海湾深井尾管施工技术

(整期优先)网络出版时间:2020-04-21
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海湾深井尾管施工技术

杨玉精

中石化胜利石油工程有限公司海洋钻井公司

摘要:本文对渤海湾历年来海上在尾管施工中出现的问题进行了统计,对尾管施工中出现的憋压、憋漏地层、悬挂器提前坐挂、扶正器断裂、固井质量不合格等风险及难点进行阐述。结合目前常用各种规格尾管及悬挂器的优缺点,对在尾管作业中出现憋泵、套管下不到位等问题形成的原因进行了探讨,尤其对固井前循环憋泵的过程及成因,从悬挂的结构、渤海湾地层的特点、钻井工程措施的不足进行了全面分析,对尾管悬挂器在使用条件方面的要求进行了说明,在此基础上,就尾管悬挂器的规格选用、结构改进、套管扶正器的选择、通井钻具组合的改进及其他配套工程措施提出了具体的优化方案。作者在总结前期尾管施工优化成果的基础上,就如何安全进行尾管施工形成结论,对今后进一步优化施工措施,降低安全风险,提高固井质量,加快施工速度提出具体建议。

关键词:憋泵 扶正器 渤海湾 尾管 悬挂器 风险 固井

随着国家发展西部、稳定东部石油战略的落实,为加强东部地区后备资源的储备,在渤海湾地区中上部地层资源潜力不大的情况下,向深部地层勘探成为趋势,古生界及以下地层成为重点勘探目标。渤海湾古生界地层一般埋藏深度在4000m以上,目前探井的设计基本采用四开井身结构(不包括导管或隔水管),三开采用尾管作业,目的是节约上部套管成本,同时为四开钻进期间尾管以上使用大尺寸钻杆创造条件,避免全井使用小尺寸钻杆导致的钻具断裂事故,还可以降低四开循环压力。但同时也带来了一些问题,尾管悬挂器在循环开泵和套管下入环节,要求非常苛刻,有时导致提前坐挂、循环憋压和扶正器断裂等诸多问题,给施工带来了很大风险。

1.尾管施工的风险及难点

1.1循环时间长。

在套管下到位后,由于循环憋压,不能满足固井要求,长时间进行循环。以下是近年尾管固井前的循环时间统计。近三年尾管固井开泵时间统计表一:

表一 近三年尾管固井开泵时间统计表

序号

井号

三开井深

(m)

上层技套深

(m)

开泵时间

(d/h)

1

曹妃甸XXX井

3887

2651

5/127

2

埕北313井

4165

2871.70

6.71/161.2

3

埕北古9井

3951

2683.20

2/49

4

埕北斜822井

3900

3204

1.5/29

5

桩海65井

4080

1810.15

2/48.5

5口尾管作业井的开泵平均时间为3.44天,合84.92小时,大幅延长了完井周期,造成了非常大的经济损失,增加了井下风险。

1.2憋漏地层

悬挂器被钻屑堵塞,固井前循环或固井期间泵压偏高,憋漏易漏地层;近期施工的桩

古65井在18l/s、12MPa情况下,即发生煤层漏失。

1.3影响固井质量

由于水泥浆密度偏高,在低排量条件下,没法携带的钻屑在水泥浆的携带下进入悬挂器,堵塞循环通道,无法继续固井,为了减少水泥塞长度,强行替浆,压漏地层,固井质量不合格;因憋泵只能低排量勉强固井,水泥初凝时间要求延长,作业时间过长,易引起水泥浆稠化,造成固井“灌肠”事故。

1.4提前做挂

悬挂器对开泵泵压要求高,容易造成提前做挂,导致套管下不到设计位置,被迫起套管,造成事故或复杂。埕北313井就是因为下套管遇阻后,开泵泵压偏高,导致提前坐挂,由于没下到设计位置,不能满足四开施工要求,被迫起套管;由于扶正器落井,四开期间造成2次卡钻,多次用打捞杯打捞扶正器碎片,严重影响了施工速度和施工安全。

1.5扶正器破碎

在Φ215.9mm井眼下Φ177.8mm尾管,采用Φ250mm插销式弹性扶正器,由于环空间隙小,对扶正器造成严重挤压变形甚至损坏的几率增大,同时对井壁的刮擦加剧,容易引起井壁不稳定;扶正器经过裸眼井段可能造成断裂脱落,增大了尾管遇卡的风险。因各种原因造成起套管的井下故障,套管起出后,扶正器大部分落井。近年起套管井扶正器落井情况统计见表二:

表二 近年起套管井扶正器落井情况统计

序号

井号

尾管

井段

(m)

扶正器

下入数量

(个)

起套管后

扶正器落井数量

(只)

1

桩海102井

2711~4305

32

22

2

埕北81井

3056~4314

47

37

3

埕北313井

2703~4157

23

20

2.215.9mm井眼常用尾管悬挂器的技术参数

2.1海上常用悬挂器分类

(1)按照规格分类:Φ244.5×Φ177.8,Φ244.5×Φ139.7;

