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西非深水钻井完井关键技术dd-【新闻】

发布时间:2021-04-06 07:47:21 阅读: 来源:酚醛泡沫厂家

西非深水钻井完井关键技术

 中国页岩气网讯:目前,世界各国高度重视深水油气的勘探与开发,以BP、Shell、Petrobras、Stateoil等为代表的油公司和以Transocean等为代表的服务公司掌握了深水钻井完井关键技术,主导着深水油气勘探开发作业。

近年来,中国三大石油公司先后进行了深水钻井完井技术攻关,也进行了深水钻井作业尝试,但与国外公司相比,还有很大的差距,仍处于起步阶段。自2007年以来,中石化围绕国家“走出去”的发展战略,积极参与海外海上油气风险勘探开发。目前在海外的深水区块已达26个,水深均在1 000 m以上,最大水深3 500 m,分布在安哥拉、巴西、尼日利亚以及印度尼西亚等4个国家。其中,以作业者的身份在西非尼日利亚-圣多美和普林西比联合开发区(JDZ区块)等深水区块开展了油气勘探工作,通过参股在安哥拉、巴西、印度尼西亚等深水海域开展了数个区块的油气勘探开发作业。

一、西非JDZ区块概况

JDZ区块位于几内亚湾深水区,距尼日利亚海岸线约150~200 km,面积超过30 000 m2,水深1 400~2 000 m,平均水深1 600 m。地质背景上处于尼日尔三角洲盆地,油气资源丰富但沉积和构造特征较为复杂。

尼日尔三角洲盆地新生界地层自上而下可划分为Akata、Agbada和Benin 3个组。Benin组地层以块状的非海相砂岩为主,Agbada组地层以浅海相和河流相的砂、粉砂和黏土层为主。Akata组地层属海相沉积,主要以厚黏土层及浊积砂(潜在深水储集岩)、粉砂岩(大套页岩夹透镜状砂岩)组成,是尼日尔三角洲盆地主要的烃源岩,其中大套页岩夹的透镜状砂岩由于封闭性好,常含高压油气水。

由于海洋作业环境恶劣,地下情况更为复杂,与陆上钻井相比,深水钻井存在技术装备要求更高、泥线以下浅层流体(浅层流、浅层气、浅层水合物)的危害大、安全密度窗口窄、低温对钻井液与水泥浆流变性能影响大、井控要求高等技术难题,这导致深水钻井风险极大且成本极高,钻井作业日费达40~100万美元,甚至更高。JDZ区块为勘探区块,基本无已钻井资料参考,因此该区块的作业环境、海底地貌、浅层潜在的地质危害因素、地层压力系统等资料缺乏,同时缺少成熟实用的窄密度窗口条件下的钻井、井控等工艺技术和深水低温条件下钻井液、水泥浆与施工工艺等。这直接导致钻井设计、设备选型、井身结构优化、水泥浆与钻井液体系优选、钻进工艺优化与成本控制的不确定性,钻井风险极大。

中石化在西非深水钻井完井方案及关键技术攻关研究的基础上,作为作业者成功完成了该区块第一口井——Bomu-l井的钻井设计与施工,该井水深1 655 m,是我国石油公司作为作业者完成的第一口深水井,在我国钻井历史上具有非常重要的意义。在对Bomu-l井进行认真总结并不断完善深水钻井完井配套技术的基础上,中石化作为作业者先后完成了该区块其他4口水深超过1 600 m的深水油气井的设计与施工,其中Oki-east-l井作业水深达2 092 m,基本上形成并掌握了西非深水钻井完井关键技术及作业管理体系。

二、深水钻井完井关键技术研究

1、浅层危害物识别与控制技术

浅层危害物(主要包括浅层气和浅水流等)识别与控制是确保深水钻井作业安全的关键技术之一。

浅层危害物的识别最直接有效的方法是在钻井设计之前在预钻井位处钻领眼井,但该方法耗时且会大大提高钻井成本。为此,研究人员提出了应用高精度地球物理技术识别评价浅层危害物的方法。该方法的核心是利用多道数字地震剖面调查等技术并与地貌调查,浅、中、深地层剖面调查相结合,综合利用亮点识别法、相面法、声速度谱识别法等从地震资料中识别浅层气,采用反射地震识别和反演识别方法来识别浅水流。

