安全钻井技术在海南339井的应用.docx

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安全钻井技术在海南339井的应用

安全钻井技术在海南33-9井的应用

项目完成单位：

钻井三分公司

项目总负责人：

王良青

项目技术负责人：

刘先军

项目完成人：

韩文科、李桂林、杨成、吕龙

材料编写人：

韩文科

审核人：

王良青

项目完成时间：

2009年02月28日

报告提交日期：

2009年11月15日

1．前言

海南3块是油公司油气上产的重点区块之一，同时也是高危地区，所以，安全工作显得十分重要。

海南33-9井位于高危地区，周围有25口油井，地面环境特殊，周围为浅海海域，属于环境敏感区域；井下目的层压力系数高，特殊的地理位置和异常的地层压力对安全工作提出了更高的要求，要求我们在施工中一定要把安全工作摆在重要的位置，丝毫不能松懈，把各项预防工作做在前面，严格落实高危城区井施工方案，依靠成熟的安全钻井技术，安全顺利地完成该井的施工。

该井完钻井深4127米，钻井周期42天，建井周期51天，安全优质完井。

2．施工的难点

2．1该井稳斜井段长，钻机负荷大，随着井深不断增加，摩阻控制难度很大，易出现钻具事故。

2．2目的层为砂三段，地层岩性为粉砂岩，泥质胶结，较疏松，稀油，地层可钻性较好，易出现钻头泥包事故。

2．3井筒中有多套压力体系，上部地层压力系数低，易发生漏失，下部地层压力系数高，易发生井喷。

3．安全钻井技术的实施

3．1优选钻头

3.1.1302-2220米井段使用天津立林产Φ311mmLHJ437G型钻头，二开上部地层为砂泥岩互层和砂砾岩，选用该钻头一是可以适应较高的转速，延长钻头的使用寿命；二是保径好，防止钻头偏磨造成井眼缩小。

减少了起下钻次数，降低了钻头事故风险，提高了钻井速度。

二开用2只Φ311mmLHJ437G型钻头至中完井深2220米。

3.1.2三开进入砂三段，逐渐进入大井斜井段，地层岩性多为砂泥岩互层和砂砾岩，钻头轴承磨损严重，还会出现钻头偏磨的现象，所以要做好钻头事故的预防工作。

井深2220至井深4127米，选用天津立林产Φ215.9mmLHJ437G型钻头，每只钻头纯钻时间40小时为宜，钻完完钻井深4127米，三开井段（4127-2220）=1907米，用7只天津立林产Φ215.9mmLHJ437G型钻头，节余了钻头成本，提高了机械钻速。

3.2平滑轨迹控制技术

井眼轨迹的平滑是井下安全的保证，尤其是大位移井（井底最大闭合位移达2991.32米），更要控制井眼的曲率，既要满足质量的要求，又不要有大的拐点，在施工中造斜段和稳斜井段全部应用旋转导向技术配合MWD随钻监测技术，实现对井斜、方位的连续监测,很好地解决了井眼轨迹控制难题。

350米开始造斜，采用1º15″中空螺杆，配合MWD随钻技术进行监测，井深1250米，井斜63º时开始稳斜，在稳斜段为达到井斜、方位的稳定，采用45″中空螺杆，球形稳定器，使井眼轨迹平滑规则、无拐点，为预防各种井下事故和复杂情况打下良好的基础，对深井安全施工、降低摩阻与扭矩，提供有效保障。

三开稳斜段钻具组合：

Φ215.9mm钻头+Φ172mm45〃中空螺杆+Φ210mm球形扶正器+定位接头+Φ165mm钻铤无磁2根+Φ127mm加重钻杆9根+Φ127mm钻杆42柱+Φ127mm加重钻杆9根+Φ165mm钻铤15根+Φ127mm钻杆。

