又喷又漏地层钻塞与封隔器完井技术在Gir-21井的运用

1、又喷又漏地层钻塞与封隔器完井技术在 GIR-21井的运用 项培军 1邓如明 2余江青 3(1中国石油川庆钻探钻采工程技术研究院 2土库曼分公司钻采服务中心 3中国石油川庆钻探川东钻探公司 摘 要 :Gir-21井 是 土 库 曼 斯 坦 阿 姆 河 右 岸 亚 胜 杰 佩 气 田 基 尔 桑 构 造 东 高 点 的 一 口 详 探 井 , 在 3475.593493.41m井段钻井中发生严重井漏,压力窗口很窄,井漏和溢流交替出现,累计漏失泥浆与堵漏 浆 2143.3m 3、堵漏水泥浆 470.3m 3。由于无法继续钻进打水泥塞暂时封闭,为达到投产和录取资料目的, 后重新钻开水泥塞并下封隔器完井

2、管柱提前完井。通过对前期井下复杂处理的充分分析,针对钻塞后可能 出现的不同状况制定了完善的控制技术措施,整个作业中保持 6-8m 3/h的排量连续灌浆,始终保持液面在 井口。通过试油取得了地层真实的流体性能、产能和压力、温度资料,获得了高产油气流。关键词:井漏 溢流 压力窗口 钻塞 完井 试油一、钻井井漏及处理情况Gir-21井是位于土库曼斯坦阿姆河右岸亚胜杰佩气田基尔桑构造东高点的一口详探井,钻探目的是探 明南断块卡洛夫-牛津阶层位含气情况及储量规模。 95/8 +97/8技术套管下至 3469.98m ,岩性高伽玛泥 岩层。2010年 1月 1日用 81/2钻头、密度 1.87g/cm3钻

3、井液四开钻进至 3475.59m 发生严重井漏,先后用密 度 1.871.75g/cm3、 浓度 10%26%堵漏泥浆堵漏 8次未果, 改用水泥浆 26m 3(密度 1.86g/cm3、 水泥 40t 堵漏成功。1月 10日,钻至井深 3477.70m 明显放空,井漏失返(钻井液密度 1.84g/cm3 ,用密度 1.84g/cm3、浓 度 20%堵漏泥浆 24m 3和浓度 38%的 3H 堵漏泥浆 21.5m 3堵漏, 出口见返。 1月 11日, 下放钻具放空 1.77m 至井深 3479.47m , 随即关井观察, 套压 1.8MPa 。 用密度 1.82g/cm3泥浆控压循环压井, 套压

4、最高达 36.5MPa , 点火火焰高达 15m ,反注密度 1.85g/cm3、浓度 28%堵漏泥浆 20m 3,其后用水泥浆 175m 3(密度 1.89 1.87g/cm3、水泥 235t 堵漏成功。3月 1日,用密度 1.70g/cm3钻井液,钻水泥塞完继续钻进至井深 3480.94m 发生井漏,其后钻进过程 中漏速增大, 至井深 3488.61m 发生溢流; 然后正反挤密度 1.70g/cm3、 浓度 20%的堵漏泥浆压井堵漏未果; 改用水泥浆 62m 3(密度 1.90g/cm3、水泥 90t 堵漏成功。4月 30日,用密度 1.72g/cm3钻井液钻水泥塞至井深 3476.00m

5、 ,全烃最高达 77%,承压试验 3.5MPa , 作者简介:项培军(1968- ,高级工程师, 1993年 7月毕业于西安石油学院采油工程专业,现在川庆钻探钻采工程技 术研究院,主要从事试油测试与封隔器完井方面的研究与技术服务工作。地址:(618300四川省广汉市中山大道南二段 88号。电话:(0838 5152169钻水泥塞至井深 3488.00m 间断放空,用密度 1.72g/cm3、浓度 15%堵漏泥浆 21m 3堵漏未成功,随后 2次用水泥浆 161m 3(密度 1.88g/cm3、水泥 230t 堵漏成功。根据每次钻开又出现漏、 喷的危险局面, 仍然不能达到继续安全钻进的条件, 遂

6、下 7套管至 3472.06m 提前固井。5月 22日, 用 57/8钻头, 密度 1.70g/cm3钻井液钻水泥塞至井深 3483.59m , 间断放空至井深 3488.48m 发生井漏,继续钻进至井深 3493.41m 漏速增大至 24.7m 3/h。正挤密度 1.70g/cm3、浓度 15%堵漏泥浆间断 失返。5月 23日注入密度 1.89g/cm3的水泥浆 46.3m 3(水泥 70t 打水泥塞,候凝 48小时, 5月 25日探得水 泥塞面 3430.06米(井身结构见图 1 ,试压合格,暂时封闭。本井自 2010年 1月 1日至 5月 25日,钻井中处理井漏、溢流累计漏失泥浆(含堵漏

