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小井眼欠平衡钻井技术论文
欠平衡钻井技术论文
小井眼欠平衡钻井技术
王殿云常青忠王守启郎应虎
（渤海钻探工程公司大港钻井技术服务公司）
摘要随着石油工业的发展，对常规小井眼钻井、小井眼修井的技术及工艺日趋成熟，常规小井眼钻井和修井得到了长足发展。
为了对油气层加以保护、加快小井眼钻井速度、减少井下事故复杂、防止小井眼钻井和小井眼修井作业过程中的井漏和井喷，并得到有效的控制就需要进行小井眼欠平衡钻井和欠平衡修井。
为此，发展小井眼欠平衡钻井和小井眼欠平衡修井，就需要完善其工艺技术及配套的工具。
关键词欠平衡小井眼钻井修井
目前，在国内由于缺乏配套的井口工具及成熟的施工工艺，小井眼欠平衡钻井技术还一直是空白。
以前，我公司也仅限于5寸钻杆的欠平衡作业，大于或小于5寸钻杆的欠平衡作业都无法实施。
随着科学技术的不断发展，常规的小井眼钻井、小井眼修井的技术及工艺，经过多年的实践，已经日趋成熟，常规小井眼钻井和修井得到了发展和完善。
而对于小井眼钻井，为了对油气层加以保护、加快小井眼钻井速度、减少井下事故复杂、防止小井眼钻井和小井眼修井作业过程中的井漏和井喷，并得到有效的控制是摆在我们眼前的迫切任务，这就是要发展小井眼欠平衡钻井和小井眼欠平衡修井工艺技术。
一、两口小井眼的欠平衡实施
（一）、西G47-2井：
西G47-2井是大港油区北大港断裂构造带六间房断鼻太2断块的一口生产定向井，设计斜深为2247m完钻层位为奥陶系，由渤海钻探工程公司大港第二钻井公司70025队承钻。
大港油田公司油田评价部为了评价奥陶系的含油气的面积及储量，力争能在本井获得油气发现，要求本井三开小井眼近平衡鉆进采用欠平衡旋转控制头和液相欠平衡钻井工艺，控制井下异常和复杂的发生。
该井状况：
地理位置：
天津市大港油田井下公司西北50米
构造位置：
北大港断裂构造带六间房断鼻太2断块
井别：
生产井
井型：
定向井
设计井深：
斜深2247m
目的层：
明化镇、东营、奥陶系潜山
钻井目的：
评价太2断块明化、馆陶、东营组及奥陶系的油层。
完钻层位及原则：
打开奥陶系风化壳10米完钻
完井方法：
裸眼完井（装采油树自接下油管ф73mm）。
井身结构：
（设计）
ф339.7mm导管×20m+ф311.1mm×502m（ф244.5mm×500m）+ф215.9mm×2039m（ф139.7mm×2035m）
井身结构：
（实际）
ф339.7mm导管×20m+ф311.1mm×502m（ф244.5mm×500.6m）ф215.9mm×2117m（ф139.7mm×2114.85m）+ф120.7mm×2247m+ф73mm（油管）×2242m
欠平衡井口防喷器组合（自下而上）：
ф139.7mm套管头+四通+2FZ35-35+FH35-35+7100EP型旋转防喷器
钻井液类型及性能：
类型：
聚合物钻井液+清水体系
井段：
2117-2195m
配方：
基浆+0.3-0.5%KPAM+0.8-1.2%PAC-HV+1.5-2%Zn2（OH）2CO3+0.3%缓蚀剂+1-2%低荧光水基润滑剂+2%腐钾+2%荧光磺化沥青+NaOH
密度：
1.10-1.15g/cm3马氏粘度：
35-45PH：
9.5-12
井段：
2195-2247米为清水钻井液体系
密度：
1.02g/cm3马氏粘度：
28sPH：
9.5-12
三开泥浆用量：
本井为小井眼井筒容积30m3,钻井液用量225m3。
钻井液储备：
