【文章內(nèi)容簡介】 壁鉆具組合，第二次才把斜向器座放到位。與CB11井相同，用了兩趟鉆完成開窗側(cè)鉆。開窗井段為33533359米，側(cè)鉆井段為33593365米。泥漿槽內(nèi)的磁鐵回收到18kg的鐵屑，理論計算開窗切削的鐵屑量應(yīng)為97kg，可見有大量的鐵屑是不能隨泥漿循環(huán)返到井口的。8 1/2井眼Leg2鉆井與Leg1的設(shè)計相同，Leg2的2000米設(shè)計井眼軌跡處于產(chǎn)層的上部，到軌跡末段降至產(chǎn)層底部。用了6趟鉆鉆達井深4751米，段長為1386米，所用鉆頭均為硬質(zhì)合金齒三牙輪鉆頭。當鉆達4331米時由于不能實現(xiàn)滑動鉆井而起鉆。在井深3391到4329米，自上而下用LWD劃眼測井，測量項目有GR/Res/Den/Neu/ACAL。在井深鉆達4350米時加入1%的Cosco潤滑劑，對降低摩阻、扭矩和給鉆頭傳壓起到了很好的作用，也提高了鉆井中的ROP。當井深鉆到4751米時，由于扭矩峰值高起鉆，在起鉆時有多處井段遇阻嚴重，必須倒劃眼才能通過，鉆柱起出后發(fā)現(xiàn)BHA上部的鉆桿有多處壓彎。Leg2鉆遇了三處大段的泥巖，它們分別是40504190（140米）、42904380（90米）和45704751（181米，碳質(zhì)泥巖），由于泥巖段井眼失穩(wěn)，導(dǎo)致通井修正井眼的鉆具在通井時十分困難，多處井段需反復(fù)劃眼方能通過，起鉆后發(fā)現(xiàn)震擊器以下30米鉆柱落井，考慮到多段泥巖段井眼失穩(wěn)，決定側(cè)鉆。8 1/2井眼Leg2ST1鉆井第一次在3871米用PDC鉆頭裸眼側(cè)鉆未成后（由于螺桿鉆具的扶正套），在3813米側(cè)鉆成功。從井深3813米到5031米，1218米進尺共用了9趟鉆。最后一趟鉆鉆到產(chǎn)層底部的煤層。該側(cè)鉆井段位于Leg2的軌跡的下方，試圖避開Leg2鉆遇的泥巖段，但并沒有避開，在46154690（75米）、48105020（30米）、50205031（11米，碳質(zhì)泥巖/煤）鉆遇了3個泥巖段。當泥漿密度加到11Kpa/m時發(fā)生井漏，在CB21井也有同樣的情況，說明該密度可能是鉆井過程中泥漿密度窗口的上限值。Cosco潤滑劑的減阻效果得到進一步的證實。在旋轉(zhuǎn)鉆井模式下，用AGS（可變徑穩(wěn)定器）進行井斜控制取得了很好的效果。由于鉆遇多個泥巖段，Leg2ST1沒能達到設(shè)計的長度。用于9 5/8套管開窗側(cè)鉆的Baker斜向器一次回收成功。為了能順利下入生產(chǎn)側(cè)井工具，決定在Leg1中下入7預(yù)鉆孔篩管。在下入7預(yù)鉆孔篩管前的通井作業(yè)中，在井深39004000米的泥巖段曾多次短起下，由于井眼情況不好，決定只下入600米左右的篩管。篩管下入井深為33803998米，與9 5/8重疊20米，沒下懸掛器和封隔器，在39003980米泥巖井段時下壓100噸才將篩管下入。通過7預(yù)鉆孔篩管下入時的數(shù)據(jù)計算，實際的摩阻系數(shù)要比事前模擬時用的摩阻系數(shù)大得多。4 1/2油管完井在第一次4 1/2完井管柱下入到1957米時突然遇阻封隔器在井深1500米處提前座封，經(jīng)多次解封失敗以后，從1488米處割斷并起出封隔器以上部分的油管，磨銑封隔器，測井徑，測得9 5/8套管最嚴重的磨損段在井深2322352372716和3050米處。造斜段井深131481491505米處的磨損分別為5 mm， mm。再次進行水泥膠結(jié)測井確認了9 5/8套管水泥返高為1125米，針對以上情況經(jīng)有關(guān)各方面討論和用StressCheck模擬計算，決定不再對9 5/8套管的磨損做強度補救，直接下入4 1/2油管完井完井，經(jīng)漏失試驗4 1/2油管和9 5/8套管之間環(huán)空成功試壓到23Mpa。 CB21井CB21井是長北氣田完成的第四口雙分支水平井，該井于2006年8月3日就位，2007年2月16日完井，共計202天，井深7935米，比設(shè)計滯后37天。