水平井施工阶段总结.doc

钻井工程公司 水平井施工阶段总结 钻井工程公司生产技术部 二OO四年九月二十九日钻井工程公司水平井施工阶段总结最近，我公司相继完成了羊H1、女MH4两口水平井的施工，从中取得了一定的经验，但在施工组织、泥浆性能、完井技术措施的落实等方面还存在不少问题。为了进一步强化技术管理，确保西H1、港H1、家H2以及今后水平井的顺利施工，今天我在这里对这两口水平井的施工做一总结，并进一步明确下步技术措施。一、近期水平井施工成功之处在开发事业部、钻采处、监督中心的指导和督促下，我公司在近期水平井施工方面取得了以下一些成功之处：1、成立水平井施工领导小组，加强生产组织，培训施工队伍我公司从公司领导层开始，对水平井钻井施工高度重视，从管理入手，成立以分公司主管技术副经理为组长的现场施工领导小组，全权负责项目管理。技术办要有专人负责水平井的有关事宜。 2、进一步加强水平井施工队伍建设一是挑选综合素质强的钻井队承担施工任务，如执行羊H1井施工任务的40538队和执行女MH4井施工任务的50528队都是综合素质过硬的队伍；二是加强井队的领导班子，优选有经验的技术员承担水平井的钻井工作，三是加强井队各岗位之间的配合，提高生产时效，同时加强职工的岗位练兵，提高各岗位的操作技能和技巧。 3、努力保证了水平段入窗一次成功我们积极与地质、定向井现场施工人员、现场监督沟通，根据现场情况，及时调整井眼轨迹和钻井参数，在断层影响因素非常大的情况下，保证了羊H1、女MH4井的入窗一次成功。4、采用双凝固井技术，提高水平井油层井段封固质量。为了防止地层流体侵入到水泥浆内而引起油、气、水窜槽，而影响水泥封固质量，根据平衡压力固井原理，采用双凝固井技术，提高水平井油层井段封固质量。即水平井油层井段采用速凝水泥浆封固，水平井油层井段以上采用缓凝水泥浆封固，确保缓凝水泥浆压稳速凝水泥浆候凝，从而提高水平井油层井段封固质量。5、采用螺旋滚轮刚性扶正器与双弓弹性扶正器互配使用，降低下套管摩擦阻力，提高套管居中度，并产生旋流流型顶替，确保顶替效率。采用螺旋滚轮刚性扶正器与双弓弹性扶正器互配使用，既可降低扶正器的安放数量，又可增大扶正器对套管的支撑力，从而确保了大斜度井段和水平井段井眼的套管居中度。另外，还减小了套管下放的摩擦阻力，并且产生旋流流型顶替，提高了顶替效率。这是由于螺旋滚轮刚性扶正器扶正翼与轴线夹角呈30，一是下套管过程中当井壁不规则时，对螺旋滚轮刚性扶正器产生一定的横向扭矩分力，使扶正器产生转动从而减轻了下套管的阻力，再加上螺旋滚轮刚性扶正器扶正翼上带有滚轮，又处于点接触滚动下滑和运移，因而又进一步减轻了下套管的阻力；二是在套管外环空，当水泥浆穿过螺旋滚轮刚性扶正器螺旋片时产生旋转，从而大大提高了水泥浆的顶替效率。现场应用方法：大斜度井段和水平井段每3根套管安放1只螺旋滚轮刚性扶正器和1只双弓弹性扶正器。螺旋滚轮刚性扶正器安放在套管本体上，双弓弹性扶正器安放在套管接箍上。羊H1和女MH4采用该项技术，使油层井段固井质量都合格。6、采用尾管顶部不留水泥塞固井技术，保证悬挂器内无水泥塞，为后续井下施工作业提供良好的环境。由于大港油田水平井固井采用的是性能优良的微膨胀、低失水水泥浆体系，可以避免水泥石体积收缩而导致尾管重合段悬挂器喇叭口外环空无水泥现象。因此，可以采用尾管顶部不留水泥塞固井技术。同时，可以避免下钻钻悬挂器喇叭口以上水泥塞的风险，节约钻井周期，降低水平井施工作业成本，为后续井下施工作业提供良好的环境。现场应用方法：固井碰压后，浮鞋浮箍单流阀密封正常，从立管处憋压35Mpa，起钻拔出中心管至回接筒内，开泵循环清洗出多余水泥浆。7、油气层保护方面进入水平井段后严格控制钻井液API失水在3.0-4.0ml，减少滤液对油气层的污染，同时保证离心机、除砂器等固控设备二十四小时连续运转，尽量降低钻井液中的有害固相含量，减少固相侵入，从而保护了油层。8、探索出了解决大井斜井段的托压问题女MH4井造斜井段在孔店组和中生界地层中，地层硬度大，可钻性较差，从井斜达到65度后开始出现托压现象，特别是在32213300m井段井斜为85090.680 造斜过程中发生了严重托压，最大钻压达到300KN仍然不能钻进，通过补充膨化石墨解决了托压问题。二、存在问题虽然近阶段水平井施工取得了一些成绩，但也暴露出了很多不该出现的问题，前车之鉴，后事之师，下面就这些问题做一总结。