密度1.35g/m3、体积60m3。
欠平衡钻井钻具结构：
∮120.65mm（GYD517）钻头×0.2m+∮105mm浮阀×0.36m+105mm旁通阀×0.4m+∮89mm钻铤×109m+2A11/210×0.25m+∮73mm（18°）钻杆×若干+211/410×0.44m+∮127mm钻杆×9.53m+顶驱
欠平衡钻井过程及钻进参数：
钻进参数：
钻压:
30～50KN
转速:
顶驱
排量:
12-15L/S
泵压：
16-20MPa
总结与分析：
时效分析：
（钻头见下表）
钻头编号
4
5
6
型号
YA537
YA537
YC517
使用时间
2月21日－
2月24日
2月24日－
2月29日
2月29日－
3月2日
地层
中生界
奥陶系
奥陶系
岩性
碳质泥岩
砂岩泥岩、白云
岩灰岩、白云岩
下入新度
100％
100％
100％
该井下入∮120.7mm（YA537）钻头2只，
∮120.7mm（YC517）钻头1只。
钻井井段2117-2247.04米,进尺130.04米。
纯钻:
93.5小时。
机械钻速1.39米/小时。
旋转控制头于2008年2月15日到井，2月16日安装、2月19日试压、2月21日5:
00三开、3月1日1:
30完钻,井深2247米。
该井2117—2195米井段选用近平衡聚合物泥浆体系钻井技术，实钻中控制钻井液失水量，有效的预防中生界碳质泥岩水化降强带来的井壁失稳问题，钻井进尺78米。
进入奥陶系前为了防止灰岩和风化壳的井漏问题，从2195-2247.07米改为清水钻井液体系欠平衡钻井技术。
2月28日钻进到2228.93米时，用1.07g/cm3的泥浆圧井先漏后溢流于16:
40成功点火，火焰高0.2-2m呈淡蓝色。
直到打完设计井深都有断续的漏和溢流。
总计漏失量400m3溢流量186m3，溢流都是地层水和天然气；该井在该目的地实施欠平衡钻井，使得该地区在潜山有了较好的显示，达到了预期的目的。
HOMCO826测卡仪是由地面设备和井下仪器组成；
地面设备包括：
单芯电缆绞车（直径8毫米）、地面仪器接收器、井口工具、（钻杆旋转工具、防喷盒、天地滑轮）等组成；
井下仪器包括：
电缆头、磁性定位器、加重杆、伸缩杆、震荡器、上弹簧矛、传感器、下弹簧矛等组成（如图1）；
二、测卡原理及HOMCO826测卡仪的应用
测卡的原理是通过测卡仪中的传感器和震荡器测量管柱分子结构变化，也就是说给管柱在施加的外力（拉伸、压缩、扭转）不超过弹性极限时，其材料的变形也是弹性的，一旦外力消除，材料的变形也消除，管柱也就将恢复到原来状况，因此测卡仪测卡点的原理也就是建立在此基础上的；
HOMCO826测卡仪井下仪器上有两个弹簧矛（上弹簧矛和下弹簧矛），该仪器通过电缆下入被测管柱内，当管柱在没有外力的作用下处于静止状态时，上下弹簧矛之间也没有相对位移，此时地面仪器就接受不到来自井下的信号，表盘指针静止不动，指针指向刻度盘为由传感器和震荡器传递的30千周信号的位置上；当给管柱施加外力（拉压力、扭转力）时，管柱的自身就会抵抗施加的外力，这样管柱在抵抗外力的同时自身就会产生相应的弹性变形，管柱的变形也同时传递到测卡仪井下仪器上下两个弹簧矛上，由于上下两个弹簧矛之间有传感器和震荡器而且存在一段距离，所以上下两弹簧矛所接受到的管柱变形的信号就存在微小差异，通过传感器和震荡器传递到地面仪器，地面仪器将接受到的信号经过处理后反映在表盘上，此时表盘指针就会转动一个角度，这就反映出该弹簧处以上管柱没有被卡；释放外力让管柱恢复原状，再继续往深下放仪器对管柱测卡，当给管柱施加外力后，地面表盘指针没有反应时，则说明管柱卡点在测卡仪器上部；上提仪器继续重复上述操作对管柱测卡；
