logo
专注油气领域
与独立思考者同行

【本周专题:钻井】GeoBalance控压钻井服务

【本周专题:钻井】GeoBalance控压钻井服务

在成熟的深水油田进行钻井作业时,窄压力窗口现象正越来越普遍,这已成为了一个亟待解决的难题。

来自 | Offshore
编译 | 白小明

窄压力窗口的特点是孔隙压力与破裂压力之差很小。当使用常规钻井技术时,井筒压力的微小变化,可能带来钻井作业的巨大成功,也可能造成严重的后果。常见的风险包括井壁失稳、周期性压力变化造成的钻具脱扣、泥浆漏失、抽吸和激动效应,甚至是井涌。尤其当市场环境不紧气时,对失误的严苛要求意味着更需要关注风险。

幸运的是,作业者可以采用控压钻井(MPD)技术解决窄压力窗口问题,该技术可以精确控制整个井筒的环空压力。MPD基本上是一种控制当量循环密度的工具,彻底改变了深水和超深水地区的钻井作业,如巴西、西非、北海和墨西哥湾地区,这些地区使用MPD技术已经超过了10年。连同早期探测井涌的功能,MPD技术帮助作业公司避免窄压力窗口造成的问题。

近日,哈里伯顿在墨西哥湾Mahogany油田为W&T Offshore公司的深水项目提供MPD服务,是使用MPD技术的最新案例,作业水深为113米。作业公司遇到了窄压力窗口难题,由于上部油藏压力枯竭,压力窗口仅为0.12g/cm3。为了安全、高效地钻穿几个地层,且主要是为了避免井壁失稳风险、泥浆漏失和钻井难题,作业公司决定采用MPD技术。

解决方案为采用哈里伯顿最新的GeoBalance控压钻井服务,整个解决方案包括GB Setpoint液压控制系统,它可以提供沿井筒多个点精确的实时数据和流体性能数据,利于精确控制井底压力。该系统在顶替阶段和整个钻井阶段实现了自动化控制和带压循环。

GB Setpoint控制系统由DFG钻井液图形化软件提供技术支持,后者提供一种水力模型,可以实时跟踪流体的密度和流变性能,确保快速计算出维持所需井底流体密度的地面压力。

在这一操作过程中,流体密度通常设计略高于地层孔隙压力,控制系统保证井底压力恒定,以便安全高效地完成井段的钻井,不会出现漏失和井涌问题。该方案要求在循环和停泵期间,控制点的井底压力保持恒定,这种方案有利于避免由井壁失稳和泥浆漏失相关的非生产时间。

实践证明MPD解决方案是成功的。作业团队实现了4段共计2186米盐下地层的安全钻进,钻达总测深5942米。该项目实施过程中避免了重大的风险,MPD技术帮助作业公司不仅实现了既定目标,同时因为钻达了一个新油层而实现了资产价值的最大化。

【本周专题:钻井】GeoBalance控压钻井服务

图1.MPD系统的关键部件:旋转控制设备和节流管汇之间的高压Coriolis流量计

在起下钻期间,保持对操作压力窗口的控制,对控制泥浆漏失和井涌非常重要。水力模型能够实时改变当量泥浆密度,也可以逐步泵入和挤入压井液,从而减少起钻期间需要灌注的泥浆量。这些提效措施降低了钻井时间和泥浆量,从而帮助作业公司降低了成本。

根据设计,该井在该油田有史以来最佳的构造位置钻达了“P”和“Q”砂岩产层,未来在该区域将进行顶部储层的油气采收,水驱效率和油气采收率均较高。虽然在钻枯竭的“P”砂层时遇到了漏失,但很快被缓解,避免了进一步演变成高成本的事故。漏失的快速缓解,得益于作业公司对该油田非常熟悉,以及哈里伯顿团队在问题早期探测方面的经验,这也证明了双方密切合作的价值。

“Q”和“T”砂层钻井及下套管固井后,根据勘探需要在主井筒以下加深了约290米,最终额外发现了“U”砂岩产层,延长了之前未钻穿过的储层的垂直厚度。最终,MPD作业实现了作业公司主要产层的所有目标,共发现了5个油藏总计45米的产层。

展望未来,此次作业的成功将带来更多的钻井机会,包括“T”砂层的外延,在西部“P”和“Q”顶部区域钻一口开发井,以及钻更深的井以开发新的“U”砂层。

除了GeoBalance服务解决方案,对确保此次作业成功同样重要的因素还有详尽的规划,可靠的服务设计和细致的文档材料。

如果不采用哈里伯顿的MPD系统,钻井作业将变得极其困难和充满风险,且成本将非常高。

作业公司指出,由于正确地应用了相关技术,并采用了合理的专业知识,此次作业结果超出了预期,帮助作业公司明确了Mahogany油田丰富的资源潜力。W&T Offshore公司的COO Tom Murphy指出,“A-18井的巨大成功,超出了我们钻前的预期,表明Mahogany油田“T”砂层具有巨大的潜在资源潜力。

本次作业实现了主目标产层的所有目标,共发现了5个油藏总计45米的产层。根据设计,该井在该油田有史以来最佳的构造位置钻达了“P”和“Q”砂岩产层。未来在该区域将实施顶部储层的油气采收项目,水驱特点和油气采收率均较高。

Murphy继续说道,“通过加深钻井,我们确认了当前‘T’砂岩产层以下的圈闭存在油气显示,这进一步扩展了之前未钻穿过油藏的垂直厚度。该井的成功,预示着作业者有望在未来部署一批高质量油气井,包括根据最近这次钻井的数据进行‘T’主砂层的外延,在西部“P”和“Q”顶部区域钻一口开发井,以及钻更深的井以开发新的“U”砂层。”

W&T Offshore公司的总裁兼CEO Tracy Krohn表示,“A-18井帮助公司获取了该重要油藏的第一手岩心数据,该储层岩石的渗透率预计超过1达西,确认了该油藏良好的流动性潜力。”

为了更好地实现MPD技术的自动化和控制性,哈里伯顿正在将BaraLogix应用流体优化服务的密度和流变性单元(DRU)与GeoBalance服务解决方案相结合。DRU本身是一套完全自动化的、紧凑的橇装设备,可实时测量密度和流变性能。为了维持一口井的密度窗口,模拟MPD作业工况包括使用数学公式计算地面压力:

井筒压力–(静液压力+摩擦力+地面压力损失+激动/抽吸压力)=地面压力

静液压力必须对井下流体进行热效应修正,这一点对于深水和高压/高温作业至关重要,因为实际的井底密度会因为流体传热而变化很大。

要创建一个准确的模型,需要精确地测量泥浆温度、密度和流变性能,这些数据对于准确计算、建模和做出决策非常重要,尤其当作业时间非常宝贵时。

反向思考:在绘图后的某一时刻,如果测得泥浆样品温度变低,则可能导致计算流体静液压力时温度修正错误。此外,经常需要处理泥浆体系,稀释或加重,这将大幅改变整体的泥浆性能,最终影响井底压力。在MPD作业中,100psi非预期的压力变化可能导致大家不愿意看到的井涌或漏失。

因此,时间才是关键因素。自动流体性能实时测试,可以带来更精确和可靠的钻井液性能数据,从而可以实现快速建模和做出决策。BaraLogix服务利于准确采集数据,连同GeoBalance服务一起,有望大幅改善MPD作业。

英文原文请点击 (展开/收缩)

未经允许,不得转载本站任何文章:

评论 抢沙发