南海西江大位移井钻完井工艺分析研究

南海西江大位移井工程是国内海洋石油开发方案中的一个成功模式,为高效开发海洋边际油田闯出了一条新路。以南海西江已钻6口大位移井的工程资料为基础,结合有关的理论分析与科学计算结果,深入分析和总结了南海西江大位移井钻井与完井工艺的技术特点和成功经验,主要研究内容:井身剖面及井身结构设计,井下扭矩/摩扭预测与控制,井眼轨迹导向控制,井壁稳定与井眼清洁,下套管作业,钻头选型以及相应的完井与诱喷等工艺。这套钻完井工艺,不仅具有科学的理论依据,而且经过现场应用,验证了其具有重要的参考价值。     

南海西江大位移井井壁稳定性评估研究

利用井壁稳定性分析的集成技术,对南海西江24-1油田钻成的超大位移井的井壁稳定性进行了评估研究,通过对孔隙压力、地应力、地层强度特性的系统分析,结合测井资料处理确定了该油田安全钻井液密度窗口,并成功地应用于指导该井合理钻井液密度的确定及井身结构优化设计。对西江24-1油田井壁稳定性的评估结果,否定了国际权威研究机构得出的"在西江24-1油田井斜角大于45°将不能保持井壁稳定"的结论,为成功地钻成南海西江大位移井发挥了重要的指导作用。     

南海西江大位移井摩阻和扭矩数值分析研究

井下摩阻和扭矩,是影响大位移井设计与施工的2个关键因素。对三维井眼中管柱单元进行受力分析,建立了通用的井下摩阻和扭矩计算模型和算法,并开发出大位移井摩阻和扭矩的数值计算软件。该软件在南海西江大位移井钻井和下套管作业案例分析中得到成功应用,对井下摩阻和扭矩进行了数值模拟计算及预测分析,获得较好的结果,并可在今后的大位移井工程中推广应用。     

南海流花超大位移井井身结构设计方法

超大位移井井身结构复杂,为合理设计其井身结构,从垂直井井身结构设计的压力平衡原理出发,针对大斜度井段垂深变化小且裸眼井段很长、大斜度裸眼井段最容易在测深最大处被压裂的特点,通过计算钻井液的当量循环密度,研究了超大位移井大斜度裸眼井段的地层压力、破裂压力和环空压耗之间的关系,得出套管最大下深及允许最大环空压耗的计算公式。研究结果表明,在一定的地质条件下,超大位移井井身结构设计的重要可控因素是环空压耗。采用文中推导的公式分析一个超大位移井井身结构设计及当量循环密度监控的案例,验证了该公式的正确性,为大位移井的井身结构设计提供了理论依据。     

大位移井井身结构设计探讨

运用系统分析方法,针对大位移井提出了1种新的井身结构设计思路,即在传统井身结构设计方法的基础上,增加水力性能、扭矩极限、井眼稳定性、套管下入可行性等相关评价,利用实现井眼清洁对应的系统压耗、钻井液当量循环密度、钻进或下套管过程中可能产生的最大扭矩、预计的最大井径扩大率以及套管下入过程中最小大钩载荷等参数作为校核参数对传统井身结构设计思路进行了完善,并给出了相应的约束方程。实例验证新思路更加适合于大位移井井身结构设计。     

直井钻机钻超浅层稠油大位移水平井钻井完井技术

采用常规直井钻机钻超浅层稠油大位移水平井具有造斜率高、大尺寸套管柱下入困难、井眼轨迹控制精度要求高等技术难题，新疆油田采取了相应的技术措施，2005年应用直井钻机在克拉玛依油田九，区钻成垂深144．09m、水平位穆329．42m、水平位移与垂深比（简称位垂比）为2．29的目前国内垂深最浅的超浅层大位移水平井——HW9802井。从井身结构设计、井眼剖面优选、实钻井眼轨迹控制、钻井液技术、大尺寸套管柱的安全下入等方面详细介绍了该井的设计与现场施工情况。该井的成功证明应用常规直井钻机钻浅层大位移水平井是可行的，也使浅层稠油油藏的高效开发成为可能。     

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。      

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。     

深层海相气井井身结构优化及应用

针对于南方海相深层油气钻探过程中储层埋藏深、压力高、钻井难度大的特点,对国内外井身结构应用进行了分析,结合深井井身结构设计方法,重点讨论了井身结构的优化思路及应用效果,优化了井身结构的套管尺寸及增加套管层次,达到提高综合钻井速度,加快勘探步伐的效果。
     

基于漏失压力极限法的压力衰竭气藏大位移水平井井身结构设计

地层压力衰竭气藏在油气压力下降后,岩石特性参数以及地应力会发生改变,如果沿用压力未衰竭时的井身结构设计方案将会导致井身结构设计不合理,易发生井漏、井塌等井下复杂情况。为此,在分析压力衰竭地层大位移水平井钻井难点与对策的基础上,将井筒最大液柱压力与漏失压力平衡作为初步确定套管下深的约束条件,同时考虑循环当量密度的影响,建立了压力衰竭气藏水平井井身结构设计方法,并在莺歌海盆地东方1-1气田进行了现场应用。研究结果表明:(1)井内压力平衡的上限取漏失压力,其值等于水平最小主地应力;(2)水平最小主地应力将随着气藏开采地层流体压力的降低而减小;(3)套管下入极限深度受到钻井液循环当量密度(ECD)的制约,即随着水平段的延伸,环空压耗将增加至压漏临界点深度;(4)东方1-1气田主力储层地层压力衰竭严重,井身结构优化后采用四开井身结构,使得3个不同压力体系的储层不同存于一个裸眼井段,有效地降低了井下复杂情况的发生概率。结论认为,该方法可为压力衰竭气藏的大位移水平井井身结构设计提供理论依据。     

