南堡13-1706大位移井钻井技术

冀东油田南堡滩海油田受端岛面积限制,需要部署水平位移大于3 000 m的大位移井开发。针对大位移井钻井施工中存在摩阻扭矩大、轨迹控制难、循环泵压高、井眼清洁难度大、长裸眼井壁失稳、深部井段定向托压等技术难题,开展了人工端岛大位移井钻完井技术研究。通过对井眼轨道优化设计、装备升级改造,提升大位移井井眼延伸极限,利用Landmark软件对摩阻扭矩、钻井参数进行分析,研究了KCl抗高温钻井液复配新型固壁剂和封堵剂强化钻井液封堵能力及套管安全下入技术。采用井眼轨迹控制、降摩减扭、优化钻井液、套管安全下入等常规技术的优化和集成应用,成功实施了大位移井南堡13-1706井。该井完钻井深6 387 m,最大井斜83°,水平位移4 941 m,为水平位移大于4 500 m的大位移井钻井实践积累了经验,为加快南堡滩海中深层油藏的勘探开发提供了技术支持。     

东海油气田超深大位移气井钻井关键技术

为了稳定东海油气田油气产量,在某断块部署了一口超深大位移井。针对大位移井高扭矩大摩阻、油基钻井液漏失、套管下入困难、电测固井质量手段受限等特点,设计阶段应用基于多目标优化的大位移井轨道设计方法优选了修正悬链线轨道类型,优化了井眼轨迹和井身结构设计,施工中采用摩阻扭矩随钻监测技术、ECD控制技术、旋转尾管挂技术等一系列大位移井钻井关键技术,确保了该井的顺利完成,完钻井深6 866 m,水平位移5 350.49 m,水垂比1.7,裸眼井段3 614 m、75°稳斜4 134 m。该井应用的系列钻井关键技术能满足超深大位移井钻井作业要求,具有广阔的推广应用前景。     

委内瑞拉奥里诺克胡宁区块丛式三维水平井安全钻井技术

委内瑞拉奥里诺克胡宁区块储层埋藏浅,地层疏松,丛式三维大位移水平井具有位移大(1 300 m以上),水垂比高(3.1~4.5),井眼曲率大(7°/30 m~10°/30 m)的特点,钻井作业面临井眼轨迹控制难、摩阻扭矩大、井壁稳定性差以及尾管下入困难等技术难点。为此,通过对平台内不同偏移距下的三维井摩阻扭矩分析、井眼轨迹优化设计、极限井深模拟计算以及钻井液体系与配方优选,有效解决了因垂深浅、水平段长引起的钻具摩阻扭矩大与托压问题,以及弱固结性疏松砂岩储层井壁失稳和储层保护等技术难题;采用漂浮下套管并配合井口加压的复合技术来解决套管下入设计深度问题。该研究成果在胡宁区块现场应用7口水平井,其中E3-23井完钻垂深仅375.3 m,而斜深为1 984.1 m,水平位移达1 688.4 m,水垂比达到4.5,成为目前已钻完井中水垂比最大的三维水平井。该项技术可为国内浅层油气田高效开发提供借鉴。     

南海超大水垂比大位移M井钻井关键技术

为开发南海东部某油田边际油藏,设计了一口水垂比高达4.90的大位移井M井,钻井过程中面临储层埋深浅、稳斜裸眼井段长、安全密度窗口窄、井眼清洁困难和套管下入摩阻大等技术难点。通过研究与应用井眼轨迹控制、井身结构优化、井筒当量循环密度ECD控制工艺和安全高效下套管工艺等技术,顺利完成了该井的钻井作业。应用结果表明,五开井身结构显著提高了井壁稳定性;使用连续循环阀系统及岩屑床破坏器,井底ECD变化率降低至小于1.9%;应用漂浮下套管及全掏空旋转下尾管工艺,顺利下入?244.5 mm套管×4 200.00 m及?177.8 mm尾管×5 772.00 m。超大水垂比大位移井钻井关键技术在M井应用后,创下了中海石油海上油田最大水垂比大位移井钻井作业纪录,为后续类似大位移井的开发积累了经验。      

北堡西3x1大位移井钻井技术

北堡西3x1井是首次部署在冀东滩海水平位移超过3000m的大位移井,完钻井深4189m,完钻垂深2452.16m,水平位移3049.79m,最大井斜角67.18°,位移垂深比1.24:1,钻井周期59.98d。该井应用3压力剖面预测技术开展了井壁稳定技术的研究,为井身结构的设计和合理钻井液密度的设计提供了科学依据;通过摩阻、扭矩的分析,为井身剖面的选择、设备的选型和减摩减扭措施制定等提供了理论指导。该井应用了顶部驱动、MWD监测+导向钻具井眼轨迹控制、大位移井水基钻井液、高速线性振动筛、非旋转钻杆保护器、摩阻扭矩预测分析、套管滚轮扶正器和大满贯测井+钻杆输送测井等技术。系统地介绍了该井的钻井设计和现场施工技术、取得的经验和存在的问题,对今后利用大位移井钻井技术勘探开发滩海油田具有一定的借鉴意义。     