如何知道卡点的准确位置呢？
我们知道管柱在不超过材料屈服强度的外力作用下会产生弹性变形，外力解除后，弹性变形也就随之消除；在管柱的弹性变形中，离卡点越远的点，弹性变形越大，这就给我们提供了通过测卡点得到的表盘读数，确定卡点的准确位置；首先了解被卡钻具的结构组合，下仪器到被测管柱内确定一个深度位置，对管柱上提施加上提力和扭拒，然后测第一点测得一个读数；由于管柱变形是在弹性范围内，所以该变形遵循虎克定律，管柱的弹性伸长量遵循：
a=（F×L）/（E×A）
其中：
a――测卡点的变形量
F――管柱的上提力
L――管柱上提力点到测卡点的距离
E――管柱材料的弹性模量
A――管柱横截面面积
由于管柱的上提力F和管柱材料的弹性模量E是已知的，在认定被测卡点的管柱段内外经相同时，此段管柱的横截面面积A也就是已知的，这样被测卡点的这段管柱的测卡距离L就与该测卡点的变形a是一种线性关系，
即a=（常数）×L
当测得第一个卡点后，就可算出被测的这段管柱段离测卡点上下的距离有多长，然后下仪器到该管柱段下端位置点测变形，测得表盘指针偏移读数大于30千周，则卡点还在测卡点下部管柱上，若测得表盘指针不动读数为30千周，则卡点一定在该段管柱上，按a=（常数）×L公式，设定a＝0（表盘指针指向30千周），就可算的第一测卡点离卡点的拒离L；
测得的卡点在表盘读数越接近30千周时，就越接近卡钻管柱的卡点位置；在测卡时需要了解该井的井型、泥浆的性能等，以此来确定下入被测管柱内测卡仪井下仪器时的配置，是否接加重杆？
加几节？
只有了解了此项参数，才能顺利将仪器送入井内要求的位置，否则仪器是无法下入预定的位置的；
三、测卡仪的应用实例
（实例1）、钻杆卡钻事故的处理：
1、参数井号：
××66井
井型：
直井
井身结构：
Ø339.7表层×157.8m＋Ø244.5技套
×1562.55m＋Ø215.9生产×1750m
被卡钻具结构：
Ø215.9三牙轮钻头＋430/410×0.44m接头＋Ø177.8钻铤×78.97m＋Ø127钻杆
卡钻泥浆性能：
密度ρ＝1.52g/cm³
粘度η＝80s
失水量L=4ml
泥饼厚度0.5mm
含砂量0.2%
PH=9
2、卡钻经过：
05年2月18日由于该井井漏，准备下技套，18时30分起钻至第83柱第2根时遇卡后停止起钻，多次下放悬重降至零，上提1500千牛后，活动无效，该钻柱卡死。
3、卡钻原因分析：
经分析判断为井壁不稳定，有掉块造成掉块卡钻；
4、测卡前的处理情况：
2月21日泡解卡剂，使用7寸地面震击器震击后无效，2月25日替出浸泡的解卡剂后用卤水循环两周后仍然无法解卡；2月26日决定实施测卡后爆炸松扣作业。
5、测卡记录：
测卡技术人员进行了三次测卡点，测得如下数据：
序号
1
2
3
井深（m）
1503
1705
1715
上提悬重（kN）
450
450
450
正转圈数（R）
3
3
3
测卡读数（千周）
30――100
30――60
30不动
返回圈数（R）
3
3
3
测卡读数（千周）
100――30
60――30
30未动
情况说明
钻具未卡
钻具卡点附近
钻具已卡死
6、实施解卡：
测得卡点为1710米处，在1705米处实施爆炸松扣后，起出上部钻具，下震击器震击无效后，下套铣管套铣后解卡，成功处理完该井事故。
（实例2）、爆炸切割钻具
1、参数井号：
××834－94井
井型：
（五段制）定向井
井身结构：
Ø139.7×2720m＋Ø120.65×3233.51m
