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2 0 1 1 年第3 9卷第 1 1期 石 油机械 CHI NA P ETROL EUM MACHI NERY 应用技术 海古 1 0 1高含硫井钻井工程设计难点与对策 窦同伟 孙景涛 周 宝义 王 文 谢传东 1 ． 大港油田公司石油工程研究院2 ．大港油田勘探事业部 摘要针对海古 1 0 1井钻井工程设计过程 中遇到潜 山油气藏硫化氢含量高、地层压力系数低、 地层埋藏深且温度高、工具不配套及技术措施不适应等 问题 ，以钻井工程设计为主线，对该井井 身结构、井眼轨迹进行了 优化设计，对 P D C钻头进行了优选，钻具组合采用复合钻具进行钻进， 并根据实际情况选择 了相应级别 的防硫 井口装置 、套管及主要配件 ，满足 了高含硫钻井施工安全 、 快捷的要求。该井的安全顺利完钻，获得了许多高含硫井钻井的宝贵经验。 关键词 高含硫钻井 工程设计 技术难点 对策 0 引 言 海古 1 0 1 井位于河北省黄骅市埕海二区一号人 工岛， 构造位置歧口凹陷埕海潜山构造带海古 1背 斜高部位， 钻探的目的是评价海古 1背斜奥陶系含 油气情况 ，该井是 一 口四开 定 向井 ，设计 井深 为 5 1 5 9 ． 2 8 m，垂深 4 7 4 0 m，水平位移 1 8 9 0 ． 3 3 m， 井斜 2 4 ． 2 1 。 ，实际完钻井深 5 1 7 3 m，垂深 4 7 9 1 ． 4 1 m，水平位移 1 8 3 6 ． 1 1 m，实际最 大井斜角 2 7 ． 4 。 。 全井施工顺利 ，质量合格 ，钻井周期 1 1 7 ． 5 d ，建井 要技术难题有①相邻井的直井段井眼间距小；② 造斜段地层软；③套管下人困难等。这些问题是造 成设计 困难和钻井周期长的主要原因，能否有效地 解决这些问题是该地区实现安全 、快速和高效勘探 的关键 。 1 海古 1 0 1井钻井工程设计 1 ． 1 钻井设计剖面及井身结构 海古 1 0 1 井目标点深，位移较大，优选设计了 三段制剖面，造斜点选在成岩性好、岩性较为稳定 周期 1 5 7 ． 8 d ，平均机械钻速 6 ． 0 5 m ／ h 。 的明化镇组地层 ，避开了特殊岩性，以防止复杂情 该井钻井工程设计过程 中遇到的主要技术难题 况发生 。造斜率每 3 0 m控制在 2 ． 4 。 ，井斜角控制 有 ①潜山油气藏硫化氢含量高；②地层压力系数 在2 5 。 左右，以减少钻井过程 中出现的井壁不稳 低；③硫化氢腐蚀；④地层埋藏深、温度高； ⑤工 定。由于该井井口在埕海 2 1人工岛上，所以充 具不配套 ，技术措施不适应 。施工过程中遇到的主 分考虑防碰因素 ，钻井剖面设计见表 1 。 表 1 海古 1 0 1井剖面设计 井身结构设计 0 m m 导管 6 0 ． 5 m 4 4 ． 5 mm钻头 8 0 2 m 3 3 9 ． 7 mm套管 8 0 0 m 3 1 1 ． 1 r i l m钻头 X 2 9 7 4 I l l 2 4 4 ． 5 m m套管 2 9 7 0 m 1 5 ． 9 m m钻头 4 8 8 9 m 1 7 7 ． 8 m m 套管X 悬挂 2 6 0 0～ 4 8 8 5 、回接 0 2 6 0 0 m 够 1 5 2 ． 4 mm钻头 X 5 i 5 9 m 1 2 7 m m套管 悬 挂 4 7 3 55 1 4 9 m。 海古 1 0 1井井身结构设计时 ，将 1 7 7 ． 8 mm套 管回接至井 口，消除了 4 4 ． 5 m m套管被腐蚀的 安全隐患。 0 8 m m导管下深 3 0 m，封 隔地表疏 石油机械 2 0 1 1年第3 9卷第1 1 期 松窜漏层 ，建立循环。