YD油田Y26ST井控制压力钻井技术
张华卫1, 郭京华2, 庞小旺2, 赵向阳1, 赵国权3    
1. 中国石化石油工程技术研究院,北京 100101;
2. 中国石化国际石油勘探开发有限公司,北京 100029;
3. 中国石油川庆钻探工程有限公司,四川成都 610051
摘要:YD油田Y26井在钻进Kazhdumi组地层时有大量沥青和硫化氢侵入,造成井涌与井漏并存的井下复杂情况,采取多种方法处理未见效果,被迫临时弃井.Y26ST井为Y26井的侧钻井眼,基于原井眼沥青侵处理过程中获得的经验与教训,针对侧钻要求,开展了控制压力钻井技术适应性评价和控制压力钻井风险分析,并形成了Y26ST井控制压力钻井技术方案.侧钻过程中,根据实际情况,依次采用了井底恒压和加压泥浆帽2种控制压力钻井方法,有效控制了井筒内的压力分布,降低了沥青侵、油气侵和井漏等井下复杂情况对钻井工程的危害.Y26ST井顺利钻穿Kazhdumi组湿沥青层段,成功下入尾管并固井.控制压力钻井技术在Y26ST井的成功应用,为活跃沥青层长裸眼安全钻进提供了新的技术手段.
关键词控制压力钻井    泥浆帽    井底压力    Y26ST井    YD油田    
Managed Pressure Drilling Technique in the Well Y26ST of YD Oilfield
Zhang Huawei1, Guo Jinghua2, Pang Xiaowang2, Zhao Xiangyang1, Zhao Guoquan3    
1. Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering,Beijing,100101,China;
2. Sinopec International Petroleum Exploration & Production Corporation,Beijing,100029,China;
3. CNPC Chuanqing Drilling Engineering Company Limited,Chengdu,Sichuan,610051,China
Abstract:Large volume of bitumen and hydrogen sulfide flew into Well Y26 in the YD Oilfield while drilling into the Kazhdumi Formation,which resulted in the complexity of coexisting well kicks and lost circulation. Some methods were used to kill the well,but they were all unsatisfactory. Finally,the well was temporarily abandoned. Well Y26ST is a sidetracked hole of Well Y26. On the basis of experience gained from handling the bitumen in the original borehole,assessments for applicability and risks related to managed pressure drilling were conducted,so as to generate a drilling program for Well Y26ST. To cope with the kick of formation fluids during drilling,the methods both constant bottom hole pressure and pressured mud cap were used during sidetracking operation,the borehole pressures was controlled effectively,the invasion of wet bitumen,heavy oil and gas was minimized,lost circulation and other troubles in drilling were also avoided. Well Y26ST was penetrated the wet bitumen interval and cemented with liner successfully in Kazhdumi Formation,which shows that success of managed pressure drilling in Well Y26ST can provide a reference for drilling a long open-hole interval within active bitumen formation.
Key words: managed pressure drilling    mud cap    bottom hole pressure    Well Y26ST    YD Oilfield    

Y26井为YD油田部署在构造翼部的一口四级井身结构评价井,钻至井深3 658.00 m后,井下发生沥青侵、硫化氢侵,井涌、井漏情况非常严重,采用多种常规技术处理未见效果,卡钻后不得不临时弃井,井下埋钻具899.00 m,鱼顶位置2 093.50 m。为解决该问题,在Y26井底侧钻Y26ST井。为了降低Y26ST井的钻井风险,应用了控制压力钻井技术,并取得成功。

1 Y26井沥青侵处理概况及认识 1.1 Y26井沥青侵处理概况

Y26井三开井段使用φ212.7 mm钻头,钻至井深3 618.00 m进入中生代白垩纪的Kazhdumi 组地层,继续钻至井深3 626.00 m时有沥青侵入钻井液,由于没有检测到硫化氢,采用常规强钻方案钻至井深3 658.00 m时,发生井涌并检测到硫化氢。多次压井未获成功,损失密度1.30~1.50 kg/L的压井液1 299 m3。采用带压起钻和井口平推高密度钻井液方法起出原钻具,下入光钻杆进行压井堵漏作业。先后进行6次堵漏作业,都不能完全解决漏失和井涌问题。钻具被卡,爆炸松扣起出部分钻具,经过3次打水泥塞作业才完成该井的临时弃井作业。Y26井处理沥青侵总计耗时38 d。临时弃井后Y26井的井身结构如图1所示。

图1 临时弃井后Y26井的井身结构 Fig.1 Casing program of Well Y26 after temporary abandonment
1.2 处理沥青侵获得的认识

