南海西江大位移井井身结构与套管柱设计研究

井身结构与套管柱设计对于大位移井钻进是非常重要的。阐述了在大位移井井身结构设计和套管柱设计的过程中所考虑的各种因素,以及在南海西江大位移井工程施工中所采取的具体措施。介绍了XJ24-1油田的工程地质数据,阐明了井身结构设计中采用的主要原理及在工程实践中采用的井身结构,利用自主开发的大位移井套管载荷分析及强度设计软件,给出了南海新建大位移井套管柱结构方案的设计结果,该软件在西江大位移井工程中得到成功应用。     

崖城 １３‐１ 气田高温低压大位移井钻完井工艺

为满足气田开发的需要 ,从 ２００９ 年 １２ 月到 ２０１０ 年 １０ 月中海石油（中国）湛江分公司进行了崖城 １３‐１ 气田 ４ 口调整井的钻完井作业 ,实施这批调整井存在以下技术难点 ：① 井深大 、水平位移大 、裸眼段长 ;② 井底温度高 ;③ 储层孔隙压力低 ;④ 地质情况较复杂 ;⑤ 海上模块钻机甲板面积狭小 。 为此 ,基于 ４ 口大位移调整井的实际钻完井作业情况 ,结合相关理论研究和软件计算 ,深入分析和总结了崖城 １３‐１ 气田高温低压大位移井钻完井的技术特点与经验教训 ,主要研究与应用成果包括 ：井身结构设计 、井眼轨迹控制 、井眼稳定及井眼清洁 、钻井液体系优选 、高温低压作业措施 、防磨降阻技术方案 、下套管作业 、钻头优选选及连续油管诱喷等钻完井工艺 。 结论认为 ：该套钻完井工艺具有坚实的理论基础 ,经过现场作业的检验并取得了良好的应用效果 ,是国内外开发高温低压油气田中的一个成功案例 ,对后续类似油气田的开发具有借鉴意义 。     

崖城13-1气田高温低压大位移井钻完井工艺

为满足气田开发的需要,从2009年12月到2010年10月中海石油（中国）湛江分公司进行了崖城13-1气田4口调整井的钻完井作业,实施这批调整井存在以下技术难点：①井深大、水平位移大、裸眼段长;②井底温度高;③储层孔隙压力低;④地质情况较复杂;⑤海上模块钻机甲板面积狭小。为此,基于4口大位移调整井的实际钻完井作业情况,结合相关理论研究和软件计算,深入分析和总结了崖城13-1气田高温低压大位移井钻完井的技术特点与经验教训,主要研究与应用成果包括：井身结构设计、井眼轨迹控制、井眼稳定及井眼清洁、钻井液体系优选、高温低压作业措施、防磨降阻技术方案、下套管作业、钻头优选选及连续油管诱喷等钻完井工艺。结论认为：该套钻完井工艺具有坚实的理论基础,经过现场作业的检验并取得了良好的应用效果,是国内外开发高温低压油气田中的一个成功案例,对后续类似油气田的开发具有借鉴意义。     

海水深钻技术在大位移井表层钻井提效的应用

通过实施大位移井将老油田周围潜力卫星构造储量进行开发,可以在实现增产上储的同时,大大提高油田开发综合效益。在南海东部惠州32-5/33-1油田3口大位移井表层钻井作业中,通过优化井身结构、优选钻头及BHA,细化井眼清洁和井眼轨迹控制技术,采用海水深钻替代抑制性钻井液钻表层的配套技术,实现3口大位移井表层安全高效完成,较设计提效近80%,取得了良好的现场实践和经济价值。通过不断总结和研究形成了一套适应于本区域海上大位移井表层海水深钻配套技术,对于海上大位移井钻井提速降本具有借鉴和指导意义。     

