基于赫巴流体的页岩气大位移水平井裸眼延伸极限分析

大位移水平井的裸眼延伸极限主要与环空压耗和地层破裂压力等因素有关,不同的钻井液流变模式又会对环空压耗的描述产生较大的影响,而赫巴模式能够更好地模拟实际钻井液的流变特性。为此,建立了基于赫巴流体的页岩气储层大位移水平井裸眼延伸极限模型,进而用实际案例分析了赫巴流体的基本流变参数(流性指数、稠度系数、屈服值)和主要钻进参数(机械钻速、钻井液密度、钻杆转速)对大位移水平井水平段延伸极限的影响,并将其与幂律流体模型计算结果进行对比分析。结果表明:(1)在同样的条件下,采用赫巴流体所得结果小于采用幂律流体计算的结果,新预测模型可靠性更好;(2)通过参数的敏感性分析可知,水平段延伸极限会随着上述3个基本流变参数和机械钻速的增加而减小,而该极限值会随着钻井液密度的增加而先增加后减小,它也会随着钻杆转速的增加而增加。结论认为:所给出的赫巴流体流变参数和钻进参数的优选方法,有助于解决大位移水平井在页岩储层中究竟可以打多远的问题,并且更加精确地预测了其裸眼延伸极限。     

南海流花超大位移井井身结构设计方法

超大位移井井身结构复杂,为合理设计其井身结构,从垂直井井身结构设计的压力平衡原理出发,针对大斜度井段垂深变化小且裸眼井段很长、大斜度裸眼井段最容易在测深最大处被压裂的特点,通过计算钻井液的当量循环密度,研究了超大位移井大斜度裸眼井段的地层压力、破裂压力和环空压耗之间的关系,得出套管最大下深及允许最大环空压耗的计算公式。研究结果表明,在一定的地质条件下,超大位移井井身结构设计的重要可控因素是环空压耗。采用文中推导的公式分析一个超大位移井井身结构设计及当量循环密度监控的案例,验证了该公式的正确性,为大位移井的井身结构设计提供了理论依据。     

考虑延伸极限的大位移水平井最优钻井液排量设计

钻井液排量的大小直接关系到大位移水平井延伸能力的高低,为获得最大的大位移水平井延伸极限,笔者从钻井液排量的角度出发,提出了排量的优化设计原则,并给出了最优钻井液排量的设计方法。综合利用大位移井的裸眼延伸极限原理和水力延伸极限原理,并考虑井眼清洁的需要从而确定钻井液的排量范围,最终以获得最大的水平段延伸极限为目标,确定最优钻井液排量值。应用该方法对1口大位移水平井进行分析可知,其排量允许范围为26.2~42.9 L/s,最优排量值为31.8 L/s,其对应的最大水平段延伸极限为6 251 m。进一步研究表明:首先,在任意排量下,基于上述两原理获得的两水平段延伸极限值的最小值可以作为大位移水平井的水平段延伸极限;其次,两水平段延伸极限相等时的值即为最大水平段延伸极限,其所对应的排量值即为最优钻井液排量值;最后,该最优排量值既可以保证大位移水平井获得最大的井眼延伸极限,又可以满足井眼清洁的需要,井内压力也不会超过井壁稳定和钻井泵的最大承载能力。     

高温高压钻井液P-d-T特性及其对井眼压力系统的影响

在高温高压环境下的钻井与完井,既困难,危险性又大。文中阐述了地温梯度、入口钻井液温度、钻井液类型等因素对当量静态钻井液密度的影响;建立了高温高压井中当量静态钻井液密度的计算模型;分析了钻井液密度变化对井底静压、动压、当量钻井液循环密度和动态波动压力的影响。结果表明,利用地面测量的钻井液密度计算井下压力,只适用于浅井和中深井;对于安全密度窗口很窄的高温高压井,必须考虑井筒温度和压力变化对钻井液密度及井内压力系统的影响,才能确保高温高压井的施工安全。     

长水平段水平井机械水力延伸能力研究

依据刚杆模型和油气井流体力学理论研究了机械承载能力和钻井水力参数对水平段极限延伸长度的影响,计算了相应的水平段极限延伸长度值,并给出了合理解释。研究表明,水平段极限延伸长度受摩阻扭矩和循环压力损耗的双重制约,其值随地层破裂压力和钻井液润滑性的提高而增加,随钻井泵排量和钻井液密度的增加而减小。因此,为满足长水平段水平井作业的需要,应尽量选用低密度、润滑性良好的钻井液,并配合大功率的顶驱装置,在较低的排量下施工。     