被卡钻具结构：
Ø120.65单牙轮钻头＋230/210接头＋105止回阀＋Ø73无磁钻铤＋Ø78.6加重钻杆＋Ø73钻杆
卡钻泥浆性能：
密度ρ＝1.28g/cm³
粘度η＝52s
失水量L=3ml
泥饼厚度0.5mm
含砂量0.2%
PH=9
2、卡钻经过：
06年3月1日完钻后循环洗井，3月2日早5时40分起钻完，至13时5分电测遇阻，遇阻深度2938米，然后实施通井作业，至22时5分下钻至3233.51米，中途无明显遇阻，停止下钻后循环洗井，在配润滑泥浆活动钻具时遇卡，上提1150千牛无效，钻具卡死；
5、测卡记录：
测卡技术人员进行了三次测卡点，测得如下数据：
序号
1
2
3
井深（m）
2580
2750
2793
上提悬重（kN）
350
360
360
正转圈数（R）
7
9
9
测卡读数（千周）
20――100
20――80
20――60
返回圈数（R）
7
9
9
测卡读数（千周）
100――20
80――20
60――20
情况说明
钻具未卡
钻具未卡
接近卡点
6、实施下步措施：
由于该井是五段制定向井，井眼变化率大，裸眼轨迹不理想，若加反扭拒容易造成上部钻具脱扣，无法进行爆炸松扣作业，研究决定实施钻杆切割；按照测卡点的位置，在卡点以上进行了爆炸切割，成功起出上部2793米的钻具。
（实例3）、钻具在水平井卡钻事故的处理：
1、参数井号：
××1井
井型：
水平井
被卡钻具结构：
6寸PDC钻头＋井下马达＋3寸半钻杆×37根＋震击器×9.2m＋3寸半加重钻杆×18根＋加速器×3.3m＋3寸半加重钻杆×3根＋3寸半钻杆×65根＋短钻杆7.3m
卡钻泥浆性能：
密度ρ＝1.1g/cm³
粘度η＝80s
失水量L=2ml
泥饼厚度0.5mm
含砂量0.2%
PH=9
2、卡钻经过：
06年3月10日测斜后准备起钻，上提钻具过程中遇阻，悬重430千牛至600千牛，下放遇阻，泵压由12兆帕升至18兆帕，停泵后泵压没回，悬重降至80千牛，钻具已卡死。
3、卡钻原因分析：
该井井斜角过大，上部底层坍塌，造成埋钻；
4、测卡记录：
测卡技术人员进行了三次测卡点，测得如下数据：
序号
1
2
3
井深（m）
1104
1152
1164
上提悬重（kN）
400（含游车）
400（含游车）
400（含游车）
正转圈数（R）
3
3
3
测卡读数（千周）
30――100
30――80
30――60
返回圈数（R）
3
3
3
测卡读数（千周）
100――30
80――30
60――30
情况说明
钻具未卡
钻具未卡
接近卡点
5、实施下步措施：
由于该井是水平井，测得钻具卡点在1164米附近，决定在1164米处实施爆炸松扣，成功起出上部钻具。
由于该井井斜大，倒扣和套铣风险大，故实施打水泥塞后侧钻。
四、小结
通过上述三口井的实列，说明了测卡仪在处理井下卡钻事故作业项目中，涉及的范围广，如7寸套管测卡，3寸半、2寸7油管测卡，5寸、3寸半、2寸7钻杆测卡等，它为套管、油管的切割，钻杆的松扣提供了准确的技术数据资料，在处理井下卡钻事故等疑难问题时大大节省了人力、物力和财力。
在应用测卡仪测卡点时，需要根据被测钻具的钻具组合、井身结构、泥浆性能、井型及卡钻类型作出相应对策，以最少的测卡次数获取最准确的卡点位置，为后续施工作业提供了准确的数据资料依据。
作者：
常青忠，1959年11月出生，高级工程师，82年8月毕业于西南石油学院石油机械系
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