气体钻井井眼排液工艺技术及应用

为了提高气体钻井作业时效,保障气体钻井作业快速安全进行,在常规气体钻井井眼排液方法(气举排液法和充气排液法)的基础上,提出了一种新方法——交替排液法。气举排液只使用气体注入设备空压机和增压机,充气排液和交替排液还需要使用液体注入设备钻井泵。介绍了井眼排液原则、钻具组合、降低井筒液柱压力的作业方式和井眼排液施工工艺;实例分析了气举排液法、充气排液法和交替排液法的现场应用效果。对比分析表明,浅井排液中,可采用一次性气举排液;深井排液中,采用分段气举排液耗时达30多小时,采用充气排液或交替排液仅需几小时,其中交替排液法时效更高,值得推广应用。      

充气连续循环钻井技术在深部易漏地层中的应用

深部易漏地层钻井液钻井井漏频繁,处理井漏复杂耗时耗材,本文论述了用于治理深部地层井漏复杂的充气连续循环技术,将充气钻井与连续循环钻井技术相结合,实现充气流体介质的持续循环,有效解决了深部井段常规充气钻井作业中存在的压力及液面波动大、中断后重建循环时间长等难题,维持环空稳定的ECD值,显著提高了邻井BQ1井充气钻井的安全性和时效性。通过在BY1井现场应用表明,该技术较好治理了风城组易漏层段2961.00～3161.00m、3740.00～3846.00m的井漏难题,同比邻井BQ1井节省了钻井液200m³,节约复杂处理时间12d,行程钻速提高1.6倍。     

常规钻具充气反循环钻井技术研究与试验

长宁页岩气部分井区地表地形复杂,地下水资源丰富,表层裂缝、溶洞发育,地层压力系数低,表层井漏问题严重影响了该区页岩气资源高效勘探开发。目前该区主要采用气体钻井和清水强钻技术解决表层钻井井漏问题,但这两种技术存在一定局限性。双壁钻杆气举反循环钻井技术是一种有效的低压、负压钻井技术,已成熟应用于水井、地热井等钻井领域,但该技术需要专门配套气水龙头、双壁钻杆、气水混合器等工具,工艺复杂,成本较高。在双壁钻杆气举反循环钻井技术基础上,设计了一种常规钻具充气反循环钻井新工艺,进行了现场试验,用以解决长宁页岩气表层钻井严重井漏问题。试验取得了一定的成果,累计进尺241 m,与邻井同井段井漏地层相比,较常规钻井技术井漏减少83.6%。研究成果为解决长宁页岩气表层严重井漏问题提供了一种新的技术措施,为其他低压易漏地层钻井难题处理提供了借鉴。     

气体钻井遇地层出水时的充气钻井技术

气体钻井在我国油气田勘探开发中具有广阔的应用前景,但是川东地区多个构造实施气体钻井过程中,存在地层出水现象,严重影响了气体钻井的顺利进行,不得不改用充气钻井。充气钻井技术难点主要表现在：①井壁稳定性差,易引起垮塌卡钻; ②地层出水可能与井漏同存,气液比值难以确定;③环空液柱压力降低,带砂效果差,易导致沉砂卡钻;④浅层天然气易引起井下燃爆。通过分析上述难点,结合充气钻井现场实践经验,有针对性地提出了充气钻井过程的主要技术措施：① 钻井液维护处理技术;②井漏处理技术;③参数设计技术等。在川东地区3口井的现场应用效果表明：推行所提出的充气钻井技术措施,能有效避免井漏、提高机械钻速、缩短钻井周期,为川东地区遇地层出水情况下的气体钻井积累了经验。     

充气钻井技术在川东高陡构造的应用

充气钻井技术在川东高陡构造获得成功应用,有效解决了恶性井漏等钻井复杂。文章依据现场实践分析了充气钻井技术原理、优势及存在的问题;对比了连续循环充气钻井技术和常规充气钻井技术的差别和优势。连续循环充气钻井技术能有效提高接单根时效和安全性,是提高充气钻井效率的有力武器,建议进一步推广应用。     

隔水管充气双梯度钻井充气水深和充气速率研究

为确定隔水管充气双梯度钻井充气水深和充气速率,根据气液两相流漂移流理论,考虑气体流动过程中其体积受隔水管环空压力变化的影响,建立了隔水管环空压力计算微元模型,推导出了隔水管充气双梯度钻井充气速率计算模型,并利用现场试验数据验证了模型计算结果的准确性.以南海某深水井为例,利用所建模型分析了施工参数对隔水管充气双梯度钻井充...     