1、生产组织方面现场生产组织有待加强，在羊H1井施工过程中出现了：在下表层套管时无备用套管、中完电测遇阻、钻具准备不足、生产时效抓得不紧等问题 2、泥浆性能方面（1）女MH4井短起下遇卡9月4日钻至井深3169米时进行短起下作业，起到3069米时有遇卡现象，开泵循环上提活动钻具，上提仍然遇卡。后上提到180吨解卡。短起下前的泥浆性能为：密度1.28g/cm3、粘度54S、失水4ml、泥饼0.5mm、切力2.5Pa/4.5Pa、含砂0.3%、PH9、含油7.5%、般含3.15%、固相15%、摩阻0.05。本次遇卡解除后，多次起钻在3054-3070米都有遇卡现象，最后在下套管前用牙轮钻头进行技术扩划眼，下套管正常。原因分析：从地质岩性看3048-3070米是大段油页岩，3070米以下是泥岩。原因可能是泥岩井段缩径，油页岩和泥岩的交接面井眼不规则。（2）女MH4井定向时托压及遇卡本井钻到3280米进行导向钻进时，有托压产生，钻具下压30吨，发生憋泵后上提遇卡，上提190吨未解卡，转动转盘10圈解卡。当时泥浆性能：密度1.27g/cm3、粘度53S、失水4ml、泥饼0.5mm、切力2.5Pa/5.0Pa、含砂0.3%、PH9、含油9%、般含3.10%、固相15%、摩阻0.05。井斜达到75度后，井下也偶有托压产生。采用加入1%膨胀石墨的办法，基本解决了托压问题。 3、固井工作方面（1）羊H1井固井实际顶替清水19.1m3（预计替量18.81m3），未碰压。停止顶替后放空，浮鞋浮箍（国产）失灵（三道密封装置），经四次倒回再替入再放空，浮鞋浮箍才关闭密封。固井质量结果：1428-1431m（3m段长）声幅幅度在40%以内，1558-1574m（16m段长）声幅幅度在15-50%，套管重合段及其它井段声幅幅度均在5-20%以内。滞留水泥塞20m。（2）女MH4井固井替浆时比设计量多替了1m3，在循环替出多余水泥浆时发生井漏，漏失量约8m3，起钻14柱，反循环，清洗出多余水泥浆约8m3。原因分析如下：CPT-Y4型水泥车计量已到并且有碰压现象，不应再顶替，应及时清查计量罐，终止固井施工。固井施工作业环境恶劣，天黑、下雨、路滑，增加了固井现场施工难度。另外，地面计量罐内液面不能及时看清，未能及时有效地传递替量信息，地面固井施工指挥人员不能及时准确地了解计量罐内的顶替量。井口水泥头安装的压力表坏，顶替施工过程中未能及时判断出来，再加上流量计误差极大（流量计仪表叶轮被杂物缠绕）以及地面施工指挥人员与钻台施工指挥人员未能进行有效的信息沟通，从而造成上述错误。水平井无井径数据，水泥浆注入量所能达到的有效封固长度难以得到有效控制。如果水泥浆注入量过多，则必然造成外洗循环压力过高，从而导致漏失的可能性和风险性增大。如果水泥浆注入量过少，则必然造成水泥返深不够。起钻拔出中心管开泵循环外洗压力由10MPa逐渐升至最高20MPa的原因可能是循环外洗过程中多余水泥浆底部与钻井液混浆形成稠浆体，增大了外洗循环阻力。从起钻14柱后返洗出的液体可以看出，先出来3min左右的钻井液与水泥浆的混浆物，其流动性极差；紧接着出来的是流动性较好的水泥浆，再接着出来的是流动性较好的前置液。固井水泥候凝完毕，下入215.9mm钻头顺利通井至悬挂器顶部，未有水泥塞。因此，可以推断出返出悬挂器顶部以上的多余水泥浆约8m3左右。根据固井质量检测结果以及下入封隔器至139.7mm套管内座封进行139.7mm套管内和悬挂器喇叭口试压结果分析可以确定，固井施工碰压最高压力达到26MPa，已超过悬挂器密封能力25 MPa，多余顶替量从悬挂器中心管密封处泄露。固井质量检测结果：水泥封固井段从井深2830m 至井底，油层段固井封固质量良好。悬挂器顶部至井深2830m井段漏封，即漏封井段2349.29-2830m。补救措施：下入封隔器至139.7mm套管内座封，进行139.7mm套管内和悬挂器喇叭口试压。139.7mm套管内承压20MPa，压力不降；悬挂器喇叭口漏失井口压力17MPa（钻井液密度1.30g/cm3）。9月26日进行悬挂器喇叭口挤水泥作业，其施工数据如下：215.9mm钻具下入井深2345m。