沙特多底分支水平井钻井技术应用[论文]

沙特多底分支水平井钻井技术应用探讨

【摘要】沙特油田是海相沉积地层,采用分支井钻井技术,在同一地层或不同产层内侧钻形成多底分支井眼,可大幅提高油气井产量,降低油气井综合成本。目前主要形成套管自上而下开窗侧钻多底分支井、套管自下而上开窗侧钻多底分支井和裸眼水平段或大斜度段多次侧钻多底分支井等三种不同类型的多底分支井,在hrdh、utmn等钻井区域的现场应用,取得良好效果。

【关键词】多底分支水平井可取式斜向器侧钻沙特

根据地质结构条件和地层岩性特征,在同一主井眼系统内,采用

分支井钻井技术,在同一地层或不同产层内侧钻形成多底分支井眼,可大幅提高油气井产量,降低油气井综合成本,是目前众多油田采

用的先进技术之一。

沙特油田的区块都是海相沉积地层,地层为中生代和新生代,以

流沙、白云质石灰岩、页岩和硬石膏为主,主力油层在arab-c和arab-d地层。上部多为流沙和松软的白云岩、少量页岩及石灰岩,下部多为石灰岩、硬石膏和砂岩。为最大限度提高油气井产量,沙特油田在主要油区采用分支井钻井技术,解决多底分支井钻井所面临特殊工具多、工序复杂;同一主井眼内存在多套地层压力系统,发生漏喷几率大等技术难点,主要形成套管自上而下开窗侧钻多底分支井、套管自下而上开窗侧钻多底分支井和裸眼水平段或大斜度段多次侧钻多底分支井等三种不同类型的多底分支井,在hrdh、utmn 等钻井区域的现场应用,取得良好效果。

1 不同类型多底分支井钻井技术

1.1 套管自上而下开窗侧钻形成多底分支井

多底井钻井涉及多方面的特殊工具,其中可取式斜向器是实现多次套管开窗侧钻的关键工具之一。利用可取式斜向器在套管内多次开窗侧钻形成多个井眼。

hrdh-171井老井φ473mm表层套管下深24.4m,φ339.7mm技术套管下深638.11m,φ244.5mm技术套管下深1115.55m,φ178mm尾管至2245.12m,φ155.5mm井眼水平段至2907.31m,裸眼完井。

第一次套管开窗。下入φ139.7mm机械可取式斜向器,mwd高边定向(斜向器方位:20°),座斜向器,套管开窗,窗口位置

2146.66-2150.61m,起钻。下入φ155.5mm钻头、φ120.6mm可调弯外壳马达、lwd随钻测井等钻具结构,侧钻钻进至着陆点

2339.02m(井斜88°、方位54°),水平段钻进至3253.66m(水平段长914.64m),循环、酸洗井眼、起钻,完成第一个井眼。

第二次套管开窗。下入斜向器取出工具打捞出第一个斜向器,φ155.5mm钻头或磨鞋钻穿座封于2153.04m的上桥塞,并通井至下桥塞顶部2178.5m,循环起钻,下入φ155.5mm磨鞋、φ155.5mm钻柱铣修整窗口。下入第二个φ139.7mm机械可取式斜向器,mwd高边定向(斜向器方位:20°),座斜向器于下桥塞顶部,套管开窗(窗口位置2171.65-2175.61m),起钻。继续下入φ155.5mm钻头、φ120.6mm 可调弯外壳马达、lwd随钻测井等,侧钻钻进至着陆点2301.83m(井斜88°、方位90°),水平段钻进至3217.38m(水平段长915.55m),

循环、酸洗井眼,完成第二个井眼。

1.2 套管自下而上开窗侧钻形成多底分支井

套管自下而上开窗侧钻亦需要多次下可取式斜向器,悬空座封于开窗点或利用密封型桥塞为斜向器提供支撑。

utmn-1514井φ609.6mm表套下深210.9m ,φ473mm套管下深767.07m,φ339.7mm套管下深1256.71m,φ311.1mm钻头钻至井深1693.30m定向、马达增斜钻进至2146.34m(井斜67.7°,方位20.6°),下φ244.5mm套管,φ215.9mm井眼增斜钻至2347.56m达到着陆点,水平段钻进至2972.56m,下入φ178mm尾管,悬挂至1922.26m,φ155.5mm主井眼水平段继续钻进至4329.27m,清洁井眼起钻,完成主井眼。

下入第一个φ139.7mm机械可取式斜向器,mwd高边定向,座斜向器于φ178mm尾管内2667.68 m(水平段),套管开窗侧钻,钻第二个φ155.5mm水平井眼至4319.50m(水平段长1651.82m),喷射、清洁井眼、起钻,完成第二个井眼。

下入第二个φ139.7mm机械可取式斜向器,mwd高边定向,座斜向器于φ178mm尾管内2362.80m,套管开窗侧钻,钻第三个φ155.5mm 水平井眼至4423.78m,清洁井眼,起钻,打捞出斜向器,完成第三个井眼。

1.3 裸眼水平段或大斜度段多次侧钻形成多底分支井

利用随钻测量或随钻测井系统,在水平裸眼段多次侧钻形成多个井眼。

hrdh-153井老井φ473mm表套下深126.83m,φ339.7mm套管下深658.84m,φ244.5mm套管下深1182.01m,φ178mm尾管下至

2193.29m,φ155.5mm井眼水平段钻进至2796.65m裸眼完井。

下入可循环式桥塞、座封于2081.65m,注水泥封堵桥塞以下井眼,下入φ139.7mm机械可取式斜向器,方位:20°,mwd高边定向(井斜56°),座斜向器2092.99m,套管开窗侧钻后,下入φ155.5mm钻头、φ120.3mm可调弯外壳马达、lwd随钻测井等,侧钻钻进至着陆点2244.51m(井斜90.3°、方位14°),继续水平段钻进至3166.16m(水平段长921.65m),完成第一个井眼;充分循环,起钻至预定侧钻点2240.85m(井斜90.4°、方位337°),继续水平段钻进至

3208.84m(井斜92.83°、方位284.33°、水平段长967.99m),完成第二个井眼,最后进行封隔器完井作业。

2 几点认识

(1)通过应用多底分支井钻井技术,主井眼、分支井眼分别套管固井完井,这样可实现大幅度提高油气井产量、降低油气井综合成本,具有很高的实用价值。

(2)多底分支井钻井技术应用过程中,主井眼裸眼段存在的多套压力系统的控制十分关键,漏喷矛盾突出,对安全钻井直接构成威胁。

作者简介:隆新林,1974年9月出生,籍贯:山东沾化,2007年毕业于石油大学(东营)石油工程专业,工程师,现任中国石化集团中原石油工程