01wan-07海洋熱采預斜單筒雙井0912

1、NB35-2油田熱采預斜單筒雙井技術的應用梁杰中海油田服務股份有限公司鉆井研究院 工程師 天津市塘沽區(qū) 300452 電話：摘要： 詳細介紹在渤海南堡35-2油田叢式井中熱采預斜單筒雙井表層鉆進至下長短套管完成的整體作業(yè)過程，總結了作業(yè)井身軌跡控制技術、大尺寸井眼表層預斜擴眼鉆井技術、雙套管下入的要點和熱采固井技術。特點是：首次采用預斜單筒雙井技術與稠油熱采需求相結合進行固井。關鍵詞： 熱采、預斜、擴眼、單筒雙井、鉆井 Application of Thermal Recovery Well & Two-in-One Technology in NB35-2 Oilfield Lian

2、g Jie Drilling Technical Research Unit of COSL 300452Abstract : This paper introduce the Application of Thermal recovery well & two-in-one technology in NB35-2 oilfield in detail. Summarizes the Well track control, max size hole derectional and hole enlargement, the two-in-one run in hole, the c

3、ement key point of thermal recovery well.Key word : Thermal、kick off、 hole enlargement、dual well、 drill引 言海上叢式井平臺具有井口密集、井數(shù)多的特點，為使在有限的平臺面積上增加布井數(shù)量，除采用外掛井槽外，還部分采用單筒雙井的模式進行作業(yè)。單筒雙井可使平臺資源達到最優(yōu)化，減少表層鉆井時間，降低單井平均成本，實現(xiàn)有限的平臺面積鉆更多的井的目的。本次所鉆的南堡25-2B 44H/42H井單筒雙井作業(yè)與常規(guī)單筒雙井相比具有五大特點：1.在444.5mm井眼中，使用陀螺和馬達定向造斜。 2. 在一開平

4、原組地層預斜井段，將444.5mm井眼擴至660.4mm。3. 在660.4mm已預斜井眼中，下入兩組244.5mm套管。4. 熱采井井口使用熱采專用套管頭，采用耐高溫材質（BB級和DD級耐溫370），環(huán)空采用三道金屬密封來進行封隔。5. 熱采井固井需要全井段封固，水泥使用量大，作業(yè)時間長，使用拖輪和鉆臺配合固井。這兩口井整個期間作業(yè)安全順利，為以后熱采預斜單筒雙井摸索出了可借鑒的經(jīng)驗。1 基本概況1.1地質情況 南堡35-2B油田油層埋深在9501100m之間，原油具有密度高，粘度大的特點，屬重質稠油。本次鉆進的單筒雙井B44H/B42H計劃采用水平井方式完鉆并實施多元熱流體吞吐熱采，主要目

5、的層為明下段零層、層。具體地層分層見表1；1.2 平臺情況在B平臺上有4*10個井槽，槽口間距1.8*2.0m，計劃鉆42口井，其中有兩口為單筒雙井，現(xiàn)已完成37個井槽38口井的鉆井作業(yè)，2009年開始多元熱流體吞吐熱采至今，使用平臺模塊鉆機完成了13口井的熱采井鉆井施工作業(yè)。井口平臺和槽口情況見圖1：表1 油田地質分層數(shù)據(jù)表地層數(shù)據(jù)底深m厚度m地層簡述巖石可鉆性第四系組段層375334淺灰綠色粘土與松散粉細砂極軟上 第 三 系明 化 鎮(zhèn) 組明上段 873498淺灰、灰白色細砂及淺棕紅、棕黃色泥巖互層軟明下段零1049176棕紅色、灰綠色泥巖夾淺灰色細砂巖軟1109.760.71164.755

6、1259.694.9補心海拔(m)39 圖1 平臺槽口示意圖1.3單筒雙井660.4mm井段基本數(shù)據(jù) 單筒雙井660.4mm井段基本數(shù)據(jù)見表2。 表1-2 單筒雙井660.4mm井段基本數(shù)據(jù)井名B42HB44H設計/實際設計實際設計實際槽口10#第一造斜點(m)180145180145造斜率(°/30m)32.223.1432.263.42方位(°)4035.13(321m)4044.92(323m)660.4mm井段完鉆井深（m）342344342344762mm隔水導管下深（m）96.2（打樁錘入，入泥45m）244.5mm套管下深（m）320341.3340322.7

7、42.施工難度和技術方案的確定本次單筒雙井作業(yè)，主要作業(yè)難度在一開660.4mm井段，需要預斜并下入兩根244.5mm套管固井，后續(xù)的二開和三開井段施工作業(yè)和常規(guī)熱采水平井施工一樣。一開作業(yè)難點主要有以下幾點：1. 平臺已鉆井眼多，淺層防碰嚴重。2. 一開660.4mm井眼需要預斜鉆進至344m，井斜18.5度，平原組地層極軟，造斜率無法保證。3. 在平原組地層預斜井段，將444.5mm井眼擴至660.4mm，該井段地層極軟，擴眼時易出新井眼。4. 在預斜井中下兩組244.5mm套管，可能套管打扭或相互磕碰無法下到位。5. 為滿足后期熱采需要，兩組244.5mm套管外環(huán)空全用水泥封固，水泥使用

