大庆油田超短半径水平井钻井技术

针对超短半径水平井钻井存在的造斜段井眼曲率大于10°/m、常规钻具无法顺利通过大曲率造斜段、筛管完井困难等技术难题,大庆油田成功研制了旋转自封器、Φ139.7 mm导向锚定系统、多功能导向管、高强度柔性钻杆、特制Φ117.5 mm三牙轮钻头等工具,形成了一套较为完善的超短半径水平井钻井技术。该技术采用纯机械造斜原理,不需弯螺杆等动力钻具即可完成3.2 m曲率半径的造斜段施工,造斜能力达到(15°～20°)/m;高强度柔性钻杆的应用确保了井下钻具组合顺利通过大曲率造斜段及水平段的稳斜钻进;并实现Φ117.5 mm井眼防砂筛管完井,满足后续修井作业要求。自2009年以来,大庆油田已完成16口超短半径水平井施工,平均钻井周期12.14 d,平均井眼曲率15.21°/m,中靶率100%。介绍了大庆油田超短半径水平井钻井技术的关键技术研究与现场应用情况。      

Ф88.9mm小套管钻完井技术在苏里格气田的应用

为探索低渗气田经济有效开发的新思路,长庆油田公司在苏里格气田开展了小井眼钻完井试验。试验初期,暴露出Ф88.9mm小钻具防斜打直难度大、小直径PDC钻头耐磨性差、小井眼钻进泵压高、小套管长井段一次上返全井段封固及分层压裂技术不成熟等难点,阻碍了小井眼钻完井技术进一步应用。针对小井眼难点,2011~2012年,开展了Ф88.9mm小钻具"预弯曲"防斜打直、小直径耐磨PDC钻头设计、Ф101.6m钻杆应用、低密度水泥及易漏地层一次上返全井段封固、小井眼压裂等技术攻关,形成了低成本Ф88.9mm小套管无油管钻完井技术。成功完成了苏6-X-1井、苏6-X-3井、苏6-X-5井等3口井的试验,钻井周期相比前期缩短了22.7%,达到了常规井的指标,为低渗、低效气田开发提供了新的思路。     

侧钻井免射孔滑套工艺技术研究

从工具性能、工作原理、施工工艺等方面出发,介绍了一套侧钻井免钻射孔滑套工艺,主要应用ф139.7mm套管内开窗侧钻完井,解决了常规侧钻完井采用ф95mm套管(内径φ82.25mm)固井后下入73枪+60.3mm过油管射孔的工序复杂、出水后卡层困难等问题。该工艺施工作业简单,有效减少射孔作业及对产层的伤害,能有效保证固井质量,可达到投产快、费用低等效果。     

俄罗斯萨哈林-3号V区块优快钻井技术

在分析研究俄罗斯萨哈林-3号V区块钻井资料的基础上,结合设计井位的地质地震资料,提出了钻井技术优化方案,包括优化井身结构、在领眼无浅层气情况下加工简易喇叭口替代导流器、选用辐向螺栓型井口头、Φ311.1和Φ215.9 mm井段使用螺杆钻具配合优选的PDC钻头、测试阶段用钻杆下入EZSV桥塞封隔射孔段、Φ339.7和Φ244.5 mm套管串中使用PDC钻头可钻的套管附件及非旋转固井胶塞、调整钻井液性能、基地预先配置KCl基浆等钻井技术措施,并加强生产组织管理及全方位生产协调。该优快钻井技术在2009年度部署的2口探井中的应用结果表明,平均机械钻速均成倍提高,钻井周期大大缩短,明显降低了钻井成本。      

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采用常规钻井及完井方式开发浅层气经济效益不明显，为了实现降低开发成本的目标，东北石油局首次在该气田应用了小眼钻井及无油管完井（使用油管作为油层套管固井射孔完井，生产中不再下入油管＿技术。作业过程中，钻机选择、井控、固井等问题相当复杂。文中介绍了小眼钻井及无油管完井在后五家户气田中的应用情况，探讨了钻机选配、井身结构、井控、固井、测试等技术问题；分析了机械钻速低的原因，优选了PDC钻头、钻井参数，提出了提高机械钻速的方法，评价了应用这一技术所取得经济效益。     

北特鲁瓦油田水平井个性化钻头优选及应用

针对目前哈萨克斯坦共和国北特鲁瓦油田水平井钻井提速技术难题,通过开展地层地质特征、邻井钻头钻速、岩石力学特性、钻井参数等分析研究,优选出适合目标区块的个性化PDC钻头、配套钻井参数及钻具组合,并形成了钻头综合提速技术方案。现场应用情况表明,区块二开?311.2 mm直井段应用螺杆+江汉KS1952SGRX型PDC钻头+MWD随钻防斜钻进技术,在保证了井身质量的同时有效提高了机械钻速;三开?215.9 mm水平段应用旋转地质导向+Smith公司stinger齿Z516型PDC钻头,机械钻速和进尺均显著提高,且仅用一只钻头就钻完整个1000m以上的水平段。     