一 开 3 3 9 ． 7 mm套管下深 7 5 0 m，作为表层套管封 隔平原组造斜终点 ，安装 井 口装置 ，提供井控条件 。二开 2 4 4 ． 5 m m套管 下至沙河街顶部 ，封过东营组及以上低压层 、浅油 层 ，减少 2 1 5 ． 9 m m裸眼段长度 。三开 1 7 7 ． 8 m m 油层套管采用悬挂 回接的方式下至奥陶系顶部 ，封 隔储层以上的相对高压系统，降低产层井漏风险， 有利于保护产层。四开 1 2 7 mm尾管采用悬挂射 孔完成奥陶系 目的层 。 1 ． 2 钻具组合设计 该井较深 ，水平位移较大，稳斜井段较长 ，且 上部井段需要与多口已完成邻井防碰，井眼轨迹的 控制难度较大 ，因此除 1 5 2 ． 4 m m井 眼外全井钻具 均采用导 向马达和 MWD组合；采用加重钻杆代替 钻铤 ，以减小套管 的摩擦阻力 ； 3 1 1 ． 1 m l n以上井 眼均采用 1 3 9 ． 7 m m钻杆， 降低钻井液的循环压耗。 邻井海古 1井在小井眼井段 出现硫化氢腐蚀情 况 2 1根 1 2 1 mm钻铤均出现小麻坑 ，起出的2 3 2 根 8 9 mm钻杆和 2 6 8根 l 2 7 r n m钻杆外表 面均有 不同程度的发黑现象 ，部分钻杆外表面有 锈蚀点 、 带。因此海古 1 0 1 井在钻杆选择时综合考虑钻杆强 度和硫化 氢氢脆 现象 ，决定 2 1 5 ． 9 m m井 眼上段 采用 S级钻杆 ，满足强度需求 ， 2 1 5 ． 9 m m井眼下 段和 1 5 2 ． 4 mm全井 眼全部采用 G级钻杆 ，防止 出现硫化氢腐蚀。跟踪海古 1 0 1 井发现， 钻具起出 后完好，没有出现上述腐蚀现象。 1 ． 3 钻 井液体系设计 该井一开采用膨润土钻井液体系 ，二开采用聚 合物和硅基防塌钻井液体系，三开采用 U h r a d r il 钻 井液体系 ，四开采用清水。鉴于海古 1 井沙河街组 和二叠系地层坍塌掉块 严重 ，且 2 1 5 ． 9 m m井径 扩径严重的情况 ，海古 1 0 1井在三开井段采用了麦 克 巴 U h r a d r i ] 水基钻井液 。由于奥 陶系地层压力系 数较低 ，以往在潜山钻进时经常发生井漏 ，邻井海 古 1 井潜山地层 、千米桥潜 山地层钻进时均采用清 水 ，故该井 四开采用清水钻进 ，同时保证加入足量 的除硫剂和缓蚀剂 ，防止出现人员中毒及井下钻具 事故 ，井漏可加人非渗透单向封堵材料。 通过海古 1 0 1 井现场的实际施工，钻井液密度 得到了控制，井壁坍塌和井径扩大现象均得到有效 缓解。其 中 3 1 1 ． 1 m m 井 眼平 均 井 径 扩 大 率 为 4 ． 6 1 ％ ， 1 5 ． 9 m m井眼平均井径扩大率为 5 ． 5 9 ％ ． 1 5 2 ． 4 m m井眼平均井径扩大率为2 ． 1 9 ％。 为保证钻井施工的顺利进行，建议对钻井液采 取如下措施 。 1 明化镇地层造浆严重，钻井液 中 KP A M、 铵盐等钻井液处理剂足量加入 ，钻井液漏斗粘度控 制在 5 0 s 左右、A P I 滤失量控制在 8 m L以下。 2 为使井眼规则，提高 电测一次性成功率、 防止起下钻遇阻，钻井液二开后逐渐加入有机硅聚 合物、磺化沥青和改性石墨等产品，以提高钻井液 抑制性和泥饼质量，降低钻井液滤失量。钻井液 A P I 滤失量控制在 5 m L以下，泥饼摩阻系数≤0 ． 1 。 3 沙河街地层 易坍塌掉块 ，在选 用合理钻 井液密度的同时，加大沥青质含量高的改性沥青类 产品用量 ，并加入 磺化酚醛树脂等 泥饼质量改善 剂 ，使钻井液具有 良好的护壁性。 4 针对部分钻井液处理剂高温失效导致的 钻井液起泡问题 ，进一步优选钻井液处理剂 ，使钻 井液抗温达 1 8 0℃以上。 