PowerV 施工方案.docx
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PowerV施工方案
KL2-3井PowerV垂直钻井施工方案
客户:
中国石油塔里木油田分公司–西气东输项目组
服务单位:
斯伦贝谢中国公司
目录
章节页码
1.0
钻具组合（BHA）3
2.0
钻头选型5
3.0
水力分析结果（HydraulicsAnalysis）11
4.0
作业参数要求12
5.0
施工步骤12
6.0
钻井周期预测（16”井段）18
1.钻具组合（BHA）
以上钻具组合是为在16”井段达到防斜快速钻进而设计。
这个钻具组合将应用PowerV垂直钻井系统旋转导向的自动防斜技术使钻井过程能够完全解放钻压正常钻进,使达到最大限度的提高钻速同时确保井眼垂直。
由于没有接上MWD仪器，这个钻具组合是不能提供实时的井斜测量和监测。
因此，建议根据钻进的进度情况投单点进行井斜方位测量和监测，同时也能够监测仪器的操作情况。
钻头选型、钻井参数和水力学的优化对PowerV垂直钻井系统的操作功能起了极大的作用。
只有在真正能发挥PowerV功能的情况下才能有效的最大限度提高钻进速度同时确保井眼垂直。
泥浆的属性能直接影响仪器的操作寿命和损坏，特别是泥浆的沙含量和固相含量。
因此，现场的泥浆属性监测是非常关键的。
2.钻头选型
根据以上井身结构,12.25”井段将分别穿过上第三系的康村组、吉迪克组和下第三系的苏维依组、库姆格列木组和泥岩段的顶部。
a.上第三系（N）
上第三系康村组属洪泛平原沉积体系，吉迪克组属于干盐湖沉积体系。
主要以黄褐色、褐色泥岩与灰褐色、杂色砂砾岩、小砾岩不等厚互层。
纵向上，自上而下岩性变细。
横向上，北部粒度粗、南部粒度细、西部粒度粗、东部粒度细。
康村组（N1-2k）
中上部巨厚层黄褐色泥岩与杂色小砾岩不等厚互层，夹黄灰色泥质粉砂岩。
下部浅灰色粉砂岩、含砾粉砂岩、灰褐色砂砾岩、杂色小砾岩与褐色泥岩不等厚互层。
预测厚度约985.05米。
吉迪克组（N1j）
中上部主要为杂色小砾岩同中厚层状褐色、紫红色泥岩不等厚互层，下部岩性以灰褐色粉砂岩、灰质粉砂岩、黄褐色泥质粉砂岩与泥岩互层。
底部含砾粉、细砂岩夹褐色泥岩（相当区域上的吉迪克组“底砂岩”）。
预测厚度约1310米。
该段岩性横向变化较大，在整个克拉苏区带呈现西部粒度粗、东部粒度细。
b.下第三系（E）：
下第三系主要为干旱气候下膏盐湖沉积，因此整个库车坳陷广泛发育膏、盐层。
由上至下分为苏维依组、库姆格列木组。
预测厚度约1168m。
苏维依组（E2-3s）：
中--厚层状褐色泥岩与灰白、灰褐色灰质粉砂岩、泥质粉砂岩频繁互层，局部见少量膏质泥岩，预测厚度约245m。
库姆格列木群（E1-2km）
该群中下部的白云岩段为地层划分对比的标准层，其岩性特殊、分布广、厚度稳定，在克拉2气田厚4～9m，电性上易于识别。
预测厚度约923m，从上到下细分为五个岩性段：
泥岩段（E1-2km1）：
2540.05～2725.05m，预测厚度约185m。
中厚～巨厚层状泥岩、含膏泥岩、膏质泥岩夹薄～中厚层状泥质粉砂岩、灰质粉砂岩，自然伽玛值一般75～85API，曲线小齿状，电阻率一般10Ω·m。
粉砂岩薄层表现为高电阻（15～25Ω·m）、低自然伽玛（60～70API）特征。
下为ReedHycalog钻头公司提供的克拉2区岩石强度分析结果:
上部地层（1000m以前）含砾石，不适宜用PDC钻头。
1000m以后至到下第三系的泥岩段属较硬地层,必须分别使用牙轮和PDC钻头提高平均钻速。
序号
井段（m）
钻头型号
钻头类型
1
350-1000
EMS11GC
牙轮
2
1000-2100
EMS41HCDS126A1HDF+GNSU
牙轮
PDC
3
