胜利浅海探井井身结构优化及风险分析

在胜利浅海探井作业过程中,随着钻井技术的成熟和新工艺的采用,井身结构不断发生变化,从最初的660.4mm×444.5 mm×311.2 mm×215.9mm×152.4 mm井身结构发展到近期使用比较成熟的914.4 mm×444.5 mm×311.2mm×215.9 mm×152.4 mm,这两种井身结构使用多重套管对薄弱地层进行封固,规避了钻井风险,井下安全得到了很大的保证,在中深井和深井得到普遍的应用。从2006年H9井中深井开始,采用原在浅井中使用的914.4 mm×444.5mm×241.3 mm×152.4 mm井身结构进行钻进,获得了成功,并逐步应用到其它的探井。这种井身结构采用长裸眼井段钻进设计,缩短了钻井周期,提高了作业效益。同时也增加了钻井风险。     

塔河油田暗河油气藏勘探潜力分析

文中应用地震、钻井、测井等资料,运用多时窗、多属性暗河预测技术,在塔河油田主体区识别出了5个暗河系统,并对暗河发育特征及油水分布特征进行了研究。结果表明:深部暗河与浅层暗河是不同时期的岩溶产物,空间继承性差。浅层暗河呈网状,充填几率大;深部暗河系统呈线状,不充填。深部暗河与浅层暗河具有独立的油水系统,各暗河系统内油水差异性分布。分支暗河、深部暗河也是优质储量发育的井区,具有勘探开发潜力。     

空气锤+雾化钻井在低成本开发页岩气中的应用

重庆黔江页岩气区块山地特征明显,地表缺水严重,浅表地层倾角大、溶洞裂缝发育,常规钻井面临井身质量控制困难、恶性井漏频发、堵漏效果受水源限制成功率低且成本高等难题。为此,将井身结构进行了优化,将静水位线及以上易漏地层全部纳入一开井段,缩减三开制为二开制井身结构,并在一开?444.5 mm井眼探索应用空气锤+雾化钻井技术。现场应用表明:井漏问题得到了有效解决,井身质量控制良好,钻井周期大幅缩短,节约?244.5 mm套管约2 000 m。该研究为黔江地区页岩气井低成本高效开发探索出一条新途径。     

海上平台超大尺寸预留隔水导管井槽高效利用技术

考虑到后期调整井的需要,海上油田建造导管架时一般会预留部分井槽,这些预留井槽一般尺寸较大,且未锤入隔水导管。目前海上通过钻入法下入的隔水导管最大尺寸为φ762 mm,要下入φ914.4 mm单筒双井隔水导管需要解决一系列技术问题。以锦州25-1南油田平台φ914.4 mm单筒双井隔水导管下入为例,结合槽口情况,分析了单筒双井隔水导管的技术要求,优化了隔水导管串、相配套的套管串及井口装置的设计,避免了转盘、导向槽的限制,成功实现了φ914.4 mm井槽单筒双井隔水导管的钻入法下入。该技术在国内尚属首次应用,这为充分利用海上油田的有限槽口资源,节省海洋浮吊资源,降低开发成本,摸索出一套成功的作业经验。     

渤海油田单筒双井浅部表层套管打捞实践与认识

近年来,为有效解决海上平台槽口数量的限制,单筒双井技术在渤海油田逐步推广应用。本文以V44井和V46井单筒双井事故处理为例,因V44井已固井Φ339.725mm表层套管发生局部破损变形,导致V46井一开钻井提前遇阻,亟需处理。在Φ914.4mm隔水导管内,Φ339.725mm表层套管偏心,在处理破损套管过程中,引入鱼顶困难,导致发生插偏、套劈鱼头等复杂情况。通过优化钻具组合与特制工具,现场利用内引钻具,配合套捞一体顶部接头、割捞一体捞矛、修套铣锥、倒扣公锥、滚子扶正器等工具,成功将浅层破损Φ339.725mm套管打捞出井,并完成对扣回接,恢复了井筒完整性,为后续同类型作业提供了宝贵经验。     

高密度电法在涪陵灰岩地区钻井平台地表地质调查中的应用

在灰岩地区开展油气钻井时,地表溶洞、断裂和地下软质含水地层是井架基础建设的潜在威胁,如果处理不当,就有可能出现井基下陷、裂崩现象,存在极大的安全隐患;如遇较大规模的地下暗河又会增加固井工作的难度,导致长时间的停钻,延误工期。2013年江汉油田首次引进高密度电法对涪陵焦页坝地区的钴井平台进行地表地质调查和安全性评估,取得了良好的地质效果。     

非对称单筒双井技术在文昌13-2油田的应用

南海西部文昌13-2油田目前共有开发井12口,油田已经没有空井槽,为充分开发油田,提高采收率,确定在文昌13-2油田A平台内挂4个?762 mm井槽,采用单筒双井技术,利用平台125t修井机,在?762 mm隔水管内下入?339.7 mm套管和?244.5mm套管,并利用?339.7 mm套管进行单筒双井的固井作业,实现了在同一井槽内完成2口不同井身结构的水平井钻完井作业。以同一槽口A16h井和A17h井为例,介绍了非对称单筒双井钻井程序、工艺特点以及钻井期间注意事项。单筒双井技术在文昌13-2平台成功的应用,充分地利用了井口平台的空间,减少了工程造价,降低了开发成本,摸索出了一套成功经验。     

