钻井液的维护与设计
渤海石油职业学院
毕业论文
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钻井液的维护与设计 钻井3年5班 王 寒 王 建 云 年5月7日
07 2010
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摘 要„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„3 关键词„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„3 第1章 前 言„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„4 第2章 地质设计„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„5 第3章 修井机基本参数„„„„„„„„„„„„„„„„„4 第4章 钻具组合设计„„„„„„„„„„„„„„„„„„5 第5章 钻井液设计„„„„„„„„„„„„„„„„„„„6 第6章 固井设计„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„8 第7章 资料录取及测井计划„„„„„„„„„„„„„„„10 第8章 井口装置及套管试压„„„„„„„„„„„„„„„11 第9章 结论„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„13 参考文献„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„15
摘 要
测井作业时, 远离井口, 避免放射性元素伤害身体,测井时间过长,会导致井眼缩小,测井工具对井壁的撞击会造成井壁的泥块坍塌掉落,从而影响下套管作业的进行,因此测井结束后要进行通井,循环。因为平台井口面积狭小,作业范围有限,在井口操作的
过程中应注意安全,特别是在钻杆的上扣卸扣过程中,避免液压大钳的猫头绳因扭矩过大而崩裂伤人。起钻过程中,防喷盒由于抱钻杆存在缝隙,司钻操作中上提速度过大会造成泥浆经过钻杆内从缝隙喷出,因此在起钻的时候因控制速度。通井作业要保证井壁稳定,井眼顺畅,从而保证下套管作业的顺利进行。套管丝扣头拆卸下来后,应涂抹丝扣油,同时避免接扣时丝扣受到碰撞,从而造成接扣失败。固井管汇和BOP 的试压都严格按照要求试压。
关键词:稳斜 滑动钻进 试压 键槽卡钻
第1章 前 言
绥中36-1油田位于渤海辽东湾海域,东经120°43′-121°05′,北纬39°52′-40°12′。西北距绥中市约50km 。油田范围内平均水深30m ,最高气温37.8℃,最低气温-18℃,一般年份结冰期从一月下旬至二月中旬,冰期约30天。
该油田是一个呈北东走向的断裂背斜构造,西侧以辽西大断层为界与辽西凹陷相邻,东侧呈斜坡逐渐向辽中凹陷过渡。其构造顶部较缓,翼部较陡。内部发育与辽西大断层平行的系列次级断层,油田东南部次级断层较发育。
绥中36-1油田钻遇地层自上而下为:平原组(Qp )、明化镇组(Nm )、馆陶组(Ng )、东营组(Ed )。主力含油层段为东营组下段,分为零、Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ油组四个油组,Ⅰ、Ⅱ油组是油田的主力油组,在全区分布比较稳定,横向对比性较好。零油组和Ⅲ油组油气层仅分布在油田构造较高的部位,零油组为含气砂层,Ⅲ油组由分布范围不大的砂体组成。
2007年调整井确定为6口井:C30、C31、C32、E30、E31、E32井,分别对应I 期综合调整方案中的K28、K33、K38、K49、K55、K56井。
第2章 地质设计
2.1地理位置
绥中36-1油田位于渤海辽东湾海域,东经120°43′~121°05′,北纬39°52′~40°12′。西北距绥中市约50km 。油田范围内平均水深30m ,常年最高气温37.8℃,最低气温-18 ℃,一般年份结冰期从一月下旬至二月中旬,冰期约30天。
2.2构造特征
油田是一个呈北东走向的断裂背斜构造,西侧以辽西大断层为界与辽西凹陷相邻,东侧呈斜坡逐渐向辽中凹陷过渡。其构造顶部较缓,翼部较陡。内部发育与辽西大断层平行的系列次级断层,油田东南部次级断层较发育。