該井8 1/2井眼刷新的三項鉆井記錄：1）由于鉆遇不穩(wěn)定泥巖，8 1/2井眼水平段比設(shè)計長度多鉆了534米。2）在兩個8 1/2分支井眼內(nèi)均下入了7預(yù)鉆孔篩管。3）成功地用鉆桿送入的方式將專用成象測井工具送入到8 1/2分支井眼內(nèi)并進行測井。12 1/4井眼KOP為1190米，以后持續(xù)造斜，順利鉆穿產(chǎn)層上部煤層后，在井深3406米進入產(chǎn)層著陸，井斜角88186。 9 5/8套管下達到3401米（進入產(chǎn)層的垂深為2米），水泥返高2000米。8 1/2第一分支水平井開始井段用渦輪加孕鑲齒鉆頭造斜，其后均采用導(dǎo)向螺桿鉆具組合和三牙輪鉆頭鉆井，由于鉆遇不穩(wěn)定泥巖，在井深4415米處被迫起鉆，第一分支水平段長1015米。裸眼側(cè)鉆Leg1ST，鉆到井深5425米結(jié)束，Leg1ST井眼長度為1513米。在9 5/8套管內(nèi)下入斜向器（斜向器位于產(chǎn)層頂部以下垂深1米處）開窗側(cè)鉆第二分支，第二分支水平段完鉆井深5324米，長度為2006米。這樣，8 1/2井眼三個分支的總長度達到4534米。7預(yù)鉆孔篩管分別下入到第一分支水平井和第二分支水平井內(nèi)，以封固泥巖不穩(wěn)定井段。 4 1/2油管下入到9 5/8套管內(nèi)完井。井眼數(shù)據(jù)：井段套管井眼尺寸（）井深（m）/段長（m）尺寸（）下深（m）2634/34203316657/62313 3/865412 1/43406/27839 5/834018 1/2 L134014415/10158 1/2 L1 ST39125425/15138 1/2 L233545360/2006各井段作業(yè)天數(shù)：作業(yè)內(nèi)容設(shè)計天數(shù)實際天數(shù)16井眼鉆井13 3/8套管固井12 1/4井眼鉆井499 5/8套管固井98 1/2井眼鉆井(Leg1)44Leg134合計Leg1ST9 5/8套管開窗側(cè)鉆8 1/2井眼鉆井(Leg2)4441Leg2下入7預(yù)鉆孔篩管1斜向器回收Leg1重入，測井，下入7預(yù)鉆孔篩管6下4 1/2完井管柱16井眼鉆井：用一個鉆頭鉆完全井段，為了改善鉆井時的軸向振動和提高機械鉆速，在BHA中加入了減振器和9 5/8螺桿鉆具。為了防止井眼沖刷，在井深60米前的軟地層排量控制在2000升/分鐘以內(nèi)，其后逐步增加，到井深100米時達到3300升/分鐘。鉆井到井深498米處遇到劇烈的扭矩波動，將鉆具提離井底后打入10米3稠塞清掃井眼，在震動篩發(fā)現(xiàn)有煤塊。此后鉆井順利，鉆完該井段用電子多點投測，井斜在井身質(zhì)量要求的范圍內(nèi)。13 3/8套管頭座掛在20導(dǎo)管內(nèi)，采用內(nèi)管注水泥法進行固井，用轉(zhuǎn)盤直接將注水泥插頭下入井中，不用另一套輔助的下入設(shè)備，節(jié)約了時間，同時也減少了GSE的風險，套管下入和固井順利。12 1/4井眼鉆井：該井的軌跡設(shè)計是單增斜段剖面，KOP在1200米。 5/8螺桿鉆具的稍微欠尺寸的滿眼鉆具組合，三牙輪鉆頭，直井段的ROP達到30米/小時，其后ROP逐漸下降，在井深1500米時ROP降到18米/小時。在長北氣田，這是一趟比較成功的鉆具組合，一趟鉆鉆完了直井段后又接著在1190米開始造斜鉆進（在井深900米到1200米還鉆遇硬地層），直到井深1514米，由于MWD信號問題起鉆，進尺達860米。 在第二趟鉆的下鉆過程中，在1196米遇阻，接著頂驅(qū)壞，改用方鉆桿繼續(xù)鉆井，由于井眼已空井56天，井下情況變得更壞，只能用方鉆桿不斷地向下劃眼，鉆到1545米，頂驅(qū)修好后，又重新裝上頂驅(qū)鉆井。在此后鉆井過程中，起下鉆通過KOP井段時總會遇到麻煩。隨后，用7趟鉆鉆到煤層頂部，井深3006米（垂深2786米），平均ROP為4米/小時，到井深2700米以后有所下降。加入菜子油作潤滑劑降低了鉆井時的摩阻和扭矩。在煤層段的鉆井工藝如下：1）在第一煤層段鉆進一個立柱，上提鉆柱時只開泵不旋轉(zhuǎn)鉆具，下放時劃眼。