2100-2560
EMS43HC/EMS44HC
DS107A2DFGNPU
牙轮
PDC
3.水力分析结果
井段／井深
（m）
密度
（g/cm3）
排量
（l/s）
冲击力
（N）
比水功率（hp/in2）
钻头水功率
（％）
泵压
（Mpa）
16”/2600
1.35
49.3
5185
1.5
20
23
以上水力学分析是依据最高泵压23Mpa为标准。
在不超出最高泵压的情况下同时确保泥浆排量能够提供足够的钻头压差（4–5Mpa）和水力参数，更重要的是能够符合PowerV的最低参数要求。
PowerV在16”井眼对排量的最低要求是38l/s–76l/s。
根据分析结果,钻头压差是4.5Mpa,而且排量和其他参数都能满足作业要求。
4.作业参数要求
参数
钻压
<36ton
扭矩
<50,000ft-lb
排量
38–76l/s
转速
100-220
井下压力
<138Mpa
井下温度
<125C
泥浆含沙量
<0.5%
Hematite–铁矿粉
0%
HCL
<10%浓度
泥浆漏失材料（LCM）
颗粒度中型小于50ppb坚壳类
上扣扭矩
80,000ft-lb
5.作业步骤
PowerV详细操作程序
5.1总则
对PD系统的所有部件都应进行全面的测试和操作，并做到一切就绪。
当准备工作完成时，则开始作业。
作为一个总的原则，工程师应确保要将此后的作业开展得高效、安全和优质。
对作业进行合理的规划是十分重要的,任何钻井时间的浪费都会影响到服务质量。
5.2底部钻具组合（BHA）
警告
控制装置的压力套由铍铜合金制成。
千万不要在铍铜合金上研磨、用锉刀锉、用磨石磨（内径）或进行焊接。
产生的灰屑对健康有害。
1.提升工具的准备工作
确保对所有序列号、外径、内径、长度和连接方式进行校验，绘制相关的打捞图。
对将要下入井中的工具进行标记，并清楚标记出控制接箍的井下一端。
应把将工具提升到钻台上来的顺序告诉给钻井队成员。
另外，还要确保钻台上的工作人员知道控制装置的接头内有敏感性电子元件，提升时要非常小心，避免冲击载荷。
在将工具提升到钻台上的过程中，应该有现场工程师在场。
2.底部钻具组合的连接
2.1PowerV的连接
•大钳的安置观察接头上悬挂器螺栓凹进部分周围没有钳的那部分区域。
在其上、下分别有一圈沟槽作为标记。
•铍铜合金–易损坏，连接处要彻底清洗，并涂上铜基润滑油，尤其要注意连接端面。
注：
铍铜合金挠性连接管的外径是5¼。
因此，严禁用标准5吊卡对其进行提升。
警告
遵循技术规范所给表格和打捞图中规定的扭矩值。
2.2初次连接或再旋开连接步骤
在初次装配连接端时，应遵守下述步骤。
此外，在将一个新部件旋拧到一个已使用的部件上时，该步骤也适用。
▪确保清洗螺纹，不可有润滑脂，建议在螺纹上涂上一层磷酸盐（MOLY-KOTE或等效物）。
▪用API钻铤化合物润滑阳螺纹端和阴螺纹端。
用链钳小心上紧连接部位，确保接头连接时端面压紧正确。
▪如果在程序中的任何时候感到有阻力存在，旋出连接端，清洗螺纹。
检查并修补小的损坏，如磨损或去毛刺。
▪重新涂上API钻铤化合物，再次用链钳上紧连接部位。
如果端面压紧正确，则旋紧连接端，直到达到建议的上紧扭矩值。
▪再次旋出连接端。
清洗并检查螺纹。
如果没有损坏，则再涂上API钻铤化合物，此时，就可以对连接端进行组合了。
3.工具提升顺序
Anadrill工厂发送的配置、钻机类型（顶驱还是旋转方钻杆）以及可得到的管子装卸设备不同，工具的提升顺序也就不同。
在提升任何底部钻具组合之前，工程师都应与相关人员就如何能最有效、最安全地进行提升展开讨论。
确保：
▪钻台装卸工具就绪，控制接头和5¼.挠性接头使用的爪环都已准备好。
▪钻机提供的任何转换接头都已就绪。
▪依照客户要求，准备好浮箍（带孔的/不带孔的）。