高温高压条件下钻井液当量静态密度预测模型

高温高压井中,钻井液密度受温度和压力的影响较大,如果按照钻井液地面物性参数来计算井底静压则会产生较大误差,在孔隙压力与破裂压力差值很小的井中,可能会产生井涌、井喷或井漏等井下复杂情况或事故.从井筒温度场的数值模拟入手,首先建立了钻井液循环期间井筒的温度分布模型,然后通过高温高压钻井液密度试验,分析了钻井液的高温高压密度特性,并在试验的基础上建立了高温高压钻井液密度预测模型,在此基础上,用迭代数值计算方法建立了钻井液循环期间当量静态密度预测模型.该模型将循环期间的井筒温度场模型与高温高压钻井液密度预测模型结合起来,计算出的钻井液当量静态密度较为准确.该模型为控压钻井技术提供了理论依据,对于合理控制井下压力、预防井下复杂情况和事故的发生具有指导意义.     

地震层速度法预测南海北部深水钻井安全钻井液密度窗口

针对南海北部琼东南盆地深水油气田钻井过程中窄钻井液密度窗口导致的井漏问题,建立了适合深水环境的井壁稳定分析计算模型,应用地震层速度资料对L4井的地层孔隙压力、坍塌压力、破裂压力进行了计算。结果表明,坍塌压力随井深增加而增大,但总体都小于地层孔隙压力,因此将地层孔隙压力作为安全钻井液密度窗口的下限。破裂压力随井深增加而增大,在海底泥面处最小,仅为1.02 g/cm3,地层孔隙压力与地层破裂压力下限的范围仅为0.021~0.092 g/cm3,最大也只有0.290 g/cm3,表明安全钻井液密度窗口窄。结合目标井的实际情况,考虑ECD、激动压力等的影响,推荐了不同层段钻井液密度范围,计算结果与实钻情况吻合,满足实际需要,表明应用层速度计算安全钻井液密度窗口是可行的。     

双层连续管双梯度钻井井筒钻井液当量循环密度分布特征

双层连续管钻井是一种新型双梯度钻井技术,为了分析双层连续管钻井井筒ECD分布特征,研究基于双层连续管钻井工艺特点,考虑井筒温度、压力和岩屑浓度等参数影响,建立了双层连续管双梯度钻井井筒ECD计算模型,分析了钻井液排量和钻井液密度等因素对井筒ECD的影响规律。案例井计算结果表明,井筒ECD随着钻井液排量和密度的增加而增大,机械钻速的增加对井筒ECD的影响较小,双层管尺寸需结合井眼尺寸和循环压耗进行优选。双层连续管双梯度钻井可有效降低井底ECD,在钻井过程中可通过调整钻井液排量和密度实现井筒压力的动态控制,为应对深水钻井压力窗口窄和浅层易发生漏失等难题提供了一种有效的解决方法。     

基于漏失压力极限法的压力衰竭气藏大位移水平井井身结构设计

地层压力衰竭气藏在油气压力下降后,岩石特性参数以及地应力会发生改变,如果沿用压力未衰竭时的井身结构设计方案将会导致井身结构设计不合理,易发生井漏、井塌等井下复杂情况。为此,在分析压力衰竭地层大位移水平井钻井难点与对策的基础上,将井筒最大液柱压力与漏失压力平衡作为初步确定套管下深的约束条件,同时考虑循环当量密度的影响,建立了压力衰竭气藏水平井井身结构设计方法,并在莺歌海盆地东方1-1气田进行了现场应用。研究结果表明:(1)井内压力平衡的上限取漏失压力,其值等于水平最小主地应力;(2)水平最小主地应力将随着气藏开采地层流体压力的降低而减小;(3)套管下入极限深度受到钻井液循环当量密度(ECD)的制约,即随着水平段的延伸,环空压耗将增加至压漏临界点深度;(4)东方1-1气田主力储层地层压力衰竭严重,井身结构优化后采用四开井身结构,使得3个不同压力体系的储层不同存于一个裸眼井段,有效地降低了井下复杂情况的发生概率。结论认为,该方法可为压力衰竭气藏的大位移水平井井身结构设计提供理论依据。     

