大位移定向钻井工艺在PY10-8∕5油田的应用.pdf

第 39 卷 第 1 期 2017 年 1 月 石 油 钻 采 工 艺 OIL DRILLING 2.SchlumbergerChinaMarineServiceCompany, Shenzhen 518000, Guangdong, China Citation: TIAN Zhixin, LI Wenjin, LEI Hong, GAO Tianyun, HUANG Nan. Application of extended-reach directional well drill- ing technology in PY10-8/5 OilfieldJ. OIL Drilling extended reach well; rotary steering; trajectory design; drilling engineering software; friction resistance; bottom hole assembly (BHA) 第一作者：田志欣（1982-） ， 2005 年毕业于西南石油大学石油工程专业， 现从事海洋石油钻完井研究工作。通讯地址：（518067） 广东省深 圳市南山区后海滨路海洋石油大厦 A 座 2204。电话：0755-26821128 转 1522。E-mail：tzx_ 通讯作者：高天云（1984-） ， 2007 年毕业于中国石油大学（华东） 石油工程专业， 现从事定向钻井设计研究与作业技术支持。通讯地址： （518067） 深圳市南山区赤湾一路 6 号斯伦贝谢海洋服务公司 D&M 部门。电话：0755-87854019。E-mail： PY10-5 油田和 PY10-8 油田体量有限， 建造新 的钻采平台成本高， 但距离已经开发的 PY4-2B 油田 分别为 7.1 km 与 5.3 km， 因此采用 PY4-2B 的钻采 平台钻大位移井开发 PY10-5 与 PY10-8 油田可以提 万方数据 43田志欣等：大位移定向钻井工艺在 PY10-8/5 油田的应用 高油田勘探开发的整体效益。PY4-2B 钻采平台共 有 35 个槽口， 其中 31 个槽口已经用于开发 PY4-2 油田， 还剩余 4 个槽口可用于钻大位移井。但是钻 探大位移井与常规定向井或水平井不同， 因为进尺 长， 钻遇地层多变， 且井下作业时间长， 因此工程风 险高；而且钻井作业时摩阻高， 扭矩大， 泵压高， 对 定向钻井作业施工构成了严峻的挑战。大位移井对 定向钻井设计与施工的标准要求严苛， 要求做到既 能降低钻井风险又能提高钻井效率， 进而达到降低 总体成本的目的。笔者分析了 PY10-8/5 大位移井 项目中各个井段的定向钻井方面的挑战， 结合作业 中的实践与技术应用， 提供了相应的解决方案。通 过使用相关技术方案， PY10-8/5 大位移钻井项目达 到了降低钻井作业风险， 提高钻井效率的目的。 1井身结构设计概况 Summary of casing program design 以 A1 井为例， 609.6 mm 导管锤入深度 207.5 m， 一开 508 mm 钻头钻至 465 m， 下入 473 mm 表层套管；二开 406.4 mm 钻头钻至 1 500 m， 下 入 339.7 mm 技术套管；三开 311.2 mm 钻头钻 至 4620 m， 下 224.5 mm 生产套管；四开 215.9 mm 钻头钻至 6 342 m 下入 117.8 mm 尾管后射孔 完井。设计在 240 m 开始造斜， 增斜轨迹采用拟悬 链线剖面1， 增斜至 83.5 （ ） /1 370 m， 最大狗腿度为 3 （ ） /30 m， 之后以 83.5 的稳斜角稳斜至 3 270 m， 然 后降斜至 64 （ ） /4 802 m， 以 64 的井斜稳斜中靶， 水 垂比 2.08。4 口井的井身结构设计见表 1， 轨迹设计 见表 2。 表 1井身结构设计 Table 1 Casing program design 井号 井段深度 /m 609.6 mm 508 mm 406.4 mm 311.2 mm 215.9 mm A12074651 5054 6206 341 A22074651 4055 0355 805 A32074651 3054 9005 552 A1H2074651 8007 1277 649 2施工难点与挑战分析 Difficulties and challenges 2.1表层防碰 Surface anti-collision PY4-2B 平台共有 35 个槽口， 槽口中心间距为 2.286 m， 其中 28 个槽口已经占用， 而且所有已钻井 都在生产中， 剩余 4 个槽口用来钻大位移井， 表层防 碰风险很高。因为防碰点都在安全阀的下方， 关闭 安全阀并不能降低与邻井发生碰撞的严重程度。 2.2表层井段造斜 Whipstocking of surface hole section 508 mm 井段造斜是实现拟悬链剖面的关键， 也是规避防碰风险的重要手段。因为本区块上部地 层松软， 相邻区块 508 mm 井眼都设计为直井段， 没有作业经验与相关资料做参考。此外拟悬链剖面 要求持续造斜， 没有稳斜段来调整轨迹， 进一步增加 了定向井施工的难度与挑战。 2.3406.4 mm 井段轨迹控制 Trajectory control of 406.4 mm hole section 406.4 mm 井段以 23 （ ） /30 m 的 DLS 钻进 至稳斜段， 稳斜角 80 左右。该井段上部井段地层是 松软泥岩， 很容易发生冲蚀；下部地层含有砾岩夹 层， 对钻具磨损严重。此外随井斜增加， 马达托压严 重， 滑动困难， 摆工具面时间延长， 钻井效率低。受 马达弯角的限制， 转速最高只能开到 40 r/min， 不利 于大尺寸高井斜井段的井眼清洁， 有较高的沉砂卡 钻风险。 