武琳娜,陳 亮,梅博文,胡新興,陸忠梅,南 鑫

(1.中石油西部鉆探工程公司鉆井工程技術研究院,新疆克拉瑪依 834000; 2.中國石油物資公司,北京 100029)

塔河油田膨脹管側鉆水平井技術的應用*

武琳娜1,陳 亮1,梅博文2,胡新興1,陸忠梅1,南 鑫1

(1.中石油西部鉆探工程公司鉆井工程技術研究院,新疆克拉瑪依 834000; 2.中國石油物資公司,北京 100029)

塔河油田φ177.8 mm套管開窗側鉆時,需滿足地質(zhì)避水要求,面臨鉆遇易漏及易坍塌泥巖地層的難題,要實現(xiàn)側鉆井眼的長久穩(wěn)定,采用下膨脹管封隔不穩(wěn)定地層兩開次鉆進技術是行之有效的方案。詳細介紹了塔河油田12區(qū)部署的利用膨脹管技術封隔復雜地層的側鉆水平井TH12115CH的施工情況,并與前期的3口膨脹管試驗側鉆水平井結果進行對比分析,總結了該項技術存在的問題,并從套管開窗、定向擴眼、鉆頭優(yōu)選、螺桿鉆具優(yōu)選、水力參數(shù)優(yōu)化及膨脹管固井等配套工藝技術方面,提出了解決問題思路,為后期降低該項技術推廣應用成本積累經(jīng)驗。

側鉆水平井;定向擴眼;膨脹管固井;方案優(yōu)化;降低成本;塔河油田

0 引 言

塔河油田碳酸鹽巖油藏埋藏深度在5 500～5 700 m,以碳酸鹽巖油藏為鉆探目的的直井主要有三級和四級井身結構(如圖1),φ177.8 mm油層套管下至儲層頂部,套管鞋距產(chǎn)層50～80 m,采用φ149.2 mm井眼,裸眼完井[1]。

圖1 直井井身結構

隨著油田開發(fā)的不斷深入,φ177.8 mm套管開窗側鉆井90%以上都有地質(zhì)避水要求,側鉆軌跡將穿行石炭系巴楚組和奧陶系桑塔木組泥巖地層,受鉆井液浸泡易發(fā)生坍塌掉塊,鉆井和完井過程阻卡嚴重,鉆井、完井管柱無法到位;同一井眼揭示石炭系與奧陶系兩套不同壓力系數(shù)的地層,鉆井液密度難以平衡,易發(fā)生井漏等復雜情況,造成后續(xù)施工困難的難題[2]。同時受側鉆井眼尺寸的限制,下入φ127 mm無接箍套管封隔泥巖段后,留給采油及修完井措施作業(yè)的手段有限。根據(jù)塔河油田φ177.8 mm套管開窗側鉆面臨的難題,要實現(xiàn)側鉆井眼的長久穩(wěn)定,經(jīng)過反復論證,提出采用下膨脹管封隔泥巖,兩開次鉆進技術解決這一問題,φ177.8 mm套管內(nèi)進行開窗側鉆后,采用擴眼鉆頭定向鉆至奧陶系頂部不穩(wěn)定泥巖段以下,要求井眼尺寸擴至 φ165 mm以上,下入φ140 mm×8 mm膨脹管封隔石炭系及奧陶系上部泥巖段,膨脹管膨脹后通徑達φ131 mm以上,下入非常規(guī)直徑φ130 mm鉆頭繼續(xù)鉆進。

為了驗證利用膨脹管封隔不穩(wěn)定地層技術方案的可行性,在塔河油田部署3口側鉆水平井進行試驗,均存在周期長、復雜多、成本高等問題,嚴重制約了該項技術的推廣應用。今年在分析總結前3口試驗井的施工情況的基礎上,對方案配套工藝技術進行優(yōu)化,部署實施了TH12115CH側鉆水平井。

1 試驗階段存在的突出問題

(1)φ177.8 mm套管開窗采用段銑和斜向器方式,均能滿足后續(xù)施工環(huán)節(jié)工具反復過窗口的要求,但還需從縮短周期減少復雜方面優(yōu)選更可靠地開窗方式。

(2)隨鉆擴眼后均采用鉆后擴眼工藝進行全程擴眼,以達到下膨脹管的井徑要求,但鉆后擴眼過程中扭矩大,同時由于受力不均,出現(xiàn)刀翼斷落井下,增加了后期膨脹管安全施工風險。