可循环式井口加压下套管装置的研究

为解决吉林油田浅层大位移及浅层阶梯水平井下套管困难的问题,研制了可循环式井口加压下套管装置。该装置主要由转换接头、配重总成、旋转总成、可循环密封总成、吊环、吊卡等组成,用该装置下套管时有以下2个主要特点:(1)可以在下套管过程中随时循环钻井液;(2)可以向套管柱施加80kN的下压力。通过2种途径的共同作用,可确保浅层大位移及浅层阶梯水平井顺利完成下套管作业。目前该装置已完成设计加工及地面试验。     

漂浮下套管技术在吉木萨尔页岩油水平井的应用

漂浮下套管技术主要应用于大位移井和水平井中,它是在套管柱下部封闭一段空气或低密度钻井液,以减轻整个管柱在钻井液中的重量,从而达到减小摩阻、将套管顺利下入的目的。2019年7月新疆油田公司在吉木萨尔页岩油区块进行了首次漂浮下套管技术实验,本文通过理论与实际结合的方法介绍了漂浮下套管技术原理,以及吉木萨尔页岩油J10028-H水平井的漂浮下套管技术方案、各项施工参数和附件的确定,及最后现场下套管、固井施工的作业情况。虽然最后该井由于井壁失稳垮塌造成套管最终没有下至预定位置,但不可否认的是,漂浮下套管技术仍然是大位移水平井及长水平段井下套管作业的有力保障。该井的漂浮下套管技术作业也为新疆油田后期大位移及类似长水平段井的下套管技术提供了现场经验参考。     

金平1浅层大位移水平井钻井工程设计技术及应用

胜利油田重点预探井金平1井是一口高难度大位移浅层水平井,也是中石化重点课题"长水平段水平井钻井技术研究"的第一口阶段试验井,初始设计位垂比达2.4以上。从钻机和设备选型、井眼轨道优化、井身结构设计、摩阻扭矩分析、钻井液性能控制要求等方面简要介绍了该井的钻井工程设计技术及应用效果,为胜利油田浅层大位移水平井的设计和施工提供了技术支持和经验。     

基于钻井延伸极限的管柱分段优化设计方法

大位移井的横向延伸能力不断提高,管柱力学行为更加复杂,对管柱的优化设计提出了更高的要求。为此,综合考虑管柱各种作业工况和约束因素的影响,构建了一种基于大位移井延伸极限的管柱分段优化设计方法。对于大斜度段管柱采用加权目标函数法进行设计,采用先局部后整体的方法进行求解;对于上部常规段管柱采用近似延伸极限法进行设计,采用迭代法进行求解。研究结果表明,新设计方法可有效地解决大位移井管柱和接头优化设计问题。井眼状况良好时,可在钻柱上安装减阻器,以降低管柱摩阻;井眼状况较差时,采用小尺寸接头钻柱且不采用减阻接头,以降低局部机械阻力。套管设计中建议采用兼顾套管居中和减阻的折中方案,折中方案结果相对于仅考虑套管居中或减阻的结果更加合理。研究结果可为大位移井中管柱的优化设计提供参考。     

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。      

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。     

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...     

大位移井摩阻和扭矩分析及其对钻深的影响

对不同垂深、不同位移的大位移井在钻井和下套管过程中的摩阻和扭矩分析表明,采用水基钻井液能够钻成位移小于3000m的大位移井,且可以下入178mm套管;位移大于4000m、且垂深在1000m左右的大位移井,需要使用油基钻井液,且只能下入178mm尾管;位移大于5000m的大位移井,必须使用油基钻井液,178mm套管下入有一定难度,且在垂深较小时,需要使用部分139.7mm钻杆和倒装钻具。分析了不同垂深条件下的大位移井钻井极限,随着井深增加,制约大位移井钻井极限的因素由滑动摩阻转为钻柱强度。     

HW903浅层斜直水平井钻井技术

介绍了克拉玛依油田ＨＷ９０３浅层斜直水平井的工程设计及现场施工工艺,并对钻柱优化设计、井眼轨迹控制、技术套管的可下入性及钻柱与井眼的相容性等进行了技术探讨。该井的成功,为推广应用浅层斜直水平井钻井技术奠定了良好的基础。     

超短半径侧钻分支水平井曙1-23-0370CH井设计与施工

曙1-23-0370CH井是辽河油田第1口超短半径侧钻分支水平井,设计、实施的主要目的是运用超短半径侧钻技术恢复老井产能,挖掘大凌河油层潜力.针对油层特点及采油要求对曙1-23-0370CH井井身结构和井眼轨迹、钻进参数、施工步骤等进行了优化设计,设计分支井眼轨迹狗腿度最大为18.62(°)/m,在5.7 m的轨迹长度内实现从开窗到水平钻进.现场严格按照设计要求施工,运用柔性钻具及喷射钻具组合实现造斜段和水平段钻进;运用筛管和喷射钻具同步下入技术实现了钻进和完井一次完成,最终顺利完成了钻探目的.曙1-23-0370CH井的成功设计、实施对超短半径分支侧钻水平井钻井技术在辽河油田的应用具有重要指导意义.