高温深井钻井液当量循环密度预测模型

在高温深井中,钻井液密度、流变性受压力和温度的影响较大,如果按照钻井液地面物性参数来计算当量循环密度,则会产生很大误差,在孔隙压力与破裂压力差值很小的井中,可能会产生井涌、井喷或井漏等后果.从钻井循环期间井筒温度场模型入手,建立了高温高压钻井液密度、当量静态密度、流变参数以及当量循环密度预测模型.经实验验证,所建立的高温高压钻井液密度、流变参数模型的预测值与实测值一致,相关系数都在0.99以上,使用当量循环密度模型比用常规方法计算结果更为准确.该模型为压力管理钻井技术提供了理论依据,对于合理控制井下压力,预防复杂和事故的发生具有指导意义.     

高温高压超深井钻井液密度设计方法探讨

在高温高压超深井的钻探中,由于形成了相对较窄的钻井液安全密度窗口,同时钻井液的密度受温度和井筒压力的影响比较大,地面所配置的钻井液密度和井筒中钻井液密度不同,因此,必须准确的计算并控制钻井液的密度,确保超深井的安全施工。在前人研究基础上,基于超深井中温度和压力对当量静态钻井液密度的影响建立了模型,并对莫深1井的钻井液密度进行了设计分析,研究了井底压力系数和井筒温度对当量静态钻井液密度的影响。     

深水隔水管钻井井筒温压场耦合计算与分析

井筒温度和压力场的计算是深水钻井设计的重要内容。综合考虑温压场与钻井液性能的相互影响,建立了深水钻井井筒钻井液性能、温度和压力场耦合计算模型,并进行了求解分析。实例分析结果表明:受海水低温影响,上部井段环空温度会小于入口温度,需注意低温时天然气水合物形成带来的安全隐患;受压力和温度影响,静止时钻井液最大密度出现在海底泥线处,井底处钻井液实际密度小于井口钻井液密度,循环时井内钻井液实际密度和当量循环密度(ECD)均大于入口钻井液密度;温压场与钻井液密度耦合对ECD影响较大,钻井液粘度与温压场耦合对泵压影响较大,考虑钻井液密度和粘度影响时泵压计算误差将明显降低。     

AT22井盐上长裸眼承压堵漏技术

AT22井是一口长裸眼穿盐井,穿盐前需要提高盐上裸眼地层的承压能力,以利于穿盐作业时提高钻井液密度,防止卡钻等复杂情况的发生.根据地层岩性特征及承压要求,把裸眼地层分成5段,通过室内实验确定了承压堵漏浆配方.承压堵漏施工结束,筛堵漏材料后验漏,由于验漏方式的不合适,钻井液密度低(1.45 g/cm3),套管鞋处钻井液当量密度远远超过地层破裂压力当量钻井液密度,全井段验漏未能达到井底当量密度1.73 g/cm3的指标;针对套管鞋处地层进行承压施工后,钻井液密度由1.45提高至1.60 g/cm3,套管鞋处当量钻井液密度与地层破裂压力相当,全井段验漏合格,井底当量钻井液密度为1.74 g/cm3,满足了穿盐对钻井液密度的要求.     

井眼清洁对长水平井井筒ECD影响分析

基于动态岩屑床模型，建立了考虑井眼清洁的长水平井井筒钻井液当量循环密度（ECD）计算方法，分析了机械钻速（ROP）和泵排量对岩屑分布的影响，以及岩屑堆积对井筒ECD的影响。结果表明，环空岩屑床厚度随着机械钻速的增大而增大，在环空返速不变的情况下，ECD会同步增大；增大泵排量能提高井眼清洁程度，井眼清洁程度较差时，小排量钻进也会导致环空ECD过大。     