充气泡沫气体钻井工艺技术

对于油气藏和地层压力系数小于1的井，无论是钻井还是修井一般均采用充气、泡沫、气体等工艺技术措施，降低井内压力，达到保护油气层和解决井漏的目的，并在油气层井段采用柴油机尾气工艺技术完成防止井下燃爆的任务。通过多口井的试验和现场应用表明．充气泡沫气体钻井施工技术，可以开采产层压力系数为1．0～0．3的低压油气井和枯竭性油气井，增大了石油天然气的可开采范围，有效地保护了油气层，具有实用性和可操作性；该工艺技术对一些适合空气、泡沫钻井的井漏井，达到了常规钻井液钻井和堵漏技术无法达到的效果，缩短了钻井周期，降低了井漏复杂井的钻井综合成本。     

定向井稳斜段气体钻井井斜机理应用研究

国内各大油田在气体钻井试验过程中已经暴露出比较严重的井斜控制问题。在实际气体钻井过程中,为了控制井斜,通常都将钻压控制在较低的范围内,这就导致气体钻井提高机械钻速不明显,不能充分发挥气体钻井的优势。即使这样,井斜控制问题仍然未能被较好的解决。针对光钻铤钟摆钻具组合在定向井稳斜钻进过程中的问题进行研究。首先对光钻铤钟摆钻具组合在气体钻井过程中的井斜规律进行了探讨,给出了有关计算方法,对定向井稳斜段气体钻井设计中的几个关键参数进行了重点讨论,最后结合中石化川西地区DY1井四开稳斜段氮气钻井现场应用情况对光钻铤钻具组合的实际应用效果进行了分析评价。     

NY1井气体钻井井下复杂问题的处理方法

针对NY1井非储层段的气体钻井过程中钻遇的井下复杂问题,具体分析了产生复杂问题的原因并提出了解决问题的措施。如空气钻井过程中钻遇地层出水,可采取每根单根完划眼、增大注气量、采用充气钻进措施;钻遇地层漏失层,可采取增大注气量、打水泥封堵、连续循环钻井措施;遇到井壁失稳问题,可采取增大注气量疏通或转为常规钻井。经过现场的具体实施,总结形成了一套针对NY1井区块气体钻井处理井下复杂问题的方法。该套方法能够指导现场的气体钻井作业,为此区块的气体钻井提供技术支持。     

庆深气田深层Φ311.1 mm井眼气体钻井技术

针对庆深气田深层岩石可钻性级值高达6～10级、地层硬度高达2 500～5 000 MPa、平均地温梯度高达4.1 ℃/100m和机械钻速低等难题,应用优选、修正后的地层出水量计算模型、出气量计算模型、井壁稳定性评估模型,对古龙1井的泉二段至登三段地层气体/雾化钻井的可行性进行了研究,优化设计出了气体/雾化钻井技术方案。该钻井技术方案在超深井古龙1井进行了现场应用,应用井段为井深3 100.00~4 301.05 m,应用井段井眼尺寸为311.1 mm。应用结果表明,该井段平均机械钻速为7.53 m/h,是邻井古深1井相同层位常规钻井段的3.6倍,钻井周期同比缩短28 d。      

空气钻井技术在徐深21井的应用

大庆油田为给提高深层地层机械钻速提供科学依据，在徐深21井的泉头组2段以下非储层段进行了空气钻井试验。试验结果表明，空气钻井能大幅提高机械钻速，与常规钻井相比，纯空气钻井机械钻速提高4～6倍，充气钻井提高1倍以上，空气钻井井段的井斜控制在设计范围内，井径扩大率比常规钻井液钻井略大。这表明大庆油田外围深部地层稳定性良好，适合应用空气钻井技术。     

连续循环阀气体钻井技术及其现场试验

目前气体钻井面临大出水地层生产时效低,中断循环后可能引起井壁垮塌、卡钻等井下复杂,充气钻井井底压力波动大、井控风险高等问题。为此,介绍了新研制的一种基于连续循环阀的钻井系统的技术原理以及现场试验情况。该系统主要由连续循环阀和地面控制系统两个部分组成,钻进中将连续循环阀接在钻杆上,接单根、起下钻时,通过连续循环控制系统切换循环通路,实现井下连续循环。在宁211井氮气钻井和月005 H1井充气钻井2口井现场试验的结果表明,接单根作业井底压力恒定,缩短了重新建立正常循环的时间,实现了接单根和起钻作业过程中的连续循环,初步证实了连续循环系统的可靠性与工艺的可行性。连续循环钻井技术在充气钻井过程中的试验成功,标志着该项技术从单一循环介质迈向了两相循环介质的新台阶,可为钻井液条件下的欠平衡井、窄密度窗口井、大位移井、长段水平井安全高效钻井提供新的技术手段。     

大庆油田完成第一口气体钻井设计

中国石油天然气集团公司2005年重大科研项目“大庆油田徐家围子气体钻井”由大庆钻探集团钻井研究院负责设计和研究，钻井一公司负责组织施工。项目组在大庆油田第一口充气钻井——升深2—11井现场试验成功的基础上，结合徐家围子地质情况完成了徐深21井气体钻井设计。于2005年9月6日通过了专家评审。     

气体钻水平井气体携岩能力分析

气体钻井技术在国内外应用很广泛,它主要被用来提高机械钻速、发现油气层和解决井漏等问题.注气量是气体钻井中的关键参数,但是目前关于气体钻水平井注气量的计算仍是一个比较困难的问题,计算值与现场实际用值差距很大,给实际钻进带来了很多困难.对气体钻水平段的岩屑进行了受力分析,并应用散料力学和气体动力学,分析了不同岩屑堆积状态下不同井斜角、不同尺寸和不同摩擦系数时,岩屑堆积中边界岩屑起动对标准状况下气体速度的要求.认为不仅水平段钻柱贴近下井壁处岩屑携带困难,在大井斜角井段岩屑携带也很困难.该分析结果可为气体钻水平井有关流动计算提供理论参考.     