注入前置液药水4m3；注入水泥浆15m3，密度1.88-1.89g/cm3；注入后置液药水1.4m3；顶替钻井液14.5m3；起钻16柱，开泵循环43min，排量1.9-2.0 m3/min。挤入水泥浆14m3。其中第一次挤入11m3，泵压14.5 MPa-13.5 MPa-16.4 MPa，停泵压力11MPa，排量0.3-0.6 m3/min；静止33min后第二次挤入1m3，泵压11 MPa-14 MPa，排量0.2-0.6 m3/min；静止37min后第三次挤入2m3，泵压14 MPa-17 MPa，停泵压力15MPa，排量0.3-0.5 m3/min。候凝措施：8h后放空起钻，24h后下钻钻水泥塞。三、应对措施为了确保今后水平井的顺利施工，主要从以下几方面加强我们的工作：1、从管理入手，成立有效的管理组织，负责水平井项目管理。同时培养出3-5支技术及业务素质强的水平井施工的钻井队。2、加强生产组织，保证各道工序的严密衔接，减少施工断档时间。3、要强化设备的检修与保养，改善钻机的工作性能，尽量降低由设备性能不善而引发的组停、工程事故与复杂。4、完善泥浆技术。1）造斜及水平段漏斗粘度达到60-90S，塑性粘度在15-30m Pa.s，动切力达到10-20Pa，动塑比在0.5-1.0，但高的粘切有利于携岩，同时能降低钻井液流动对井壁的冲刷，有利于防塌。2）落实泵排量，井眼规则情况下控制泵排量在32L/S以上，出现井径扩大时，还要适当提高排量，使钻井液环空返速达到1.2m/s以上，保证洗井效果良好，满足携岩的要求。3）滑动钻进与转盘转动钻进相结合，且转盘转速达到要求，扰动钻井液，避免形成岩屑床。转盘转动、特别是技术划眼过程中的转盘转动，是破坏岩屑床的好办法。4）适时搞好短起下，破坏已经形成的岩屑床。短起下的频率一般应达到50米/次，最长不超过100米/次。如果进尺慢，时间最长不超过24小时应搞一次短起下。每次短起下段长应不少于10柱。5）控制合理的含油量，固体、液体润滑剂复配使用，特别是引入膨化石墨润滑剂，配合其它润滑剂，降低扭矩和摩阻，防止托压和卡钻。水平井中钻井液润滑性很重要，建议在造斜和水平井段复合使用原油、膨化石墨润滑剂、塑料小球等，将摩阻控制在0.08以内，含油量在8-10%为宜。6）严格控制失水，将中压失水控制在4ml以内，防止泥岩水化膨胀造成缩径和井塌等事故复杂。7）加强固控设备的使用，降低入井泥浆中的钻屑、固相含量，改善井眼净化和钻井液的润滑性，确保全井畅通，防止粘卡事故的发生。8）研究开发适合水平井施工的新型泥浆体系。目前，泥浆公司已经安排研究所对适合家H2分支水平井的无固相钻井液体系和适合西H1、港H1井的油气层保护方案进行研究，并已经得出初步结果。形成了由或有机盐加重的无渗透无固相钻井液体系配方。体系主处理剂包括PAC141、流型调节剂、PAC-HV、无渗透剂、页岩抑制剂，其突出特点是无固相、无泥饼、渗透率恢复值高，体系流变、失水、抗温、抗盐性能俱佳。实验报告和技术方案已经整理完成，目前正报油田公司相关领导审核。5、加强水平井固井管理力度。1）成立以固井技术服务公司经理徐胜本为水平井项目组组长，公司副经理兼主任工程师为水平井项目组副组长，公司副经理胡智勇为水平井项目组副组长，成员：研究所尹伟、王贵宏、康宏长、江涛，市场办主任刘春江，一中队队长王风喜，工程队队长梁有强，三中队指导员韩先昌等， 2）指定水平井施工作业队伍。指定以一中队为主负责水平井固井施工作业，相应各队有专人专组负责，确保水平井固井现场施工作业顺利开展。3）加强与固井协作单位以及相关的单位沟通与联系，尤其是承钻水平井钻井队工程技术人员、泥浆技术人员、工程监督、地质监督等联系和沟通，及时了解井上情况，提前做好技术准备，制定好技术措施和固井施工方案以及应急措施，并积极主动地与上级部门和甲方进行固井施工方案讨论，征求意见，从而使所制定的固井施工方案更具有针对性、科学合理性和现场便于操作性。4）充分利用定向井LWD的井温、井眼轨迹等数据，为固井设计提供井下条件依据。5）加强与集团公司钻采院关于水平井科研项目的合作和技术交流，及时提供相关的技术材料，对出现的问题共同攻关研究。对井上收集到的技术数据及时反馈到钻采院，以便其利用技术软件模拟出来的下套管“摩擦阻力分析”更符合现场，确保水平井套管下入安全。6）加强现场施工管理，规范现场施工作业，严格执行固井施工方案。一是确保地面设备的良好运转，加强地