▪钻头类型和喷嘴都正确无误。
▪与Toolpusher、司钻和助理司钻就将工具提升到钻台上的最佳方法进行讨论。
下面是提升标准PowerV时，推荐采用的（假设CU和BU是分开的）顺序。
由于接头的长度相对较短，因此，向下装配组合通常比较容易：
1.按照要求提升挠性接头或钻杆，把要求的转换接头安装到顶驱上，确保转换接头/提升接头使用的吊卡准确无误。
2.提升稳定器，放置于井眼中，用卡瓦固紧。
3.安装浮阀。
4.用所需扭矩将稳定器上紧到挠性接头/钻杆，从井中提起。
5.将CC置于拖拉绳索上下入井中，用卡瓦和合适的爪环固紧。
6.用所需扭矩旋紧到上面的稳定器上，从井中提起。
安装井口盖。
7.提升BU组合，并放置到井口盖上。
千万不要将其搁置到一个公螺纹接头上！
8.将CC底部与BU顶部对准。
用BU体下部的链钳将连接部件小心滑入，以防ES旋松。
旋紧连接部件，直到达到正确的扭矩——应确保不要将钳子置于接头凹槽之间，以保护螺栓孔凹进部分。
9.卸下BU保护器。
10.装配钻头。
11.下入井内直到可以安全使用泵。
12.系统现在可以进行浅井测试了。
5.3浅井测试
1.说明
浅井测试（SHT）可用于证实许多不同方面的工具功能：
▪校正CU斜口管斜和BU控制轴之间的对准
▪CU稳定旋转的能力
▪BU阀组合的旋转
▪完好无损的BU启动器密封件
▪ShortHop接收器的运转（若可行）
2.程序
在钻井小队的帮助下，遵照斯仑贝谢油田工程师的指导，并参考斯仑贝谢标准SHT程序。
3.成功浅井测试的完成
▪在转盘时间（BRT）下记录
▪确保测试MWD/LWD时使用的流量不要超过PD系统的限度
4.浅井测试失败
如果SHT未成功，则再重复两遍上述程序。
在任何情况下都不要将3次都未成功的工具下入井中。
5.4下入井中
因为钻柱中有一个浮箍，因此有必要以规则的间隔对钻杆进行灌注，典型地是每20根灌注一次。
在下入井中通过任何井径缩小段或弯度较大的狗腿段时都要特别小心,尤其是在由马达驱动下入时。
如果预计静态井底温度会很高（>100°C），那么系统在下入过程中应分阶段进行。
接触井底,并标记（taggingthebottom）。
初始时，以所需流量进行循环，以便实现浅井测试中的立管压力700psi，从而使泥浆系统符合条件，并保护BU密封件免受损害。
5.5筛滤器和过滤器
若能够得到，建议使用地面钻杆筛滤器，从而监控和减少碎屑随泥浆系统上返堵塞或损坏PD、MWD或LWD的风险。
5.6正常钻井作业
1.总则
钻井是以工具面和通过SCB加载到CU内的那一部分开始的。
在下入井内以前，应就这种安装（setting）与定向井司钻进行讨论。
应告知司钻初始钻井参数，即流量、RPM和WOB。
在钻井工作表上应记录下参数和测量结果，并以深度和时间的形式记录下所有变化或注释。
2.划眼
PD对划眼或倒划眼不会施加任何钻井现场的作业限制。
但是，相关人员应注意以下几点：
▪所有在离开井底循环上所花费的时间都将减少井底作业总时间。
▪确保不超过最大流量，这将由CU或BU/钻头压力降决定，取二者较小的一个。
▪如果需要过度划眼，建议将控制装置安装在一个中间或下部坐封上。
3.井下冲击
对任何MWD记录到的井下冲击都要进行调查，并在可能的情况下改变钻井参数，进行补救，调整旋转速度，改变谐波共振频率。
5.7作业监控
1.钻井参数
在要求增加机械钻速（ROP）时，应通过增加钻压、而不是每分钟转数（RPM）来延长仪器寿命。
可通过增加RPM增强定向性能，这又进一步有效地增加了每单位长度的衬垫促动作用。
2.流量、温度和压力
任何压力增加都应马上记录下来，减小流量直到查出压力增加的原因。
如果压力增加是由钻头喷嘴堵塞造成的，这将对BU密封处施加一个高得很多的压力，由此可能造成永久性的系统失效。