3．3防卡与井眼净化技术

稳斜段长井眼的净化十分重要，根据资料记载，在井斜55-65度时井壁上残余的泥饼和悬浮在井眼的钻屑不及时清除将快速向下井壁沉积，，形成岩屑沉积层即岩屑床，且井眼底边部位的岩屑床极易下滑到井底，很容易使摩阻增大，扭矩升高，造成卡钻事故。

其具体技术应用：

3．3．1全井钻井液性能要保持良好、均匀、稳定，具有良好的流动性，用好净化设备，保持较低的固相含量，在保证井控安全的前提下，尽可能使用较低的密度，以减少压差卡钻的可能性。

3．3．2每钻进100m短起下钻1次，短起下的高度起出60度井斜处，破坏岩屑床，修设备时或循环观察时要勤活动钻具，控制好井身轨迹，起下钻如遇阻、遇卡现象严重，采用倒划眼、循环等措施。

3．3．3钻进过程中钻井液必须保证滤饼质量好，每次处理完钻井液后加入适量的固体润滑剂和无荧光液体润滑剂提高钻井液的润滑性，减少钻具的附加拉力和扭矩。

3．3．4钻进过程中有蹩泵、起下钻有阻卡现象或震动筛返出岩屑较少，使用打断塞的方法处理。

造斜或者扭方位时，禁止连续进行，适当的转动，搅动井壁及环空钻屑，便于携沙清岩。

3．3．5使用Ф170mm钢套，二开排量可达到45-55L/S，三开井段施工必须坚持单泵钻进，2220-14127米排量控制在28-30L/S，钻井液粘度32-37秒，302米-中完排量控制在45-55L/S，钻井液粘度35-45S；三开排量可达到28-30L/S，泥浆上返速度在0.75-1.0米/秒范围。

3.4防漏技术

易漏层位：

东营组1470-2200米薄层砂砾岩；沙一、二段下部垂深2050-2300米砂砾岩发育，是油气开采井段，为井漏高发段。

其具体技术应用：

3．4．1钻进中必须控制机械钻速，特别是上面提到的两个层位，一个迟到时间钻完一个单根，钻头每钻进100米进行短程起下钻，保证充分循环，井眼畅通，减少环空阻力。

钻进过程中一旦发生严重油气侵，在加重的同时，要加入防漏材料防漏，保证泥浆中堵漏剂含量在2%以上。

3．4．2每次下钻在技术套管内循环一周，中途打通，下钻到底必须一个凡尔顶通10分钟，两个凡尔30分钟，三个凡尔循环井底泥浆返出后，再增加排量，开泵井段避开易漏层。

3．4．3东营和沙一、二段上部1200-1700米井段，密度控制在1.10-1.12g/cm3;沙一、二段下部1700-1950米井段，密度控制在1.12-1.13g/cm3;沙三段上部泥岩井段逐步提密度，补充无渗透和单封，在3000米左右密度提到1.14-1.18g/cm3。

3．4．4进入东营底部砂砾岩前（2200米）处理好泥浆，一次性加入1%的超低渗透处理剂和1%的暂堵剂911，然后再揭漏层；进入沙一、二段油层前50米处理泥浆，一次性补充1%的超低渗透剂和0.5-1%的暂堵剂911，再揭漏层；下部沙三段中部（3000米）左右存在高压气层，提密度要补充1%的超低渗透剂和单封；密度1.18g/cm3以内，防漏剂有效含量达到3-5%；密度1.14-1.18g/cm3，防漏剂有效含量达到3-5%。

3．4．5钻遇漏层前100米加入无渗透、单封之类的效果较好的暂堵剂，，在易漏井段正常提密度幅度一周不超过0.01g/cm3，每10-15分钟检测一次进口密度，一次提密度达到0.02g/cm3之后，则停止加重，钻进观察8-12小时以上，正常后再进行下一次提密度作业，当揭开漏层之后，每次提密度要补充适量的超低渗透处理剂和单封。

3．5合理使用钻具、减少钻具疲劳失效

3．5．1施工过程中当井深超过2000m后每次起钻后均进行钻具倒换，将下部20柱钻杆与上部钻杆进行倒换，保证全井钻具磨损情况均匀，防止下部钻具长期受磨损及疲劳破坏而出现钻具事故。

