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【本周专题:控压钻井】新型MPD&CCS技术克服深水应用挑战(三)

【本周专题:控压钻井】新型MPD&CCS技术克服深水应用挑战(三)

在马来西亚东部沙巴州的海洋钻井作业中,采用传统技术的开发商遇到了许多作业问题,NPT大幅增加。在使用了新型的MPD/CCS技术后,钻井效率大幅提升。

来自 | World oil
编译 | 张德凯

Murphy石油公司是马来西亚东部沙巴州海域主要钻井商,在前期的钻井作业中,由于常规的裸眼钻井技术无法适应该地区复杂条件,发生了大量钻井故障,导致NPT大幅增加。该油田油藏为多层砂岩地层,埋深较浅,在此类地层条件下,常规钻井技术会诱发井涌、钻杆遇阻、循环泥浆漏失、压差卡钻等问题。

控压钻井(MPD)和连续循环系统(CCS)能够显著避免油藏压力诱发钻井问题的发生,配合常规钻井技术,就能安全、高效地钻至指定深度,作业效率大大提高。在使用MPD/CCS进行的13-well MPD钻井作业中,没有发生地层压力诱发问题,钻井效率提高显著;与此同时,利用控压技术,该油田还进行了世界首次的深水控压固井作业。

MPD执行策略

钻井作业中,循环启动和停止过程会导致循环漏失、井涌、井壁坍塌、卡钻、压差卡钻等问题,是NPT产生的主要原因。MPD/CCS钻井方案的最主要特点就是保持泥浆泵连续运转,从而创造一个安全、简单、高效的MPD作业环境。如图3所示,在CCS系辅助下,钻杆MPD连接过程中BHP变化仅为±5psi,压力掌控非常精准,确保不会发生压力剧烈变化引起的作业问题。此外,MPD/CCS系统还会在连接过程中施加额外压力100psi,弥补在钻杆连接过程中的ROP和RPM损失。

【本周专题:控压钻井】新型MPD&CCS技术克服深水应用挑战(三)

图3.井深3108m,套管尺寸8-1/2in×9-1/2in,泥浆比重9.3ppg

CCS是钻杆连接过程中MPD控制井筒压力、避免压力剧烈波动的首要控制因素,使用MPD/CCS系统能够确保裸眼井段钻进及钻杆连接过程中ECD保持恒定,提高钻井效率。另外,与常规钻井标准或是上一代MPD技术不同,新型MPD/CCS系统无需重新建立稳态循环设计模拟,作业更加简便。

一旦成功建立连续循环状态,MPD系统即可建立油藏压力、破裂压力分布曲线。利用该数据,可以在PP/FG窗口内建立动态连续BHP控制。MPD技术当前主要用于动态流量检测、动态FIT/LOT测量、挤压堵漏材料(LCM)、井涌/漏失检测、井筒动态控制以及CBHP方案、MPC的执行。

井控方案的执行由MPD动态井控功能完成,在MFI/MFO相等之前BHP会持续增加,当MFI/MFO持平后,MPD停止泥浆注入并将其循环至地面,泥浆排出通过BOP完成,整个过程无需关井。

油藏孔隙压力变化趋势是油藏枯竭或过压的主要指标,根据最高孔隙压力即可确定当前MPD钻井泥浆是处于过平衡还是欠平衡状态,随后即可做出相应调整。

钻井压力窗口最低压力边界值受到油藏孔隙压力、最低井筒稳定压力影响,其中数值更高者影响较大(通常后者数值更大)。当发生泥浆漏失问题时,通过执行动态MPD FIT/LOT或动态MPD流量检测,即可获得最高压力边界值。

例如,在某口井的钻井作业中,MPD FIT为11.5ppg EMW,存在正常可用的泥浆比重窗口,如图4所示。由于泥浆比重达10ppg,ECD数值很高,因此将泥浆比重调整为9.6ppg。在随后进行的油藏底部钻井作业中,LWD测量工具显示油藏地层孔隙压力为7.23ppg。

【本周专题:控压钻井】新型MPD&CCS技术克服深水应用挑战(三)

图4.钻井操作及MPD作业压力窗口

当MPD监测到泥浆漏失,泥浆比重随即降低至9.4ppg,在接下来8m的钻进过程中泥浆回流量明显增加,MWD定向测量过程中ECD也降低至10.3ppg以下。在MWD测量完成后,ECD保持在10.3ppg EMW以上,防止地层液体回流如井筒。当钻进如油藏地层后,油藏孔隙压力升高至9.62ppg,如果继续增加ECD至10.6EMW以上,油藏区块B内将会发生泥浆漏失问题。

控压固井

在该井井眼尺寸为8-1/2in的井段,钻井作业由动态欠平衡MPD和动态MPD过平衡EMW完成。由于油藏顶部存在泥浆漏失问题,必须进行动态MPD流量监测。结果显示,该区域的地层破裂压力梯度为10.52ppg。随后,在漏失地层的MWD测量过程中,ECD降至10.3ppg以下,发生了油藏液体回流问题,导致钻井窗口仅为0.2ppg EMW,也就是油藏液体回流与泥浆漏失压力差值为88psi。此外,当ECD超过10.6ppg EMW时,油藏B发生渗透漏失问题。

由于压力窗口较窄,为了维持枯竭油藏段的压力恒定,必须实现该区域的BHP精确控制。在此次作业中,现场数据的获得对于MPD技术应用来说非常重要,是防止固井过程中油藏液体回流及水泥漏失的重要环节。

在此次智能注水井钻井作业中,固井作业主要有两个目的:

1.将枯竭地层A与注入地层隔离;
2.如果A区域或尾管挂上部不能完成水泥固井,要避免使用额外的尾管设备,降低成本。

在确定常规固井方案不能满足作业目的后,作业团队在钻井作业过程中进行了MPC作业讨论,并对方案进行了一定的修改,这也是业界首次成功进行深水MPC作业的执行案例。在此次深水作业中,由于压力窗口仅为88psi,且液体流动性高,钻井难度极大。但MPD/CCS圆满地完成了钻井任务。

快速、主动的MPC计划跟踪能够准确识别关键任务,通过使用MPD技术最终完成了固井作业。方案改变后,首要作业目标是固井作业模拟、建立ASBP背压&泵注计划,随后根据固井方案及MPD水力模拟结果,作业人员建立了MPD固井流程。此外,为了更加安全、高效地完成MPC作业,还建立了紧急情况应变计划,并对MPD系统进行了定制化改造。

作业计划还包括下入尺寸为7in的尾管,主要用于防止压力剧烈波动、泥浆漏失、气体膨胀等问题。当尾管坐封后,通过执行预先制定的泵注和MPD ASBP背压方案,将井筒转变为欠平衡状态,达到恒定BHP的目的。

通过控制多种液体梯度实现了井筒压力控制,作业人员还完成了尾管固井作业。同时,在固井作业完成后,操作人员降低了ASBP,将井筒状态由动态MPD欠平衡状态调整为静态过平衡状态。随后坐封了尾管封隔器,并进行了验封,多余的固井水泥通过循环排出了井筒。

MPD/CSS 技术优势

MPD/CCS技术已经成功完成了深13100m井的钻探工作,在钻杆上共安装了60个CCS短接进行斜井段、水平段的回扩钻进作业。整个项目共使用939个CCS短接,成功率达99.5%,CCS的平均连接时间仅为10min,整个钻杆的联接时间也仅为18min。

作业结果显示,MPD/CCS技术对井筒、油藏压力等实时数据的理解更加透彻,能够有效避免压力诱发的钻井故障,保证作业安全性和效率,还能在一定程度上避免无效钻井作业。

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