2）向下鉆遇更多的煤層以后，每鉆進一立柱開泵上提下放但鉆柱不旋轉(zhuǎn)，以避免鉆柱旋轉(zhuǎn)時撞擊井壁造成井眼不穩(wěn)定。用以上工藝一趟鉆順利鉆穿煤層并鉆達目的層，井底井深3406米（進入產(chǎn)層的垂深為2米），由于井斜角比設(shè)計的87186。高，在最后的井段只能降斜鉆進，以便此后下入斜向器，這樣的井眼軌跡對其后的8 1/2井眼鉆井不利，容易使鉆柱產(chǎn)生屈曲變形。最后一趟鉆起鉆時，在鉆頭“濕起鉆”起到煤層段以上之前，打入15米3稠塞到井底，當鉆頭起到煤層段以上，充分循環(huán)一周以后，在鉆柱內(nèi)打入稠塞再起鉆。由于采用了以上煤層段的鉆井和起鉆工藝措施，煤層段井眼起下鉆基本順利，沒有太大的阻卡情況。在井眼清潔和穩(wěn)定方面，為防止泥巖膨脹造成井眼不穩(wěn)定，12 1/4井眼鉆出套管鞋后就采用低固相鉆井液；全井段自始至終執(zhí)行Kamp。M井眼清潔程序，即：1）大排量，排量要保持在3500升/分鐘以上。2）當井斜角大于60186。，6轉(zhuǎn)的粘度計讀數(shù)要大于10。3）每次起鉆前，用稠塞清掃井眼，清除井底的巖屑床。以上措施基本保證了鉆井過程中的井眼清潔，沒有發(fā)生與井眼清潔相關(guān)的問題。裝在BHA部分的振動傳感器有助于降低施工中井下振動給鉆井帶來的危害。9 5/8套管固井在井深2948米以前下入順利，在2948米泥巖遇阻15噸，用循環(huán)封隔器和頂驅(qū)采用邊循環(huán)邊下的方式將套管下入。在煤層段頂部3039米處和井深3248米等處遇阻，下壓2550噸通過（正常的上提/下放鉤載為260/175噸），套管的最終下深為3391米。注水泥固井順利，水泥返高2000米。由于浮箍或浮鞋損壞，套管試壓不成功，決定等鉆完水泥塞后用RTTS封隔器再進行套管試壓。8 1/2井眼Leg1鉆井：用常規(guī)的鉆具組合鉆出套管鞋到井深3407米，下刮管器刮9 5/8套管到2910米，RTTS封隔器座封在2853米。起出RTTS封隔器發(fā)現(xiàn)有大塊的封隔器落井，下打撈籃僅撈出部分封隔器的密封和摩擦塊，又下入強磁打撈工具撈出一小塊金屬碎塊，判斷井下情況可以正常鉆進， 5/8渦輪鉆具組合和孕鑲齒鉆頭鉆進，由于MWD失效打了119米進尺起鉆，更換了MWD以后仍然下入原鉆具組合鉆進，ROP低于上一趟鉆，改變鉆井參數(shù)無效，在滑動態(tài)鉆井時渦輪鉆具蹩停，起鉆發(fā)現(xiàn)渦輪鉆具軸承的磨損已超過了允許的極限，鉆壓根本沒加到鉆頭上。決定結(jié)束渦輪鉆具試驗，ROP高于前兩趟鉆。井深40244033米鉆遇碳質(zhì)泥巖，繼續(xù)鉆進15天到井深4415米時，泥巖段井眼失穩(wěn)，測量全套的LWD，井徑數(shù)據(jù)表明，絕大部分泥巖段的井眼沖蝕嚴重，40224028米井段的井徑達到14，4066米處達到16。LWD測井以后再下鉆時鉆具通不過泥巖段，決定在井深3912米裸眼側(cè)鉆。與CB21井一樣，地層的研磨性很強，鉆頭起出后都磨得不足尺寸，螺桿鉆具上的穩(wěn)定器也嚴重磨損，其結(jié)果導(dǎo)致原來是增斜特性的鉆具組合變成穩(wěn)斜甚至降斜組合，給井斜控制帶來不少麻煩。K$M井眼清潔程序貫穿于8 1/2井眼Leg1鉆井的始終，即：1）保持較高的排量，大于2000升/分鐘。2））每次起鉆前打入稠塞清洗巖屑床。以上措施保證了施工中的井眼清潔。8 1/2井眼Leg1ST鉆井：按設(shè)計，從井深3912米開始懸空側(cè)鉆，采用控時滑動鉆井工藝側(cè)鉆出新井眼。具體的做法如下：在39123917米井段是造臺階井段，鉆進時不加鉆壓，即鉆壓為0，；，鉆壓小于5噸；，鉆壓1015噸。，鉆壓加到1215噸，采用旋轉(zhuǎn)鉆井的方式鉆到3942米，轉(zhuǎn)速為2025RPM，起鉆前測量井斜確認已側(cè)鉆成功。此后，用牙輪鉆頭和常規(guī)螺桿鉆具順利地將井深鉆到5425米，并在裸眼側(cè)鉆點到5425米（Leg1ST的井底井深）井段測量了全套的LWD。從4452米開始到井底使用了攪拌器（Agitator），具體的鉆具結(jié)構(gòu)如下：