2.3储层特征及产能预测
SZ36-1油田是一个呈北东走向的断裂背斜构造,沉积类型为湖相三角洲沉积,在油田范围内,平面上沿构造轴向沉积了南、北两个相互连接的三角洲朵叶。主力含油层段为东营组下段,分为零、Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ油组四个油组,其中,Ⅰ油组又分为Ⅰ上油组和Ⅰ下油组。根据小层精细对比结果,Ⅰ上油组又细分为3个小层(1~3小层);Ⅰ下油组
细分为5个小层(4~8小层);Ⅱ油组细分为6个小层(9~14小层)。
Ⅰ、Ⅱ油组是油田的主力油组,在全区分布比较稳定,横向对比性较好。零油组和Ⅲ油组油气层仅分布在油田构造较高的部位,零油组为含气砂层,Ⅲ油组由分布范围不大的砂体组成。
按照绥中36-1油田正常生产压差2.5MPa 设计,同时考虑井间干扰和油田产量递减等因素对调整产能的影响,预测6口调整井E30、E31、E32的初期日产油量分别为:75m 3/d、72.0m 3/d、74.0m 3/d。
2.4油藏温度与压力
根据DST 、RFT 等测试资料分析,绥中36-1油田地温梯度约为3.22 ℃/100m,属于正常温度系统;原始地层压力系数接近1.0,属于正常压力系统。但是由于油田已投产多年,随着开采的进行,地层压力不断下降。根据附近生产井的最新压力测试资料,调整井所在井区地层压力均已下降2.3MPa 左右,因此初步预测6口调整井目的层段目前地层压力为12MPa 左右。靶点综合数据
表3-1靶点综合数据
2.5地质层位
SZ36-1油田钻遇地层自上而下为:平原组(Qp )、明化镇组(Nm )、馆陶组(Ng )、东营组(Ed )。主力含油层段为东营组下段,分为零、Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ油组四个油组,Ⅰ、Ⅱ油组是油田的主力油组,在全区分布比较稳定,横向对比性较好。零油组和Ⅲ油组油气层仅分布在油田构造较高的部位,零油组为含气砂层,Ⅲ油组由分布范围不大的砂体组成。 邻井资料:
表3-2地质层位数据
地层预测:
表3-3地层预测数据
第3章 修井机基本参数
第4章 钻具组合设计
4.1 钻头计划
表9-1钻头尺寸及类型
4.2 钻具组合
表9-2井眼及钻具组合
注意事项:
(1) 现场监督可根据现场实际情况进行调整;
(2) 同一井段,钻具的刚性要保持基本一致,避免造成起下钻困难,特别预防划出新井
眼;
(3) 充分利用钻具本身和地层的增斜效果,避免井眼下部出现小台肩和局部大狗腿; (4) 尽量减少滑动钻进井段,每次滑动钻进完成后,须及时修理滑动钻进起始端; (5) 按井身质量要求,控制狗腿度不超过3°/30m以内;
(6) 下套管前根据情况进行通井,通井组合刚性要求不低于套管串刚性。
第5章 钻井液设计
5.1对钻井液体系的基本要求
钻井液体系设计的原则应综合考虑地质情况、钻井施工的难易程度以及钻井成本、环境保护等多方面因素。依据地层的地质情况及井下的温度和压力,每个井段设计选择的钻井液体系必须满足以下要求:减少对油层及环境的污染、抑制泥岩的水化膨胀、防止井壁的坍塌、防止卡钻、提高钻速、具有良好的润滑性以利于减少扭矩和摩阻。在满足以上条件下,还必须满足成本最低的原则。
5.2 各井段钻井液主要性能
表10-1钻井液性能参数
备注:
1) 现场要备有足够的加重材料、清洁剂和分散剂、常规堵漏剂及解卡剂。 2) 现场在调整钻井液性能时要均匀,防止发生井漏。
3) 考虑SZ36-1油田生产时间较长,地层压力有所下降,为了更好的保护油层
和防止井漏,需严格控制泥浆比重。所有井段钻井液密度控制的原则为,在满足井下安全的前提下,优选最低密度的钻井液进行钻进,最大可能的保护油层。
4) 钻井液密度控制的原则为在不破坏井壁稳定的前提下,采取低粘度,较高切
力,较高屈服值的钻井液进行钻进,尽可能保持高钻速下的井眼清洁。
5.3 17-1/2"井段钻井液维护要求
开路钻进。
预先配制100方稠搬土浆。池内加足钻井水,加入0.2~0.3 kg/m3的NaOH 和 Na 2CO 3除钙镁离子,使其软化;再加入80~90 kg/m3的搬土,水化8小时。 钻进至设计井深,循环短起下,替入稠浆10方携砂。 循环后用稠浆垫底30方,以保证下套管到底。