如果需要以指定的最大流量下入工具，那么应建立起泥浆泵的准确泵排量。
3.工具面偏移和相移
在下入过程中，PD系统可能会显示出一定程度的工具面偏移。
可能的原因如下：
•钻头-类型和型面
•需要克服的地层走向
•钻头遇卡-滑动，以及CU可以稳定的能力和速度
•内部组件的一般磨损
应使用PowerPlan对由此造成的工具面和工具面偏移进行监控和记录，并对坐封进行相应的补偿。
4.地层
使用任何旋转钻井系统时，地层类型都在定向响应和性能方面产生很大的影响。
因此，地层的任何变化都应在钻井工作表上进行记录，可用于实时参考，也可用于下入后的分析。
钻头的选择也应倍加小心，既要实现钻井的最优化，也要保持工具面的稳定性。
在遇到坚硬薄层边界时，降低RPM可保持钻头和BU衬垫的寿命。
5.泥浆泵和压力缓冲器
泵噪声并不会直接干扰PD系统的操作，但是，在浅井测试该系统时，以及采集MWD测量数据时，尤其是在连续的D&I时，它就是个问题。
应对压力缓冲器预加压力进行校验，必要时应采取正确的行动。
6.泥浆数据
应对泥浆状况进行全程监控。
泥浆密度的任何变化都应记录下来，并要重新计算钻头处的压力降。
尤其是在工具在接近极限值附近的情况下工作时。
6.1防砂
砂和固体物含量高会导致工具部件的过分冲蚀。
任何暗示背景趋势增加或含量大于0.5%的报告，都应当记录下来，并马上采取行动。
最大含砂量不能超过0.5%。
泥浆含砂量高会影响到BU中的密封件，含量高会严重缩短密封件寿命和严重损坏PowerV。
6.2堵漏材料（LCM）
PD不会阻止任何类型的LCM由泵送通过钻头喷嘴。
但是，一些类型的LCM可能会阻止系统的进一步运行。
▪确保任何将要加入到泥浆内的LCM搅拌均匀，并以低浓度添加。
▪任何LCM都有可能堵塞过滤器组合。
5.8起钻的决定
很多原因都要求工具必须提出井眼，包括但不局限于：
▪井斜或方位数据显示BHA在下入过程中并没有象要求的那样进行响应，对发送给它的设置值只有很小的反应或根本没有反应。
▪井下温度比仪器规格中要求的高。
▪卡钻的风险太大。
客户宁愿在继续控制操作之前将昂贵的工具提取出来。
5.9起钻
1.总则
在循环和后来的提出井眼过程中，确保不超过要求的最大流量。
视提出井眼的原因而定，可能要进行浅井测试。
如果怀疑系统在井下失效，那么该数据将尤其具有价值。
为与最初的下入测试进行对比，记录下SCOPE上的压力跟踪输出。
2.拆甩工具
下冲BU，在钻台上用眼检查是否有外部损坏。
在拆甩工具以前，确保安装BU衬垫和保护器。
放下配套设备，可能有：
▪稳定器
▪转换接头
▪浮接头-（在提取之后检查浮接头）
▪挠性接头
▪ShortHop稳定器
▪In-LineFlex
测量稳定器。
检查并测量钻头和稳定器，注意损坏的地方。
检查浮阀，以便能正确的进行作业，必要时，进行适当的补救。
3.系统检查-造斜装置（BU）
在地面马上采取的行动就是检查BU的外部，查看衬垫磨损程度，确保外部部件全部都还在。
还有就是查看铰接磨损，密封件周围的冲蚀以及其他损坏。
检查是否过滤器已明显受堵。
应对BU用水进行冲洗，并挪到安全的工作区域去。
4.系统检查–控制装置（CU）
检查是否有任何接头损坏存在，以及装置的自由旋转。
将CU从接头卸下之后，检查叶轮的自由旋转，防振动装置的状况，查看是否有钻井液从通信口流入。
下载内存，检查是否所有的遥测命令都被正确接收到。
6.钻井周期预测（16”井段）
事项
井段深度
350m–2560m
平均钻速预测
3.2m/hr
平均起钻井段
320m
纯钻时间
28.5天
起钻次数
7
起下钻时间
2.7天
接单根时间
0.8天
循环时间
1.5天
投单点时间
0.5天
16”井段周期
34天
附件
1
钻具组合
2
水力计算报告
3
仪器技术规格
钻具组合
水力计算报告
仪器技术规格
升级会员 