彭页HF-1页岩气水平井钻井关键技术

水平井是开发页岩气的有效方式,但页岩气水平井施工中存在井眼轨迹难以控制、摩阻扭矩大、机械钻速偏低、井壁稳定性差、固井质量难以保证等难题。在彭页HF-1井施工过程中,综合应用了旋转导向钻井技术、油基钻井液和双凝双密度水泥浆等,并进行了钻具组合和钻头的优选,钻井周期比设计周期缩短13 d。对该井的轨迹控制情况、井身质量、摩阻扭矩、固井质量等进行了分析,全井平均机械钻速达到6.28 m/h,狗腿度保持在6°/30 m以下,摩阻保持在150~250 kN,施工效果良好。该井实钻效果表明,旋转导向钻井技术和油基钻井液是页岩气水平井施工成功的关键,对国内其他页岩气水平井施工具有指导和借鉴作用。      

旋转导向系统在彭页HF-1井的应用

由于彭页HF-1井在钻进过程中钻速仅在2.62 m/h左右,同时井眼轨迹难以控制,最大井斜角达到16°,采用螺杆钻具纠斜效果仍不明显,这些都给该井的施工带来困难,所以决定采用哈里伯顿旋转导向技术。为此介绍了EZ-Pilot旋转导向系统的结构、性能及其优点,基于其在彭页HF-1井的应用情况,分析了其应用效果。现场应用情况表明,采用EZ-Pilot旋转导向系统解决了传统导向造斜工具施工长水平段水平井时存在的摩阻大、井眼清洁度低的问题,满足该井钻完井施工作业要求。在机械钻速、井眼质量等方面,旋转导向系统都表现出良好的性能,其机械钻速要明显高于螺杆钻具,特别是在水平井段这种优势更明显,同时井眼的狗腿度每30 m仅在6°以内,保证了井眼的光滑。     

元坝超深水平井井眼轨迹控制技术

元坝地区水平井钻井施工难度大、风险大,安全开发级别要求高。井眼轨迹控制技术是水平井钻井整套技术的关键环节,在分析元坝区块水平井施工难点的基础上,首先对入井工具、仪器、钻具组合及钻井参数进行了优选及优化分析,然后根据施工要求有针对性的提出了元坝超深水平井轨迹控制技术方案,包括超深水平井侧钻技术、造斜段井眼轨迹控制技术、超深水平井着陆控制技术、水平段轨迹控制技术等。在此基础上,优选出了适合元坝超深水平井的高温高压测量仪器,形成了超深井井眼轨迹控制技术及操作规程,提高了钻井效率。     

吉木萨尔致密油水平井钻井技术

根据吉木萨尔油田吉32-H水平井的施工情况,针对机械钻速低、水平段长和井下复杂多等施工关键技术和难点,在施工中通过轨迹控制技术、优选钻头类型和选取合理造斜钻具等技术措施,并且在水平段钻进中采用了斯伦贝谢的PowerDrive旋转导向技术,提高机械钻速,降低井下复杂。成功完成该井的施工,为今后吉木萨尔致密油水平井开发提供实践经验。     

旋转导向钻井技术在昌吉油田JHW007水平井中的应用

JHW007井是2013年新疆昌吉油田吉木萨尔井区部署的一口目的层为芦草沟组致密油藏的先导试验水平井,设计井深4 593 m。通过优化井身结构、优选PDC钻头、优化轨迹控制技术和钻具组合、使用先进的旋转导向系统等技术措施,该井顺利完钻,在造斜段采用三维绕障轨迹控制技术两趟钻完成施工;三开水平段使用旋转导向钻井系统,使水平段一趟钻完成;全井斜井段施工仅用21.77天完成,大大提高了该区块水平井的机械钻速。     

长庆油田小井眼超长水平段水平井钻井技术

针对长庆油田小井眼超长水平段水平井钻井施工中井眼轨迹控制困难、储层钻遇率低、机械钻速低、井壁易垮塌和易发生井漏等问题,分析了钻井技术难点,研究了旋转导向智能井眼轨迹控制技术、近钻头方位伽马成像技术和工程参数监测技术,进行了钻头选型优化,并研究应用纳米成膜封堵水基钻井液技术,形成了长庆油田小井眼超长水平段水平井钻井技术,能够精准控制井眼轨迹、提高储层钻遇率、保障井下安全和提高机械钻速。长庆油田桃XX井应用旋转导向技术及相关配套技术,安全高效地完成了水平段长4466 m、井深8008 m的钻井施工,储层钻遇率高达96.6%,创造了长庆油田井深最深、亚太区陆地水平段最长的纪录。研究结果表明,长庆油田小井眼超长水平段水平井钻井技术的现场应用效果良好,具有较好的推广应用价值。      