冀东油田人工端岛大位移井钻井完井技术

为解决冀东油田人工端岛大位移井摩阻扭矩大、携岩困难,馆陶组玄武岩、东营组东二段泥岩和沙河街组泥岩易垮塌,裂缝及断层易漏、深层井段定向托压、套管下入困难等问题,开展了人工端岛大位移井钻井完井技术研究。利用Landmark软件对井眼轨迹、钻井参数、井眼清洁、摩阻、扭矩、钻具和套管下入安全性等进行了分析,研究了钻井液排量、钻井液流变性、岩屑床破坏器安装位置与岩屑床的关系,以及KCl成膜封堵钻井液配合新型润滑、防塌、封堵剂解决定向托压、井漏、井塌问题及降摩减扭接箍的安装位置和安装方法,形成了装备配套、软件预测和优化、润滑防塌封堵钻井液体、井眼清洁、减摩减扭、岩屑床破坏、套管安全下入等技术。冀东油田人工端岛4口水平位移超4 000.00 m的大位移井的钻井完井情况表明,钻井完井周期明显缩短,井下故障得到了有效控制,完钻井最深6 387.00 m,水平位移达4 940.99 m。研究认为,冀东油田人工端岛大位移井钻井完井技术实现了该油田人工端岛油区的安全高效开发,具有较好的推广应用价值。      

吉木萨尔页岩油水平井JHW00421井钻完井关键技术

JHW00421井是吉木萨尔油田第1口超长水平段页岩油水平井,设计水平段长度3 027 m,面临钻进摩阻及扭矩大、井壁易失稳、井眼轨迹控制难度大、井眼清洁难度大、油层套管下入困难等诸多钻井难题。为攻克以上技术难题,开展了以下技术研究和现场实践:优化井身结构并将?244.5 mm技术套管下至A靶点以实现水平段专打;采用旋转导向工具对水平段轨迹进行精准控制并减小井眼曲折度;采用油水比85∶15的油基钻井液,降低长水平段井壁失稳风险、钻井管柱与井壁摩阻系数;基于水平井井筒清洁“传输带”理论,制定详细的井筒清洁技术方案以确保井筒“干净”;优选套管柱摩阻计算模型并合理选取摩阻系数,准确预测套管柱下入能力并优选下套管方案;采用多扶正器通井钻具组合、优化套管扶正器类型及安放位置以降低下套管阻力;采用油基冲洗型隔离液并优选注水泥参数来提高水平段固井质量。该井完钻井深5 830 m,实际完成水平段长度达3 100 m,水平段固井质量测井解释为优质,对今后同类超长水平段水平井设计和施工有借鉴和指导作用。     

大位移井钻井技术在渤海QK17-2油田开发中的应用

总结了国家863-820-09-01课题,海底大位移先导实验井渤海QK17-2地区4口大位移井钻井作业的经验,该项目在西区平台往东区钻4口大位移井,平均井深4551m,平均垂深2008m,平均水平位移3668m,平均井斜86°,平均水垂比1.83(最大为1.94)。该项目在渤海首次采用大位移井开发周边油田、大位移水平井技术批量钻开发井、水平井裸眼砾石充填完井、大斜度井水平井注水泥固井、松软地层大井斜及大井眼造斜及井眼轨迹控制、水基钻井液井壁稳定及井眼净化套管漂浮下入、水平井及大斜度套管磨损保护、MWD/LWD测量、扭矩摩阻计算及预测等10大技术,在此基础上,指出存在的问题及今后努力的方向,这对于渤海今后应用大位移钻井技术开发油田具有更加广泛的指导和借鉴意义。     

渤海油田浅层大位移水平井钻井关键技术研究

渤海A油田浅层大位移井最大水垂比为2.98,突破了渤海湾水垂比的现有极限.其浅部地层疏松,井眼轨迹控制难度大,泥岩易水化膨胀,频繁出现倒划眼困难和下套管遇阻等复杂情况.针对以上问题,在定向井轨迹设计、大位移井安全钻井周期、井身结构优化、大位移井摩阻扭矩及钻井液性能等方面进行了技术研究.结果表明,采用大位移井均布设在外排...     