通过Y26井沥青侵处理实践,可以得到以下几点认识[1,2]

1) 发现溢流时溢流量并不大,但循环返出大量沥青,可能是钻遇裂缝性或溶洞型地层而发生了严重的重力置换;

2) 无论是低密度(1.30 kg/L)钻井液还是高密度(1.50 kg/L)钻井液,都不能阻止沥青进入井筒;

3) 发生严重漏失后,无论采用常规堵漏配方还是化学堵漏配方、甚至用水泥堵漏,都不能彻底封隔漏失层;

4) Kazhdumi组地层是上部Sarvak组油层的生油层,部分区域可能由于欠压实作用,造成骨架应力比较低,上覆地层的压力部分转化为流态沥青侵入井眼的动力,并且压实不充分,钻井液容易进入该层,形成沥青的重力置换;

5) 沥青侵入造成井筒内压力分布复杂,压井过程中可能压漏了上部薄弱地层,造成地下井喷。

通过处理沥青侵还认识到:一旦井筒压力严重失衡,出现钻井液漏失、沥青侵、油气侵和硫化氢侵共存等井下复杂情况,常规钻井就难以为继。为降低YD油田沥青层的钻井风险、提高钻井成功率,必须采用新的钻井工艺技术。

2 控制压力钻井适应性评价

控制压力钻井技术主要通过对井口回压、流体密度、流体流变性、环空液面、水力摩阻和井眼几何形态的综合控制,使整个井筒的压力维持在地层孔隙压力和破裂压力之间,实现平衡或近平衡钻井,有效控制地层流体侵入井眼,减少井涌、井漏、卡钻等井下复杂情况,非常适宜在孔隙压力和破裂压力窗口较窄的地层作业[3,4,5,6,7]。根据YD油田的地质情况,以采用恒定井底压力法和加压泥浆帽法为宜。

2.1 恒定井底压力法

恒定井底压力法控制压力钻井是通过环空水力摩阻、节流压力和钻井液静液柱压力来精确控制井眼压力的方法。保持井底压力恒定就是对钻井液当量循环密度进行精确控制,在钻进、接单根或起下钻过程中均维持一个恒定的环空压力,实现近平衡钻井。停泵时,环空压力损耗消失,在井口施加水力回压,而开泵时环空压力损耗出现,则停止施加井口回压,这一操作使井筒压力更为恒定,从而有效避免了开停泵时压力变化造成井涌—井漏的恶性循环。通常情况下,当地层破裂压力或漏失压力接近孔隙压力(即压力窗口窄)时,才会采用该控制压力钻井工艺[8,9,10,11]

可以根据式(1)计算环空的压力损耗,或根据低泵速试验结果进行反推。

式中:pA为环空压耗,MPa;ρm为最大钻井液密度,kg/L;μp为钻井液塑性黏度,Pa·s;H为井深,m;Q为钻井液排量,L/s;Dh为井眼直径,cm;Dp为钻杆外径,cm。

正常循环钻进时,井底压力等于环空静液柱压力与环空压力损耗之和;节流循环时,井底压力等于环空静液柱压力、环空压力损耗与井口回压之和。

停开泵过程中,分3~5步阶梯式调整排量和井口回压,以减小接单根时的井底压力波动。起下钻过程中,计算抽汲压力和激动压力,适当调整井口回压,保持井底压力在可控范围内。

对于Y26ST井,在没有硫化氢的情况下,按设计的钻井液密度进行恒定井底压力法控制压力钻进,溢流后不关井,而是通过循环节流逐步调高套压的方法控制溢流,并验证漏失压力。若没有压稳地层,同时发生漏失,则进行强钻;若压稳地层又不漏失,则调整钻井液密度,不控制回压,保持井底压力大于地层压力约0.6 MPa。接单根、起下钻时按“钻井泵—压井管汇—四通—节流管汇”的流程施加回压,回压等于环空压力损耗,保持井底压力恒定。

2.2 加压泥浆帽法

加压泥浆帽法控制压力钻井,是指在泥浆帽钻井技术的基础上,从地面向钻杆和套管之间环空注入高密度钻井液,以保证钻杆和套管之间环空的井口压力在可控范围内的一种控压钻井方法。具体做法是,从钻具内注入低密度钻井液(即牺牲液),同时从环空泵入加重钻井液(泥浆帽),牺牲液携带钻屑进入漏失地层,高黏、高密度的泥浆帽用于调整井筒压力,并防止气体滑脱上升。因此,在进行加压泥浆帽钻井作业时,即使所有钻井液都已漏失,也能很好地实现井控[12,13,14,15]