控制浅层气与浅水流的方法主要有2种,一是钻进控制法,二是移井位法。前者适用于浅层气(浅水流)量不大且地层相对稳定的情况,其核心是采用合适的钻井液密度,确保在窄密度窗口下既不压漏地层又不使井眼发生溢流而导致井眼失稳或失控,因此合理的井控及海底井口检测等装置是必不可少的。后者主要适用于地层松软、成岩性差且浅层气(浅水流)量比较大的情况。西非深水地质情况和钻井实践表明,该方法是控制浅层气(浅水流)最有效的方法。

2、井身结构优化技术

JDZ区块作业水深超过1600 m,地层压力预测具有一定的不确定性,地层破裂压力低且安全密度窗口狭窄。综合考虑这些因素与作业特点,以安全优先并降低作业成本为原则,提出了井身结构优化思路:导管与表层套管井段用海水钻进,采取喷射方式下人导管,表层套管井段采用开眼循环方式钻进等。井身结构优化设计方法主要包括基于导管及水下井口承载能力的导管喷射下入深度确定方法(见图1),基于开眼循环钻进的表层套管下人深度和水力参数确定方法,压力不确定条件下套管层次及下深确定方法和井身结构风险评价与优选方法(见图2)等。

图1 导管下入深度设计流程

图2  压力信息不确定条件下的井身结构设计流程

利用该方法对JDZ区块Bomu-l井井身结构进行了设计,该井完钻后,利用检测的地层压力数据和实钻地层情况对其井身结构进行了评估分析,并根据分析结果进行第二口井井身结构的优化设计,以此循环往复,使井身结构逐步得以优化。

3、深水钻井装备优选方法

深水钻井装备优选的技术关键为:

1)根据钻井要求和作业环境,对各类深水钻井装置的额定作业水深、额定钻井深度、可变载荷大小、自航能力、适应作业环境与海底条件等性能特点进行分析,结合预钻区的水深和钻井深度,确定经济工作水深和经济钻井深度:

式中:LE为经济工作水深,m;LW为计划钻井地点的水深,m;Dp为钻井平台的经济钻井深度,m; Dd为油气井设计井深,m。

2)以LE和Dp为依据对满足要求的钻井装置进行经济评价和市场评价,并考虑作业环境等因素和一定量的作业冗余度,最终确定钻井装备的类型。

4、导管喷射下入技术

导管喷射下入技术主要包括导管柱设计、喷射水力参数设计与钻压设计等。设计合适导管柱以及优选合理的水力参数和钻压是导管喷射下人的技术关键。

导管柱设计 根据水下井口-导管柱-地层力学分析模型,从保障水下井口力学稳定性角度出发,对导管强度进行校核,设计满足抗弯强度的导管柱组合。

水力参数设计 设计原则为:

1)泥线以下浅层采用高压水射流喷射钻进,使用小直径喷嘴或者增大排量以提高射流速度,以直接达到射流破岩的效果;

2)为避免水射流对导管壁附近的土体过于扰动,降低导管下入后的承载,钻井过程中要控制水射流破岩扩眼尺寸小于导管内径,即排量不能超过射流破岩的最佳排量;

3)为提高钻井液携岩效果,尽可能使用大排量,以提高钻井液环空返速,但需根据地层破裂压力计算最大排量以免压漏地层;

4)优选排量时还需考虑钻具组合中动力钻具、MWD等工具最大允许排量的限制,通常为75L/s;5)优选水眼尺寸时应考虑其与钻头尺寸的配合。

钻压设计 设计原则:钻压大于导管的下人阻力,保证导管能够顺利进入地层,小于管柱发生纵横弯曲变形失稳的最大钻压,防止管柱发生屈服破坏。

5、井控技术

深水井控的关键主要是优选深水防喷器系统、实现井涌早期监测、完善的压井措施和防止天然气水合物的形成。

根据JDZ区块的实际情况,推荐井控技术方案为:

1)考虑到该区块无高压层,深水防喷器系统选用标准配置,同时推荐使用PWD监测压力和环空循环当量钻井液密度,以防止因环空压力大于地层破裂压力而压漏地层;

2)科学确定压井排量来防止因节流管汇较长所引起的高摩阻而导致压漏地层等井下故障的发生;

3)由于深水井筒中易形成天然气水合物,推荐采用司钻法压井,即先将溢流循环出井筒,缩短溢流在井筒内停留的时间,同时在钻井液中加入天然气水合物抑制剂,以尽可能地降低井筒中形成天然气水合物的可能性。