7、浆 2143.3m 3、 消耗水泥浆 470.3m 3(水泥 665t 。 图 1 Gir-21井井身结构示意图二、 钻塞与完井试油一体化方案的研讨及制定通过对钻井中井漏和溢流的处理分析,判断该井钻遇了断裂带附近的主裂缝,且溶洞极其发育,喷 漏同层、压力窗口几乎为零、气液置换严重,每次堵漏后钻进又出现漏、喷的危险局面,不能达到继续安 全钻进的条件,虽然未钻达目的层,但在处理井漏和溢流过程中,确定有良好的油气显示,于是决定对该 层进行钻塞与封隔器完井试油一体化作业。为了保证井控的安全,制定出如下钻塞、下完井管柱作业程序 和可能出现的不同井漏情况下的处置程序。1. 钻塞正常,不喷不漏的处置程序1在

8、水泥塞面 3430m 充分循环降低泥浆密度至 1.65-1.66g/cm3;2钻进至 3471m (管鞋 3472.06m 后,把排量从 15L/S降至 8-10L/S后再继续钻塞;3钻水泥塞至井深 3481m ,上提至 3460m 小排量循环观察;4循环正常后,继续钻塞至 3493m 停钻(井深 3493.41m 充分循环,无漏失和气显示后,进行短程 起下钻作业;5在管鞋静止观察 35小时后,下钻至 3493m 循环 2周以上;6循环正常后,带泵(排量 5-8L/S起钻 10柱,再进行正常起钻,起钻作业采取专罐连续灌浆。 2. 钻塞发生小漏的处置程序1降低排量继续钻塞至 3493m ,上提至

9、 3465m 以上,小排量(8L/S以下循环观察 34小时,测准 循环漏速和漏失量;2短时间静止观察液面,不在井口,马上连续返灌,测准静止漏速和漏失量;3无法准确测定静止漏失量情况,采取以 5-6 m3/h的泵速连续返灌 3-4小时,并观察各种显示情况, 包括悬重和井口液面等;4 若静止漏速小于 5-6 m3/h, 则按大于漏失量或者 6-8m 3/h泵速连续吊灌起钻, 并使用专罐连续灌浆。 3. 钻塞发生大漏或循环观察中漏速加大的处置程序1上提钻具至套管内,注 20-25%较粗粒度桥架堵漏浆 20-25m 3,替至井底;关井憋压候堵 6小时; 若是憋不起压,在 8L/S以下的排量循环观察一定

10、时间,力争测准循环漏速和漏失量;2短时间静止,观察液面,不在井口,连续返灌,测准静止漏速和漏失量;3无法准确测定静止漏失量情况,采取以 5-6 m3/h的泵速连续反灌 3-4小时,并观察各种显示情况, 包括悬重和井口液面等;4按大于漏速或 6-8 m3/h的泵速专罐连续反灌起钻。4. 下完井工具作业异常情况的处置程序1若小漏,一直吊灌泥浆,液面保持在井口;若大漏,按大于漏速或 6-8 m3/h的排量连续返灌泥浆, 确保井筒液柱压力略大于地层压力。2若发生溢流,立即按“四、七”动作控制井口,用 700型压裂车立即将气浸泥浆挤回地层,在压井 平稳井况下继续下完井工具,直至下完。3管柱下完,关闭井下

11、安全阀,快速撤除封井器,安装采油树,注密封脂并试压 70MPa ,整个过程从 环空吊罐泥浆。5. 坐封隔器1清水反替出井内泥浆。压裂车反替 2 m3CMC 隔离液,再反替 16m 3清水,再反替缓蚀液,使封隔 器以上环空替成缓蚀液,油管内为清水,排量 400L/min。替液时,当清水进入油管正眼,油压会起压,每 增加 1m 3,油压控制增加 1.6MPa ,替完后,预计最终油、套压将达到 25MPa 左右,保持油套压不放压。2投球。向油管内投 D64mm 钢球,候球入座 60分钟。3坐封隔器油管清水加压,压力由 25加压至 39MPa (油压本身有 25MPa 回压 ,稳压 15分钟;油管清水

12、加压至 43MPa ,稳压 15分钟;油管清水加压至 47 MPa,稳压 15分钟;油管清水加压至 49-50MPa ,稳压 15分钟,完成封隔器坐封;泄油压至起始压力 25MPa ;整个过程,套压不泄压。4验封。维持油压不变,套压由原起始套压(25MPa 加压至 50MPa ,稳压 15分钟,若油压不变及 套压不降,坐封成功,然后泄套压至原起始套压(25MPa 。如验封不合格则重复坐封程序。5 丢球。 油管内加压由 25加至 53-54MPa (油压本身有 25MPa 回压 , 剪断球座销钉, 丢球到筛管底。6. 放喷排液测试先泄套压至 10 MPa,加强监测,一旦套压出现异常,立即汇报和处