(3)進口CSDR5211鉆頭雖能滿足定向擴眼鉆進的要求,但擴眼效果一般,且鉆頭昂貴成本高,還需優(yōu)選效果相當價格較低的擴眼鉆頭。

(4)對與進口雙心隨鉆擴眼鉆頭匹配的螺桿鉆具輸出功率及扭矩要求較高,使用的進口螺桿存在費用昂貴的問題。

(5)原直井井身結構限制、現(xiàn)場設備承壓能力低,嚴重制約了側鉆小井眼鉆進過程中的水力能量。

(6)前3口試驗井中分別出現(xiàn)過膨脹管上移、膨脹錐脫扣以及膨脹管公扣處變形等嚴重影響工期的復雜情況,需優(yōu)選更加可靠地膨脹管技術服務。

2 方案優(yōu)化

(1)開窗方式優(yōu)選 前期試驗的3口膨脹管側鉆水平井,其中有2口井采用段銑開窗方式,其中TK6-463發(fā)生了段銑器斷裂事故,打撈段銑器及開窗整個過程耗時27 d。T816KCH2井開窗后打水泥塞,出現(xiàn)水泥塞下行座封不住的情況,整個開窗過程耗時23 d。TK7-640CH采用斜向器開窗方式,窗口能滿足后續(xù)擴眼作業(yè)、下膨脹管、膨脹管膨脹作業(yè)的要求,相比段銑開窗方式工期明顯縮短,如表1。

表1 3口試驗井套管開窗情況

因此,優(yōu)選采用斜向器開窗方式,同時需優(yōu)選性能可靠的斜向器,可試驗采用一趟鉆斜向器,塔河油田常規(guī)采用斜向器開窗工藝耗時5 d,如表2所列。

表2 開窗工具計劃

(2)擴眼方式及工具優(yōu)選 從前期3口試驗井的施工情況可知,鉆后擴眼趟數(shù)多、周期長、風險大。筆者推薦采用隨鉆擴眼方式。經(jīng)過調(diào)研,選擇使用進口的5-7/8″×6-3/4″×4-3/4″PSDFX5311S-A1型隨鉆擴眼鉆頭。相較于前期使用的5-3/4″×6-1/2″×4-3/4″CSDR5211S型隨鉆擴眼鉆頭,改進如下:

①擴眼尺寸由6-1/2″增大至6-3/4″(171mm),更有利于φ140 mm膨脹套管下到位。

②鉆頭通徑為5-7/8″,領眼鉆頭直徑仍為4-3/ 4″,該鉆頭為最新PSD系列 (Performance Shoe Driller),三個主擴眼刀翼其穩(wěn)定性較原來更好。

③ PDC齒為新一代抗沖擊齒 FX(DuraForce XD)系列,大大提高鉆頭使用壽命。

同時可選擇適當?shù)木卧囼瀲a(chǎn)5-3/4″×6-1/ 2″×4-3/4″CK306B鉆頭,該鉆頭主擴眼部分改進了水眼位置、預擴眼部分改進為6刀翼結構。國產(chǎn)擴眼鉆頭試驗為后期降低隨鉆擴眼成本累積經(jīng)驗。

雙心隨鉆擴孔鉆頭在井斜角10°內(nèi)不好控制,開窗后需采用φ149.2 mm牙輪鉆頭側鉆25～30 m,井斜要求達12°～14°。

(3)螺桿優(yōu)選 由于定向隨鉆擴眼作業(yè)過程中,鉆頭本身存大較大的振動,要確保實現(xiàn)擴眼效果,要求配套的螺桿鉆具轉(zhuǎn)速不小于180～185 r/min,扭矩不小于2 900 N·m。定向隨鉆擴眼段選擇使用美國PAISANO公司的475K4570-UK114型可調(diào)式單彎螺桿鉆具,螺桿角度范圍為0°～3°,尺寸120 mm。同時備用北石的螺桿在適當?shù)木卧囼?為后期降低定向費用累積經(jīng)驗。

(4)鉆具組合優(yōu)選 前期試驗的3口側鉆井原直井均為三級井身結構,φ177.8 mm套管通天,φ149.2 mm井眼均使用φ88.9 mm鉆桿,由于鉆井循環(huán)系統(tǒng)承壓能力的限制(不高于22 MPa),在排量10 L/s時,泵壓已經(jīng)達到21～22 MPa,在此排量下,螺桿的轉(zhuǎn)速只有130 r/min左右(要求轉(zhuǎn)速達180～185 r/ min),不能充分發(fā)揮螺桿的最佳性能。