对于Y26ST井,如果钻井液沥青侵入量很大,硫化氢浓度超标并且循环失返,则尝试采用加压泥浆帽控制压力钻井方法。在环空中注入一定量高密度钻井液,但是相比平衡地层压力所需的钻井液密度要偏低。钻进期间关闭环空,通过井口套压指示对井下情况进行判断。

3 Y26ST井控制压力钻井技术方案 3.1 控制压力钻井风险及对策

Y26井钻至Kazhdumi组沥青层,油气侵严重,同时发生了严重漏失,无法建立正常循环;从井口返出的油气中含有硫化氢,压井过程中硫化氢最大浓度达40 000 mg/L。面对如此复杂的情况,从人员、设备、钻井液到下尾管、固井等多方面对控制压力钻井进行了风险分析,并提出了应对措施。

3.1.1 人员安全

主要风险:1)如果从井口返出的油气中含有高浓度硫化氢,会对施工人员的人身安全构成严重威胁;2)关键岗位的人员需带呼吸器作业,连续施工情况下人员极其疲劳,施工人员的精神状态下降,安全风险增大。

应对措施:1)保持钻井液pH值大于10,同时要加足除硫剂碱式碳酸锌;2)迅速钻穿Kazhdumi组地层的沥青层段,提前下入中间套管,争取短时间内完成进尺;3)确保呼吸器的数量并保证性能可靠;4)监测到硫化氢之后,当班人员全部佩戴呼吸器作业,其他人员撤离至紧急集合地点;5)如果漏失严重但套压不高,可以保持井口关闭,间歇性地进行环空放浆排污,及时补充高密度钻井液,保持环空套压在安全范围内,条件成熟的时候逐步降低套压至0;6)钻井过程中采用泥浆帽钻井,防止硫化氢从井口溢出。

3.1.2 设备安全

主要风险:1)硫化氢对钻具腐蚀大,易造成钻具“氢脆”,而且“氢脆”断裂的钻具很难打捞,导致井下情况更加复杂;2)控制压力钻井设备的工作要求是硫化氢浓度小于50 mg/L。

应对措施:1)定期将井底钻具和井口钻具倒换;2)每次起钻时用清水清洗钻具,对上部钻具接头1 m附近的部位进行探伤检查;3)维持钻井液的高pH值;4)研究“氢脆”的机理,通过探测硫化氢溶解度并采取相应措施来减小“氢脆”的可能;5)备足旋转控制头的胶心,以便及时更换胶心。

3.1.3 钻井液

主要风险:1)由于钻井液供应能力有限,只能以低排量维持加压泥浆帽钻进,但要能达到携岩要求;2)钻进中如果漏失造成钻井液消耗量大,存在供给不足的风险。

应对措施:1)采用加压泥浆帽法钻井时,岩屑随牺牲液进入漏层,井内油气流体的润滑作用有利于防卡,同时钻进中要注意扭矩、摩阻等参数的变化,强化划眼、注入稠浆等措施,避免发生卡钻;2)提前配制足量钻井液,钻进中间歇泵入稠钻井液塞改善携岩效果,尽量使用低排量,保证能冷却钻头即可;3)用稠浆扫井眼,监控好钻井参数(如扭矩、泵压、套压)的变化,防止埋钻具;4)考虑适当降低钻井液密度,保证钻井液量的供给。

3.1.4 下尾管及固井

主要风险:1)在沥青侵严重的情况下,尾管很难下到井底;2)沥青侵影响固井质量;3)漏点的存在,使得水泥浆不可能达到正常返高;4)φ177.8 mm尾管和φ244.5 mm套管间隙太小,挤水泥作业操作困难;5)库存没有回接筒,如固井不符合试压要求,无法进行回接作业。

应对措施:1)采用钻具模拟,根据所需要的下套管时间,起钻再下入套管,如果钻具遇阻或开泵困难,相应地调整钻井液性能以处理井眼,直至能够满足下尾管要求再起钻下套管;2)顶部封隔器的方案可以解决上部封隔的问题;3)尽量细化挤水泥方案,最后可以考虑在悬挂器顶部打水泥塞,重新钻穿后恢复钻进。

3.2 控压设备与井口装置

控制压力钻井设备主要包括旋转控制装置(旋转控制头)、节流控制系统和回压泵等[7]。回压泵可用钻井泵或水泥车代替。旋转控制头是控制压力钻井的核心设备,由底座、轴承总成、胶心、旁通阀和动力站等部分组成。轴承总成与底座之间靠高压动密封组件来实现旋转密封。胶心是密封钻具与井眼之间环形空间的主要部件。YD油田选用的旋转控制头为SLXFD35-35型,主要参数为:高度1.78 m,动态(旋转)时额定压力17.5 MPa,静态时额定压力35.0 MPa,额定转速100 r/min。旋转控制头与常规防喷器配套使用,Y26ST井的井口装置从下到上的顺序为:套管头+FS35-70型钻井四通+FZ35-70型变径闸板防喷器+FS35-70型钻井四通+2FZ35-70型双闸板防喷器+FH35-35型环形防喷器+SLXFD35-35型旋转控制头。

