筒最终自由伸长量再使用“T”型把手将内筒上旋至安全高度。此方法成功在NV3井中使用。ALFESFIN00010001AATTLGH（1）式中，H为手柄上旋高度，MM；AA1为铝的线弹性系数，取值236106/；AFE为钻杆线弹性系数，1/；TS为地表温度，；TF为油藏温度，；LIN为铝制内筒总长，M；G为钻进时内筒和钻头的安全间隙，MM。215钻具组合方式为提高钻具的稳定性和取心质量，减少井下事故。推荐使用刚性扶正器。取心工具在井下的状态是一个压杆稳定问题，只有增加外管扶正器后才有利于增大临界钻压8。特别要求在定向井中扶正器数量应与外筒数量一致。较为密集的扶正器的使用有利于“双筒单动”避免外筒弯曲对内筒造成干扰，有利于稳斜钻进，便于卡准层位和精确计算地层厚度。此外，扶正器的使用还有利于PDC取心钻头受力均匀，延长钻头使用寿命，有利于井眼造型并降低割心起钻难度。37王建宁等俄罗斯远东亚极地海域钻井取心技术22地面工具的选择221岩心保护槽所有出井岩心都要使用气动绞车甩下钻台。但亚极地海域气象条件不稳定，阵风可达15M/S以上。此过程中如果不对岩心做必要保护就容易产生磕碰，影响岩心应力研究。为此设计使用了岩心钢制保护槽。岩心内筒出转盘后既被固定在保护槽内然后再送下平台。保护槽两端均安装有滚轮，利于在甲板上移动。222气动锯的使用由于区域内海雾严重，岩心的切割选择使用了气动锯。仅需1根软管连接平台气源即可。切割岩心快捷高效，且避免了大雾天气下电器短路故障。23取心作业施工方法231取心前准备井眼规则、井壁稳定是取心作业的第一道保障。取心前最后1次起钻应通畅无阻，钻井液性能稳定并循环干净，井壁无坍塌掉块。所有计划下井钻具均使用通径规通过，确保钻具内部无任何阻挡投球下落的障碍物。取心钻头无论新旧，下井之前都要重新检查切削齿和喷嘴的完整性。岩心爪要张弛适度，内敷摩擦条完好。取心外筒和内筒确认无变形无裂痕。悬挂轴承转动灵活。方余配置合理。232取心下钻裸眼中下钻速度控制在05M/S左右，防止压力激动，遇阻超过3T时必须通井。在造斜段、高狗腿段和套管鞋附近控制下钻速度不大于03M/S，且不得旋转防止钻出新眼或剥落套管鞋附近水泥块。下钻距井底约9M时，缓慢开泵并逐步提高到正常排量以清井。投入钢球，用6570正常排量推动钢球入位，最终缓慢旋转下放钻具到井底。下钻过程中操作要平稳柔和，不猛放猛停，避免井下压力震荡，防止不必要的井下事故。233取心钻进树心时要控制钻压在115T，转数不超过50R/MIN，树心约04M左右。树心质量关系到最终的岩心收获率。取心钻进的前23M调整钻进参数以达到最大机械钻速。对于2159MM井段，在避免憋钻、跳钻前提下，控制钻压在7T左右，排量控制在25L/MIN以内，转数控制在8090R/MIN。取心过程中要送钻均匀，不能停转停泵，更不能随意将钻具提离井底。连贯稳定的钻进参数有利于PDC钻头寿命的延长9，也利于在本区域砾石层中钻进。每钻进05M记录1次钻进参数，以便了解井下情况、判断参数的优劣。234割心起钻割心起钻是取心作业的第一步，司钻动作要更加谨慎。钻至割心深度后打高黏钻井液清井、录取砂样。停止转动，上提钻具使岩心爪下行抓紧岩心，超拔3T，拔断岩心。如果岩心未断则适当加大排量，最大超拔到5T并稳住直到岩心拔断。此过程中不得频繁上下活动钻具避免岩心爪功能失效造成岩心落井。岩心割断后上提3M，再下放到距井底05M以检验是否有岩心落井，但不得故意触碰井底。之后起钻，起钻过程中尽量不要旋转，如果遇阻超过15T可适当以低转数划眼通过，并保持排量直到岩屑出井。起钻速度控制在05M/S左右，避免井底抽汲。3应用效果（1）SA1井位于阿达博金区块，水深76M，是区域内一口重点探井，完钻井深3067M。在下努托瓦组和奥克贝凯组各取心1次，取心井眼直径为2159MM。采用优选的2159MMFC3743型PDC取心钻头、H27X06CC型岩心爪和铝制内筒。此井取心难度较大，实际取心地层倾角达到15，钻井液密度178179G/CM3。实际取心效果较好，平均机械钻速为52M/H，取心收获率达到993，比计划节约时间18D。取心情况见表1。