-中海石油技术服务公司石油学会论文
分类号 密级 UCD 编号
中海石油技术服务固井公司
湛江基地
大位移、大斜度定向延伸井固井技术
张光超
一九九八年六月
大位移、大斜度定向延伸井固井技术
张光超
（中海石油技术服务固井公司湛江基地）
摘要一九九七年六月十日在中国南海东部域珠江口盆地完成的一口创三项世界记录井──西江24-3-A14大位移、大斜度延伸井。作者从参与该井的固井作业服务角度上，介绍了大位移、大斜度延伸井各井段的井眼准备、固井新工艺和技术措施。
关键词井眼轨迹摩阻力多刃滚轴式扶正器套管漂浮接箍井眼清洁
概述：
大位移、大斜度定向延伸井，简称ERDWELL（EXTENDEDREACHDRILLING
WELL）。在开发海上边际油田、浅海滩涂及湖泊等油田方面开创了一条新路子。西江24-3-A14井就是利用正在开发中的西江24-3油田平台，成功地钻达、开发了一个距原油田生产平台8000米之遥的油藏构造。该井是一口利用目前世界上各种先进钻井技术完成的高难度世界记录井：水平位移8063米，创世界记录；测量井深9238米（TVD2986米），创亚洲记录，列世界第二；9-5/8”技术套管下深6752米，12-1/4”裸眼封隔段创世界记录，达5024米；应用MWD（MEASUREMENTWHILEDRILLING）+LWD（LOGGINGWHILEDRILLING）+GYRO定向综合测井技术创世界记录，达9106米MD。
完钻后的井身结构（见图）：
24”导管×205米（井斜角0°），下入海底泥线以下53米；
22”井眼×401米/18-5/8”表层套管×398米（井斜角0°）；
16”井眼×1731米/13-3/8”技术套管×1728米（最终斜角达78.52°,TVD1306米）；
12-1/4”井眼×6760米/9-5/8”技术套管×6752米（该井段最大井斜角达82.9°，最终井斜角为79.6°，TVD2286米）；
8-1/2”井眼×9238米（最终井斜角53.5°,TVD2986米）/7”尾管×8552米（最终井斜角65°，TVD2634米）；
人工井底：8961米。
三、井眼轨迹：造斜──稳斜──降斜
造斜点442米，造斜率2°/30米；
造斜终点1731米，井斜角78.52°；
稳斜段1731米-8000米（在出13-3/8”套管鞋后用0.5°/30米的增斜率，钻进至井斜角为79.5°后稳斜）；
降斜点8000米，井斜角82°；
降斜终点：9238米，井斜角53.5°。
该井为典型的悬链线井眼轨迹，倾斜平滑的井眼轨迹得到最小的扭矩和摩阻
力，这是钻大斜度延伸井成功的关键。
四、扭矩和摩阻：
由于产生扭矩和摩阻的原因是钻柱与井壁间的磨擦引起，而12-1/4”和8-1/2”井段又是产生高扭矩和摩阻力的井段，西江24-3-A14井在这方面采取的降扭矩和摩阻力的技术措施是：
优化井眼轨迹：在钻井前期用低造斜率2°/30米完成全井造斜。造斜
增幅控制在0.5°/30米，使稳斜井段的井斜角在79°-82°范围；
无狗腿严重度：井眼形状的稳定，轨迹平滑与否，是否有台阶，键槽等
对扭矩和摩阻力的影响是不言而喻的；
采用具有良好润滑性的油基泥浆（12-1/4”和8-1/2”井段）；
在泥浆中加入既可堵漏又能润滑的玻璃微珠，不仅降低了扭矩和摩阻，
而且对清洁井眼和井眼稳定起到了意想不到的效果；
5、在井眼的套管井段使用非旋转的钻杆保护套，不仅大大降低了扭矩和摩阻，而且也防止了钻杆对套管的磨损。该钻杆保护套材质为塑料或硬橡胶，两端由卡环定位，装在每个钻杆接头的上下2米处，就象是在钻杆上装了许多轴承，既支撑了钻杆，又降低了扭矩；
在下9-5/8”技术套管的降摩阻技术措施采用了套管漂浮和多刃滚轴式
