中半径欠靶前距水平井轨迹剖面优化设计技术

为了提高单井产量,油井区块水平井的开发力度的进一步加大,因为地貌特征而井场布局受限,小靶前距水平井常态化。为解决小靶前距水平井一次造斜率过高所造成的技术难题,采用小靶前距水平井负位移井眼轨迹设计方法,使用该方法,在不移动井口位置的情况下,通过第一次反方向造斜,增加水平井的靶前距,再用常规造斜率设计小靶前距水平井轨道,降低施工难度。主要方法是先按照常规造斜率设计计算出所需的靶前距,此靶前距与原靶前距的差值即为所需的反向位移,再根据反向位移段所需的造斜率及造斜点深度,计算出反位移井段的最大井斜角和稳斜段长度,在此基础上设计出井眼轨道的其他参数。本文主要针对走完负位移后的斜井段轨迹控制方法和现场的实际应用。     

水平井井眼轨迹控制技术探讨

在水平井钻井施工过程中,往往因为地层的不确定、轨迹预测误差、地质导向误差、工具造斜率误差、靶体偏差等因素影响,造成实钻轨迹偏离设计轨道,甚至无法正常施工。通过对水平井井眼轨迹控制技术的主要影响因素展开讨论,着重探讨水平井靶前距和偏移距的处理、入窗找油的控制、井眼轨迹设计等关键控制技术的影响;简述了水平井轨迹控制的要点,以降低水平井施工困难,缩短建井周期,提高经济效益。     

API套管抗外挤强度在弯曲井眼中适用情况的ANSYS分析

套管柱在井眼曲率较大的情况下讲产生较大的弯曲应力,弯曲应力在套管外侧产生较大的附加拉应力,API套管抗外挤强度计算没有考虑弯曲的工况,本文利用ANSYS计算出弯曲对套管抗外挤强度的影响,得出API套管抗外挤强度计算的适应情况。对于指导套管在弯曲井眼中的抗外挤强度设计具有重要指导意义。弯曲套管的最大应力随着井眼曲率的增加而增加。弯曲率超过45°/hm时,AP套管抗外挤强度已经不合适用,在井眼曲率较小的情况下,API套管抗外挤强度基本能满足应用需求。     

定向随钻扩眼技术在顺西区块超深侧钻井中的应用

塔河油田顺西区块具有地质特征复杂、地层可钻性差、储层分布深、高温高压等特点,一直制约着该区块的规模性开发。为了掌握并解决钻探过程中遇到的各种技术难题,给下步勘探开发提供资料依据,在此部署了超深侧钻水平井-SX3,一开采用定向随钻扩眼技术。SX3井优选复合偏心式PDC钻头、大扭矩螺杆和SlimpulseMWD随钻测量系统,施工过程中及时调整钻井参数,扩眼段长共277m,平均造斜率5.84°/30m,最大井斜20.1°,井径范围172.7～215.8mm,井眼轨迹平滑,满足特殊直连扣套管的入井要求。定向随钻扩眼技术在顺西区块超深侧钻井的成功应用,表明其已成为有效的技术手段,为加快新产能建设提供了技术保障。     

扎哈泉地区固井工艺技术探讨

扎哈泉是青海油田2013年重点勘探区块,该区块油层埋藏深、油气层活跃,三开钻井过程中钻井液油侵严重,该区块井深结构均为三层套管。表层套管:φ339.7mm×450m,技术套管:φ244.5mm×2250m,油层套管:φ139.7mm×3500m左右。为了从固井方面保障该区块的顺利勘探,我们对每层套管固井,根据地层和钻井实际情况,制定了详细的技术措施。表层套管针对大尺寸套管和流砂层,采用了内插法固井技术;技术套管针对地层情况采用了低失水水泥浆体系;油层套管针对钻井液含油量大,采用驱油型冲洗隔离液、双凝水泥浆技术、提高顶替效率措施和环空补压等技术措施,保障了各层套管固井质量达到勘探开发的要求。     

旋转导向系统在CB19-5井的应用

CB19-5井是壳牌长北二期在榆林部署的第一口双分支水平井。由于山西组气层薄,为了准确着陆,在12-1/4″井眼斜井段(2 504～3 216 m)使用了哈里伯顿的旋转导向系统,该RSS造斜率可达5°/30 m,可以满足水平段的着陆需求,加之近钻头井斜及伽马离钻头1.42 m,可以实时传输到地面并判断井下地层情况,便于及时决策,同时近钻头伽马带有方位伽马,可预测地层趋势。通过使用RSS并配合轨迹预算,该井在主力砂层准确着陆,免去了LWD,取得了5.86 m/h的良好机械钻速。同时井壁稳定光滑,未通井和短起下钻就安全下完9-5/8″套管,缩短了施工周期并取得了良好的经济效益。     

新勘油田车排子区块水平井井眼轨迹控制技术

新勘油田车排子区块位于准噶尔盆地西北缘.该区块油层埋藏浅、地层成岩性差;同时该区块存在井网密度大,防碰难度高;造斜点高、造斜率大、位垂比大、靶前距小,轨迹控制难度大;水泥返至地面,固井施工难度高等问题.     

