常规直井钻机钻成hw4802超浅层稠油水平井技术

常规直井钻机钻成hw4802超浅层稠油水平井技术

1斜直水平井钻完井难度新疆油田拥有丰富的平坦稠油资源。稠油油藏在浅埋中，最平坦的埋深约120m。由于油藏条件、储层识别和工艺能力，主要的开发方式仍然是直井热采。新疆油田早在1993年就开始了浅层稠油水平井的钻采尝试,在新疆克拉玛依油田九6、九8区和风城地区分别进行了一些浅层稠油水平井的试验,利用斜井钻机在克拉玛依油田钻成了8口垂深在180~280m的斜直水平井。斜直水平井由于上部为斜直井眼,具有初始30°左右井斜角,使得浅层稠油水平井钻完井施工难度有所降低。但实际应用表明,应用斜井钻机钻成的浅层稠油斜直水平井存在一些明显不足:(1)斜井钻机作业费用昂贵,不能满足经济开发浅层稠油油藏的需要;(2)因斜井钻机本身的设计问题,使#444.5mm钻头和扶正器的连接下入极为困难,同时还使得#339.7mm表套和#244.5mm技套的井口丝扣连接作业也极为困难;(3)由于井口段是斜直段,需配斜采油树、斜抽油机及斜修井机,在井口处抽油杆摩阻大,易磨损,井口倾斜给采油和修井带来诸多不便,同时大大增加了采油和修井的成本。虽然前期用斜井钻机钻成的浅层稠油水平井取得了很好的开采效果,但由于以上原因,这项技术并未能够得到推广应用。为使水平井技术成为经济、有效地开发浅层稠油油藏的成熟工艺技术,必须改变原有的斜井钻机钻浅层稠油水平井方式,采用常规直井钻机方式,使稠油热采水平井的工艺技术尽快成熟并推广应用,成为浅层稠油开发的一种主要技术手段和方式。2管柱下入摩阻高油藏埋深浅。浅层稠油水平井钻井完井因地面距离目的层垂直井段短,要求造斜率高,而在疏松地层,大尺寸井眼钻具造斜率难以保证且规律难以把握,大尺寸井眼造斜率性能无法准确预测。大曲率井眼管柱下入摩阻高。由于要满足后期稠油热采井筒下入双管的需要,因此必须下入#244.5mm套管。浅层水平井垂深浅,垂直段短,下入的套管柱自重较轻,井眼曲率高,#244.5mm套管刚性大,弯曲变形后会产生较大的摩阻力,造成大尺寸套管下入十分困难,管柱下入需要配套井口加压装置。浅层稠油油藏岩性胶结疏松、欠压实,井壁稳定性差,易塌、易漏。油层垂深小,井段调整余量小,井眼轨迹控制精度要求高。3管柱及井身结构浅层稠油油藏埋深浅,油藏温度低,在常温下原油黏度极高,开采困难。为增加原油自然流动的能力,目前稠油普遍采用蒸汽吞吐稠油热采。为满足采油的需要,对井身结构提出以下要求:(1)采用Ф244.5mm套管封隔目的层至井口之间的裸眼井段,为高压蒸汽热采提供井眼条件;(2)水平段完井管柱使用Ф177.8mm割缝筛管完井。而大尺寸井眼为后期采油作业提供了更大的作业空间,有利于后期冲砂作业。此外,大的完井尺寸也利于注汽管柱的移动,以保证水平段在储层各部分的均匀吸汽。新疆克拉玛依油田九8区HW9802浅层稠油水平井采用的井身结构如图1所示。一开:采用Ф444.5mm钻头钻至井深25m,下入Ф339.7mm表层套管,封固表层疏松地层及水层,为二开安装井口装置和安全钻井提供可靠条件。二开:采用Ф311.2mm钻头钻至设计靶窗A点,下入!244.5mm技术套管,水泥返至地面。三开:采用Ф215.9mm钻头钻水平段至完钻井深,下入Ф168.3mm冲缝筛管,悬挂在!244.5mm套管内。此井身结构Ф244.5mm技术套管下至井斜90°窗口位置,完全封隔了目的层以上地层,为水平段后期热采生产创造了条件。但大尺寸技术套管下入至靶窗A点90°位置,造斜段曲率高,技术套管的下入摩阻大,套管柱重量轻,下入难度大。4井身轨迹设计要求井眼轨道设计在确保水平井钻井工艺和轨迹测量工艺实现安全、顺利钻达地质目标的前提下,还应考虑稠油热采的开发和采油工艺要求:(1)采油泵的下深既要有一定的沉没度,同时其工况又受到井斜角的影响,稠油热采井采油泵安放对井眼轨迹的要求为:距油层(水平段设计垂深)垂直高度20m井深处及以上井段井斜角均在60°以内。