3.3 Y26ST井控制压力钻井实施方案

对比YD油田Kazhdumi组地层的压力分布情况,Y26ST井Kazhdumi层的地层压力系数为1.60 左右。

3.3.1 井底恒压控制压力钻井阶段

钻开Kazhdumi组地层的钻井液密度为1.65 kg/L。在钻进或循环过程中施加0~2.00 MPa井口回压,在接立柱或因故停止循环时通过压井管汇在地面循环,施加3.45~5.51 MPa井口回压。如果在该参数下仍有明显的沥青侵入,应适当调高钻井液密度。控压钻进和接立柱过程中的循环流程分别见图2图3

图2 控压钻进过程中的循环流程 Fig.2 Circulation during MPD

图3 接立柱过程中的循环流程 Fig.3 Circulation when making a connection of drill pipe

为避免接立柱或因故停止循环使井底压力减小,沥青侵入严重,造成循环后有严重的后效,直接排放受污染钻井液至大循环池,尽量做到全井循环和地面循环无缝衔接,宜采取以下措施:

1) 将一台钻井泵单独与压井管汇相连接作为回压泵,同时不影响正常的钻井液循环。

2) 在每次停泵前,打开压井管汇与四通间的阀门;然后司钻启动回压泵,分步调小钻井用双泵之一的泵冲(每次调小10~20冲),同步调高回压泵的泵冲(每次调高10~20冲);完全关闭其中一个钻井泵之后,再分步调小另一台泵的泵冲,控压人员同时调整节流阀开度,在停泵后,节流回压等于循环时的环空压耗值。开泵时先分步调小回压泵泵冲(每次调小10~20冲),同时调高一台钻井泵的泵冲(每次调高10~20冲);关停回压泵后,由专人关闭四通与压井管汇前的闸阀,同时司钻调高另一台钻井泵的泵冲,控压人员调大节流阀开度,在将泵调至钻进排量后,节流回压等于钻进时的回压。

3) 做低泵冲试验时因无法施加回压,要动作迅速,缩短无回压的时间。

3.3.2 加压泥浆帽钻井阶段

如果在井底恒压钻井过程中出现钻井液失返性漏失,控制压力钻井方式从井底恒压转为加压泥浆帽方法。其中,牺牲液使用1.10~1.20 kg/L钻井液,环空使用1.80~1.90 kg/L压井液,控制井口环空压力在 3 MPa 以内。

4 Y26ST井控制压力钻井施工 4.1 井底恒压控制压力钻井阶段

使用φ212.7 mm钻头钻进至井深3 682.00 m时,经确认已进入Kazhdumi组地层。钻井液采用含有随钻堵漏材料的欠饱和盐水体系,进口密度1.65 kg/L,出口密度1.64 kg/L。继续钻进至井深3 687.98 m,机械钻速从1.02 m/h提高至2.54 m/h,钻井液出口密度不断下降,从1.64 kg/L降至1.36 kg/L,钻井液总池体积增大0.71 m3,全烃值100%。打开MPD节流阀转为井底恒压控制压力钻进,施加回压4.14~4.83 MPa,钻井液入口密度保持为1.65~1.68 kg/L,测得出口钻井液密度为1.36~1.45 kg/L。由于进出口钻井液密度相差较大,全烃值始终为100%,钻井液总池体积持续增大,推测井底压力不能平衡沥青层压力,提高控制压力钻井回压至4.83~5.51 MPa,钻至井深3 689.19 m时,钻井液突然失返,立压从20.68 MPa降低至15.17 MPa,套压缓慢从5.51 MPa降低至0 MPa,而后尝试以小排量建立循环,依然无钻井液返出。推测原因,可能是沥青层漏失或是回压太大,导致上部地层压漏。

4.2 堵漏和漏点查找阶段

发生失返性漏失之后,现场尝试使用堵漏实现循环,恢复井底恒压控制钻井。分别将钻头或光钻杆下至井底进行了3次堵漏作业,下至上部裸眼进行了2次堵漏。在堵漏施工中,采用控制压力钻井设备保持井口关闭,套压无明显升高;开井循环观察,返出大量油气,间歇性返出硫化氢气体,浓度最高达40 000 mg/L。这说明堵漏施工没有效果,并且漏层的漏失很严重。