新勘油田车排子区块水平井井眼轨迹控制技术

新勘油田车排子区块位于准噶尔盆地西北缘。该区块油层埋藏浅、地层成岩性差;同时该区块存在井网密度大,防碰难度高;造斜点高、造斜率大、位垂比大、靶前距小,轨迹控制难度大;水泥返至地面,固井施工难度高等问题。     

FK-30H井钻井施工措施及轨迹控制技术

以FK-30H井为例,详细介绍了在该井出现的技术难题,解决措施及井眼轨迹控制技术.主要的技术难题包括:(1)该井地质构造复杂,目的层地层倾角变化大,在甲方要求不打导眼,不填井的情况下,入靶准确难度大;(2)该井设计造斜率必须控制在3./30 m左右,靶前位移大于600 m,属于大斜度长位移水平井.该井型在钻进过程中容易形成岩屑床,拖压严重,摩阻,扭矩增加,从而使水平段滑动钻进很困难,给定向造成了难度.针对上述技术难题,在施工中逐一解决,使实钻井眼轨迹满足设计要求.     

400米垂深水平井延伸极限的确定

从摩阻力学的角度确定水平井延伸极限时，最主要的决定因素就是钻杆是否发生屈曲和套管能否顺利下入。当套管可以下入，钻柱发生正弦屈曲，而未发生螺旋屈曲时的井深即为延伸极限。漂浮下套管技术拓展了套管的下入深度。本文主要从靶前距的选择、井身剖面优化、套管下入分析几个方面对这口400米垂深水平井的延伸极限做了简要分析。根据现场数据反算摩阻系数，与实际的施工极限相比较，吻合较好。     

超短半径径向侧钻水平井试验

超短半径径向侧钻水平井技术是利用老井眼中的油层套管开窗侧钻,采用无磁钛合金钻杆、固定弯角泥浆马达等特制井下工具,通过泥浆马达提供钻进动力进行水平钻进施工,钻出曲率半径小于30m、井径最大114.3mm、水平段长度可达400m的水平井。该工艺具有建井周期短、见效快、成本低等优点,是老井改造、油藏挖潜和增产增注的有效手段。     

塔里木超深井开窗侧钻小间隙小尾管固井技术

塔里木油田为控本增效,增加产能,对深井进行开窗侧钻,开窗位置在志留系或泥盆系,开窗点一般在6000m左右,完钻位置奥陶系桑塔木组或良里塔格组,下入127mm尾管悬挂固井。存在井深、温度高、压力高、井斜大、位移大、裸眼段长、环空间隙小、套管下至井底困难大、套管在井眼中居中困难、地层承压能力低易漏、油气显示活跃难压稳、顶替效率低、施工泵压高等难题。提出了针对性的固井措施,保证了套管顺利下入,解决了井漏、顶替效率低、油气窜槽等问题。     

靖南区块41/2小套管固井工艺技术

靖南区块开发层位为上古的石盒子组和下古的马家沟组,天然气储层埋深一般为3300000m。应用小井眼井能够有效节约勘探开发成本30%以上[1],在目前低成本开发的形势下,使用41/2套管小井眼开发在该区块得到大力推广和应用。针对小井眼环空间隙小、封固段长、静液柱压差大、流动磨阻大等因素严重影响顶替效率及固井质量等固井技术难题,着手从选择合适的固井工艺、水泥浆的性能、提高顶替效率及制定现场施工方法等各个方面进行研究,总结出了一套靖南区块41/2小套管固井工艺技术,为该区块顺利开发提供了技术保障。目前已在靖南区块使用该工艺完成现场施工56口井,固井质量一次合格率100%。     

超浅大位移井水平井技术在乐东22-1气田的应用

乐东22-1气田在后续开发调整井实施的过程中,发现平均海平面以下552-590米处发现天然气资源丰富。为了探索海上浅层气田的有效开发途径,利用超浅层大位移水平井钻井技术成功完成了A14H的作业。结合LD22-1-A14H井在施工过程中面临的井身结构、井眼轨迹控制、套管下入和钻井液体系等技术难题。从井身结构的确定、超浅层造斜及扩眼工艺、大井眼连续5.5°/30m高狗腿度钻井技术、大位移钻井液体系的确定和下套管工艺等方面,介绍了超浅层大位移水平井的钻井工艺流程及技术要点。通过该套工艺的有效实施,实现了海上浅层油气田的开发目的,开创了中国海上浅层油气田开发的先例,对今后海上同类油气田开发有重要的借鉴意义。     