钢性扶正器两项新技术。下7”尾管时，用了多刃滚轴式钢性扶正器来降摩阻。
五、固井特点：
24”导管、焊接式连接、壁厚1”，采用打桩方式砸入海底泥线以
下53米。
20”井眼用密度1.08kg/l的海水瓜胶钻井液钻至井深400米，再使
用变径扩眼器将裸眼井段扩眼至22”。18-5/8”表层套管下至398米，套管钢级J-55、87.5lb/ft、BTC扣。固井设计时，考虑井口需要一个牢固的支撑结构，水泥浆返高至海底泥线以上64米处（该处在24”导管上割有溢出口）。固井采用两种密度水泥浆。首浆密度1.50kg/l，尾浆密度1.90kg/l。裸眼容积附加150%，用内管注水泥方法固井。下套管与固井作业都很顺利。但固完井后，用16”钻头下钻钻浮鞋时，发现370米处套管被挤毁。原因是套管接箍外径变小，强度降低。受24”导管引鞋的插入式接头焊接影响，24”导管的通径只有20.75”，导致18-5/8”套管的接箍外径由19.625”减少到19.15”。尽管18-5/8”套管下入顺利，但固井时挤毁了套管。后下磨鞋将挤毁段修复。
16”井眼用密度1.08kg/l的聚合物海水钻井液，钻至井深1731米。
13-3/8”技术套管下至1728米。由于该井段为全井造斜段，最终井斜角已达
78.52°。在下套管扶正器设计上，全部造斜井段的套管每隔一根安放一只刚性扶正器。头三根套管安放5只扶正器，浮鞋与浮箍之间的两根套管安放4只，浮鞋以上2米放一只和浮箍上下各放一只扶正器外，其余扶正器都安放在套管中间位置，用止动环定位。这一措施不仅使下套管的摩阻力降低（使套管与井壁的接触面由面接触改为点接触），套管顺利下入预定深度，而且大大提高了套管的居中度。
13-3/8”套管设计，全部选用K-55钢级、61lb/ft、BTC扣型套管。由于防止套管磨损方面，采用了非旋转钻杆保护套，从而放宽了13-3/8”套管钢级强度的要求。选用了钢级不高，内径较大的套管，为下步钻进创造了一个良好的条件。
水泥浆设计封固至转盘面以下25米。同样采用两种密度的水泥浆，首浆密度1.50kg/l，尾浆密度1.90kg/l。裸眼容积附加70%，尾浆封固段只150米。固井作业一次成功，达到了设计要求。
（四）12-1/4”井段改用VERSACLEAN低毒性矿物油基钻井液钻井。根据起下钻更换钻头以及钻井扭矩和摩阻的实际情况，设计该井段钻至6000米到7000米MD，TVD2100-2300米。
12-1/4”井段实际上在利用多项定向钻井技术MWD+LWD+GYRO成功地使井眼轨迹平滑地钻至6760米MD，并将9-5/8”技术套管下至6752米后进行了固井。
12-1/4”井段的钻井和下9-5/8”技术套管的固井成功，在如此大位移，大斜度延伸井作业中对石油钻井技术来说是个巨大挑战。9-5/8”套管能否按计划顺利地固井，标志着该井艰难的路程能否走完一半。因此本文也主要叙述该井段的固井施工技术和固井新工艺的运用。
1、9-5/8”套管设计：考虑到垂深1500mTVD以下的套管挤毁压力，40lb/ft的套管,不应下入1500米TVD以下。而43.5lb/ft的套管也不能下入2000米TVD以下。除此之下选用47lb/ft以上的套管。由于该井段的最大垂深不超过2300米，套管设计不考虑其拉伸强度校核。
9-5/8”套管柱结构如下：
6752-5956米 N/L-80 53.5Lb/ft TVD2286-2130米 5956-5755米 P-110 47Lb/ft TVD2130-2045米 5755-5162米 N/L-80 47Lb/ft TVD2045-1950米 5162-1985米 N/L-80 43.5Lb/ft TVD1950-1375米 1985米-井口 N/L-80 40Lb/ft TVD1375-0米