8、量大（水泥量達270ton），而平臺灰罐容積少，需采用拖輪固井及平臺固井相結合的方式固井，作業(yè)時間長，通訊及上下配合程度要求高，受天氣影響大，任何環(huán)節(jié)出現(xiàn)問題均會造成固井失敗。3.熱采單筒雙井技術措施 3.1 一開井段預斜鉆進和擴眼（1）由于660.4mm鉆具組合無法造斜，必須先使用小尺寸(444.5mm)定向組合預斜鉆進至設計深度。在造斜點開始以上井段要求井眼要鉆得直，避免與鄰井套管相碰。預斜鉆具組合：444.5mm鉆頭+244.5mm馬達(1.5°)+ 203.2mm浮閥+311.2mm扶正器+203.2mm無磁鉆鋌×1+203.2mm MWD +203.2mm無磁鉆鋌

9、×1+ 203.2mm定向接頭+203.2mm震擊器+變扣+127mm加重鉆桿×14（2）一開444.5mm井眼定向鉆進至344m?；瑒鱼@進參數(shù)：排量 22503500 L/ min，鉆壓 14ton；本井段純鉆時6.8h，進尺287m，平均機械鉆速42.21m/h。（3）組合660.4mm擴眼鉆具對預斜井段進行擴眼。擴眼鉆具組合:203.2mm短節(jié)（0.9m）+425.5mm扶正器+203.2mm鉆鋌×1+變扣+660.4mm擴眼器+203.2mm無磁鉆鋌×1+203.2mm MWD +203.2mm無磁鉆鋌×1 + 203.2mm震擊器+變

10、扣+127mm加重鉆桿×14。擴眼參數(shù)：排量 40004100 L/min，轉速 5080轉/分，鉆壓 24ton；純擴眼時間5.5h，平均擴眼鉆速55m/h。（4）表層預斜和擴眼都使用海水膨潤土漿鉆進，每擴眼1柱替入稠泥漿58m3攜砂，完鉆后替20m3稠泥漿清掃井眼，短起下鉆后井內泵入100m3稠漿準備下套管。3.2 下入244.5mm雙套管（1）套管組合（鋼級N80、線重47lb/ft、扣型 BTC）：短管井：引鞋+244.5mm倒角套管；長管井：浮鞋+244.5mm套管1根+244.5mm短套管1根+浮箍+244.5mm倒角套管；圖2 固井示意圖（2）先下長套管串，座掛后，再下

11、入短套管串。3.3 固井作業(yè)（1）固井前在短套管串上裝244.5mm快速接頭、244.5mmBTC扣×1502循環(huán)頭、50.8mm高壓旋塞、50.8mm固井管線。（2）244.5mm 套管的固井作業(yè)。采用膠塞固井的方法，在井口頭位置長管井上安裝水泥頭，從長管井固井作業(yè)（詳見圖2）。（3）固井采用拖輪固井與平臺固井相結合的方式進行固井。3.4 陀螺測斜候凝結束后，分別下陀螺測量兩口井244.5mm套管井斜及方位數(shù)據(jù)。 4.熱采單筒雙井施工工藝 4.1 井眼軌跡控制和定向井工藝（1）由圖1-1可以看出，B44H/B42H井位于平臺左后舷角上，與鄰近B13H/B31H/ B15H井距離較近

12、。防碰風險較大，造成了定向的困難，考慮到40#槽口外已無井位，為使新鉆井眼和臨井井眼分離，降低防碰風險，實際鉆進時造斜點由設計井深180m提前至145m開始陀螺定向。（2）下套管固井結束后，為準確確定表層套管走向，分別用陀螺測B44H/B42H井軌跡數(shù)據(jù)，這樣做的目的是確認兩組套管在井筒內的位置，以陀螺數(shù)據(jù)結合B44H/B42H井設計軌跡數(shù)據(jù)分析，確定兩口井二開的井眼軌跡。（3）短管井B44H井二開時出套管鞋即開始造斜，旁邊緊靠的長管井B42H井的套管比B44H長出18.56m，存在磁干擾。通過分析和比對，現(xiàn)場以套管內陀螺測斜數(shù)據(jù)為依托，使用MWD高邊工具面進行定向造斜成功。這樣做的好處可少下

13、一趟陀螺，節(jié)省了時間和費用。（4）為更好的進行井眼軌跡控制和降低與鄰井套管的碰撞風險，二開鉆進采用牙輪鉆頭。因為B44H井和B42H井為水平井，需要全井段造斜，且該區(qū)塊平原組和明化鎮(zhèn)地層很軟，使用PDC鉆頭+馬達很難保證造斜率；此外，本平臺已鉆井密集，防碰問題突出，極易造成套管鉆穿事故，所以選擇牙輪鉆頭。（5）本井段在井身軌跡控制方面主要是要確保其圓滑性，避免局部狗腿偏大，使井身軌跡基本貼近設計軌跡線。4.2 擴眼鉆井工藝（1）使用擴眼鉆具組合對預斜井段進行擴眼，組合中使用203.2mm短節(jié)（0.9m）+425.5mm扶正器代替660.4mm鉆頭，其中短節(jié)起引鞋作用，扶正器起穩(wěn)定擴眼器作用。主