下深平1井钻井技术研究与应用

下深平1井是下二门油田深层系上的水平井,采用后期裸眼完井方式完井。针对该井存在井身质量要求高、防碰井较多,以及小井眼水平段控制难度较大等技术难点,开展了优化井眼剖面设计、分井段优化井眼轨迹控制和钻完井液体系优化配置等方面的技术研究,形成了一套施工技术。     

大位移井钻井经验

９０年代以来，大位移井钻井完井技术取得了重大进展，而且大位移井的水平位移接连不断地创出新的世界纪录。钻大位移井是一项技术难度大、投资高的工程，需要全面周密的考虑才能获得良好的效果。概述了ＢＰ公司在英国Ｗｙｔｃｈ Ｆａｒｍ油田大位移井的井身剖面设计、扭矩和阻力、钻柱设计、井眼稳定性、井眼清洁和固控、套管设计、钻井最优化和控制钻柱振动等方面所取得的主要经验。     

杨税务潜山油气藏大位移井钻井完井关键技术

为了解决杨税务潜山油气藏大位移井钻井完井中面临的摩阻扭矩大、井眼轨迹控制难度大、泥岩砾岩玄武岩地层钻速低、井底温度高和小间隙固井难度大等技术难点,结合区块地层特点,通过理论分析和模拟计算,优化了井身结构和井眼轨道,优选了井眼轨迹控制方式和钻井液体系,优化了钻井液性能,制定了提速和固井技术措施,形成了华北油田杨税务潜山油气藏大位移井钻井完井关键技术。该技术在T5X井和T101X井进行了现场试验,2口井钻井和完井均安全顺利,与未应用该技术的邻井相比机械钻速提高27.4%,钻井周期缩短19.7%。研究和现场试验结果表明,该技术可以解决华北油田杨税务潜山油气藏大位移井钻井完井中存在的技术难点,满足杨税务潜山油气藏安全高效钻井完井需求。      

深水钻完井工程设计要点分析

深水钻完井工程设计存在水文地质条件恶劣、作业成本高昂等一系列设计难点,这在一定程度上制约着我国深水油气田开发的进程。基于钻完井工程设计的流程及特点,以南海某深水油田的钻完井设计方案为例,选择井眼轨迹及井身结构设计、工作液设计、钻柱及钻具组合设计、井控工艺设计等主要的钻完井工程设计部分,进行了设计理念以及设计结果的分析。得出了深水钻完井工程设计适宜采用的关键技术以及基本设计思路,提出了简化井身结构、简化钻具组合、注重浅层气井控、采用批次作业等针对性的设计建议,能够为深水钻完井工程设计提供有益借鉴。     

西江24-3-A20ERW大位移井钻井液技术

西江24－3－A20ERW大位移井钻井主要目的是开发相距8km的西江24－1边际油田。该井完钻井深为8987m，垂直井深为2851.23m，水平位移为7825.51m，尾管下至井深为8984m，该井根据A4井，A17井和A18井的成功经验，确定了适应不同井段的钻井液体系，即在φ609.6mm井眼使用海水高粘膨润土浆，在φ406．4mm井眼使用海水氯化钾部分水解聚丙烯酰胺水基钻井液，在φ311．1mm和φ215．9mm井眼使用低毒Versaclean油基钻井液体系，并优化了钻具组合和钻井液流变参数，确定了合适的钻井液密度范围，以改善井眼稳定性，现场应用表明，该套钻井液体系具有润滑性好，井眼稳定性强以及抗高温，抗污染和保护油层的特点，在低剪切速率下具有较高的粘度，成功地钻成了西江24－3A20ERW大位移井，固井质量优良。     

国外大位移井钻井技术发展现状

随着定向井，水平井钻井技术的日趋成熟，大位移钻井技术在国外已有很大的发展。本文是对近十年来英，美，俄等国家的有关资料认真研究分析编写而成的，大位移钻井的关键技术是：井身剖面设计，钻柱设计，扭矩和摩阻，井眼稳定技术及井眼清洁技术，完井技术等６个方面，本文将分别给予介绍，并以大庆油田钻头位移井进行可行性分析。     