完井管柱套管回接处防阻防卡技术

某储气库注采完井施工中发现通井上提卡挂的井,8口井的最大井斜分别:10.63°、38.56°、29.34°、26.50°、27.03°、21.92°、18.12°、42.80°。起管柱挂卡100-150k N,卡挂超过150k N的井,通过上提10k N正转5圈的方式,起出卡挂管柱,通井测井解释分析(附测井解释图),回接筒回插不到位,形成直径最大200mm,长1m的大直径段,起管柱时卡挂油管接箍通,使用铣锥扩铣盲板残留及回接筒位置,加工外径140mm的扶正器,每100m加装扶正器。因井斜越大卡挂越严重,有1口井在下完井封隔器管柱时在回接筒位置提前遇阻,起出222根完井油管,组织会议讨论,改进防卡挂方案。通过研究新工具解决套管回接卡挂问题,顺利完井。     

乐东22-1气田超浅层水平井钻井技术

乐东22-1气田4口调整井是为减缓气田产量递减趋势而开发的,4口井平均斜深1934m,平均垂深734m,平均水平位移1415m,最大水垂比高达2.2,浅层连续高造斜率达5.9°/30米。采用"直-增-增-稳"四段制双增斜剖面,有效进行浅层绕障,灵活调整井斜;通过优选大弯角马达,优化钻具组合,结合实时调整钻井参数,实现浅层疏松地层大狗腿造斜;利用软件模拟分析不同井段摩阻和扭矩,指导倒装钻具下入位置和深度,在长造斜段和水平段也能有效地传递钻压和扭矩;根据不同井段作业要求调整泥浆性能,保证了井壁稳定、井眼清洁,储层段使用EZFLOW免破胶钻井液体系,不仅增加储层承压能力,保护储层,还节省了完井破胶排液时间。实现了四口水平井目的层的100%钻遇率,完井充填效率达110%,清喷期间测试产量均超出配产。     

冀东油田JDL23P1井钻井技术

JDL23P1井是由长城钻探公司在冀东油田承钻的一口大位移水平井[1],设计井深为3 055m,由长城工程院提供该井的直井段,造斜段和着陆点的技术服务。通过施工前细心准备,制定严格施工预案,施工中紧密配合,遵照施工设计,严格控制井身轨迹及施工参数,实钻轨迹同设计轨迹符合率达到100%,达到设计要求,得到油公司的高度认可。     

水力喷射钻孔技术在油气田勘探开发中的应用

水力喷射钻孔技术是一项在油层中钻超小水平井的新技术,该技术能够在套管内实现由垂直向水平90°转向,通过高压水射流的水力破岩作用,利用连续管技术在油层中喷钻出直径25~50mm、水平长度可达100m的水平微小小井眼,也可以称为超微型水平井,从而达到沟通裂缝、增大泄油半径的目的。本文介绍了水力喷射钻孔的技术原理及特点,并结合实例分别介绍了水力喷射钻孔技术在钻完井、油井增产、注入井增注、压裂改造以及煤层气开采5个方面的应用,表明水力喷射钻孔在油田勘探开发中具有较好的应用前景。     

25％嘧菌酯悬浮剂在平菇中的残留量

采用温室试验方法,将25%嘧菌酯悬浮剂于培养料接菌前拌药;气相色谱带有ECD检测器,色谱柱为HP-5毛细管柱(30 m ×0.32 mm ×0.25 μm),柱程序升温,测定嘧菌酯在平菇和培养料中残留量;同时研究了嘧菌酯在平菇培养料中残留动态.试验结果表明:嘧菌酯在平菇中消失较快,最终残留量均低于最低检出质量分数0.5×104mg/kg.     

硅橡胶自粘带的研制

采用硼酸、羟基乙烯基硅油改性了107硅橡胶,合成了主链含Si—O—B键,侧链含乙烯基的新型硅橡胶,并以其为基胶制备了一种硅橡胶自粘带。考察了硼酸用量、硫化温度和硫化时间对自粘胶力学性能和电气强度的影响。结果表明:107硅橡胶、羟基乙烯基硅油和硼酸质量比为100∶12∶0.5、320℃×2 min硫化条件下,自粘硅橡胶撕裂强度15.54 kN/m、拉伸强度7.17 MPa、拉断伸长率735%、电气强度24.9 kV/mm,所制自粘带的自粘力4.1 N/cm,储存期不低于2年。