(2)为适应热采工艺要求,完井油层套管(或筛管)尺寸至少应在Ф177.8mm以上。开发目的层垂深浅,结合目前水平井钻井技术、设备及工具能力,选择“直—增—稳”三段制井身剖面。该剖面相对简单,工具选择方便,施工易于控制;此外,三段制剖面弯曲井段相对较短,利于降低管柱下入摩阻。为满足地质要求并结合先前在浅层钻水平井的施工经验,同时考虑到优化剖面,确保大尺寸套管能够安全顺利下入,加快钻井速度及成本控制等因素,设计造斜率为(13°~16°)/30m。HW9802浅层稠油水平井设计井眼轨迹数据见表1,设计井眼轨迹如图2所示。5轨道技术5.1造斜地层施工造斜段钻具组合:Ф311.2mm钻头+Ф197mm双弯螺杆+MWD短节+Ф177.8mm无磁钻铤+Ф127mm加重钻杆+Ф177.8mm钻铤。钻井参数:钻压20~50kN,泵压8~9MPa,排量32L/s。考虑到浅层地层疏松,钻具造斜率偏低,加之下入的螺杆钻具弯角已达到井眼能够通过的极限,要实现设计15.187°/30m的造斜率有一定困难,因此实际施工中造斜点比设计提前3.12m(提前至井深30m处)开始造斜。造斜钻进中,根据井眼轨迹控制,需要先后起钻更换钻具结构6次,并进行钻具倒换,使施加钻压的钻铤始终处于直井段及井斜较小的斜井段。该井于2005年8月13日开钻,8月16日钻至井深227m,完成造斜段的施工。造斜段平均造斜率13.95°/30m,测深213.4m,井斜87.28°,方位221.2°,预计井底井斜角93°。进入靶区A点,提钻下入!310mm单稳定器通井钻具组合通井,并大排量清洗井眼。井眼通畅后,于2005年8月17日开始下入!244.5mm技术套管,下入至井深197m处,套管下入摩阻大于套管自重,依靠套管柱自重下入困难,采用套管下压装置进行地面加压,使!244.5mm技术套管最终顺利下入到预定井深,固井中完。下钻钻灰塞,钻至井深220m进行清水洗井,将套管内的泥浆和混浆全部用清水置换后,提钻下入鹰眼仪器,对!244.5mm技术套管内进行井下鹰眼照相,观察!244.5mm套管在弯曲造斜井段是否有明显变形情况发生。5.2复合钻井井眼轨迹监测水平段钻具组合:Ф216mm钻头+Ф165mm弯螺杆+MWD短节+Ф127mm无磁钻杆+Ф127mm斜坡钻杆(80~280m)+Ф127mm加重钻杆+Ф177.8mm钻铤。钻井参数:钻压50~80kN,泵压8~10MPa,排量28L/s。水平段靶窗高为±1m,钻进采用小度数单弯螺杆钻具配合转盘进行复合钻进,MWD无线随钻仪器进行井眼轨迹监测,根据测量数据及时调整水平段井眼轨迹,使实钻井眼轨迹在设计靶窗中钻进。该井于2005年9月1日顺利完钻,完钻井深为421.8m,水平段平均机械钻速14.5m/h。通井电测完成后,顺利下入Ф168.3mm筛管完井。HW9802井实钻数据见表2。6抗温技术注管柱下至水平段a点浅层稠油水平井完井后,Ф244.5mm技术套管作为热采井生产套管用。由于Ф244.5mm技术套管要下至水平段A点,Ф177.8mm完井管柱下至水平段,无法实施预应力固井,因此要求选用抗温性能较好的N80钢级套管,采用加砂水泥固井。考虑到储层特征、注热开采对水平段完井方式和完井管柱的要求,水平段设计采用割缝筛管完井,并做出管柱热应力分析以指导完井施工。6.1管道螺纹最高泄漏压力针对稠油热采井保证井筒注蒸汽对套管良好密封能力的要求,根据API推荐的套管螺纹最高泄漏压力数据,并考虑热采井中温度引起的轴向载荷以及水平井中管柱的弯曲应力,应选取具有较大抗拉强度的螺纹类型。梯形螺纹BTC的抗拉安全系数和抗弯曲破坏能力都大于LTC,综合考虑选择技术套管及完井套管的螺纹为BTC。6.2井弯曲井段套管变形分析应用直井钻机钻浅层大位移水平井,很显然提高了对造斜段造斜率的要求,同时,造斜率的提高,井眼曲率的增大,必然导致!244.5mm套管的下入和径向变形问题。水平井弯曲井段套管柱的设计,应该考虑弯曲情况下套管的径向变形、螺纹连接强度和连接密封能力。发生径向变形的套管除了会降低抗挤强度外,较大的径向变形还会影响钻井工具和完井工具的下入。