Limit analysis of extended reach drilling in South China Sea

Extended reach wells （ERWs）, especially horizontal extended reach well with a high HD （horizontal displacement） to TVD （true vertical depth） ratio, represent a frontier technology and challenge the drilling limitations. Oil and gas reservoir in beaches or lakes and offshore can be effectively exploited by using extended reach drilling （ERD） technology. This paper focuses on the difficult technological problems encountered during exploiting the Liuhua 11-1 oil field in the South China Sea, China. Emphasis is on investigating the key subjects including prediction and control of open hole limit extension in offshore ERD, prediction of casing wear and its prevention and torque reduction, φ244.5mm casing running with floating collars to control drag force, and steerable drilling modes. The basic concept of limit extension in ERD is presented and the prediction method for open hole limit extension is given in this paper. A set of advanced drilling mechanics and control technology has been established and its practical results are verified by field cases. All those efforts may be significant for further investigating and practicing ERD limit theory and control technology in the future.     

桩西滩海大位移定向井老168-斜18井钻井工艺

老168-斜18井是胜利油田在桩西滩海地区钻成的一口井斜达到63.70°的大位移海油陆采井。由于造斜点浅、造斜井眼较大、造斜地层软、水平位移大、大斜度稳斜段长等,该井施工困难极大。为保证施工的顺利进行,针对钻遇地层的特点,通过制定有效轨迹控制方案,选取合理的造斜工具及钻具组合,实施合理的钻井参数及技术措施,同时进行简化钻具结构和安全管理技术措施等,顺利完成了钻井任务。从井眼轨迹精确控制、优质钻井液技术、安全钻进措施、大井斜长稳斜井段套管下入等方面介绍了该大位移井实施过程中采取的技术或措施。这些技术及措施的应用不仅避免和降低了井下事故的发生,而且施工井满足开发要求,对该区域滩海大位移海油陆采井的施工具有较高的借鉴意义。     

我国滩海地区应加快发展大位移井钻井技术

介绍了六位移井的定义、用途,大位移井用于海上、滩海等地区,可节省建人工岛、修堤等费用。大位移井在美国加利福尼亚、欧洲北海等地效果显著。介绍了大位移井的关键技术:减少扭力与阻力、设计抗高扭矩的钻柱、保持井眼稳定与井眼净化、下套管与减少套管磨损等。着重强调,滩海地区应尽快采用大位移井钻并技术,以加快我国滩海地区的勘探开发速度。     

单筒双井钻井技术在渤海油田的应用

总结了渤海油田首次在渤西油田开发中,应用了国外的钻井新技术--单筒双井技术,成功地在一个井筒里钻成了2口单独的定向井。特点是:首次实现了在?762 mm导管里下入了2口井的?244.8mm表层套管;首次在?660 mm井眼中,成功地进行了2根?244.8mm套管的固井作业;首次在同一井眼里,实现2井眼的分别准确定向作业,首次成功地使用了单筒双井的井口头进行?177.8mm的固井作业。使用了陀螺定向防磁干扰MWD随钻跟踪准确钻达2口井的4个靶区,成功地实现了近井距,单筒双井4靶点的井眼轨迹精确控制,为海上丛式井技术又增加了一门新实用技术,并为今后进一步降低开发成本提高井口平台使用效率,摸索出了成功的经验。     

套管钻井技术在我国海上钻井作业中的应用

介绍套管钻井技术在我国海洋石油钻井技术中的首次应用情况。该项技术被引入到我国的南海和渤海使用,分别使用508mm和340mm套管钻井,进尺分别为61.4m和507.9m,平均机械钻速分别为16.12m·h~(-1)和32.77m·h~(-1),整个作业过程安全顺利,并且创造了第一次在我国海域使用套管钻井技术得到成功的纪录。在勘探井中使用套管钻井的方法,省略了传统隔水导管,实现了井身结构的简化。第一次在渤海和南海西部创造了勘探井建井周期最短的最新记录。总结出一套使用套管钻井的成功经验和初步认识,对今后在我国海洋钻井作业中进一步简化井身结构、降低成本、提高效率,具有十分重要的指导意义。     

