logo
专注油气领域
与独立思考者同行

CT&MPD联手K.O.高温高压固井作业难题

CT&MPD联手K.O.高温高压固井作业难题

加拿大Fort Liard油田部署了自动控压钻井与流量监测,这有助于保持恒定的井底压力与ECD,消除漏失风险。

来自 | Drilling Contractor
编译 | Tom

伴随着业内对新的石油天然气储量的不断寻找,高温高压探井的数量也在随之不断增长。根据挪威石油工业技术法规(NORSOK),高温高压井的关井井口压力超过69MPa(10000 psi),井底温度高于150℃(302℉)。这些作业条件带来许多钻井难题,大多与地层压力和破裂压力间压力窗口很窄有关。因此将井保持在这压力窗口内是常规钻完井技术的重大挑战。

控压钻井(MPD)技术已被证明能够在窄压力窗口内控制与保持钻井参数。控压钻井包含多种技术,包括控制井口回压(SBP)、流体密度、流体流变性、环空液面、循环摩阻以及井身结构。通过精确控制整个井筒的环空压力,控压钻井降低了钻井的成本与风险。

窄压力窗口给钻井作业带来挑战的同时,也使固井作业复杂化。因此在裸眼段固井作业时需要仔细控制井底压力(BHP),如果要将井底压力安全地保持在适当的压力窗口内,则必须要考虑流体静态与动态的影响。

正如控压钻井在钻井期间控制环空压力一样,同样的技术也能运用到固井过程中,通过调节流体性质与流速,来达到所需的井底压力。通过节流管汇来增加或降低井口回压,可以减少井底压力的变化,并将固井过程中溢流或漏失的影响降至最低。

控压钻井运用于连续油管作业

运营商在加拿大西北地区的British Columbia省Fort Liard附近钻了一口小井眼高温高压探井,预计在固井过程中需要压力控制方案。

此井具有窄压力窗口、复杂的井身结构以及高温高压,这些因素都会危及固井的完整性。井下的高温高压会显著改变水泥浆的流变性,增加水泥固化不完全的风险,水泥可能产生缝隙或通道,或是水泥与井眼间胶结不良。因此固井作业耗时更长,而且会增加固井后气侵的风险。

更复杂的是,此井位置偏远,物流成本极为高昂。设备、物资与人员必须通过直升机运入井场。油藏的复杂性和油田的偏远性使得这口探井成为作业者有史以来最贵的井之一,总花费在2800~3800万美元之间。

作业者求助Weatherford公司,想要其开发一套降低作业成本的固井方案,同时又要保证固井作业的高完整性,并且最大限度减少对油藏的伤害。两家公司的工程代表共同合作,设计出了一套精确控制固井作业压力的方案。

因为这是一口小井眼井,团队决定用连续油管(CT)将水泥浆泵入井底。CT具有多种操作优势与经济优势。由于是连续的管串,因此连续油管省去了常规钻杆所需的接单根时间;较小的直径减小了较大外径钻杆所造成的抽汲激动效应,从而最大限度减少了对地层的伤害;壁厚薄,可灵活选择最优泵速,控制循环时的摩擦压耗。

作业者和服务商选择使用Microflux自动化控压钻井系统来控制连续油管固井作业时的压力。这套系统能够实时监测并自动控制井下溢流与漏失,将井控风险降至最低,并提高固井的作业效率。控制系统包括保持井眼关闭的旋转防喷器和调节井筒返出流体流浪的自动节流管汇。安装在节流管汇上的Coriolis流量计可以测量返出流量,进而及时发现流量的增加或减少。

控压钻井设备创建了闭路循环系统,可以在井漏或溢流时为钻机与井队人员提供更高的安全性。这套控制系统的自动化功能可通过节流管汇迅速改变井口回压,从而调整井底压力,重建井底平衡,同时降低作业风险,并提高作业效率。所有关键参数都被实时记录,并以图形形式展示在电脑显示器上。图1为此作业中涉及的所有设备的的布局流程图。

CT&MPD联手K.O.高温高压固井作业难题

图1.结合了连续油管装置的先进控压钻井技术的流程图

作业程序

团队运用下述流程使固井作业时井底ECD保持不变。

下入连续油管

打开井口抽汲阀,在下入连续油管前,使用油包水钻井液来平衡井口关井压力(SITHP)。当连续油管下入速度为20米/分钟时,油包水钻井液循环速度为0.3立方米/分钟。每500米做一次拉动试验,当下入到裸眼段后,下入速度降到5米/分钟,以减小激动效应。当油管头到达井底时,计算所需水泥体积。