對于原直井為三級井身結構φ177.8 mm套管通天的側鉆井,筆者推薦使用φ101.6 mm鉆具組合。φ88.9 mm與φ101.6 mm兩種鉆具組合的水力參數(shù)計算對比如表3。在相同排量11 L/s下,φ101.6 mm鉆具組合泵壓約下降5 MPa,環(huán)空返速明顯提高。

表3 水力參數(shù)設計表

對于原直井為四級井深結構的側鉆井,推薦使用φ127 mm+φ88.9 mm鉆具組合。

(5)膨脹管優(yōu)選 鑒于前期3口試驗井在膨脹管施工過程中,分別出現(xiàn)過膨脹管上移、膨脹錐脫扣以及膨脹管公扣處變形等復雜情況,經(jīng)過調(diào)研,推薦使用中石油北京鉆井院的膨脹管,膨脹管技術指標如表4所列。膨脹管封固泥巖技術實施工藝流程如圖2。

表4 膨脹管技術指標

圖2 實施工藝流程圖

3 現(xiàn)場應用

(1)TH12115CH井基本情況 TH12115CH井是今年部署實施利用膨脹管封隔泥巖開發(fā)奧陶系剩余油的一口側鉆水平井,由西部鉆探工程公司鉆井工程技術研究院負責實施。該井采用斜向器開窗方式,側鉆點井深5 620 m,一開采用隨鉆擴眼方式定向鉆進,井徑由φ149 mm隨鉆擴至φ168 mm以上,下入φ140×8 mm膨脹管固井封隔石炭系泥巖地層,創(chuàng)造了國內(nèi)同類膨脹管施工的兩項記錄,一是最大井斜記錄(63.10°)二是井深最深記錄(5 965.86 m)。二開采用φ130 mm鉆頭鉆進,完鉆井深6 027.42 m,垂深5 897.76 m,井斜76°,鉆井液密度1.17 g/cm3。

(2)前期井眼準備 一開采用隨鉆擴眼,井段5 620～5 965.86 m經(jīng)電測井徑確認平均井眼尺寸為φ178.82 mm,滿足井徑達φ165 mm以上的要求。膨脹管下入前,采用模擬膨脹管通井規(guī)(上端外徑φ140 mm,長度9 m;下端外徑φ148 mm,長度0.5 m)通井,投入φ88.9 mm固井測試膠塞,進行膠塞試壓,頂替碰壓后,對鉆桿及膠塞試壓35 MPa,驗證固井膠塞的可靠性。圖3為碰壓試驗后的測試膠塞。

圖3 起出后的測試膠塞

(3)膨脹管現(xiàn)場施工 5月23日00:00,開始下入膨脹套管,依次連接固井附件、膨脹管發(fā)射器、膨脹套管、膨脹懸掛器和喇叭口,至07:00共下入膨脹套管43根+喇叭口1個,共計398.247 m。

8:00開始下油管42根,10:30與膨脹錐對扣成功,膨脹管懸重9 T,11:30連接下入φ88.9 mm鉆桿。5月24日1:30,膨脹管下至窗口(5 620 m),懸重111T。5:00下至井底,懸重116.8 T。浮鞋深度5 961.84 m,碰壓座位置5 961.312 m。

5月24日10:10固井前大排量循環(huán)洗井75 min,11:25停泵,開始固井。11:30開始注入沖洗液6 m3(密度1.05 g/cm3)、隔離液6 m3(密度1.47 g/ cm3),注灰4 m3(密度1.88 g/cm3)。13:10投固井膠塞,壓膠塞液1.5 m3,13:20開始替泥漿,替漿21.2 m3,排量0.4 m3/min,替壓0-2-4-6-8 MPa,14:26碰壓10 MPa,升壓至15 MPa穩(wěn)壓1 min后,繼續(xù)憋壓,進入下一步膨脹管打壓膨脹作業(yè)。14:30固井作業(yè)后,開始膨脹作業(yè)至17:17膨脹作業(yè)結束,共提出鉆桿14柱391 m,膨脹膨脹螺紋43對,正常膨脹壓力18～22 MPa,上提懸重107～118 T,最大膨脹壓力24 MPa,最大上提懸重120 T。每柱膨脹完成后敞壓正常。探頂,膨脹管上點深度5 575 m,膨脹管縮短率2.86%。