5 为解决 可能 钻遇 的砂砾岩地层 、煤层及 小断层易发生渗透性漏失问题，继续使用单项压力 封闭剂、超低渗防漏剂等钻井液处理剂，以提高地 层承压能力 ，防止钻井液渗透性漏失 。 6 潜山储层含有较高的 H ’ s 。四开钻井液要 加入除硫剂 碱式碳酸锌等和 H s缓蚀剂 ，p H 值要保持在 l 1 以上，以防止钻井液因 H S污染性能 恶化，确保施工安全，环境不受污染及钻具安全。 1 ． 4 钻头优选设计 针对 3 1 1 ． 1 r n m井眼主要钻遇上部 中软地层 ， 优选 MD 9 5 3 1 Z C钻 头进行钻进 。由于该 地区馆 陶 组地 层 底 砾 岩 含 量 较 少 ，所 以设 计 时 直 接 用 MD 9 5 3 1 Z C钻头钻穿馆陶组地层至东营组底部 ，整 个二开井段只用 1只钻头进行钻进 ，减少了起下钻 时间。实现 了 1个井 段 ，1只钻头 ，1次起 下钻。 该钻头机械钻速达到了 1 1 ． 1 5 m ／ h 。 1 ． 5固井优化设计 结合海古 1 0 1 井压力系数低 、高温和高含 H S 等难点 ，采用以下固井设计原则 1 考虑到奥陶系地层压力系数 比较低和易 井漏 的实 际情况 ，对于 1 2 7 m m尾管 固井采用低 密度水泥浆固井；而对于较长的 l 7 7 ． 8 m m套管 固井段，如全部采用常规密度水泥固井存在地层压 漏的风险，因此设计采用双密度水泥固井，以保证 1 7 7 ． 8 iC lCl m套管的固井质量。 2 直径为 2 4 4 ． 5 、1 7 7 ． 8 m m 套管和直径为 1 2 7 1T im尾管均选择使用气密封扣防硫套管应对高 含硫化氢 、高含二氧化碳的井下环境。 1 ． 6 防硫重点措施 1 往钻井液中加入足量的除硫剂 、缓蚀剂 ， 2 0 1 1年第3 9卷第 1 1 期 窦同伟等海古1 0 1高含硫井钻井工程设计难点与对策 一 4 9一 保持 p H值在 1 1以上 ， 下钻具事故。 防止 出现人 员中毒 以及井 2 ． 3 套管下入困难的问题 2 含硫地层 井段钻 杆全部 采用 G级钻 杆 ， 缓解硫化氢气体对钻具的腐蚀 ，避免钻具因氢脆发 生断裂。 3 技术套管、生产套管和生产尾管均采用 气密封螺纹 防硫套管 ，尤其是 d 7 7 ． 8 m m套 管和 1 2 7 mm尾管 ，防硫级 别均为 s s ，避免在钻井 或 生产过程 中硫化氢气体腐蚀套管 ，影响钻井安全和 油气井寿命 。 4 直径 1 7 7 ． 8 、1 2 7 mm套管 串中悬 挂器 、 回接简 必 须 具 备 防 硫 条 件 ；由于 4 4 ． 5 m m 1 7 7 ． 8 m i l l 套管头在钻井过程中长期接 触钻井液 ， 所以防硫 级别选用 H H级 ；节流管汇 和压井管 汇 中，1 、2 a 、2 b 、3 a 、3 b 、4 闸门和防喷管线抗硫 等级均为 F F级。 5 井控装 置全部为防硫井控装 置 ，其 中旋 转防喷器防硫级别为 E E级 ，其他为 F F级。所需 的变径法兰防硫级别也为 F F级 。 6 要求现场施工过程中要加强硫化氢气体检 测，一旦硫化氢气体溢出，要立即采取相应措施。 2 钻井施工过程主要技术难点 针对海古 1 0 1井及存在相邻井的直井段井眼 间距小、造斜段地层软和套管下人困难等问题，采 取了相应技术措施。 2 ． 1 相邻井的直井段井眼间距小 埕海二 区一号人工 岛设计井 口纵横 间距 均为 2 ． 5 m，直井段打直防碰是整个井组顺利施工的关 键。采取轻压 吊打等技术措施控制井斜不大于 0 ． 5 。 。 2 ． 2 造斜段地层软 造斜段所钻地层均为砂泥岩互层 ，施工井由于 位移大、造斜点浅 、地层不稳定 ，容易发生井眼垮 塌 ，造斜率低的情况 。