采用有限单元分析法中的分步法对套管在弯曲井眼中的变形进行计算分析。通过计算,轴向载荷为200kN(按最大考虑)、井眼曲率为18°/30m时,!244.5mm套管柱径向变形量仅为0.8mm,因此,针对直井钻机钻浅层大位移水平井所需的造斜率,套管径向变形的问题不足以影响下部钻井工具和完井工具的下入。6.3螺纹密封失效限制套管允许通过的最大井眼曲率的因素,是弯曲应力达到多大时会因应力集中而使连接破坏,或使螺纹密封失效。计算!244.5mm技术套管(钢级N80,壁厚10.03mm)螺纹连接破坏或失效的井眼曲率为21°/30m,HW9802水平井实钻造斜段最大井眼曲率16.45°/30m,根据计算数据,!244.5mm技术套管在此井眼曲率下不会发生螺纹连接破坏或密封失效。6.4局部井段摩阻过高摩阻是浅层稠油水平井钻井、完井设计及施工的核心问题之一,浅层稠油水平井摩阻问题的特殊性是:垂深浅,由于井眼不光滑导致的阻力将在整个摩阻中占据很高的比例,因为井眼不光滑可能存在微台阶、岩屑床、局部井眼扩大等多种情况,无形中使经验摩阻在局部井段无限放大,从而导致常规经验公式的计算结果与实际结果存在意想不到的偏差。Ф244.5mm套管能否下到底是摩阻分析与处理的核心。浅层水平井,无论是直井段还是造斜段都比较短,套管柱自身重量较轻,因此下套管施工中应备用地面加压装置,增加套管柱下入的可靠性。6.5套管柱下入安全性保证通过计算分析,对于目的层垂深仅146.3m的HW9802超浅层稠油水平井,技术套管下入存在风险,大钩载荷已经达到临界值。为增加套管柱下入的安全性,还需备用加压方案,以防止套管下入过程中由于井眼条件等其他因素造成的实际摩阻大于理论计算摩阻,出现套管柱自重不足的情况。具体施工中,采用了吊卡辅助加重块加压方式进行地面加压,该加压方式较为简单,便于现场操作。6.6加砂水泥浆体系浅层稠油水平井技术套管中完固井考虑后期热采需要,!244.5mm套管采用加砂水泥浆体系有控固井,水泥浆返至地面。斜井段每根套管安装非金属刚性扶正器,保证套管居中,提高固井质量。6.7hw982c超浅层稠油水平井试验完井采用尾管悬挂,尾管串结构为:Ф168.3mm全钢引鞋+Ф168.3mm套管1根+Ф168.3mm筛管2根+Ф168.3mm套管1根+Ф168.3mm筛管2根+Ф168.3mm套管1根+Ф168.3mm筛管2根+Ф168.3mm套管1根+Ф168.3mm筛管2根+Ф168.3mm套管1根+Ф168.3mm筛管2根+Ф168.3mm套管1根+Ф168.3mm筛管2根+Ф168.3mm×Ф177.8mm变扣接头+Ф177.8mm×244.5mm悬挂器+Ф177.8mm×244.5mm耐热封隔器+送入管柱。送入钻具:Ф177.8mm钻铤+Ф127mm加重钻杆,Ф168.3mm完井尾管悬挂在Ф244.5mm技术套管内,丢手提出送入钻具完井。HW9802超浅层稠油水平井试验于2005年8月13日开钻,8月17日钻至井深227m,顺利下入!244.5mm技术套管。9月2日顺利下入筛管完井。完钻井深421.8m,完钻垂深144.09m,井斜91.2°,闭合方位222.17°,水平位移329.42m,位移与垂深比达到2.28。HW9802超浅层稠油水平井工艺技术试验获得成功,成为新疆油田应用普通直井钻机钻超浅层稠油水平井成功实施的第一口井,也成为当时国内应用常规直井钻机所钻垂深最浅的水平井。7实施水平井工程的工程特点(1)应用普通直井钻机及常规水平井工具、仪器,在新疆克拉玛依油田九8区成功钻成垂深仅为146.3m的超浅层稠油水平井,在国内尚属首次,证明了应用直井钻机钻成浅层稠油水平井的技术可行性。该井的试验成功,为今后在国内油田浅层稠油油藏应用常规直井钻机实施水平井开发提供了工程依据。(2)经过理论计算和现场实践,对疏松地层中钻具的造斜规律有了进一步的认识。施工中,通过合理选择造斜钻具组合,适当提高造斜点深度,满足了疏松地层中大尺寸井眼高造斜率的要