国内外水平井钻井技术现状初探

由于水平井技术和其它技术一起能提高油田的采收率，所以近几年国外水平井技术和在水平井基础上发展起来的其它有关技术得到长足的发展。大位移井钻井技术，除了钻井装置强化外，井眼轨迹控制方式、测井方式和完井方式等都发生了变化，使水平位移达到8000m以上。多分支水平井技术，解决了封隔性、进入性和液压密封性难题，可望在更广的范围内应用。这些技术的发展都依赖于工具、仪器和设备的不断升档升级。我国应加强科研力度，进一步提高水平井技术的综合能力。     

套管钻井技术首次在我国海上钻井作业中的应用

介绍了套管钻井技术在中国海洋石油钻井技术中的首次应用情况。该技术在中国南海和渤海,分别使用?508mm和?339.7mm套管钻井,进尺分别为61.4m和507.9m,平均机械钻速分别为16.12m/h和32.77m/h,整个作业过程安全顺利,并且创造了第1次在中国海域使用套管钻井技术并获得成功;第1次在勘探井中使用套管钻井的方法,省去了传统隔水导管,实现了井身结构的简化;第1次在渤海和南海西部创造了勘探井建井周期最短的最新记录。总结了一套使用套管钻井的成功经验和初步认识,对于今后在中国海洋钻井作业中进一步简化井身结构、降低成本、提高效率,具有十分重要的指导意义并提供了成功的经验。     

注气欠平衡钻水平井的新技术

通过对注气欠平衡钻水平井的新技术研究,我国基本形成了一套实用有效的注气欠平衡钻水平井的成套技术,可用于解决注气欠平衡钻水平井技术的特殊难题。新技术关键有3方面：①新型双层注气套管头,能够实现临时套管的悬挂、固定与回收和连通注气通道。②借鉴国外钻井的成功经验,结合国内套管、钻头及钻井设备的实际情况,研究出2种3个方案的合理井身结构。③设计了气液旋流混合短节、防挂坡口套管鞋、耐磨套管短节、防倒扣旋转装置等临时套管柱下部固定结构。为全面满足注气欠平衡钻水平井新技术的要求,初步拟定了配套的钻井工艺。图2表2参4     

南海高温高压气田开发钻完井关键技术现状及展望

海上高温高压气田开发是一项高投入、高风险、高难度的大型海上系统工程活动。针对南海西部高温高压气田的基本特征,分析了南海西部高温高压气田开发在井筒安全、钻完井液、固井、定向井和水平井钻井、钻井综合提速、完井等方面面临的技术难点,并系统总结了目前已形成的油套管综合防腐、“五防”固井水泥浆和自修复水泥浆、超压盖层提速、储层精细保护、定向井轨迹控制以及安全完井等高温高压钻完井关键技术。随着南海高温高压勘探领域进一步拓展,当前正面临超高温高压、深水高温高压环境的巨大挑战,提出未来海上高温高压天然气开发钻完井技术应加强能适应更高温压等级的设备、材料、新工艺技术的研发以及完善海上应急救援体系,保障海上高温高压钻井的安全和高效。     

西非深水钻井完井关键技术

中国石化围绕国家 "走出去"的发展战略,积极参与海外海上油气风险勘探开发,以作业者身份在西非尼日利亚JDZ区块完成水深超过1 600 m的深水油气井5口,初步形成了以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,有力地推进了中国石化海外油气勘探开发项目的进展,并产生了良好的经济效益与社会效益。以我国石油公司作为作业者完成的第一口深水油气井——Bomu-1 井为例,介绍了西非深水钻井完井关键技术的研究与应用情况。