同时 ，造斜井段长 ，岩屑容 易在下井壁沉积， 造成卡钻等复杂情况，也将影响 定向造斜。对于这一问题 ， 摸索总结出了可行的施 工工艺，主要是 ①优选钻头类型和参数， 保证侧 向造斜能力；②优选马达 ， 优化马达稳定器、传动 轴和弯点支撑等结构，增强造斜能力；③在考虑传 压简化钻具组合的同时，保证马达上部钻具具有一 定的刚性；④严格执行现场施工工艺，保证工具面 稳定，钻进平稳；⑤优化随钻仪器，及时测斜跟踪 调 整 。 为解决套管下入困难的问题 ，主要采取如下措 施 ①保证井 眼轨迹与设计轨迹相吻合 ，施工中减 少过大狗腿角的形成；②下套管前采用大排量倒划 眼方式起钻，确保井眼不阻不卡，消除岩屑床；③ 保证下套管前的钻井液有 良好 的防塌性及最理想的 润滑性，打入适量的封闭液，增加悬浮力； ④井眼 与套管间隙小 ，遇阻遇卡概率大 ，由于该井采用三 开贝克提供的悬挂器 ，最小内径为 1 5 1 ． 3 6 m m，导 致钻头未能按设计要求选取 ，而是采用 0 1 4 9 ． 2 m m 钻头钻进 ，下入的套 管接箍外径为 1 4 1 ． 3 mm，建 议采用无接箍套管。 3 钻井效果分析 通过对国内高含硫井 的广泛调研 ，根据大港油 田潜山高含硫实际情况 ，对海古 1 0 1井井身结构、 井眼轨迹进行 了优化设计 ，对 P D C钻头进行 了优 选并根据工程实际情况选择了相应级别的防硫井口 装置、套管及主要附件，满足了高含硫井钻井施工 安全 、快速的要求。该井已于 2 0 1 0年 8月 2 4日顺 利完钻。 利用地层三压力预测对海古 1 0 1井井身结构进 行优化 ，同时优选 P D C钻头钻穿馆陶组地层 ，全 井大部分井段采用 P D C十马达复合 钻进方式进行 钻进 ，使机械钻速得到提高。与海古 1 井相 比，在 井深增加 3 2 7 n l 的情况下 ，事故 复杂时效降低 了 4 5 ． 7 ％ ，机械钻速提高了 5 ． 6 ％ ，钻井周期 只增加 了 4 ． 4 d 。录井 结果显示 ，全井共见 油气显示 3 4 4 m ／ 1 0 1 层 。其 中沙河街见显示 6 1 m ／ 2 4层 ，中生界 见显示 4 0 m ／ 1 6层 ，石 炭二叠 系见显示 1 7 9 m ／ 4 1 层 ，奥陶系见油气显示 6 4 n v 2 0层 。测井解释结果 显示 ，全井解释油气同层 1 9 ． 1 m ／ 3层、气层 l 2 ． 3 m ／ 3层 、差 油 层 1 5 ． 6 m／ 8层 、差气 层 1 5 ． 1 m ／ 4 层 、油水 同层 6 ． 2 r n ／ 2层和气水同层 3 0 ． 8 m／ 3层。 裂缝带 1 2 2 ． 3 m ／ 2 2层。 4 结论与认识 大港油田潜山地层的 H S 含量高于全国大部 分气田的 H S含量 ，钻井施工难度大。海古 1 0 1 井 是大港油田第 1口在高含硫情况下全面考虑硫化氢 防护的井。该井的安全顺利完钻 ，获得了许多高含 硫井钻井的宝贵经验 。 下转第5 2页 石 油机械 2 0 1 1年第3 9卷第 1 1 期 平行 的一条直线上移动 ，随着主平衡块 向曲柄轴 的 移近，偏置角增大 ，其变化规律与扭矩需求趋势吻 合，而数值区间基本落在实际工况需要范围。故改 造后 的曲柄结构较好地满足了小排量机井的实际工 况需要。 削去主平衡块 的加工较简单，可采用普通刨床 直接加工，或采用钻床在平衡块两侧沿 Y 处每隔 2 0 ～ 3 0 i T l m钻 1 0和 5 0 m m左右深的排孔 ，然后用冲 铲敲击去除多余体积，并用手砂轮机打磨平整。该 做法的优点是不需要将平衡块运回修理厂，可直接 在井场上完成 ，省时省工，对没有刨床的单位不失 为一个简单有效的方法 ，缺点是加工表面质量较粗 糙。被削去后的曲柄按 图 2安装 ，用螺栓 固定。