2、扶正器设计：使用多刃滚轴式钢性扶正器。除在前三根套管加五只扶正器外，从第4-497根套管上每根安放一只。
多刃滚轴式扶正器的应用是9-5/8”技术套管固井两项降低摩阻力的新技术之一。6752米套管能顺利下入预定深度，与应用这一新技术是分不开的。
由于滚轴的轴向滚动作用，使常规下套管中的滑动磨擦变为滚动磨擦，在实际运用过程中明显地降低了套管与井壁的摩阻力。
见图1、图2。
3、9-5/8”套管漂浮技术：
套管漂浮技术就是应用一种特殊的套管附件—套管漂浮接箍，在下套管过程中使套管下部形成一段掏空的漂浮套管技术。其原理就是将套管柱隔离成两段，使大斜度延长段井眼的套管重量尽量减轻，垂直段井眼的套管尽可能的加重，这样在减低摩阻的状况下将套管柱送入井底。
西江24-3-A14井使用的套管漂浮接箍是一种自足式装置，不需要任何其它辅助附件就能使套管柱连通、建立循环的套管装置。在井下的操作简单，当套管下到位后，开泥浆泵对漂浮接箍施加一定的压力，使其上滑套的锁紧销剪断。上滑套下行露出循环孔，上部泥浆即能通过流入掏空段套管，建立正常循环。该井使用的套管漂浮段长为2146米，即漂浮接箍位于套管鞋以上2146米处。由于套管的掏空，套管对井眼低边的重压力减少70%-80%（通过井浆密度的浮力系数和井斜角即可计算得出）。
套管漂浮接箍的工作原理见下图所示：
套管漂浮接箍的内筒装置随上胶塞顶至浮箍碰压位置后，在钻浮箍、浮鞋时用PDC钻头就能钻掉。
套管漂浮技术有其局限性，下套管过程中，如果中途遇阻，而又不得不开泵循环时，漂浮接箍的内滑套装置就须蹩掉，漂浮掏空段就会失去作用，漂浮技术措施也就失败，因此漂浮技术的应用，要求井眼轨迹平滑、稳定，无岩屑床等充分的准备。
4、井眼清洁：
对大位移、大斜度超深井而言，井眼清洁尤其重要。岩屑床的存在，不仅不利于钻井作业，对套管能否下到位也存在严重威胁。
西江24-3-A14井对此采取的措施有几点：
(1)首先保证泥浆泵有足够的排量，使环空泥浆处于紊流状态。12-1/4”井眼泥浆循环排量维持在900-1200加仑/分，8-1/2”井眼维持600加仑/分的排量。
(2)优化的油基泥浆性能：流变性既要好，又有良好的携砂能力。泥浆密度控制在1.08-1.14kg/l范围，粘度110-190秒，剪切力20/40。
(3)坚持每钻进一个立柱，进行一次倒划眼。
(4)尽量缩短中斜度35°-55°井段的长度，大量的研究资料证实，在这一斜度井段，最容易产生岩屑床，特别是在停泵间隙后。
(5)为保证井眼清洁，控制机械钻速不超过50米/小时。
(6)每钻进300-400米，必须进行短起下钻和倒划眼作业，这不仅破坏了岩屑床，同时也修整了井眼键槽。
5、9-5/8”套管固井：
固井设计要求水泥封固套管鞋以上300米。为了尽量回收12-1/4”井眼内的油基泥浆，其余裸眼段采用注充填水泥浆办法进行回收泥浆。充填水泥浆的密度仅为1.17kg/l，稠化时间9：30，直接用海水混配，不加任何添加剂，充填量达964bbl返高至13-3/8”套管内500米。
尾随水泥浆，密度1.90kg/l，稠化时间5:30hr，BHST77℃，BHCT70℃
水泥浆组成：Class“G”+0.151gpsHALAD-344L+0.025gpsHALAD-413L+0.113gpsHR-6L+0.007gpsD-Air2+5.00gpsSea-water。
其中：HALAD-344L──降失水剂
HALAD-413L──降失水/分散剂
HR-6L-----中温缓凝剂
D-Air2──消泡剂
尾随水泥浆裸眼容积附加为25%。