5.4 12-1/4"井段钻井液维护要求
开钻前准备好海水搬土浆100方和转化用胶液,检查并更换筛布。
上部使用海水般土浆钻进,控制粘度在35-40s 左右,保持较高的动塑比,依照泥浆性能和振动筛返砂情况,适时适量扫预水化稠搬土浆清洁环空,可加入PF-JFC 调整泥浆粘度和切力。本段主要为滑动造斜井段,可根据滑动造斜段的长短和岩屑返出情况决定转换泥浆体系深度,建议在造斜完毕后转化为宜。
开启除砂器和除泥器,充分利用固控尽可能减少泥浆的含砂量。
在垂深约800米左右,进入馆陶前50米转化泥浆体系。加入XC -H 和PAC -HV 改变泥浆流态,然后补充预先配制的胶液,调整泥浆性能,比重为1.12~1.13SG ,粘度为45~60s ,同时进入馆陶组前加入PF-SEAL 1吨防止渗漏,进入底砾岩前将泥浆调整均匀。
胶液中加入PF -TEX 改善泥饼质量以及增强体系的防塌能力;加入PF -XCH 调整泥浆YP 、Gel 值,尽量维持YP 在设计上限,提高泥浆携砂能力,确保井下干净;加入PF -FLO CAT 和PF -RS -1降低泥浆失水,控制失水在5ml 左右,加入PF -ZP 提高泥浆封堵能力,增强泥饼抗压强度,防止渗漏和粘卡;根据滑动钻进的需要加入PF -LUBE 和PF -BLA 增强泥浆润滑性。
这段钻进过程中开启除泥器,配合使用离心机,清除无用固相,控制体系的MBT 值在较低水平,确保泥浆的流态。
完钻后调整泥浆性能,可以用稀塞和稠塞交替清扫井眼,保证环空干净,进一步提高泥浆润滑性,利于套管的下入。
如发生井漏等特殊情况,按技术手册程序处理。 现场实际性能控制应以驻井工程师保证井下安全为准。 全井段加重使用石灰石。
第6章 固井设计
6.1各井段封固要求
6.2 20"隔水导管固井
下隔水导管结束后,组合内管插入头,下内管,插入并验封,接循环头。 固井前,对固井管线试压15Mpa ×10Min ,压力不降为合格。
先小排量循环,确认正常后,循环1-2周后进行采用拖轮进行固井作业。 本井段水泥浆要求返至泥面。
控制合理的水泥浆和海水的注替速度,以减少环空压差,避免压漏地层。
固井结束后,起内管,如果液面下降,重新插入内管候凝30分钟左右,再试提内管;直到液面不下降为止。 起甩内管管柱,送导管坐底。
6.3 13-3/8"套管固井
按套管编号下13-3/8"套管,套管下深为180m 左右,套管串为:13-3/8"套管浮鞋+13-3/8"套管串。
座20"×13-3/8"环板。固井前,对固井管线试压20Mpa×10Min 。 先小排量10SPM 循环,确认正常后,循环2周后进行固井作业。 本井段设计水泥浆返至井口平台。
控制合理的水泥浆和海水的注替速度,以减少环空压差,避免压漏地层。
6.4 9-5/8"套管固井
下套管到位后,套管内灌满泥浆,接水泥头及固井管线。 先小排量打通,确认返出正常后,循环1.2倍环空井眼容积。 固井泵及固井管线通水试压20MPa×10Min ,合格后进行固井作业。
套管扶正器的基本加放原则:封固段每3根套管至少加1个扶正器,其它井段适当加放。即要保证套管居中度,又要尽量减小下套管摩阻。
固井结束后,碰压20MPa×10min ,放压,检查无回流后拆水泥头。若出现回流,则将回流量顶替到套管内,憋压候凝。
固井作业前,要认真测量泥浆性能和井底温度并按要求认真处理泥浆和采用合适的配
方温度,认真计算先行水、水泥浆及尾随水的量,测算高返速洗井液及低返速替浆的速度,并计算环空当量泥浆比重。
控制合理的注替速度,以减少环空压差,避免压漏地层。 注水泥浆过程中,水泥浆密度应保持稳定。
注水泥和替水泥浆期间,必须有专人监控井口返出的钻井液中是否有水泥浆。 合理调整排量,实现高低双速的紊塞流替水泥浆。
使用海水作为顶替液,使下部套管向井眼上边漂浮以减少套管的偏心程度,提高水泥浆的顶替效率,满足封固要求。
慢替水泥浆时,将13-5/8"套管头两侧的翼阀打开,防止水泥浆返到防喷器内。
第7章 资料录取及测井计划
7.1 资料录取要求
1) 岩屑录井:
只捞取现场观察样,垂深900m --井底,1包/5米。 2) 荧光录井:
井段、间距同岩屑录井;逐包观察岩样的含油气性及荧光湿照、滴照显示特征,详细描述具油气显示的观察结果,记录成册;逐包作QFT 分析。 3) 钻井液综合录井:
(1)自开钻起至井底,用综合录井仪和RESERV AL 气体分析仪连续进行实时检测钻
时、气体、工程、钻井液等各项参数(起下钻、下套管跟踪) ,各参数每米读值。 (2)确保井深、迟到时间等重要数据无误;及时获取MWD 数据资料核对垂深,跟踪对
比,落实好油气显示。
7.2 测井计划
1) 三口井12-1/4"井眼对东营组进行测井作业,其他井段不进行测井。
2)目的层段的测井项目包括:自然伽玛、电阻率、固井质量。如果油藏要求,可加测
套管中子、密度。
3)非目的层段现场有油气显示时,建议加强地质录井,并对其测井。
第8章 井口装置及套管试压
8.1井口装置
防喷器组:
13-5/8" 5000psi 环形防喷器
13-5/8" 5000psi 双闸板防喷器(剪切闸板+闸板) 13-5/8" 5000psi 钻井四通
升高立管: 13-5/8" 5000psi 油管四通: 11" 3000psi 套管头:
13-5/8" 3000psi
防喷器组合方式:环形防喷器+双闸板防喷器(剪切闸板+闸板)+钻井四通。 13-5/8" 5000psi 环形防喷器自重6.4吨, 13-5/8" 5000psi 双闸板防喷器自重6.5吨, 13-5/8" 5000psi钻井四通自重2.2吨,13-5/8" 5000psi升高立管自重3.1吨。
8.2防喷器组和管汇试压
表13-1防喷器组和管汇试压参数
8.3 套管和套管头试压
表13-2套管和套管头试压参数
备注:
1) BOP 试压时,下试压塞至套管头,并确认套管头旁通阀是开启的。
2) 低压试验。每次试压时,先用0.7~2.1MPa (100~300psi )的压力试压5分
钟不漏,再进行高压试验。其目的是防止钻井液高压压实而密封,而低压更容易发现漏失。
8.4 防喷器组和管汇试压次数要求
1) 井口和防喷器组合安装完毕,开钻前进行试压。 2) 每层套管固井后装好井口,开钻前进行试压。 3) 任何防喷器组件进行更换和修理后必须进行试压。
4) 在任何情况下,防喷器组及有关设备都应按照钻井手册和管理体系要求定期试压,一般每隔14天试压一次。
第9章 结论
(1)由于本口井的目的层在东下段,上下部为砂泥岩互层,砂岩以中砂岩和细砂岩为主,粒级为0.05~0.15。中部为纯泥岩段,称之为凹陷低电阻率泥岩段。现场需要配备足够的堵漏泥浆材料,钻进过程中注意防塌,防漏,防涌,防卡。由于E30井与E31,E32两井的井间距离很近,划眼作业时更要注意避免钻穿邻井。
(2)测井作业时, 远离井口, 避免放射性元素伤害身体,测井时间过长,会导致井眼缩小,测井工具对井壁的撞击会造成井壁的泥块坍塌掉落,从而影响下套管作业的进行,因此测井结束后要进行通井,循环。因为平台井口面积狭小,作业范围有限,在井口操作的过程中应注意安全,特别是在钻杆的上扣卸扣过程中,避免液压大钳的猫头绳因扭矩过大而崩裂伤人。起钻过程中,防喷盒由于抱钻杆存在缝隙,司钻操作中上提速度过大会造成泥浆经过钻杆内从缝隙喷出,因此在起钻的时候因控制速度。通井作业要
保证井壁稳定,井眼顺畅,从而保证下套管作业的顺利进行。套管丝扣头拆卸下来后,应涂抹丝扣油,同时避免接扣时丝扣受到碰撞,从而造成接扣失败。固井管汇和BOP 的试压都严格按照要求试压。
(3)目的层砂岩的胶结成分较疏松,砂泥岩地层段在井壁容易形成泥饼及泥块,发生掉落,因此为了确保在井壁周围形成足够的压持力,这就要求控制一个适当的钻井液密度,以维护井壁的力学平衡。录井显示气全量较高的井段,泥浆的密度配比要合适,钻进时要放慢速度,并且多次短起循环,防止泥浆气侵导致密度下降发生漏失现象。对于裂缝性地层,溶洞性地层以及渗透性较高的地层,要密切注意泥浆返出的情况,返出的岩屑尺寸的大小,备足压井泥浆材料,防止异常压力地层段发生溢流及井涌现场。目的层狗腿度较大的井段容易发生键槽卡钻,因此破坏键槽时始终要旋转和活动钻具,向上活动钻具时速度要放慢。
参考文献
[1]中海石油(中国) 有限公司天津分公司技术部, 绥中36-1油田6口调整井井位地质设计
意见书,2006.
[2]SZ36-1-E平台调整井定向井工程设计书, 中海油田服务股份有限公司油田技术事业
部--定向井中心,2005.
[3]钻井工具手册, 石油工业出版社.1998. [4]钻井工程事故处理手册, 石油工业出版社.1998.