四川盆地井漏处理技术实践与研究

针对四川盆地钻井漏失频率高、处理措施效果不理想的现状,对四川地区的地形进行了分析和评价,分析钻井、固完井作业发生井漏的原因及特点。通过钻井、固完井施工过程中,川西马蓬15-1HF井、新22-1H井典型井漏及处理情况;川东HF203井、元坝29井、元坝102-侧1井、元坝21井典型井漏及处理情况;固完井马蓬26井、马蓬46井、马蓬11井、川孝489井、新沙23-18HF井、HF203井典型井漏及处理情况进行综合案例分析,总结出了四川地区井漏的处理方法。     

RBI吉尔哈特公司研制出φ914.4mm三牙轮钻头

为了满足陆上与海上日益增长的井眼不断加深和日趋复杂以及降低钻井成本的需要 ,美国 RBI公司吉尔哈特公司在已有的优质钻头系列中又增加了一种新型 914.4 mm三牙轮钻头 ,该公司称之为“角斗士”钻头。该钻头是一次性钻进大直径表层井段的理想工具 ,它解决了扩眼钻进钻速低的     

自升式平台表层钻遇古河道卡钻处理措施

表层卡钻是海洋钻井中极易发生、需要较高处理技巧的复杂情况之一。由于表层地质松软,加上发育古河道的地质沉积复杂特性,如果表层卡钻处理措施不当或者不及时,极易造成卡钻复杂情况进一步恶化,引发更严重的钻井工程难题。该文以南海东部EP-X区块某井表层?914.4 mm井眼发生卡钻及快速解卡为作业案例,分析了地层特性、井身结构、引发卡钻的具体原因,并提出了钻遇古河道引起表层卡钻的一种下入小钻具冲洗的快速解卡方法,对预防和处理类似表层卡钻事件具有良好的指导作用。     

川南深层页岩气井大尺寸井眼一趟钻PDC钻头优化设计研究与应用

?406.4 mm大尺寸井眼钻井中通常采用大钻压、高转速等钻井参数，在高强度、高研磨性地层中钻进时，PDC钻头相较于在小尺寸井眼中振动更剧烈，切削齿更易崩损，单只钻头进尺及机械钻速受到影响。文章以川南Y202井区深层页岩气井的?406.4 mm钻头在自流井及须家河等高强度、高研磨性地层钻井为例，通过分析地层岩石力学特征及邻井钻头的使用情况，优选切削齿齿形、高耐磨切削齿材料、钻头刀翼数量，优化冠型剖面、钻头动态力平衡性能等，开展了大尺寸井眼PDC钻头优化设计研究。所设计的?406.4 mm大尺寸井眼PDC钻头X616K在配合大扭矩螺杆的情况下，成功实现该井区Y212井及Y215井两口井的大尺寸井眼一趟钻完成钻井作业，较邻井节约起下1～3趟钻的起下钻作业，缩短钻井周期2～3 d,提速效果显著。文章研究成果可为其他区块的大尺寸井眼PDC钻头优化设计提供参考。     

乌深1井钻探关键技术实践与认识

乌深1井是大港油田有史以来乃至东部油田最深,且具有科学探索性质的深探井,设计井深6000 m。由于井深、地质情况复杂、地温梯度高、钻井施工难度大,通过施工人员的努力,乌深1井历经393d钻至井深5852 m,创造了全国陆上油田?311 mm井眼最深和?244.5mm套管一次下入最深的记录。介绍了优化井身结构设计和钻井施工中在大尺寸井眼钻进、钻具和套管保护、?244.5mm套管下入和固井、钻井液工艺技术以及欠平衡钻进技术等。     

抗温型低渗透钻井液在富顺页岩气坛203井的应用

常规水基钻井液在页岩气井钻井过程中易出现各种井下复杂,目前川渝地区壳牌页岩气井多采用油基钻井液进行钻井施工。经过对四川壳牌项目富顺区块页岩岩心分析以及页岩气井技术难题研究,室内研发了抗温型低渗透钻井液体系。通过室内评价试验,对体系的抗温性能、抑制性能和封堵性能等进行了评价,评价结果显示抗温型低渗透钻井液能够满足四川壳牌项目富顺区块页岩气井施工技术要求。抗温型低渗透钻井液体系在四川壳牌项目富顺区块页岩气井探井坛203井进行了现场应用。应用结果显示,坛203井钻井施工过程中无阻卡现象,电测顺利,钻井液抗温性能、抑制防塌性能良好。坛203井与富顺项目前期油基钻井液完成井坛202井和梯202井对照,机械钻速快,钻井液成本节省200%以上。该钻井液的成功应用,为页岩气井的勘探开发提供了参考经验,其在页岩气井钻井施工中具有良好的推广应用前景。     