精细控压固井中的控压降密度方法

在油田开发中,为解决多压力系统和窄安全密度窗口裸眼段的地层钻进难题,多采用精细控压法的固井工艺技术。精细控压固井是一种在保证顶替效率的前提下,通过降低钻井液静液柱压力,利用精细控压钻井装备,实施井口精细控压,确保井筒动态压力介于地层孔隙压力与地层漏失压力之间,最终实现全过程压力平衡法固井。其中,如何确定下套管和固井施工期间的钻井液密度,以及控压降密度的方法显得尤为重要。文章为精细控压固井技术中如何确定下套管和固井施工期间的钻井液密度提出了技术措施,分析了控压降密度的两种方法的优缺点以及应用情况。证明通过计算尾管下送到位后一次性降密度的起泵排量及漏层动态当量密度(按照全井较高密度钻井液性能计算)来选择控压降密度方法是可行的。如果动态当量密度小于地层最大承压能力则采用一次性降密度的方法;如果一次性降密度方法循环动态当量密度大于地层最大承压能力,则采用分阶段降密度方法。通过现场两口井的应用表明,在精细控压固井前,一次性降密度和分阶段降密度的方法都能够顺利下入套管,并能成功控压降密度,不会引发井漏,有效保证精细控压固井成功实施,确保裸眼和重合段封固质量。     

深水高温高压井钻井液当量循环密度预测模型及应用

深水高温高压井具有井筒温度场变化复杂、钻井液物性变化大等特点,导致钻井液当量循环密度(ECD)难以准确预测。为此,根据南海某研究区深水高温高压井钻井资料,通过PVT测量仪和旋转黏度计研究了深水水基钻井液当量静态密度、流变参数与温度、压力之间的响应特征,并根据实验数据拟合经验模型参数,同时考虑温度和压力对钻井液物性参数的影响、海底增压对井筒流场与温度场的影响,对深水高温高压井ECD计算模型进行完善。研究表明:高温高压环境对水基钻井液物性有较大影响,海底增压泵排量越高,井筒内ECD越高。利用模型对南海ST362-1d井进行实例计算,ECD模型预测值与实测值平均误差仅为0.249%。该研究结果对深水高温高压井水力参数优化设计及井筒压力控制具有一定的参考价值。     

大位移井水力延伸极限研究

依据大位移井水力学原理,首次提出了大位移井水力延伸极限的概念,并给出了计算公式及步骤,分析了地层因素、泵能力、环空压耗和岩屑床高度对大位移井水力延伸极限的影响规律,结果表明,大位移井水力延伸极限随地层安全密度窗口和额定泵压的增加而增加,随环空压耗和岩屑床高度的增加而减小.大位移井极限长度的预测以及合理进行工程设计,为减少钻井风险提供了理论指导.     

塔河油田S105井承压堵漏技术

塔河油田S105井盐层以上地层破裂压力较平衡盐层的压力低，为了在盐层中安全钻进，必须提高钻井液密度，上部长段裸眼又会发生井漏。为此，采用了承压堵漏技术进行先期堵漏，使上部地层承压能力达到平衡盐层的当量密度，整个盐层钻井过程顺利，达到了预期效果。     

南海流花超大位移井水力延伸极限研究

为了对南海流花油田现有水力设备能力进行评价,规避钻井风险,依据建立的大位移井水力延伸极限模型,对南海流花超大位移井的水力延伸极限进行了分析,研究表明地层安全密度窗口和最大允许总压耗是大位移井水力延伸极限的客观制约因素。在现有设备条件下,南海流花超大位移井水力延伸极限主要受稳斜段的泵压限制,稳斜段的水力延伸极限长度为6500~7200 m;如果对现有设备进行升级改造,则其水力延伸极限主要由水平段的地层因素决定,全井水力延伸极限为8000~9800 m。对水力延伸极限的分析也可以作为井身结构设计的一个重要参考。     

控压钻井钻碳酸盐岩储层水平井水力延伸极限的研究

水平井是碳酸盐岩储层的有效方式,但是过低的漏失压力是限制碳酸盐储层水平段延伸极限的最主要因素。根据控压钻井工艺方法,文章建立了碳酸岩储层控压水平井水平段水力延伸极限的计算模型,确定了控压钻井方式下最优的钻井液密度,且根据流体力学理论,分别对环空非水平段循环压耗和水平段环空压耗进行计算,进而求出了水平井水平段的水力延伸极限。最后通过实例验证,与常规钻井相比得出控压钻水平井可有效延长水平段的延伸极限,并分析了排量、安全密度窗口度、岩屑床高度和井口回压对水平井水平段水力延伸极限的影响,为在裂缝性储层中开展控压钻水平井作业提供技术支持。