南海番禺油田大位移井全程漂浮旋转下套管技术

南海番禺油田大位移井?244.5 mm套管平均下深5 045 m,下入过程中面临裸眼段长,稳斜角度大,地层均质性差,下入摩阻大,断层处钻井液安全密度窗口窄,易发生漏失等难点。大位移井常用的漂浮接箍下套管方式存在着漂浮接箍失效、遇阻时处理手段有限等弊端,为此,结合南海番禺油田大位移井垂深浅、延伸段长的特点,提出了全程漂浮旋转下套管技术,分析了技术原理,介绍了旋转下套管系统、套管强度校核、套管组件选择等一系列关键技术。通过在6口大位移井?244.5 mm套管下入中的应用,其效果显示,当采用全程漂浮的方式旋转下入套管柱时,套管柱受到的轴向力载荷大大减轻,增大了抗拉安全系数,套管柱下入遇阻时,旋转通过遇阻点,避免产生压力激动,通过断层时未发生井下漏失及因黏附压差导致卡套管的情况,套管柱全部下至目的深度。     

深井和大位移井套管磨损程度预测

为提高套管柱强度设计准确性,防止磨损失控情况发生,深入分析了套管磨损预测技术。结合定向井钻柱力学研究成果,考虑钻柱刚度和屈曲的影响,推导了深井和大位移井的钻柱拉力-扭矩方程,建立了基于能量原理的套管磨损程度预测模型,并编制了预测软件。该预测软件可以预测包括钻进、起下钻具等作业过程的,不同套管柱层次、钻具组合、井眼轨迹、钻井液类型和钻井参数等情况的全井段不同井深所对应的套管磨损量。实例计算结果表明,编制的预测软件减小了人为的估计误差,预测值更为准确可靠。研究成果为深井和大位移井安全高效钻进提供了新的技术支持。      

铝合金钻杆在长水平井段延伸钻进的可行性

目前国内页岩气钻井的重点研究攻关目标是垂深4 000 m以深的长水平段水平井,长水平段钻柱需要钻杆传递更大的轴向力来抵抗沿程的摩擦阻力,采用轻质铝合金钻杆是一种具有较大实施可行性的延伸钻进变革性新技术,而对于其摩阻扭矩特性、钻压传递规律、屈曲特性以及安全可靠性等问题则尚未开展系统研究。为此,基于Hamilton原理建立多尺寸铝合金钻柱动力学模型,通过HHT-α法对模型进行求解,进而对比了水平井段铝合金钻具和钢钻具的接触摩阻、钻压传递规律及其影响因素。研究结果表明:①铝合金钻杆在水平段的压力损耗明显小于钢制钻杆;②因其材质较软,小尺寸的铝合金钻杆在钻井过程中极易发生屈曲,导致钻压传递效率下降,甚至发生"钻杆自锁"现象;③较大尺寸的铝合金钻杆屈曲变形较小,其减摩减阻效果优于小尺寸铝合金钻杆,外径147 mm的铝合金钻杆的摩擦阻力仅为外径129 mm铝合金钻杆的71.9%。结论认为,小尺寸铝合金钻杆的刚度无法满足苛刻的长水平段页岩气钻井条件,而大尺寸铝合金钻杆则是解决其延伸钻进难题的重要前提条件之一。     

套管漂浮技术在海洋钻井中的应用

套管漂浮技术主要应用于大位移延伸井和水平井中,它是在套管柱下部封闭一段空气或低密度钻井液,使套管柱在大井斜段处于漂浮状态,以降低下套管摩阻。主要介绍了套管漂浮工具的结构和工作原理以及漂浮技术在国内几个海洋油田钻大位移延伸井和水平井中的应用情况。     

大位移井减阻工具性能试验与数值模拟

为解决大位移井、长水平井等在钻进过程中摩阻大、托压等问题,设计了新型大位移井减阻工具。该工具利用水力脉冲压力波动,使钻柱产生轴向振动,有效减小钻柱与井壁间的摩阻,改善钻压传递,延伸定向井、大位移井、水平井等井眼长度。通过工具性能试验和数值模拟相结合的方法,验证了减阻工具设计的可行性和振动的稳定性。分析了叶轮的叶片数、承压板的通孔面积、钻井液排量等参数对减阻工具脉动压力频率和幅值、压降、轴向振动位移等的影响规律。研究结果可为大位移井降摩减阻技术研究、减阻工具参数优选等提供参考。     

大位移延伸井固井技术

以QK17- 2E区块为例,介绍了渤海湾 6口大位移延伸钻井 (ExtendedReachDrilling)后固井的成功作业,重点说明了大位移延伸段 (?311.15mm井眼)固井的关键技术套管漂浮技术,即用"盲板浮鞋 +漂浮接箍"实现套管漂浮;用双弓扶正器保证套管居中、减少下套管的摩阻;用滚轮扶正器降低界面摩擦系数;用CemSAIDS固井仿真软件进行摩阻预测。为提高顶替效率,保证固井质量,采用双速替钻井液技术,实现紊塞流上返;采用海水顶替液,实现套管的浮力漂浮。文中还阐述长裸眼井况下单级多封的固井技术,对陆上大位移固井具有一定的现实意义。