3．5．2起下钻加强钻具检查，特别是公、母扣及钻杆的接箍。

钻进中发现泵压变化，立即查找原因在排除地面设备因素后及时起钻检查钻具，避免钻具事故的恶化。

3．5．3三开以后，钻铤、接头、钻杆每3-4趟钻探伤一次，井下动力钻具新的可以使用两趟钻，如果是修复的只允许下井一次。

3．6优选钻井液体系

3．6．1上部井段2220m前采用无机盐凝胶钻井液体系,保证足够的搬土含量、适当粘度、切力和排量满足大井眼的岩屑携带以及增强馆陶地层的携岩造壁性能和防漏性能。

3．6．2中部井段（2220m～3000m）采用聚合物有机硅钻井液体系，抑制东营组地层造浆；以及防止沙河街组地层起钻抽吸；从而满足了快钻井速度的要求。

3．6．3下部井段（3000-4127m），使用无毒分散钻井液体系，选用80A-51、PAC、XC等提高钻井液粘度，再结合硼砂、三乙醇胺在井底高温下发生化学反应提高高温稳定性，使用XC提高低剪切速率下的粘度和切力，提高携岩、悬岩能力；使用超低渗透剂提高地层承压能力防漏、堵漏，使用合理的泥浆密度防喷、防漏，使用碱式碳酸锌处理硫化氢污染。

4．井控技术

海南33-9井位于高危地区，周围有25口油井，由于是浅海区，经过多年的开采，或受注水（汽）影响，地下动态发生变化，地下情况复杂，地层压力不均衡，目的层压力系数高，且多含天然气，在以往的钻井过程中曾发生过因起钻而抽喷的事故，所以，防喷工作是重中之重。

在实际施工过程中，我们是钻进、起下钻、测井、固井逐个工序来落实井控技术。

4.1钻进施工中井控技术

正常钻进时，井控工作的重点是抓坐岗人员的观察上，必须做到会观察、会判断，并且要在第一时间内观察到异常情况的出现，迅速报告司钻和值班干部，为加强钻进期间的井控工作，我们主要做好以下工作：