旋转导向技术实现致密油提速新飞跃

近日,从吉木萨尔JHW017水平井传来喜讯,中国石油西部钻探定向井技术服务公司使用斯伦贝谢公司高造斜率的旋转导向工具,仅用3.33d完成定向技术服务,提速实现了质的飞跃。通常使用常规仪器完成吉木萨尔一口水平井的定向施工大概需要12d,平均机械钻速最高3.65m/h。     

中国石化旋转导向技术获得重大突破

正2019年11月29日,中国石化胜利石油工程公司随钻测控技术中心自主研发的SINOMACS ATS I型旋转导向仪器在胜利油区现场试验成功,标志着中国石化旋转导向技术获得重大突破。随着油气勘探的不断深入,复杂超深定向井和大位移水平井日益增多。常规钻井技术难以满足施工要求。常规钻井技术是上部钻具在不旋转状态下,推动带有弯度的螺杆钻具实现定向钻进。但在大位移水平井的钻探施工中,随着水平段加长,井下钻具托压及摩阻越来越大,轨迹控制难度大,机械钻速慢。旋转导向仪器能够保证钻具在全旋转的状态下实现指定方向的     

旋转导向在元坝超深水平井的应用

元坝长兴组储层资源丰富,是中国石化重点勘探开发区域,具有储层埋藏深、温度高、含硫化氢、多压力系统并存、复杂情况难以准确预测等特性.受地理位置和产能建设制约,布井以大斜度井和水平井为主.针对超深井储层预测精度不高,水平井轨迹难控制,摩阻扭矩大等难题,中国石化西南油气分公司引进和应用了旋转导向钻井技术,在元坝103H井成功应用,整个水平井段井眼轨迹平滑,全角变化率控制在2°/30m之内,平均机械钻速为2.25m/h,比常规钻井提速23％,摩阻低于14t.     

泸州区块深层页岩气水平井优快钻井技术

泸州区块深层页岩气储层龙马溪组页岩埋藏深、温度高,钻井过程中面临井漏频发、难钻地层机械钻速低、旋转导向仪器高温下的故障率高和钻井周期长等技术难点。为此,在分析钻遇地层特征和钻井技术难点的基础上,进行了井身结构和井眼轨道优化、高效钻头优选、堵漏技术措施优化、油基钻井液地面降温技术和欠平衡钻井技术研究,形成了泸州区块深层页岩气水平井优快钻井技术。该技术在泸州区块34口页岩气水平井进行了应用,应用井平均完钻井深5 760 m,平均水平段长1 890 m,平均机械钻速由5.61 m/h提高至7.03 m/h,创造了造斜段+水平段一趟钻完钻、单趟钻进尺2 330 m等纪录。泸州区块深层页岩气水平井优快钻井技术支撑了该区块深层页岩气安全钻井和钻井提速提效,对其他地区深层页岩气水平井钻井提速具有一定的借鉴价值。      

元坝101-1H酸性气藏超深水平井优快钻井技术

针对元坝高含硫气藏超深水平井钻井过程中存在的陆相高压层钻速慢、海相产层漏失严重、超深高温高压定向困难等问题,元坝101-1H井通过延伸气体钻井深度、应用扭力冲击器和直螺杆配合PDC钻头复合钻井技术,实现了陆相致密砂岩硬地层的有效提速;采用等壁厚直螺杆配合EM1316 PDC钻头,实现了海相高强度低研磨均质地层直井段有效提速;在水平段采用可调式抗高温螺杆,配合欠尺寸双稳定器稳斜钻具组合,既提高了复合钻进比例又保证了井眼全角变化率,效果相当于旋转导向钻井工具;采用双效防磨技术,减少了套管磨损,保证了管柱密封性能。现场应用结果表明,元坝101-1H井完钻井深7 971 m、垂深6 946.44 m,创元坝工区高含硫超深水平井完钻井深最深记录;钻井周期380 d,较设计周期缩短54 d、较前期开发评价水平井平均周期缩短149.92 d,提速效果显著,为同类井的施工提供了较好的经验。     

超深水平井元坝103H井钻井技术

元坝长兴组气藏储量巨大，为增大储量控制面积，提高单井产量，在四川盆地川东北巴中低缓构造部署了一口水平开发评价井元坝103H井，设计井深7 841 m。通过优化钻井工艺，在下沙溪庙至须家河组地层应用液体欠平衡钻井技术、水平段综合采用旋转导向、抗高温钻井液体系、防磨接头和减磨剂双效防磨等先进技术，克服了陆相深部地层硬度高、钻速慢、井底温度高、水平段井眼清洁难度大、起下钻摩阻扭矩大、钻具托压现象严重等多种技术难题。该井完钻井深7 729.8 m，水平段长682.8 m，最大垂深6 761.52 m，四开在井深6 608 m处一次性侧钻成功。该井的成功实施，为元坝超深水平井钻井积累了宝贵的经验，为同类井的钻井施工提供了重要参考。     