(2)按照卡瓦嵌入方式分类:内嵌式和外嵌式;

(3)按照锥缸数量分类:双锥双液缸,单锥单液缸。

2.2.Φ244.5×Φ177.8规格双锥双液压缸悬挂器技术参数

近年来海上一般使用的是Φ244.5×Φ177.8规格双锥双液压缸悬挂器,载荷支撑盘承载能力60t,本体最大外径Φ210/215mm,本体最小内径Φ157.1/155/152.5mm,回接筒长度1.2/2.4/3m,回接筒外径Φ207mm,回接筒内径187mm,适用上层套管壁厚11.05/11.99/13.84mm,坐挂前\坐挂后过流面积67/49 60/43 53/40 cm2,适应套管壁厚

5e9e844865dcf_html_c6b476049aa115dd.png 11.05/11.99mm,Φ244.5×Φ177.8双锥双液缸悬挂器和Φ215.9mm井眼在11.98mm壁厚的Φ244.5mm套管中进行悬挂的位置关系及尺寸见图1。

2.3悬挂器使用技术要求

2.3.1循环

(1) 将尾管下至设计深度,灌满钻井液,上下活动称重,计算摩阻,作好记录,重新校核、调整钻(方)余。

(2) 小排量开泵顶通,开泵压力原则上应控制在坐挂压力的80%以内。原则不超过6MPa,否则容易造成提前坐挂。

(3) 返出正常后,逐步提高循环排量,坐挂前井底杂物确保返到悬挂器以上。

2.3.2坐挂

(1) 停泵,泄压,投球,调整好钻余。

(2) 球到达球座,憋压,控制憋压值<坐挂压力+2MPa,稳压1min,憋压缓慢下放钻具,

当悬重下降至送入钻具浮重,并且钻具下放距离接近计算值时说明坐挂成功。

(3) 继续下压,检查坐挂可靠性。

(4) 坐挂成功后,憋通球座,建立正常循环,记录排量和压力。

3.悬挂器的堵塞过程及应急措施

3.1堵塞过程

3.1.1通井之后、下套管之前的井眼状态

井眼中一般非常清洁,以5mm以下尺寸的小尺寸钻屑或泥饼为主,尺寸较大的钻屑非常少。

3.1.2裸眼井段下入套管之后的状态

在套管扶正器的刮蹭下,井壁中的大尺寸钻屑或掉块被刮下,渗透性较好地层的厚泥饼进入井眼。井眼中的钻屑浓度激增,大尺寸颗粒增多。

3.1.3排量比较低时钻屑状态

小颗粒在排量比较低时,就可以按照顺序通过悬挂器卡瓦位置,而比较大的颗粒,由于返速低,只能在井眼中打转,不能迅速上行,避免了对卡瓦位置形成架桥,此时泵压的上升主要是排量上升造成的。因此先进行小排量循环,一方面可以让小颗粒砂子有秩序的通过卡瓦;另一方面防止大尺寸砂子阻塞通道形成架桥;再就是减少砂子通过卡瓦的数量,防止大量钻屑同时通过卡瓦,造成拥挤,阻塞过流通道。

3.1.4排量逐步提高以后的状态

随着排量增大,钻井液携带能力增强,超过5mm的钻屑进入卡瓦位置,形成架桥,后续的泥饼及小颗粒钻屑形成填充,过流通道进一步缩小,形成憋泵。

3.2形成憋泵后的应急措施

3.2.1迅速停泵。

发生憋泵后,如不及时停泵,所剩通道会不断被堵塞,下面的小尺寸颗粒也无法通过卡瓦位置,逐步填充到大颗粒的缝隙中,过流面积进一步减少,憋泵现象进一步加剧。一旦所有的过流通道全部堵死,被迫停泵,不再产生流量也就不能对堵塞物质产生冲刷,颗粒不能被冲蚀,重新打开通道的时间会更长。

3.2.2重新开泵

尾管悬挂器下面的钻屑因返速低,通过狭窄缝隙数量减少,钻屑、泥饼经过长时间的冲刷变小或填充物质被冲走,封堵效果变差,最终堵塞物质被冲开,泵压迅速下降。

3.2.3解除憋压

在排量1方/分条件下,卡瓦位置的钻井液返速可达到2.7m/秒,远远大于钻井期间返速和其他位置返速,泥岩掉块或泥饼,在如此高的液流冲蚀下,逐渐变小,最终通过卡瓦位置,从而消除憋压现象。

3.2.4固井排量的确定

经过长时间憋压、冲开;再憋压、再冲开,最终悬挂器以下的钻屑、泥饼基本被循环出井眼,泵压逐步变的平稳,即使在固井期间,也不会再出现憋泵现象,由于双卡瓦处环空太小,即使没有砂子堵塞,排量在1方/分左右即达到上限,无法继续提高排量。因此在排量0.7方/分左右,泵压10MPa以下即可满足固井要求,保证作业安全。