五探1井?444.5mm井眼优快钻井技术

五探1井是中石油在川渝东部地区部署的一口风险探井,目的层为龙王庙组和灯影组,进陡山沱20m完钻。设计三开用?444.5 mm钻头从井深360 m钻至3 480 m,沙溪庙至嘉二3中部。通过对各层段的地层特性和邻井资料分析,识别到井塌、缩径、膏盐污染、井斜、井漏、磨钻头等工程风险。采用配强钻井装备、个性化PDC钻头、复合钻头、大尺寸大扭矩螺杆、优化钻井液性能、大钻铤钟摆钻具组合、优化钻井参数等技术手段,仅用58.56 d从井深323 m钻达3 550 m,?365.1 mm+?374.65 mm技术套管顺利下入预定井深,井身质量全优。创下川东地区?444.5 mm井眼最深、进度最快纪录,形成了下川东地区大尺寸超长井眼安全、优快钻井综合配套技术。     

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作为一项钻井新技术，小眼井钻井可大幅度降低钻井成本,正愈来愈受到国内外各油气田的重视。小眼井钻井技术在中原油田主要用于φ139.7mm套管开窗侧钻井裸眼段的钻进，根据中原油田20余口φ139.7mm套管开窗侧钻井的钻井实践，探讨了中原油田φ118mm井眼钻 井的若干技术问题，其中包括钻头选择、钻井参数的优选、钻具组合和轨迹控制、固井技术及井下复杂情况和事故处理技术等。     

导向钻具组合在江苏油田的应用

导向钻井技术是井眼轨迹控制的一项领先技术。江苏油田在定向井钻进中应用了导向钻井技术,取得了较好的经济效益。文中着重介绍了导向钻具组合的结构,钻头、钻井参数的优选,优化井身剖面设计,井身轨迹控制技术,导向钻具组合应用等,并总结出了适合江苏油田?2 15.9mm井眼的导向钻具组合系列。对其它采用导向钻井技术的井眼轨迹控制技术有着现实的指导意义。     

侧钻井大通径尾管完井技术研究及应用

胜利油田侧钻井普遍为?177.8 mm和?139.7 mm套管侧钻井,存在环空间隙小、完井内径有限等问题,特别是潜山油藏二开次侧钻困难、稠油油藏侧钻井注汽工艺不配套、砂岩油藏侧钻后难以机械防砂等难题突出。为了解决上述难题,优选侧钻井扩眼工艺,优化大通径尾管完井方案设计,研发了大通径膨胀悬挂器、预应力地锚和胶塞测试接头等配套工具,并从完井尾管优选、水泥浆体系优化和提高套管居中度等方面完善配套工艺,形成了侧钻井大通径尾管完井技术。现场应用表明,该技术有效地解决了潜山、稠油和砂岩等特殊油藏侧钻井完井难题,具备进一步推广前景。     

BH-VDT5000垂直钻井系统在克深203井的应用

油气井防斜、纠斜问题是钻井过程中普遍存在但一直未能彻底解决的难题之一。经过数年攻关,渤海钻探工程技术研究院研发了BH-VDT5000垂直钻井系统,介绍了垂直钻井系统的结构、工作原理,并对垂直钻井系统在塔里木油田克深203井的现场应用过程、效果进行了对比分析。垂直钻井系统在克深203井用2趟钻完成了二开井段,总进尺1 558 m,正常钻进井段井斜控制在0.5°以内,与同时使用Power-V垂直钻井系统的邻井相比机械钻速提高23%以上。现场应用证明,BH-VDT5000垂直钻井系统在高陡构造地层、逆掩推覆体地层的钻探中,防斜打快效果显著,可进一步推广应用。     

套管钻井技术在委内瑞拉ZM-351井的应用

ZM-351井是委内瑞拉国家石油公司PDVSA在东部ANACO油田CAMPO MATA区块的一口 339.7 mm套管钻井技术试验井。该井采用了国际先进的套管钻井顶部缩紧总成和底部缩紧装置,成功地完成了 339.7 mm套管钻井技术试验,与相同区块、相同井身结构的临井相比,大大缩短了钻井周期,降低了钻井成本,充分体现了套管钻井技术的优越性。详细介绍了ZM-351井套管钻井工艺、套管钻井关键技术、钻机选型和设备配套等情况,为国内推广应用套管钻井技术提供了经验。     

加拿大白桦地致密气超长小井眼水平井优快钻井技术

钻井成本占非常规油气建井成本的40％～50％,降低钻井成本对节约建井成本、提高开发效益至关重要.文章深入介绍加拿大白桦地项目中深层优快钻井技术,为国内非常规油气水平井钻井降本增效提供技术参考.具体如下:采用二开井身结构,一开φ222.3mm井眼下φ177.8mm套管,二开φ159.0mm井眼下φ114.3mm套管,水平...