塔河油田TH12184井钻井液技术优化

TH12184井是塔河油田阿克库勒凸起西北斜坡部位的一口开发井,完井井深6025m,目的层位奥陶系中-下统鹰山组。塔河油田在前期均采用四开次井身结构,而TH12184井采用三开井身结构,井眼变小,二开由以前的311.2mm井眼改为250.88mm井眼,裸眼段长达4800多米,穿越多套压力层系,钻井发生粘卡、井漏的风险增多,对钻井液技术提出了更高的要求。通过对该井地层岩性和钻井井身结构分析研究,优化了三个开次的钻井液体系,达到钻井施工目的,效果良好。     

胜科1井大井眼钻井液技术

胜科1井二开采用φ444.5 mm钻头开钻,钻深2 932 m,采用φ339.7 mm技术套管封固沙3段下部以上地层。因该井处于东营凹陷中央隆起带上,花瓣地层极为发育,且钻遇盐膏层,在大井眼条件下,井壁稳定及井眼净化难度大。针对不同的地层特点,选用了低固相聚合物钻井液体系和双聚磺防塌钻井液体系,利用沥青配合聚醚多元醇严格控制钻井液的滤失量,确保了井壁稳定;依靠高效的护胶剂配合表面活性剂和合理的粘土含量确保钻井液具有良好的抗盐膏性能;通过保持适当的钻井液返速、控制合理的流变参数、优选钻井液处理剂配合合理的钻井工程措施,保证了井眼的清洁。该井二开井段钻进施工顺利,完钻电测、下套管和固井作业均顺利完成。     

塔河油田不同井段钻井液应用技术

阐述了塔河油田钻井过程中的φ445mm井眼、φ311mm井眼、φ215.9mm井眼和φ150mm井眼的钻井液配方及钻井液应用技术.     

川西双鱼石构造超深井大尺寸井眼钻井提速技术研究

川西双鱼石构造勘探目的层埋藏深,完钻井深超过7 000 m,纵向多压力系统致使钻进中井塌、井漏、气侵等复杂频发,针对于此该地区钻井普遍采用非标井身结构。实钻中上部长井段大尺寸井眼往往表现出机械钻速较低同时钻井周期较长,从地层岩性与井眼尺寸入手分析了上述问题并就井身结构优化、空气钻井可行性论证、钻头选型以及钻井液优选展开了提速技术研究,逐步形成了适合该区块工程地质特征的钻井提速配套技术:优化井身结构,减少大尺寸?444.5 mm井眼钻井深度;采用"空气钻"提速技术,快速钻过沙溪庙组中上部以上易塌、易漏地层;?333.4 mm井眼沙溪庙组中下部至须家河组中上部井段采用"高效PDC+螺杆+优质Kcl-有机盐聚合物钻井液"复合钻井提速技术,保证了"空气钻"井段井壁稳定以快速钻至三开中完,上部大尺寸井段的钻井周期大幅缩短,实现了优快钻井,为加快该区块勘探步伐提供了技术保证。     

陇东气田水平井钻井技术

为了解决陇东气田水平井钻井过程中井壁易失稳、机械钻速低、钻井周期长等技术难点,开展了水平井钻井技术研究。根据地层特点将水平井设计为三开井身结构,利用表层套管封固易塌易漏地层;根据靶前距要求并为了确保井眼轨迹平滑,设计采用五段制井眼轨道;针对不同井段的井眼轨迹控制要求,采用了相应的井眼轨迹控制技术;根据不同井段钻遇地层的特点,优选了个性化PDC钻头,优化钻井液性能并制定了相应的维护处理措施,形成了适用于陇东气田的水平井钻井技术。现场应用表明,陇东气田水平井钻技术能解决水平井钻井过程中存在的技术难点,实现提高机械钻速、缩短钻井周期的目的。      

加蓬AKONDO油田定向井钻井实践与认识

随着加蓬AKONDO油田WAKO-1井及WAKO-2井的相继完钻,标志着AKONDO油田正式投入了商业开发。根据2口井的施工情况,对三个开次的钻头使用效果、钻井液使用效果及井眼轨迹控制效果进行了评估,并就该平台后续井钻头选型、钻井液性能维护及井眼轨迹优化等提出了针对性的建议,将对提高钻井时效,降低钻井风险有一定的帮助。     

塔河油田多孔隙压力长裸眼井钻井液技术研究

针对塔河油田主体区块地质结构特点,为了缩短钻井周期,提高经济效益,将该区块的常规开发井简化为三开结构,其中二开裸眼段长,钻进过程中上部地层阻卡、钻头容易出现泥包、缩径,下部地层井壁易垮塌、易发生井漏。为此二开通过优选钻井参数、优化钻井液体系等配套技术,形成了一套适合该区块的优快钻井技术及施工措施,保证了该区块的安全快速的施工。     

霸102井完井电测遇阻处理

霸102井是位于霸州龙虎庄乡龙虎庄构造上的一口探井。设计井深2050m,完钻井深2080m,完钻地层为奥陶系。该井用φ216mm 钻头二开,使用NPAN-HMP21-HMF铵基聚磺钻井液体系,安全、快速钻达井深2015.91m,顺利下入φ178 mm套管2015.07 m。用φ152mm 钻头三开,使用复合料钻井     

渭北油田高水垂比水平井钻井设计与应用

为解决渭北油田长3储层埋深浅、水平井水垂比高带来的摩阻大、井眼轨迹控制难等问题,开展了浅层高水垂比水平井钻井设计研究.在分析主要钻井技术难点的基础上,对不同尺寸井眼的摩阻和扭矩进行了数值模拟,将待钻井设计为三开井身结构,三开水平段采用φ215.9 mm钻头钻进;为了确保准确着陆入靶,根据长3储层的地质特征,采用双增井眼剖面;根据各开次钻遇地层的特征和钻井要求,一开井段采用塔式钻具组合,二开和三开井段采用倒装钻具组合,加重钻杆放在井斜角为45°~60°的井段内;根据渭北油田钻遇地层的特点,采用钾铵基聚合物钻井液,水平段控制钻井液滤失量小于5 mL;为降低钻井成本,充分利用现有钻井设备,选用ZJ30型非顶驱钻机.现场应用表明,利用常规钻井装备,采用上述钻井设计,解决了渭北油田长3储层浅层水平井钻井中存在的问题,实现了长3储层的有效开发.      

莫深1井PDC钻头优化设计及应用

莫深1井是中国石油最深的风险探井,也是集团公司重大科技现场试验项目之一.莫深1井三开Φ311mm井眼设计段长2000 m,具有埋藏深,夹层多,岩石可钻性差,钻井液密度较高的特点,钻头的性能指标,直接影响到莫深1井的钻井周期和钻井成本.三开PDC钻头设计引用了岩石三轴抗压强度分析技术的成果,对切削齿布齿密度、切削结构参数、工作角度和水力结构进行优化设计,在提高钻头工作稳定性方面,首次开展了PDC钻头的计算机仿真钻井模拟试验,保证钻头在井下稳定的工作状态.现场应用证明,优化设计的PDC钻头机械钻速和进尺都比邻井高出数倍,对降低钻井成本有着积极意义.