4．1．1进入油气层前召开由局、公司、分公司井控技术人员参加的揭油气层协作会，根据井下情况，制定具体措施。

4．1．2做好钻进工况下的防喷演习，达到从发出信号开始3分钟以内关井的目的，一方面提高员工的井控意识和技能，另一方面检验井控装置是否好用。

4．1．3钻开油气层2—3m停钻循环观察，连续测量钻井液密度，若测量一个迟到时间确认无变化，方可继续钻进。

如果泥浆密度不够及时与甲方联系，上提泥浆密度。

4．1．4落实干部值班制度，从揭油气层开始每班必须保证两个值班干部，监督各岗位人员的落实情况，对发生异常情况做出判断。

认真落实坐岗观察制度，泥浆罐液面做出精确的记号，对液面升降必须查明原因。

4.2起下钻中井控技术

钻井过程中井喷事故多数是发生在起钻中，起钻抽吸是发生井喷事故的根源，杜绝抽吸起钻是防止井喷事故的关键。

油区高危地区井、井控工作尤为重要，如不引起重视，稍有大意与不慎，都会造成重大的事故，所以，抓井控的关键环节是在起钻过程中，我们着重做了以下几方面工作：

4．2．1起钻必须一柱一灌满泥浆，起下钻严格使用计量罐，起钻时，准确核对起出钻具体积与泥浆灌入量；下钻时，准确核对下入钻具体积与排除泥浆量。

严禁抽汲起钻，发现抽吸时，将钻具下入油气层以下安全井段，充分循环，净化井眼。

4．2．2揭开油气层后，每次起钻均要测算油气上窜速度，确保油气上窜速度在安全范围内方可起钻。

完钻先短起下15－20柱，无严重油气侵再下钻测后效5小时，确保井下安全。

4．2．3不允许空井，检修设备必须将钻具下或起至套管内，接上回压凡尔。

4.3测井施工中井控技术

测井是在井筒内无钻具情况下完成的工作，正因为井内无钻具，一旦发生溢流控制井口增加了难度，因此，测井期间井控工作丝毫不能放松。

要把井控工作落实到实处，保证油区高危地区井施工安全，测井期间应从以下几方面加强井控管理工作：

4．3．1完钻必须测后效,静止时间在5-6小时，确定准确的上窜速度，以便确定安全的测井时间。

4．3．2测井车按着协作会要求必须提前到井，做好测井前的仪器准备工作。

4．3．3井队技术员负责与测井人员的沟通与协调，组织召开测井协作会。

4．3．4派专人负责灌泥浆工作，确保井内泥浆液柱高度。

4．3．5测井准备好剪电缆钳子，并放在钻台明显位置。

4．3．6根据测算油气上窜速度，确定测井时间控制在安全范围内，如果超时未能测完，应立即起电缆下钻通井。

4．3．7测井期间如果发现溢流，在起电缆来不及时，应马上剪断电缆，关全封封井器。

4.4固井中井控技术

固井是钻井工程的一项结尾工作，井控工作易于被忽视。

对于油区高危地区井的固井施工，我们做到了井控管理常抓不懈，从每道工序、每个细节都要严格井控标准，固井期间井控工作的重点是下套管过程的防喷和水泥失重期间的防喷。

4．4．1下套管之前，把封井器闸板换成与套管本体尺寸相配的闸板，并检验是否好用。

4．4．2根据实钻及井下情况，做好固井设计，考虑到水泥凝固期间失重问题，固井后，关封井器、候凝。

5.效果评价：

5.1实现了无钻头事故，全井使用2只Φ311mmLHJ437G钻头，7只Φ215.9mmLHJ437G钻头，单只钻头Φ311mmLHJ437G最长使用时间86小时，

单只钻头Φ215.9mmLHJ437G最长使用时间42小时,使用情况正常，没有发生一次钻头事故。

5.2实现了无钻具事故，本井完钻井深4127米，建井周期51天，使用Ф127mmG105钻杆3900米，Ф127mm加重钻杆150米，Ф158mm螺旋钻铤28米，Ф216mm单弯螺杆1只，Ф172mm抗高温单弯螺杆7只，Ф210mm球型扶正器5只，起下钻12余次，没有发生任何井下钻具事故。

5.3实现了无井漏事故，由于防漏措施具有针对性，在每道工序中严格的落实，全井无井漏事故的发生，保证了井下的安全。

6．经济效益和社会效益

6.1经济效益

海南33-9井指标完成情况

井号

队号

完钻

深度

钻井周期

建井周期

井身

质量

固井

质量

事故

复杂

情况

海南33-9井

40609队

4127

42

51

合格

合格

0

0

设计建井周期79天。

实际建井周期51天。

建井周期节余79-51=28天。

平均钻机运转费=8.0万/天。

钻井周期成本节余=28×8.0=224万元

6.2取得的社会效益

6.2.1由于安全钻井技术到位,井控设备安全可靠,当下钻过程中发现全烃植升高，立即走液气分离器进行分离，没有发生井内流体外溢的现象,很好地保护了环境。

6.2.2创建和谐施工氛围，油区高危地区井大多与邻井采油井较近，在施工中，我们与浅海职工沟通和协调，建立了与浅海职工共建和谐钻井施工的氛围，钻井施工始终得到了浅海职工的大力支持，保证了钻井顺利进行。

7．认识和体会

7．1海南3块的防漏措施很完善，具有很强的操作性，只要是按着措施严格执行，井漏是完全可以预防住的。

7．2稳斜井段每次起钻前都要打断塞，清洗井眼，破坏岩屑床的形成。

7．3稳斜井段选用抗盐、抗高温中空螺杆、天津立林产Φ311mm、Φ215LHJ437G型钻头，可以有效地防止钻头、钻具事故的发生。