固井施工步骤：
a.套管下到位后，连接水泥头，并装入上胶塞（不使用下胶塞），循环调整泥浆，尽量降低粘度、剪切力。
b.固井前泵注80bbl双作用隔离液（DUALSPACER），清除油基泥浆。
c.混合注密度1.17kg/l的充填水泥浆964bbl。
d.接着混合注密度1.90kg/l的尾随水泥浆100bbl。
e.开档销投上胶塞。
f.泵送10bbl双作用隔离液，并注意观察胶塞释放情况。
g.泥浆泵用大排量顶替1620bbl油基泥浆。胶塞的碰压值是泵送压力加上500psi。
9-5/8”套管固井作业非常顺利，很成功。同样与固井设备采用目前最先进的ADC（AUTOMATICDENSITYCONTROLSYSTEM）自动密度控制混浆系统分不开。该装置的水泥浆混配能力强，密度控制均匀。
8-1/2”井眼轨迹在钻至8000米MD中靶深度后，即结束稳斜钻进。
用0.52°-1.5°/30米降斜率钻穿全部油层，顺利地钻达9238米MD完钻深度，最终井斜角降为53.5°。
7”尾管固井的成败决定该井是否圆满取得成功。因此下7”尾管到预定设计深度是一项难度极大的工作。由于油层位置都在这一井段，要求固井质量须得到保证，故采用了一种新型尾管固井技术──可旋转式尾管悬挂器技术。该技术的关键能在固井过程中尽可能地转动尾管，解决井眼低边水泥封固不良的问题。
7”尾管由于采用了旋转式尾管悬挂器，它的液压控制装置，与套管漂浮接箍的应用相抵触，因此无法采用套管漂浮技术。虽然下套管中使用了滚轴式扶正器，但当尾管下至井深8552米时，扭矩和摩阻都达到了极限，尾管再也无法下入。幸运的是7”尾管已封隔上部的主要油层，故在8552米处就地固井。造成了8-1/2”井眼留有686米的裸井段，后采取在8961米处注人工井底进行完井。
造成7”尾管不能下到位的主要原因还有：一是7“套管的刚度过大，每根套管安装一只刚性滚轴式扶正器，超过了8-1/2”井段降斜钻具不用扶正器的刚度；二是现场没有足够的加重钻杆，能在垂直井段增加管柱的下入重量；三是降斜段的井眼轨迹、狗腿严重度几处超过4°/30米以上，摩阻和扭矩都增大。
扶正器设计：全井段每根套管安放一个多刃滚轴式刚性扶正器。
7”尾管结构，全部选用N-80钢级，29Lb/ft的套管。
水泥浆设计：用密度1.90kg/l水泥浆，由于井底静止温度达113℃，循环温度98.3℃，水泥中干混35%硅粉，抗高温环境水泥强度衰减。
水泥浆组成：
Class”G”+35%Silica(BWOC)+10gal/10bblHALAD-344L+18gal/10bblHALAD-413L+6.5gal/10bblSCR-100L+0.5gal/10bblDAir-2+FreshWater。
其中：SCR-100L──高温缓凝剂
水泥稠化时间6：30hrs
24小时抗压强度：2400psi
API失水：50ml/30min
自由水：无
水泥封固全裸眼环空井段，容积附加20%。固井施工泵入双作用隔离液，密度1.16kg/l，200bbl，接着泵注水泥浆27.5m3，随后注入20bbl隔离液，最后顶替水泥浆至碰压。固井施工顺利，固井质量达到设计要求。
六、结束语：
大位移、大斜度延伸井除常规固井应考虑的问题外，对于本井采取的技术措施，前面各段提到过，下面再补充归纳为：
1、井眼长，循环周期量大，井底循环温度与静止温度相差小，考虑水泥浆稠化时间相应要长；
2、施工作业中防止压漏地层，环空液柱压力或顶替水泥浆压力的当量循环密度不大于地层破裂的当量泥浆密；
3、控制水泥浆自由水为零；
4、控制套管居中度，优化扶正器安放位置；
5、尾管漂浮技术结合尾管悬挂器的应用突破问题。
-8-
|
|