6、深水钻井液技术

深水钻井液面临的技术难题主要有低温引起的流变性控制困难、含气砂岩所引起的气体水合物生成、泥页岩稳定、井眼清洗困难、隔水管段携岩能力差以及环保要求高等。经研究并借鉴国外主要钻井液承包商的技术成果,提出除导管和表层段采用海水钻进外,其他井段均采用合成基钻井液体系钻进,因为合成基钻井液既具有油基钻井液的优良性能,又能较好地解决油基钻井液对环境的污染问题。合成基钻井液体系主要以合成基液(人工合成或改性的有机物)为连续相,盐水为分散相,加上乳化剂、有机土等组成。深水低温条件下,通过调整基液和乳化剂的加量来控制和优化钻井液流变性,根据不同井段和地层对钻井液性能的需要可加入降滤失剂、流变性调节剂、水合物抑制剂和重晶石等调整体系性能。

7、深水固井技术

深水固井面临的主要难题是水泥浆在低温条件下强度发展慢、浅层流侵窜、安全密度窗口窄等,这需要通过优化水泥浆体系性能和固井工艺两个方面来解决。深水固井水泥浆体系应具有低失水、短过渡、强度发展快、候凝时间短等特点,需根据地质资料、邻近区块情况调查研究,采用最优粒径分布理论优化水泥浆体系。

西非深水区域常用的水泥浆体系有膨润土低密度水泥浆体系、非渗透水泥浆体系等,膨润土水泥浆体系基本组成为G级水泥、膨润土、早强剂等,非渗透水泥浆基本组成为水泥、非渗透防气窜剂、缓凝剂、减阻剂等。固井施工过程中应充分考虑井眼内的压力平衡,以防止发生流体窜流以及压漏地层等井下故障,因而要实时监控钻进参数、水泥浆流变性能等数据,通过软件模拟确保水泥浆性能、固井作业参数满足全过程平衡压力固井的要求,同时优化前置液性能和用量,提高顶替效率,实现水泥环的封隔长期有效。

三、现场应用与效果分析

2009年以来,中石化以作业者身份在尼日利亚JDZ区块完成了5口水深超过1 600 m的探井,不但有力地推进了JDZ区块深水油气勘探工作进展,而且取得了油气勘探的突破,为中石化增储上产做出了一定的贡献。另外,该技术还成功应用到尼日利亚、安哥拉等西非深海水域,产生了巨大的经济效益与社会效益。

Bomu-l井是中石化作为作业者完成的第一口深水预探井,作业水深1 655 m,设计井深3 558 m,实际完钻井深3 580 m,实际建井周期44.16 d,比设计建井周期缩短6. 27 d,节约投资超过750万美元。现以该井为例介绍各项技术的应用情况。

1、钻井装备的选择

考虑长期钻机合同作业者的作业间隙,通过分析对比和经济性评价,最终选用了Transocean公司的Sedc0702半潜式动力定位钻井平台钻进Bomu-l井。该钻井平台作业水深2 000 m,钻深7 700 m,完全满足Bomu-l井的钻井需求,并能在第一勘探期内完成钻井工作量,与直接租用其他承包商的设备相比可节约700--1 000万美元。

2、浅层危害物的识别评价与控制

为有效识别浅层危害物,在Bomu 1井原井位区附近专门进行了地震资料的获取及处理解释,结果如图3所示。

图3 JDZ-2地震剖面(局部)及新老井位对比

从图3可以看出,原井位深约1 928 m(泥线下293 m)处多条地震剖面上有振幅异常,分析认为该处亮点显示为以气囊形式存在于地层中的高压气体。为此,对原设计井位进行了更改,以避开浅层气区域,以免浅层气给钻井工程带来危害。而邻近区块的某井,由于在钻前未能较为准确地对浅层气进行识别和风险评价,表层井段钻进过程中钻遇较为严重的浅层气并造成井喷,致使钻井装备受损,地层塌陷,最终不得不更换井位重新开钻,直接经济损失近千万美元。

3、井身结构设计

结合实际地质条件,设计Bomu-l井的井身结构为:?762.O mm导管喷射下至泥线以下83 m;用?660.4mm钻头钻至主要目的层Tl层之上58 m,下?508.O mm套管;用?311.1 mm钻头钻至T2层之下,钻完全部主要目的层;若 ?311.1 mm井段无法钻至预计层位,则将该井段扩眼至?444.5 mm,然后下?339.7 mm套管,再用?311.1 mm钻头钻至设计层位,下?244.5 mm套管;最后用?215.9 mm钻头钻至最终设计井深3 558 m完钻。