4.渤海湾海区尾管开泵困难的主要原因分析

4.1悬挂器结构是主要原因

目前海上使用Φ9-5/8″×7″双锥双液缸悬挂器,具有两个卡瓦,和11.99mm壁厚的Φ244.mm套管只有5.2mm的间隙,该卡瓦提高了坐挂成功率,但增加了一个小间隙节点,更容易造成憋泵。过流面积过小,坐挂前后的过流面积分别为60/43cm2

4.2地层原因

该类型悬挂器在灰岩等硬质地层使用较好,在东部以砂泥岩地层为主的区域,不论在陆地还是海上,使用效果普遍不理想,主要原因是地层渗透性强,泥饼厚,存在易塌泥岩地层,井眼不是太规则,糊在泥饼中的钻屑,在下套管过程中,被扶正器从井壁刮出,进入井眼,由于悬挂器和套管间隙小,钻屑和泥饼起到架桥和填充作用,更容易造成堵塞,引起循环不畅。钻屑或泥饼需要经过长期循环冲刷变小,才能通过悬挂器。

4.3通井循环不彻底

通井期间,扶正器不合适,对井壁的清洁效果不理想;循环时间不足,裸眼段的钻屑没能够全部循环出来,尾管下完后,导致钻屑通过悬挂器时间过长。

5.渤海湾海区尾管优化措施

5.1 悬挂器的使用

(1)采用打侧孔的套管鞋,去掉悬挂器卡瓦,套管直接下到井底,不留口袋,只保留液压缸,能够丢手即可。

(2)采用单缸单锥悬挂器,卡瓦位置是整个悬挂器间隙最小的位置,钻屑等物质虽然能够通过第一个卡瓦位置,由于旋转等原因,角度和位置发生变化,并不意味着一定能够顺利通过第二个卡瓦位置,因此采用单锥单液缸悬挂器,可以减少一个小间隙位置,大颗粒通过了第一个卡瓦位置后,便不会再有阻塞点,能够有效减少循环时间,提高大颗粒排出效率。

(3)在悬挂器的选择上,采用内嵌式悬挂器,增大坐挂前的过流面积。

55e9e844865dcf_html_ac63db5913e11ee.png .2扶正器的选择

(1)根据215.9mm井眼下177.8mm尾管中途遇多次阻的情况分析,普通弹性扶正器由于制造工艺和强度原因,在下行过程中受外力挤压容易导致损坏,形成井下落物,导致套管没法正常下入,且对井壁破坏严重,产生大颗粒的砂子。在扶正器的选择上,应淘汰Φ250mm普通弹性扶正器,使用Φ215mm一体成型弹性扶正器,保证下入过程不发生挤压断裂。Φ215mm一体成型弹性扶正器见图2。

(2)控制扶正器的下入数量,尤其是直井,重点在油层段满足要求即可;

(3)另外可考虑减小扶正器尺寸,减少对井壁的刮蹭。

5.3井身结构的调整

Φ215.9mm井眼改下Φ139.7mm尾管,四开改用Φ120.6mm井眼,可有效增加卡瓦位置过流面积,可从坐挂前、后的60/43cm2增大到85.5/78.4cm2

5.4加强通井措施

(1)采用合适的钻具扶正器;

(2)增加短起次数;

(3)增加循环时间和排量。

5.5采用套管扶正器进行通井作业

采用Φ215mm一体化套管扶正器进行通井作业,该方法有如下优点 :

(1)因为其具有弹性,有利于满眼,对井壁有更好的刮刷作用;

(2)避免钻杆扶正器刚性太强,出现掉块后容易造成掉块卡钻;

(3)通井钻具可以加3~4个套管扶正器,以提高井壁清洁效果。

6.结论

(1)采用Φ215mm一体化套管扶正器,套管下入顺利,不再出现下套管遇阻或摩阻过大等复杂情况,近期施工的埕北古9井、桩古65井和埕北斜826井采用一体化扶正器,中途没有出现遇阻现象;

(2)缓慢开泵,长时间循环,最终可实现泵压平稳,达到固井排量,保证固井作业顺利和固井质量。在埕北古9井、桩古65井和埕北斜826井上采用缓慢开泵,避免了开泵过激导致堵死悬挂器的问题,一般48小时可实现正常开泵。在其他方案没法调整的情况下,该方法虽然时间较长,但能保证正常固井;

(3)经过套管扶正器通井后,井壁清洁效果明显提高。埕北313井由于悬挂器提前坐挂,被迫起套管,通井后重新下入套管,二次下入后开泵顺利程度和开泵时间明显缩短,憋泵现象减弱;

(4)适当增加短起下次数,有利于提高井眼的清洁程度,减少裸眼段的钻屑,防止堵塞悬挂器。