通过连续油管向井筒中替入密度较小的泥浆

在泵入水泥浆前,用1890千克/立方米的泥浆顶替掉井筒中原有密度为2020千克/立方米的压井泥浆(如图2)。监测井底ECD,确保其保持在2015千克/立方米。在替入密度较小的泥浆时,泵速由最初的0.27立方米/分钟逐渐升至最大0.4立方米/分钟,以补偿井眼中环空压耗与静液柱压力的降低。然后施加井口回压,并逐渐增至4000 kPa,从而保持井底ECD恒定在2015千克/立方米。再进行第二次井底至井口的泥浆循环,来确保固井作业前井筒中没有气体。在第二次循环期间,井口回压保持恒定在4000 kPa。

CT&MPD联手K.O.高温高压固井作业难题

图2.泵入密度较小的泥浆期间实时监测井底ECD

通过连续油管泵入水泥

在泵入水泥浆前,先泵入3方(19桶)密度为1910千克/立方米的油包水前置液与油包水隔离液。然后泵入6.84方密度为1885千克/立方米的热水泥浆,用以封固4050~4402米的裸眼段。泵入第一种水泥浆后,以约14.63米/分钟的速度将连续油管从井眼中起出,然后封固下个裸眼段。

下个裸眼段为3825~4050米,用5.59方第二种热水泥浆来封固此裸眼段,这种密度为1910千克/立方米的水泥浆比第一种水泥浆密度大一些。

固井过程中,施加井口回压来保持井底ECD恒定为2015千克/立方米。在泵入第一种水泥浆时,井口回压从3670kPa逐渐增至3839kPa。因为静液柱压力的变化,在泵入第二种水泥浆时,井口回压从3863kPa逐渐降至3360kPa。最后用油包水隔离液,油包水后置液与密度为1890千克/立方米的隔离液以及油包水泥浆来顶替水泥塞。

水泥顶上部循环与水泥候凝

当水泥塞被顶替入环空中,施加3660 kPa的井口回压来保持住水泥塞的位置,并维持井底ECD恒定在2015千克/立方米。当隔离液被循环出井筒,井口回压增至3780 kPa。然后将密度为1890千克/立方米的钻井液循环8小时作为候凝时间,同时保持3780 kPa的井口回压,以维持井底ECD恒定在2015千克/立方米。

标记水泥顶

候凝8小时后,硬化的水泥标高为3772米,缓慢的将连续油管从井眼中起出,而连续油管所占体积用密度为1890千克/立方米的油包水泥浆顶替,以防止产生抽汲效应。

结论

通过在高温高压井的连续油管固井作业中运用自动控压钻井技术,作业者能够保持恒定的井底压力。另外,不管连续油管喷嘴深度的变化以及固井时泵入流体密度的变化,还是顶替作业以及起下钻作业,井底ECD都能保持在2015千克/立方米。此外,实时流量监测消除了井下漏失的风险,并结合恒定的井底压力降低了损害储层的可能性。

有没有采用双级固井,这项技术还提高了泵速,并减轻了井控问题,缩短了非生产时间。井眼状况的稳定以及达到预期的水泥封固段长度,都证实了水泥封固的完整性。通过更少使用加重材料与控压固井技术,不仅降低了作业的总成本,并且没有影响对井底压力的控制。通过节流管汇来控制井底压力还能消除固井时发生欠平衡的风险。最终,在水泥候凝时保持对流量的控制,能够将发生气侵的可能性降到最低,还能提高固井质量。

这项控压固井技术在Fort Liard油田被证明是有价值的。展望未来,这项技术代表了致密地层的高温高压井的钻井与固井有了新的选择,不会再有成本超支以及井筒完整性被破坏的风险。

您也有让人挠头的难题需要解决,或是优质技术想要找应用市场吗?如果有的话,欢迎联系小编微信或邮箱,也许能找到一剂良药。

二丫:131-3255-0596;zhanglingyu@raiborn.com
大安:131-3203-1392;lishian@raiborn.com

For English, Please click here (展开/收缩)

未经允许,不得转载本站任何文章:

二丫
石油圈认证作者
毕业于中国石油大学(北京),油气井工程硕士,长期聚焦国内外石油行业前沿技术装备信息,具有数十万字技术文献翻译经验。如需获取更多技术资料,请联系二丫(QQ295900524;微信13132550596)

评论 抢沙发