(4)后續(xù)配套施工 5月27日22:00,探到膨脹套管內(nèi)水泥塞面5 953 m。23:00試壓20 MPa穩(wěn)壓30 min合格。5月28日測井,電測固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì),測井顯示膨脹管無異常,內(nèi)徑最大為φ135 mm,最小為φ133 mm。5月29日開始下鉆鉆穿浮箍和水泥塞,鉆柱結構為:φ130 mm高效磨鞋+φ95 mm直螺桿鉆具+變扣+φ88.9 mm特殊鉆桿+φ88.9 mm加重鉆桿+ φ88.9mm鉆桿+變扣+φ127 mm鉆桿(G105,非標)。

二開采用φ130 mmPDC鉆頭鉆進,膨脹管固井后,通徑只有131 mm,下部鉆進時與φ130 mm的鉆頭配合的常規(guī)鉆具只能選用φ60.32 mm或φ73.02 mm鉆桿(常規(guī)φ88.9 mm斜坡鉆桿接箍外徑為120 mm,與膨脹管間隙只有5.5 mm,風險較大),本井采用了特制接箍外徑為108 mm的非常規(guī)φ88.9 mm鉆桿,減緩小井眼深井中水力參數(shù)矛盾,優(yōu)化水力參數(shù)。φ130 mm井眼內(nèi)常規(guī)350型MWD儀器配套的無磁鉆鋌外徑達到φ120 mm,單邊間隙過小,泵壓太高,無法滿足儀器正常使用要求,施工采用的是美國Boreview公司4-1/8″MWD(175°)系統(tǒng)。

6月16日11:10鉆至井深6027.42 m,鉆遇裂縫產(chǎn)層,18:30接甲方通知提前完鉆,進行試油作業(yè),滿足地質(zhì)避水要求前提下,實現(xiàn)開采老井剩余油目的。

4 結論及建議

(1)應用膨脹管封隔泥巖地層的側鉆井應進行成本分析,總費用小于直井成本的70%。

(2)應用膨脹管封隔泥巖地層的側鉆井隨鉆擴孔井段地層須不含石英砂巖或礫巖,一開隨鉆擴孔井段小于400 m,側鉆總進尺小于700 m。

(3)TH12115CH井的成功實施,膨脹管作為深層側鉆水平井中技術套管使用,創(chuàng)造了國產(chǎn) φ140 mm膨脹套管單次作業(yè)最深5 965.86 m和井斜最大63.10°兩項紀錄。

(4)TH12115CH井的成功實施,為深井鉆井過程中封堵易漏及易塌地層提供了新的技術手段,為解決復雜鉆井工程難題提供有效技術保障,成本優(yōu)化后的膨脹管封堵技術方案具有廣闊的應用前景。

[1] 郝和伢,周 偉,雷新超.塔河油田φ177.8 mm套管開窗側鉆井技術難題與對策探討[J].海洋石油,2012,32(2):90-94.

[2] 周 偉,耿云鵬,石媛媛.塔河油田超深井側鉆工藝探討[J].鉆采工藝,2010,33(4): 108-111.

Application of Expandable Casing Drilling Technology for Sidetrack Horizontal Well in Tahe Oilfield

WU Lin-na1,CHEN Liang1,MEI Bo-wen2,HU Xin-xing1,LU Zhong-mei1,NAN Xin1
(1.Drilling Research Institute of CNPC Western Drilling Engineering Co.,Ltd,Karamay Xinjiang 834000,China; 2.China Petroleum Materials Corporation,Beijing 100029,China)

When the φ177.8mm casing in Tahe oilfield is in the process of casing milling sidetracking,it should meet the requirement of geological water avoidance;and in order to achieve permanent stability of the lateral drilling when there are problems such as leakiness and collapsible mudstone formation,the expandable casing to block the complex layer drilling technology is a effective solution.The application of the technology in well TH12115CH in 2013 is introduced in detail in this paper,

and problems of the technology are summarized after comparing with 3 pilot wells constructed in 2012.Finally the solutions are presented from the aspects of the casing window,the directional reaming,bit type,mud motor,hydraulic parameters optimization and expandable casing cementing technology and other supporting technology,thus to accumulate experience for reducing the cost of the technology.

sidetrack horizontal well;directional reaming;expandable casing cementing;optimization;cost reduction;Tahe oilfield

TE22

A

1007-4414(2015)05-0138-04

10.16576/j.cnki.1007-4414.2015.05.048

2015-08-11

武琳娜(1985-),女,湖北人,工程師,主要從事鉆井工程方案及設計方面的工作。