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时间:2019-01-17
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1、延长丛式定向井轨迹控制和钻井液技术【摘要】延长气田丛式定向井水平位移1000米以上,斜深3000-3100米,轨迹控制段2000-2600米。丛式定向井轨迹控制井段位于易漏失、井壁不稳定和含砾硬地层,控制难度增大,钻头优选、液柱压力控制和钻井液优良性能是轨迹控制的必要条件。通过八口井的钻井实践,解决了丛式定向井轨迹控制难度大、井眼清砂润滑等技术难点,形成轨迹控制技术和钻井液技术。【关键词】轨迹控制钻井液工艺要点丛式井气井延长延长气田是一个具备年产30亿立方米天然气生产规模的大型气田,属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东部地质构造,地层层序依次为第四系,三迭系的延
2、长组、纸坊组、和尚沟组、刘家沟组,二迭系的石千峰组、石盒子组、山西组、太原组,石炭系的本溪组,奥陶系的马家沟组。自2010年开始,延长气田部署丛式定向井,水平位移1000米以上,斜深3000-3100米,轨迹控制段2000-2600米。地层可钻性差、漏失严重、地层研磨性强、坍塌掉块和轨迹控制难度大等是丛式定向井钻井技术“瓶颈”难题,中原钻井二公司通过八口丛式定向井的实践,解决了丛式定向井轨迹控制难度大、井眼清砂润滑等技术难点,形成轨迹控制技术和钻井液技术。1丛式定向井钻井技术难点分析轨迹控制井段2000-2600米的主要钻遇石千峰组、石盒子组、山西组地
3、层,石千峰、石盒子“双石层”地层胶接致密,含砂砾岩以及粗粒石英砂岩,夹层多,地层研磨性强,钻头选型困难,石盒子组裂缝性砂岩漏失,钻开即可发生严重漏失,延246井该层漏失200m3,轨迹控制难度大,是全井最难钻的井段。2轨迹控制技术2.1钻具组合增斜钻具组合:4)215.9mmBit+l°©17加m单弯螺杆+MWD短节+©159mmNDCX1+©159mmDCX8+d)127mmHWDPX15+(1)127mmDPo稳斜钻具组合一:4>215.9mmBit+l°4)172mm单弯螺杆+①158mmDCXI.5-2m+021Omhi螺稳+MWD短节+e15
4、9mmNDCXl+4)159mmDCX5+4)127mmHWDPX18+4)127mmDPo稳斜钻具组合二:4>215.9mmPDC+(b212mm螺稳+4)159mm无磁钻铤1根+4)159mm钻铤(3-5米)+4)210mm螺稳+e159mmNDCXl+e159mmDCX5+127mmHWDPX18+127mmDPo微降斜钻具组合:©215.9mmBit+4)159mmDCX2-3m+©213mm稳定器+©159mmNDCXl+4)159mmDCX5+4)127mmHWDPX18+(i)127mmDPo2.2井眼轨迹控制工艺要点(1)动力钻具应在井
5、口开泵试转,确认运转正常,入井。螺杆钻具在井底工作前,应将钻头提离井底,先开泵,后逐步加钻压钻进。(2)定向增斜井段,增斜率控制在10-12°/100米。稳斜段用单弯双扶螺杆复合钻进控制。通过调整上扶正器尺寸大小和短钻铤长度控制井斜,一般不用滑动钻进来调整。根据井斜数据处理结果,预测下部井眼轨迹,合理选择钻具结构和钻井方式,确保井眼轨迹良好。(3)定向井段每钻进一个单根,划眼一次。每钻进100米-150米,进行一次短起下作业。发现转盘扭矩增加或摩阻不正常,立即进行短期下作业。(4)井深超过2500m,严禁下钻一次到底,应中途循环1-2次,开泵方式上,先
6、低排量,开通循环正常,再大排量。(5)钻具在裸眼内静止时间不超过2分钟,每次转动不少于10圈,上提下放的距离不少于2米,必要时要连续活动。钻具在裸眼内静止时间尽可能短,每次活动钻具必须恢复原悬重。(6)上部定向井段,选用适合高转速的MD517HX牙轮钻头;复合钻进井段,选用MD9541ZC.MD6521PDC钻头。2.3定向钻井液工艺要点(1)优选钻井液体系。上部井段选用低固相聚合物钻井液体系,控制含砂量,充分解放钻速;下部井段选用抗高温稳定性较好的聚磺钻井液,满足定向井段清洁润滑技术要求。(1)定向井段长达600米以上,为保证井下安全及携砂的需要,进
7、入和尚沟组之前改为钻井液小循环。定期用稠浆推举带砂一周以上,保持井眼清洁,克服低粘切的负面影响。(2)下部井段降斜后摩阻较大,为了充分发挥三磺的作用,进入石千峰组应转化为聚磺钻井液体系,提高钻井液的抗高温和润滑能力。(3)定向井的润滑是威胁井下安全主要原因。进入刘家沟组全井加入2-3%固体防塌润滑剂,2000米后定期加入液体润滑剂和玻璃球,每次加入量不少于2%,电测和下套管前封闭浆再加入1-2吨液体润滑剂。(4)钻完进尺后大排量循环清洗井底,短起下钻正常要起至刘家沟组以上正常井段,到底用稠浆推一周,打入封闭液,封刘家沟至井底全部裸眼段。封闭液的配置:加
8、入坂土5-8%,纯碱(坂土加量的5-8%),固体润滑剂2%,髙效润滑剂4%,玻璃微珠1%,HV
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