为了更好地转换为加压泥浆帽控制压力钻井方式,现场进行了一次井温测井,以查找漏层。井温测井显示,套管鞋处存在明显的井温变化,判断为漏层。Y26ST井底的Kazhdumi组地层由于仪器限制没有测到。

4.3 加压泥浆帽控制压力钻井阶段

由于井队配浆能力有限,而且无其他钻井液供应途径,控制压力钻井不能连续进行,当钻井液消耗至预留量(30 m3)时,停止钻进,泵入稠浆,短起至套管鞋处,期间加紧配制钻井液。

采取配制1.50~1.60 kg/L钻井液、钻进时在循环罐用清水或污水池内污水加胶液稀释的方法,增加牺牲液体积。最初,牺牲液密度为1.35 kg/L,后根据实际钻进情况调整为1.20~1.10 kg/L。在满足携带岩屑和井底清洁的要求下,应选取较小排量(排量为15.8~18.9 L/s),以延长钻进时间。

第一次钻进。牺牲液密度为1.35 kg/L,钻压控制在70~90 kN,扭矩为8~10 kN·m,转速为80 r/min,排量为18.9 L/s,机械钻速在2.0 m/h左右。定期泵入稠浆清洗井底,携带产生的岩屑进入漏层,立压和套压变化不大,钻进情况良好。为了降低钻井液消耗,延长钻进时间,逐步将密度降至1.20 kg/L。后用污水钻进,扭矩有所升高。该次钻进10.0 h,进尺20.30 m。

第二次钻进。牺牲液密度为1.15~1.20 kg/L,排量为18.9 L/s,钻进10.6 h,进尺19.34 m。钻进期间套压始终为0,并且环空液面下降很少。

第三次钻进。牺牲液密度为1.15~1.20 kg/L,排量为15.8 L/s,维持钻进13.6 h,进尺35.18 m,钻进期间曾打开控制压力钻井节流阀节流放排6.5 h,套压2.75~3.79 MPa,井口返出液由较稠的沥青变为流动性较好的油,含有较大量气体,点火后火焰高度2~3 m,排污口测得硫化氢浓度最高达8 000 mg/L。关井后,套压10 min内升高至6.89 MPa,环空平推1.95 kg/L钻井液20 m3,套压降至1.58 MPa,继续钻进。

第四次钻进。下钻到底,牺牲液密度为1.10~1.15 kg/L,排量为15.8 L/s,维持钻进13.75 h,进尺27.00 m,平均钻速1.96 m/h,钻至完钻井深3 800.00 m。

采用加压泥浆帽法控制压力钻井实现进尺101.81 m,顺利穿过活跃沥青层,并预留了固井“穿鞋”深度,完成了该开次的钻进。

4.4 通井下套管和固井阶段

通井后下套管作业,尾管下至井深1 482.00 m,环空平推密度1.95 kg/L钻井液8 m3,继续下至井深2 033.00 m时,环空平推密度1.95 kg/L钻井液8 m3,接尾管悬挂器,然后关闭井口,采用控制压力方法下套管至井深3 800.00 m,释放悬挂器,接固井地面设备和管线进行固井作业,固井作业结束后顺利起出送入钻具和中心管。

5 结论与建议

1) 控制压力钻井技术可以通过灵活调节井口回压控制井底压力,实现带压钻进,为沥青层的安全钻进提供了很好的解决思路。通过调节井口回压大小,控制钻井液总池体积和立压稳定,进而尽量维持井底压力稳定,实现井底恒压钻进。

2) Y26ST井实现了控制压力钻进、控制压力循环、控制压力接立柱,及控制压力起下钻、控制压力注水泥等工艺。

3) Y26ST井采用加压泥浆帽法强钻沥青层获得成功,为长裸眼段漏喷同存、流体中含有硫化氢的活跃沥青层钻进提供了新的技术思路。

4) 为更好地掌握沥青侵入后钻具与套管环空的压力分布,建议开展沥青侵入机理和运移规律研究。

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文章信息

张华卫, 郭京华, 庞小旺, 赵向阳, 赵国权
Zhang Huawei, Guo Jinghua, Pang Xiaowang, Zhao Xiangyang, Zhao Guoquan
YD油田Y26ST井控制压力钻井技术
Managed Pressure Drilling Technique in the Well Y26ST of YD Oilfield
石油钻探技术, 2015, 43(03): 35-40
Petroleum Drilling Techniques, 2015, 43(03): 35-40.
http://dx.doi.org/10.11911/syztjs.201503007

文章历史

收稿日期:2015-02-08
改回日期:2015-04-16

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