川西地区气体钻水平井井壁稳定性评价模型研究及应用

川西地区地层岩性自上而下分布十分复杂,不同深度泥页岩层段黏土矿物成分特性有明显差异,底部层段存在煤层,部分砂岩层段为高压高产气层。据实钻资料及地质分析,认为新场构造区块的中浅储层具有气体钻进水平井的条件。为此,在直井井壁稳定性评价方法的基础上,利用坐标转换,建立了气体钻水平井井壁稳定性评价模型,该模型考虑了井斜角、方位角的变化对气体钻井井壁坍塌密度的影响。现场实钻数据验证了该模型计算结果的正确性,表明该模型可以作为川西地区气体钻水平井作业的一种井壁稳定性评价方法。     

大位移井摩阻扭矩计算模型

石油钻井是一项投入高、风险高、技术密集及资金密集的系统工程。大位移井钻井的摩阻和扭矩严重影响钻井时效。对摩阻和扭矩的分析有利于控制井眼轨迹，减少井下事故。对钻大位移井过程中所受的力进行了分析，综合分析3种摩阻扭矩计算模型优缺点的基础上，提出软模型是现场计算大位移井摩阻扭矩的最合适模型，介绍了软模型的几何模型及各种工作状况下的计算方法。     

华北ND1区块气体钻井地层适应性评价

华北地区ND1区块ND101井中深部古近系沙河街组首次采用气体钻井提速,因井壁失稳、地层流体产出及井下燃爆等一系列的难点,严重阻碍了该区块气体钻井的实施。为此,基于气体钻井理论并与现场实践相结合,建立了一套有效的气体钻井适应性评价分析体系,包括气体钻地层井壁稳定评价和产出地层流体影响评价。通过评价产出地层流体对气体钻井壁坍塌、井下燃爆的影响,得到了3个方面重要认识：①快速产出的储层气体降低了近井壁地层孔隙压力,对气体钻井壁稳定更有利,因而,适当提高注气量可保障沙河街组氮气钻井有效进行;②修正的气体钻井井壁稳定分析模型提高了地层产水条件下坍塌压力当量密度预测的精度,可作为合理筛选该地区中下部地层气体钻井井段的依据;③采用邻井测井资料估算地层出水量并计算不同产水量下立管压力的方法,可确定维持气体钻井在一定湿度范围内的相应注气量参数,实钻中可根据立管压力、排砂管线湿度变化判断井下地层出水、出油及井壁干燥情况,及时调整或改变钻井措施。     

提高普光气田开发井钻井速度的技术研究

普光气田气井在钻井过程中存在钻速低、易井漏、易井斜等技术难题,为此,中原油田开展了提高开发井钻井速度的技术攻关,逐步形成了上部陆相地层气体钻井技术、深部海相地层"螺杆+PDC钻头"复合钻井技术和减少井下复杂情况的凝胶聚合物承压堵漏技术等配套钻井技术.在该气田25口开发井的现场应用表明,气体钻井技术大幅度提高了上部陆相地层的机械钻速,是常规钻井技术机械钻速的3～8倍;复合钻井技术大幅度提高了深部海相地层的机械钻速,是常规钻井技术机械钻速的2～3倍;凝胶聚合物承压堵漏技术为普光气田的安全钻井和完井提供了保障.详细介绍了气体钻井技术、复合钻井技术和承压堵漏技术等在普光气田开发井钻井中的应用效果.     

元坝地区钻井难题分析与技术对策探讨

元坝地区是中国石化天然气增储上产的一个重要勘探区域,但该地区钻井中遇到了一系列钻井难题,包括气体钻进井段较短、下部陆相地层常规钻井机械钻速低、小井眼钻井提速难度大、深部井段钻井液维护困难等。针对上述难题,探讨了:空气锤、雾化、泡沫钻井技术提高上部陆相地层气体钻井应用及进尺的效果;利用优选PDC钻头及复合钻井技术、低密度钻井液钻井技术、水力加压器和水力脉冲空化射流发生器等提高下部陆相地层的机械钻速;推广应用耐高温螺杆和涡轮钻具提高深部小井眼钻井速度,及利用高钙盐强抑制防塌钻井液体系解决井底高温高压、碳酸根及盐水污染问题的效果。最后推荐出了适合元坝地区各层段的优快钻井技术。      

气体钻井设备在新疆煤层气项目中的应用

大多数煤层气藏具有低压、低渗、低饱和度等特点,这使得一方面在煤层钻井过程中容易出现井漏问题,另一方面使得常规增产改造和降压开发技术难于奏效。通过对气体钻井设备在新疆煤层气项目中充气欠平衡钻井和注氮驱替甲烷施工的分析,表明气体钻井设备对于解决地层漏失和提高煤层气的采收率具有很好的现场应用效果。