01wan-07海洋熱采預(yù)斜單筒雙井0912

1、NB35-2油田熱采預(yù)斜單筒雙井技術(shù)的應(yīng)用梁杰中海油田服務(wù)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(xì)介紹在渤海南堡35-2油田叢式井中熱采預(yù)斜單筒雙井表層鉆進(jìn)至下長短套管完成的整體作業(yè)過程，總結(jié)了作業(yè)井身軌跡控制技術(shù)、大尺寸井眼表層預(yù)斜擴(kuò)眼鉆井技術(shù)、雙套管下入的要點和熱采固井技術(shù)。特點是：首次采用預(yù)斜單筒雙井技術(shù)與稠油熱采需求相結(jié)合進(jìn)行固井。關(guān)鍵詞： 熱采、預(yù)斜、擴(kuò)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?dāng)?shù)多的特點，為使在有限的平臺面積上增加布井?dāng)?shù)量，除采用外掛井槽外，還部分采用單筒雙井的模式進(jìn)行作業(yè)。單筒雙井可使平臺資源達(dá)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(dá)定向造斜。 2. 在一開平

4、原組地層預(yù)斜井段，將444.5mm井眼擴(kuò)至660.4mm。3. 在660.4mm已預(yù)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(zhì)（BB級和DD級耐溫370），環(huán)空采用三道金屬密封來進(jìn)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(yù)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(zhì)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(zhì)稠油。本次鉆進(jìn)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(jī)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(zhì)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(xì)砂極軟上 第 三 系明 化 鎮(zhèn) 組明上段 873498淺灰、灰白色細(xì)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(xì)砂巖軟1109.760.71164.755

6、1259.694.9補(bǔ)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(shè)計/實際設(shè)計實際設(shè)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(dǎo)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(shù)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(yù)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(yán)重。2. 一開660.4mm井眼需要預(yù)斜鉆進(jìn)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(yù)斜井段，將444.5mm井眼擴(kuò)至660.4mm，該井段地層極軟，擴(kuò)眼時易出新井眼。4. 在預(yù)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(dá)270ton），而平臺灰罐容積少，需采用拖輪固井及平臺固井相結(jié)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(shù)措施 3.1 一開井段預(yù)斜鉆進(jìn)和擴(kuò)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(yù)斜鉆進(jìn)至設(shè)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(yù)斜鉆具組合：444.5mm鉆頭+244.5mm馬達(dá)(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(jìn)至344m?；瑒鱼@進(jìn)參數(shù)：排量 22503500 L/ min，鉆壓 14ton；本井段純鉆時6.8h，進(jìn)尺287m，平均機(jī)械鉆速42.21m/h。（3）組合660.4mm擴(kuò)眼鉆具對預(yù)斜井段進(jìn)行擴(kuò)眼。擴(kuò)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(kuò)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(kuò)眼參數(shù)：排量 40004100 L/min，轉(zhuǎn)速 5080轉(zhuǎn)/分，鉆壓 24ton；純擴(kuò)眼時間5.5h，平均擴(kuò)眼鉆速55m/h。（4）表層預(yù)斜和擴(kuò)眼都使用海水膨潤土漿鉆進(jìn)，每擴(kuò)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(nèi)泵入100m3稠漿準(zhǔn)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(jié)合的方式進(jìn)行固井。3.4 陀螺測斜候凝結(jié)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(fēng)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(fēng)險，實際鉆進(jìn)時造斜點由設(shè)計井深180m提前至145m開始陀螺定向。（2）下套管固井結(jié)束后，為準(zhǔn)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(rèn)兩組套管在井筒內(nèi)的位置，以陀螺數(shù)據(jù)結(jié)合B44H/B42H井設(shè)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(nèi)陀螺測斜數(shù)據(jù)為依托，使用MWD高邊工具面進(jìn)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(fèi)用。（4）為更好的進(jìn)行井眼軌跡控制和降低與鄰井套管的碰撞風(fēng)險，二開鉆進(jìn)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(dá)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(shè)計軌跡線。4.2 擴(kuò)眼鉆井工藝（1）使用擴(kuò)眼鉆具組合對預(yù)斜井段進(jìn)行擴(kuò)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(kuò)眼器作用。主

14、要是考慮由于表層地層極軟，使用鉆頭帶擴(kuò)眼器擴(kuò)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(nèi)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(yù)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(bǔ)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(yán)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(jìn)行全井段封固，水泥需求量大，平臺4個35m3灰罐遠(yuǎn)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(lǐng)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(shè)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(jìn)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(jìn)行針對性研究和設(shè)計，混配了低密度水泥并進(jìn)行水泥漿性能測試。水泥漿配方和性能試驗見表3。領(lǐng)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(fù)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(zhì)量，當(dāng)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(nèi)，體積至少為10m套管的內(nèi)容積，確認(rèn)放漿量并關(guān)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(fēng)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(zhuǎn)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(jié)論6.1 在海上平臺槽口間距小，井眼密集，采用大井眼預(yù)斜方式下雙套管

18、的方式鉆井，較之直井下雙套管防碰風(fēng)險降低，可以滿足不同靶點要求的井眼軌跡設(shè)計，更靈活，可實施效果更好。6.2 預(yù)斜單筒雙井最大的難度在于井眼擴(kuò)眼鉆進(jìn)?，F(xiàn)場選用短鉆鋌+欠尺寸扶正器+擴(kuò)眼器，起到導(dǎo)引和擴(kuò)眼的目的，解決了因上部地層軟、擴(kuò)眼鉆進(jìn)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(jìn)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(yù)斜鉆進(jìn)時應(yīng)控制好井眼軌跡，避免局部狗腿過大。6.4 預(yù)斜單筒雙井還需要展開配套的技術(shù)研究，以進(jìn)一步提高固井質(zhì)量。6.5目前石油行業(yè)面臨桶油成本的不斷上升這一嚴(yán)峻的現(xiàn)實，加大科研投入，進(jìn)一步提高鉆井工藝技術(shù)已成為當(dāng)務(wù)之急。從第一口單筒雙井技術(shù)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。