13、理。由于该井在处理井漏、溢流期 间累计漏失泥浆和堵漏浆 2143.3m3、消耗水泥浆 470.3m3;加之产层裂缝孔洞发育,前期漏失的泥浆、堵 漏材料甚至地层岩屑颗粒都可能返排出来,高速喷出的地层岩屑、泥浆等对整个测试流程管线及后期的采 气流程存在极大的冲刷和刺漏的风险。为了弄清楚地层流体真实产能及保护后期采气流程,需最大限度排 出前期阶段漏失的泥浆及堵漏材料。排液测试中加强监测,根据排液、取样、测试的情况综合分析,流动 压力控制在地层压力的 80%左右求得稳定的气产量及弄清楚地层流体性能。三、施工准备及应急处置方案在钻塞循环、起钻、下完井管柱及换装井口的过程中可能会出现井漏溢流等井下复杂,为

14、了确保整个 施工过程安全,将风险降低到最低,除了严格执行相关的操作规程及常规的应急处置要求外,还做了以下 几个方面工作。(1成立施工领导小组,分工合作,统一指挥和协调。(2全程作业实行双岗坐岗,工程和地质实行错时监测液面及出口情况。(3现场配备 300m 3储备泥浆,附近的井队做好应急补充泥浆的准备,4个转运泥浆的罐车及人员待 令。(4钻塞前提前配好完井管柱结构(见表 1 ,入井油管提前配成立柱,场地上将完井工具进行组合 试压,配好转换接头,以确保快速入井。表 1 入井完井工具参数序号 名称 内径 mm 外径 mm 数量 根 长度 m 备注3 油管 76.00 88.90 6 57.112 配

15、成立柱4 井下安全阀管串 71.45 134.62 1 4.869 配成管串5 油管 76.00 88.90 348 3316.726 配成立柱6 化学注入阀管串 71.45 132.08 1 13.187 配成管串7 循环滑套管串 71.45 115.57 1 13.834 配成管串(5 在起下管柱过程中一旦发生井涌或溢流, 应迅速按照关井程序实施关井, 井下管串少于 2500m 时 迅速卡好死卡。根据井涌或溢流发生实际情况,首选井口抢接回压凡尔或防喷单根;一旦溢流量大,井口 无法抢接的情况下, 抢接顶驱 (顶驱下提前接配合接头转换成油管扣, 上提或下放钻具离转盘面 5米左右, 座卡瓦,下放

16、游车对正上扣 ,关井控制井口。(6井下安全阀入井,处于关闭状态;下工具过程中若出现溢流,在井口安全压力下立即将气侵污 染挤出泥浆全部挤回地层,待井内平稳后继续下钻直至下完。在下井下安全阀以上完井管柱发生溢流时, 剪断安全阀液控管线,实施关井。(7入井油管为 SEALLOCK 扣气密封油管,为了确保上扣质量,用微压痕油管钳严格上扣扭矩,41/2" 油管上扣扭矩为 3900FT-LB,31/2" 油管上扣扭矩为 3000FT-LB。(8若是井漏后起的钻,下管柱中根据起钻中的灌浆方式进行连续灌浆或采取相应的排量吊灌浆, 抢下完井工具油管,全程确保井筒液柱压力略大于地层压力。四、

17、施工情况及效果 根据钻塞完井试油一体化的整体思路和方案，现场于 2010 年 8 月 20 日-26 日组织完井油管及工具并 配成立柱或管串；完成了完井工具功能检测和试压及地面全套 105MPa 测试流程的安装、调试及试压工作； 全面检查并运行了循环系统、泥浆储备供应系统、动力设备及提升系统、安全设施等。 8 月 28 日-9 月 4 日完成了通井、刮管、钻水泥塞、循环观察测漏速等工作。钻塞后根据往复几次测 静止漏速及循环漏速，测得静止漏速为 4-6m /h，循环漏速为 8-10m /h，决定以 6-8m /h 的灌入速度连续灌 浆进行起钻塞管柱及下入完井管柱作业。 9 月 5 日-7 日，坚

18、持以 6-8m /h 的灌入速度连续灌浆起完钻塞管柱，下入 7"MHR 永久式封隔器完井管 柱；安全快速的完成了坐油管挂、撤封井器组合、装采气树、全井替入加缓蚀剂的清水、坐完井封隔器及 试压等作业。 9 月 8 日-10 月 10 日进行了放喷排液及系统测试，测试井段 3472.06-3493.41m，测试层位 XVhp，获 得了较高的井口产能，井口关井压力 47MPa，天然气无阻流量 800×10 m /d,天然气中 H2S 含量 140ppm，流 动测试结果见表 2。放喷排液测试过程中和后期关井期间未出现环空窜漏情况，封隔器完井管柱密封良好。 表 2 测试成果 油嘴 mm 4 3 3 3 3 3 油压 MPa 45.18 43.35 42.12 39.16 井口温度 稳定时间 h 6 6 6 6 产量 m /d 气 517800 674200 79630