元坝气田超深水平井随钻测量与控制技术

元坝地区海相气藏埋藏较深,主力储层垂深超过6 500 m。该地区超深水平井钻井过程中存在着高温高压、地层岩性复杂、测量仪器稳定性差以及井眼轨迹控制难度大等难题,对水平井钻井技术提出了更高要求。首先分析了元坝气田的钻井施工技术难点,通过开展直井段防斜打快技术、超深硬地层侧钻施工技术、增斜段和水平段井眼轨迹高效控制技术研究,以及耐高温高压SLBF HT175型随钻测量MWD仪器的研制,形成了元坝气田超深水平井随钻测量与控制技术,大幅提高了元坝气田超深水平井施工能力。SLBF HT175型随钻MWD仪器经在元坝4口超深水平井中应用,MWD耐温性能、抗压性能、测量精度和整体可靠性等经过现场验证,能够满足国内油气田超深水平井的随钻测量需要。     

川东北超深水平井轨迹控制方法优选

川东北地区海相气藏埋藏深,水平井垂深6700m,井底温度高(超过160℃),对水平井轨迹控制技术提出了较高要求.为了提高超深水平井钻井技术水平,中国石化在川东北超深水平井进行先导攻关.针对五开裸眼水平井的实际,文中从高温对定向工具的影响、超深对轨迹控制和钻具的限制等方面全面分析了川东北水平井钻井施工的难点,并针对性地从...     

元坝超深水平井轨迹控制技术

川东北元坝区块是中国石化南方海相重点勘探开发区域,元坝地区海相储层埋深超深,具有高温、高压和高含H2S等特点,水平井钻井存在测量仪器和定向工具选择难、轨迹控制难度大等技术难点。通过应用高温高压旋转导向和高温螺杆+MWD对比,优选了定向钻井的工具组合;结合理论和实钻经验,形成了适合元坝地区的超深水平井轨迹控制技术,为元坝地区海相储层的高效开发提供了技术支撑。     

vorteX型动力导向钻井系统在渤海油田的应用

为解决渤海油田深井和大位移井钻井中机械钻速慢、井下故障频发等问题,优选并试验应用了vorteX型动力导向钻井系统。该钻井系统由MWD/LWD、大扭矩井下动力总成、Filter+Flex总成、旋转导向系统等部件组成,由顶驱系统与动力总成复合驱动下的钻头高速旋转来实现破岩,由C-Link以电磁短程通讯方式完成旋转导向系统与MWD之间的信号双向传输,再经MWD完成电信号与钻井液脉冲信号间的转换后,实现与地面收发装置间的信号双向传输。现场应用表明,该系统的总动力达到133~257 kW,机械钻速可提高30.34%~205.06%;最大工作负荷由45 kN·m降至36 kN·m,理论磨损值降至原来的1/4;日平均进尺由74 m提高至160 m,节省工期153 d,折算费用1亿5 300万元。由此可知,vorteX动力导向钻井系统是旋转导向工具与大扭矩井下动力总成的有效结合,适用于深井与大位移井钻井,能显著提高机械钻速,减少井下故障的发生。      

渝西大足区块超深超长页岩气水平井钻井技术

为了解决渝西大足区块页岩气超深、超长水平井存在井眼轨迹控制难度大、机械转速低、钻柱振动较大且井温偏高等技术难点,优化了水平段铂金靶体的储层选择,将水平段箱体位置选取于五峰组底界以上5～8 m,依据断层倾角进行剖面设计;优化井身结构设计封隔易漏、易垮塌地层;利用高造斜率ATC旋转导向工具,匹配地层优化钻头选型,降低轨迹控制难度和提高钻进速度;采取分段优化钻具组合和钻井参数,优选油基钻井液确保井壁稳定性,降低钻井风险;利用慢放缓压减振法降低钻具振动和循环降温措施解决井温偏高难题。现场应用顺利完成了该区块多口超长超深水平井的施工,形成了渝西大足区块超深、超长页岩气水平井关键钻井技术,为该区块积累了超深超长页岩气水平井施工经验。     

高造斜率旋转地质导向技术在哈得逊油田的应用

塔里木油田哈得逊薄油藏埋藏深、构造变化大,水平井钻井井眼轨迹控制困难,传统的旋转导向工具侧钻初期造斜率普遍不足,需使用弯螺杆马达增斜至30°左右后再更换工具,增加了钻井风险与周期。2013年,该区块应用高造斜率旋转导向工具(Power Driver Archer RSS)及新一代地质导向技术(Scope系列),从侧钻点开始旋转导向钻进,在着陆及水平段加装地质导向工具,相比2012年,水平段平均井深增加214 m,钻井周期缩短36.7 d。在介绍高造斜率旋转导向以及随钻测井技术的基础上,结合现场应用实例分析,认为在哈得逊油藏,全井段旋转导向有利于降低井眼摩阻,节约钻进周期;地层探边及储层评价技术的应用提高了水平井的储层钻遇率,有利于该油藏的规模开采。