表1SA1井取心数据取心段/M进尺/M心长/M收获率/地层273463274493103010301000下努托瓦组29370129549017891769988奥克贝凯组合计/平均28192799993取心钻具组合为2159MM取心钻头213MM扶正器178MM取心筒悬挂总成和安全接头1651MM钻铤1651MM振击器127MM加重钻杆127MM钻杆。取心钻进参数为钻压29T，泵压1215MPA，排量平均为1400L/MIN，顶驱转数为5065R/MIN。（2）NV1井是NV油田的发现井，水深40M，完钻井深3252M。实际取心2层，分别为上努托瓦组和下达吉组。仍采用2159MMFC3743型PDC钻头、H27X06CC型岩心爪和铝制内筒，取心机械钻速达到91M/H，取心收获率为9123，比计划节约时间25D。取心数据见表2。表2NV1井取心数据取心段/M进尺/M心长/M收获率/地层163912165620170815559110上努托瓦组272020273871185116929140下达吉组合计/平均355932479123石油钻采工艺2015年3月（第37卷）第2期38取心钻具组合为215MM取心钻头213MM扶正器178MM取心筒悬挂总成和安全接头2159MM钻铤振击器127MM加重钻杆127MM钻杆。钻进参数为钻压4555T，平均泵压345MPA，平均排量为890L/MIN，顶驱转速为50R/MIN，扭矩为6513KNM，钻井液密度13G/CM3。（3）NV3井是NV油田发现后的1口探边井，完钻井深3832M，最大井斜2154。取心层段为一层，位于上达吉组。取心钻具共下井3次，钻遇多个砾石层，且首次采用了长筒取心作业，即1次取心长度超过18M。取心钻具沿用优选的2159MMFC3743型PDC钻头、H27X06CC型岩心爪和铝制内筒。同时选用了岩心保护槽和气动锯。取心情况请见表3。表3NV3井取心数据取心段/M进尺/M心长/M收获率/地层2990303141409998上达吉组303130846536536100上达吉组308531031818100上达吉组合计/平均16661125999该井取心钻具结构和SA1井、NV1井类似，只在取心筒之间均安装有扶正器以提高钻具的稳定性，利于在斜井中稳斜钻进。平均机械钻速高达12M/H，取心收获率也达到999。该井实际收获岩心长度1125M，但仅下井3次，比计划节约用时14D，给平台按时拖离井场创造了条件。在上述3口井中，该井实际取心长度最长，节约施工时间也最多，表明亚极地海域取心技术的应用越来越成熟。4结论（1）在俄罗斯远东亚极地海域通过对取心工具的优选和对施工措施的合理安排可节约施工时间，且取心层段越长、节约时间越明显。（2）所优选的关键取心工具如2159MMFC3743型PDC钻头、H27X06CC型岩心爪和铝制内筒等非常适合在该区域泥质砂岩为主夹杂有泥质粉砂岩硬质夹层和砾石层的地层使用。配合合理的钻进参数，机械钻速可达12M/H，取心收获率可保持在90以上。（3）岩心保护槽和气动锯的使用改善了岩心出井后的操作条件，保证了大风和海雾等极端天气下岩心和人员安全。（4）根据区域地层实际，制定出了合理的钻进参数和操作注意事项。避免了井下事故的发生，保证了作业期间无中断，无返工。（5）通过钻具优选和合理钻进参数的制定切实提高了亚极地环境下海上钻井取心效率，缓解了狭窄时间窗口对钻井周期的制约。参考文献1MILLERCHARLESB,FROSTBRUCEW,BOOTHBEATRICE,ETALECOLOGICALPROCESSESINTHESUBARCTICPACIFICIRONLIMITATIONCANNOTBETHEWHOLESTORYJOCEANOGRAPHY,1991,4（2）71772WASSINKALAIN,LISTREMCOVANDERDEVELOPMENTOFSOLUTIONSFORARCTICOFFSHOREDRILLINGRSPE166848,20133张志刚，艾中华，刘任远，等俄罗斯萨哈林3号V区块优快钻井技术J石油钻探技术，2010，38（5）82844刘任远俄罗斯萨哈林E号区块优快钻井技术J石油钻采工艺，2010，32（2）971025闫传梁，邓金根，蔚宝华，等压力衰竭储层井壁稳定性变化规律研究J石油钻采工艺，2013，35（3）586GUPTAVISHWASP,SANFO