14、要是考慮由于表層地層極軟，使用鉆頭帶擴眼器擴眼，在造斜井段極有可能出現(xiàn)新井眼。（2）搞好井眼清潔，保持井筒內巖屑及時返出，長起前裸眼井段墊滿稠漿，懸浮巖屑，確保套管順利下到位。 4.3 下雙套管和固井工藝（1）為使套管能順利下入，不相互影響，所有244.5mm套管母接箍下臺肩均加工成 45度倒角。（2）為確保兩組套管都能下到預定深度，考慮到下套管過程中可能出現(xiàn)的由于時間長沉砂增加以及巖屑下沉造成人工井底變淺，因此先下長管至341.3m，將最后一根套管安裝好小補心并座在井口環(huán)板上，再用同樣方法下入短管至322.74m。 （3）為確保套管能順利到位，此次兩組套管上都沒有安裝扶正器。因考慮若裝剛性或

15、半剛性扶正器，不能通過單筒雙井井口大環(huán)板，若安裝彈性扶正器，無論安裝在哪串管柱上，都容易在下另一組套管時損壞脫落，嚴重時可能造成套管遇卡事故。（4）固井作業(yè)具有系統(tǒng)性、一次性和時間短的特點。本次固井作業(yè)由于稠油熱采井的特殊性，需要進行全井段封固，水泥需求量大，平臺4個35m3灰罐遠不夠用，只能采用拖輪和平臺聯(lián)合固井方式。本次固井拖輪固井泵混注領漿195.98m3(水泥190ton)，平臺固井泵混注尾漿57.64m3(水泥80ton)，整個固井累計用時約5小時。在此過程中要確保拖輪、鉆臺兩套固井設備、輸灰系統(tǒng)、管線流程、工作流程以及人員間配合均不能出現(xiàn)差錯，一旦一個環(huán)節(jié)出現(xiàn)問題，都有可能造成固井

16、失敗。（5）因本井將進行注多元熱流體熱采，井口注入多元熱流體溫度270，要求固井水泥漿返至井口并能耐310高溫。為了滿足熱采需要，需要在不壓漏地層的情況下使用單級固井，專業(yè)公司進行針對性研究和設計，混配了低密度水泥并進行水泥漿性能測試。水泥漿配方和性能試驗見表3。領漿：低密度水泥1.4g/cm3（API“G”級水泥+漂珠+硅粉）。尾漿：常規(guī)密度復合水泥1.90g/cm3（API“G”級水泥+硅粉）。表3 水泥漿配方和性能試驗數(shù)據(jù)（6）為確保套管鞋處固井質量，當頂替到尾漿返至短套管的引鞋后，打開短套管上的高壓旋塞閥，將水泥漿返灌到短管套管內，體積至少為10m套管的內容積，確認放漿量并關高壓旋塞閥

17、（見圖2）。5.需要注意的問題5.1 從采油樹甲板回接套管困難。單筒雙井往往是先下長管井，然后微移井架下短管井，最后移井架回長管井位回接長管井套管至鉆臺，接水泥頭固井。這樣做法雖方便固井操作，但回接增加了時間和不成功的風險，最好是直接從采油甲板固井。5.2 下短管井至井深80m開始頻繁遇阻，無法通過。采取將大鉤懸重放空，用套管鉗低速轉動套管多次后通過。分析原因有兩點，一是第一組套管下到位后，第二組套管貼第一組套管高邊下入；二是套管接箍上下端面加工的倒角有臺肩(倒角加工時切削量不足)，下入過程中兩組套管的接箍臺肩相互磕碰。6.結論6.1 在海上平臺槽口間距小，井眼密集，采用大井眼預斜方式下雙套管

18、的方式鉆井，較之直井下雙套管防碰風險降低，可以滿足不同靶點要求的井眼軌跡設計，更靈活，可實施效果更好。6.2 預斜單筒雙井最大的難度在于井眼擴眼鉆進?，F(xiàn)場選用短鉆鋌+欠尺寸扶正器+擴眼器，起到導引和擴眼的目的，解決了因上部地層軟、擴眼鉆進容易出新井眼的問題。6.3 一開井眼完成后，要確保單筒雙井表層套管的順利下入，有以下改進措施：(1)加大套管接箍倒角加工量，套管連接后，確保套管接箍的端面無臺肩。(2)或選擇無接箍套管。(3)預斜鉆進時應控制好井眼軌跡，避免局部狗腿過大。6.4 預斜單筒雙井還需要展開配套的技術研究，以進一步提高固井質量。6.5目前石油行業(yè)面臨桶油成本的不斷上升這一嚴峻的現(xiàn)實，加大科研投入，進一步提高鉆井工藝技術已成為當務之急。從第一口單筒雙井技術在海上平臺開展至今已經(jīng)有十來年時間，我們的工藝水平在不斷提高。