调 参作业时只调整主平衡块的位置而不调整削去后 的 配重平衡块。整体加工、安装及操作都很简单。 3 现场应用效果 上述改造方案已在大庆油 田有限责任公 司采油 六厂部分应用。每台机 的改造费用仅 3 0 0 0元左右 不计台班费 ，油 田内部价格 。从现场使 用情况 看 ，安装和调参与原来作业基本没有变化 。由于此 时用的主平衡块是原来 的副平衡块 ，质量较轻 ，调 参作业 比过去节省时问 ，操作起来更方便 。从运行 结果看 ，改造后的曲柄平衡扭矩 比原机减小 ，偏置 角增大 ，适合减速器输 出轴扭矩在 3 0 3 4 k N 1 1 3 、 悬点载荷在 4 0～ 7 0 k N工况范围的机井要求 ，使该 机 的节 电性能得以继续在小排量机井 中发挥。与常 规机比较 ，改造后 的节 电率虽然没有原设计高 ，但 仍可达到 2 4 ％左右。 4 结 论 1 非对称循环抽油机 曲柄装置 可以较 容易 地进行改造 ，以适应小排量机井的工况要求。 2 该曲柄装置改造 的关键 点是 削去其 中一 个平衡块部分质量并合理地设置配重。 3 实践证明，所提出的曲柄改造方案实施成 本低、调参方便，易被现场接受，为同类大偏置角、 非对称结构曲柄装置的改造设计提供了参考依据。 参考文献 [ 1 ] 邹慧君 ． 机械原理 [ M]． 北京高等教育出版社， 2 0 0 1 3 8 93 9 1 ． [ 2 ] 刘鸿文 ．材料力学 I [ M]．北京高等教育出版 社 ，2 0 0 4 3 7 3 3 7 6 ． [ 3 ] 谭云，何富君 ，吕雅平 ．渐开线节能抽油机曲柄 结构设计与研究 [ J ]．石油机械，2 0 0 5 ，3 3 8 222 4． 第一作者简介吕雅平，女，工程师，生于 1 9 6 3年， 1 9 8 7年毕业于大庆石油学院，现从事现代工程图学及计算 机绘图 A u t o C A D的教学工作。地址 1 6 3 3 1 8 黑龙江省 大庆市。电话 0 4 5 9 6 5 0 3 3 3 7 。Em a i l l v y a p i n g 1 2 6．c o m 。 收稿 日期 2 0 1 1 0 51 5 本文编辑赵连禄 上接第 4 9页 1 针对潜 山硫化氢含 量高 的情况 ，优选 了 防硫套管、防硫井控装置 、抗硫钻具组合等钻井和 井控工具、设备，同时对钻井液进行处理，有效控 制了硫化氢对钻具和井控设备的腐蚀，保证了钻井 施工的安全 。 2 对井身结构进行 了优化设计 。针对潜 山 地层压力系数低 、易漏 的特点 ，井身结构设计时设 计油层专打，采用低密度无固相清水钻井液体系， 有效控制 了井漏。 3 钻具组合采用复合钻具进行钻进，在含 硫地层钻杆选用 G级钻杆以防止硫化氢腐蚀，在 上部地层采用 s级钻杆保证钻具强度。 4 上部地层优选 P D C钻头钻穿 明化 、馆 陶 和东营组地层 ，实现 1个井眼 ，1只钻头 ，1趟钻 。 参考文献 [ 1 ] 曾时田．川渝高含硫气田钻完井主要难点及对策探 讨 [ J ]． 钻采工艺 ，2 0 0 8 ，3 1 1 1 6 ． [ 2 ] 魏学成 ．高压含硫气井安全钻井技术 [ J ]．西部探 矿工程 ，2 0 0 6 9 1 9 11 9 4 ． 第一作者简介窦同伟，工程师，生于 1 9 7 0年，1 9 9 1 年毕业于大港石油学校钻井工程专业 ，现从事钻井设计研 究工作。地址 3 0 0 2 8 0 天 津 市 大港 区。电话 0 2 2 2 5 9 2 1 4 4 4。 E ma i l d t w _c n p e 1 2 6 ． c o m。 收稿 日期2 0 1 1 04 2 6 本文 编辑赵连禄
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