2.4311.2 mm 井段定向钻井风险与作业提速提效 Risk & ROP and efficiency increase of directional drilling in 311.2 mm hole section 311.2 mm 井段为稳斜段， 稳斜角在 80 左右， 井段长， 摩阻高， 泵压高， 同时是作业提速提效的关 键井段。该井段钻遇地层软硬交错， 研磨性强， 邻井 表 2 井眼轨迹设计数据 Table 2 Design data of borehole trajectory 井号 第一造斜点 稳斜角 / （） 第二 造斜点 稳斜角 / （） 最大 狗腿度 / （） 30 m-1 水垂比 测深 /m井斜 /（）方位 /（）测深 /m井斜 /（）方位 /（） A12400082.43 22282.4217.0965.5232.08 A22400084.64 27984.6237.545.7232.236 A32400080.54 88280.5246.0848.5932.441 A1H2400076.66 88576.6191.839032.772 万方数据 44石油钻采工艺2017 年 1 月（第 39 卷） 第 1 期 作业时定向钻具的扶正套磨损严重， 如果扶正套被 磨损， 则直接影响轨迹控制， 若为此起钻将严重影响 作业时效。从邻井作业的情况看， 该区块存在极其 松软的砂层， 在这种砂体中机械钻速可达 200 m/h， 井斜在这种砂体中会大幅降低， 导致局部较高狗腿 度进而造成局部侧向力大， 增加摩阻， 影响套管下 入。311.2 mm 井段的井眼清洁也是定向钻井作业 中的一大挑战， 由于井段长， 井斜高， 岩屑床堆积， 导 致短起下钻或者起钻时非常困难， 有憋漏地层或造 成卡钻事故的风险。 2.5215.9 mm 井段 ECD 控制与轨迹控制 ECD and trajectory control of 215.9 mm hole 215.9 mm 井段会钻遇断层， 且钻具的抽吸作 用明显， ECD 波动较大， 有激活断层造成井漏的风 险。本井段所钻地层研磨性强， 需要井下钻具有高 耐磨性与稳定性， 应杜绝因钻具失效起钻， 以提高作 业时效。 3作业配套技术 Supporting technologies 3.1防碰风险控制 Anti-collision risk control 3.1.1轨迹优化为规避防碰风险， 选择在 508 mm 井段开始造斜， 与周围邻井尽早分离。在大位移 井轨迹的设计方面， 为了减小侧向力和降低后续作 业对套管的磨损， 在满足防碰要求的同时， 上部造斜 段采用拟悬链线剖面设计。为了降低现场定向井工 程师控制轨迹的难度， 造斜率优化为每 200300 m 升高 0.5 （ ） /30 m， 逐步递增至 3 （ ） /30 m。正常作 业情况下， 侧向力不大于 9.1 kN/10 m。这种轨迹设 计降低了后续作业对套管的磨损， 同时兼顾了轨迹 的易操作性。 3.1.2优化测斜程序由于与邻井的套管间隔较 近， MWD 测量受磁干扰， 所测方位角存在较大误差， 使用定向钻井软件（Drilling Office） 进行磁场扫描之 后， 得出 MWD 测量脱离磁干扰的理论深度。如果 采用随钻陀螺工具则作业成本较高， 而频繁地测多 点陀螺， 则耗费钻机时间。通过与邻井关系的分析， 决定采用分段进行陀螺测斜的方式， 既满足控制 防碰风险的要求， 又提高了作业效率， 降低了作业 成本。 3.2大尺寸井眼定向轨迹控制 Directional trajectory control of large borehole 3.2.1优化钻具组合为克服 508 mm 表层造斜 难的问题， 需要马达具有较大弯角， 且马达的近钻头 扶正套尽可能接近满眼等有助于提高造斜能力的配 置， 但 BHA 要顺利通过内径为 533.4 mm 导管， 则 需要较小的弯角与较小尺寸的扶正套。通过模拟计 算， 1.5 弯角的马达配合 495.31 mm 的扶正套可以 顺利通过内径 533.4 mm 的导管， 并且可以提供较高 的狗腿度。马达上面加一个小尺寸扶正器可以提高 BHA 的稳定性， 同时兼顾了 BHA 的增斜趋势。此 外减少钻铤的数量， 调高 BHA 的柔性， 作业时配合 高钻压， 低排量， 减少划眼次数等技术措施都有助于 在 533.4 mm 井段实现设计的狗腿度。533.4 mm 井段的钻具组合为：533.4 mm 牙轮钻头 + 马达 （1.5 弯角带 495.31 mm 近钻头扶正套）+ 203.2 mm 浮阀 + 415.9 mm 扶正器 + 203.2 mm 短无磁 磁钻铤 + 209.6 mm MWD + 定向段接头 + 203.2 mm 无磁钻铤 + 203.2 mm 震击器 +1 根 203.2 mm 钻 铤 + 变 扣 接 头 + 139.7 mm 加 重 钻 杆 + 139.7 mm 钻杆。 406.4 mm 井段以 23 （ ） /30 m 的 DLS 钻进 至稳斜段， 稳斜角 80 左右。根据该井段的地层特点 （有砾岩夹层） ， 钻具组合采用马达与牙轮钻头配合。 根据经验， 钻头水眼的过流面积选择 10 000 mm2， 既保证钻头有足够的压降便于钻井液润滑马达的轴 承， 又不会对地层造成过度的冲刷。同时 BHA 设 计为强增斜钻具组合， 钻进到较高的井斜处 60 左 右， 旋转钻进可以达到增斜效果， 进而减少了滑动 作业， 提高了钻井效率。406.4 mm 井段的钻具组 合：406.4 mm 牙轮钻头 + 马达（1.5 弯角带 400 mm 近 钻 头 扶 正 套）+ 203.2 mm 浮 阀 + 203.2 mm 短无磁钻铤 +209.6 mm MWD + 定向段接头 +203.2 mm 无磁钻铤 + 203.2 mm 震击器 +1 根 203.2 mm 钻铤 + 变扣接头