Bomu-l井的实钻井身结构为:?762.O mm导管喷射下至泥线以下?108.6 m,用?660.4 mm钻头钻至主要目的层Tl层之上45.O m,用?311.1 mm钻头钻至井深3108.4 m,下人?244.5 mm套管,然后用?215.9 mm钻头钻至井深3 580.O m完钻。可见,设计井身结构与实钻井身结构吻合较好,钻井过程中没有出现因井身结构设计不合理导致的井口失稳和井下故障发生。而邻近区块的某井由于井身结构不尽合理,钻至井深4 489 m时发生井涌,作业者将钻井液密度提高至1. 62 kg/L,导致在井深4 257 m和4 489 m处发生较为严重的井漏,大大增加了钻井成本。

4、导管喷射下入

Bomu-l井采用的导管柱组合见表1。

表1 Bomu-1井导管柱组成

?762.0 mm导管柱采用 ?660.4 mm钻头喷射下入,水眼尺寸为14.3~25.4 mm,先以6.25 L/s的小排量钻进,然后慢慢提高至68. 75 L/s。通过水下机器人(ROV)观察,确保岩屑在 ?762.O mm导管内返出,导管外无岩屑返出。钻压由O逐步加大到454 kN,主要通过钻入泥线以下管串自身重力来控制钻压,保持泥线以上导管和钻杆处于垂直拉伸状态,即保持中和点在泥线以下。现场施工过程中,推荐钻压与实际钻压基本一致,施工过程中没有出现导管弯曲、下人受阻、钻井液外返、井口失稳等井下故障。

5、钻井液技术

Bomu-l井?762.O mm及?660.4 mm井段采用海水及海水/高黏清扫液钻进,均直接排向海底;由于?311.1 mm及?215.9 mm井段的泥岩地层易水化膨胀,引起垮塌、起下钻遇阻等井下故障,因此采用油水比为76:24的合成基钻井液体系钻进。Bomu-l井钻井施工表明,该体系具有良好的润滑性和抑制性,低温及高温下保持好的流变性能,钻井作业顺利、井径规则,可很好地满足地质和工程要求。

6、深水固井

Bomu-l井?508.O mm套管采用内管注水泥法固井,领浆密度为1. 44 kg/L,附加量为裸眼容积的150%,尾浆密度为1.90 kg/L,附加量为裸眼容积的50%,领浆返至海底泥线,尾浆返至套管鞋以上152.4 m,这样既可保证水泥浆返至海底,同时也可确保套管鞋处的固井质量,保证了后续作业的顺利进行。?339.O mm套管固井采用水下释放塞固井。?244.5 mm套管固井领浆密度为1.50 kg/L,附加量为裸眼容积的50%,尾浆密度为1. 90 kg/L,附加量为裸眼容积的50%,领浆返至T1层之上152.4 m(井深2 279.9 m左右),尾浆返至套管鞋之上152.4 m,固井碰压为4 MPa,水泥浆返至预定深度。

结论:

? 根据西非深水区块勘探开发的需要,开展了深水钻井完井技术攻关研究,初步形成了浅层危害物识别与控制、井身结构优化、深水钻井装备优选、导管喷射下入、深水井控、深水钻井液和深水固井等钻井完井关键技术,并成功应用于尼日利亚、安哥拉等西非深海水域,有力地推进了中石化海外油气勘探开发项目的进展,产生了良好的经济效益与社会效益。

? 中国石化在JDZ区块作为作业者成功完成了5口深水油气井的施工,其中作业水深1 655m的Bomu-l井是我国石油公司作为作业者完成的第一口深水井,在我国石油钻井史上具有十分重要的意义。这不但增强了中国石化进一步加大深水油气勘探开发投资的信心,也对中国的石油企业参与国内外深水油气勘探开发起到了示范与促进作用。

? 深水钻井在我国仍处于起步阶段,已形成的钻井完井技术还需进一步完善和加大应用力度。建议深入开展深水钻井完井关键技术研究,特别是开展深水完井理论与关键技术、钻井完井装备及工具的攻关研究及已有技术的规范化工作,以形成深水钻井完井配套技术,并进一步降低作业成本,使我国深水钻井完井技术水平逐步达到并超过国际先进水平,推进深水油气快速、经济、有效的勘探开发。

责编:王亭亭

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