多级投棒点火油管传输射孔新工艺获成功

多级投棒点火油管传输射孔工艺 ,是一种新型的完井方式 ,也是在原有的油管传输射孔工艺基础之上经过改造与创新发展起来的。利用油管或钻具替代射孔夹层枪 ,从而减少了传爆装置和承压器材的使用 ,有效降低了试油成本 ,减轻了劳动强度 ,施工更安全、可靠 ,特别适用大跨度、长井段射孔作业。该工艺在川南地区同福 5井进行了现场试验 ,对井段 90 8～ 92 8ｍ、95 2～ 95 5ｍ、990～ 992ｍ、1 0 3 3～ 1 0 3 6ｍ实施三级投棒点火 ,顺利地一次性完成射孔作业。该工艺增强了工程技术服务的实力 ,具有推广应用价值多级投棒点火油管传输射孔新工艺获…     

泡沫完井液在负压射孔中的应用前景

泡沫完井液是一种新型的钻井液,具有良好的环保性能和使用效果。在负压射孔中的应用前景广阔,可以有效地降低井口压力,提高射孔效率,减少井壁塌陷的风险。此外,泡沫完井液还能够减少钻头磨损,延长钻头寿命,降低钻井成本。泡沫完井液在负压射孔中的应用将会得到更广泛的推广和应用。     

用连续油管替代修井设备对多层压裂水平井完井

介绍了中阿尔伯塔气田用连续油管进行多层水力压裂增产作业的水平井完井的一个实例,讨论了完井方案的设计,包括风险分析和应变设计,同时讨论了在一次起下钻作业中,完成坐封桥塞以封隔下部井段,而在另一井段进行射孔作业的下部钻具组合。     

川东石炭系气藏含硫气井完井工艺探讨

为满足气井长期开采的需要,对川东石炭系目前的完井方式、完井管柱、油管及其材质、井下工具和井口装置进行系统的分析和研究,认为川东石炭系最好选择φ177.8 mm套管(或φ127 mm尾管)射孔完井;优选油管尺寸;选用抗硫材料,加缓蚀剂保护,采用生产封隔器完井等防腐方法.通过现场实施,气井产能得到明显提高.     

五探1井?444.5mm井眼优快钻井技术

五探1井是中石油在川渝东部地区部署的一口风险探井,目的层为龙王庙组和灯影组,进陡山沱20m完钻。设计三开用?444.5 mm钻头从井深360 m钻至3 480 m,沙溪庙至嘉二3中部。通过对各层段的地层特性和邻井资料分析,识别到井塌、缩径、膏盐污染、井斜、井漏、磨钻头等工程风险。采用配强钻井装备、个性化PDC钻头、复合钻头、大尺寸大扭矩螺杆、优化钻井液性能、大钻铤钟摆钻具组合、优化钻井参数等技术手段,仅用58.56 d从井深323 m钻达3 550 m,?365.1 mm+?374.65 mm技术套管顺利下入预定井深,井身质量全优。创下川东地区?444.5 mm井眼最深、进度最快纪录,形成了下川东地区大尺寸超长井眼安全、优快钻井综合配套技术。     

塔1井水淹后的复活措施及复活后的管理

塔1井位于大塔气田的大塔高点构造顶部偏东北,于1978年1月9日开钻,同年9月25日完钻。完钻井深3656m,下7″套管至3406.08m,裸眼井段长249.92m,2 1/2″油管下至3335.45m,油管鞋距井底320.55m,主产层为阳三~1B,产层井段3654.17～3656.0m,完钻后用Φ30mm孔板在套压27.44MPa、上压5.5MPa、上温30℃条件下对主     

SHW01深水平井钻井工艺技术

新疆石西油田第一口水平井──SHW01水平井,φ339.7mm表层会管下深500m,φ244.5mm技术套管下深4013.37m。三开用φ216mm钻头,第一次在井深4060m造斜钻至4390.18m(井外角69°)卡钻,经多次处理无效,注水泥封固。第二次在4066.21m侧钻,用双弯和单弯螺杆钻具增斜,于4472.05m(井斜角88°)进入水平段。后用转盘钻、单稳定器钻具钻进,于4484.70m进入水平段窗口,并较好地控制了稳平钻进,因冬季施工和井下情况复杂,为确保安全提前完钻。完钻井深4800.10m,垂深4385.20m,开封角90.3°,闭合方位7.06°,水平位移550.33m,采用φ177.8mm×4288.43m+φ139.7mm×503.67m复合油层套管,油层段为打孔套管和普通套管相间的结构完井。     

连续油管多级射孔技术在水平井A井的应用

连续油管多级射孔技术是连续油管射孔技术的重要发展方向。介绍了连续油管多级射孔技术的工作原理与特点。该技术基于"传爆延时"和"高压密封"技术,能够实现一次下井完成多级(≥3级)射孔作业。研制了配套的柔性连接装置,可大幅节约连续油管与射孔管串在井口的连接时间,作业实效性高,有效地减少了操作人员的工作量。以页岩气水平井A井射孔作业为研究对象,针对该井射孔完井的作业技术难点,设计了连续油管多级射孔管柱。通过在A井的成功应用,表明了该工艺技术具有较好的应用前景。     

射孔下泵采油联作技术的研究及在HUANGJUE油田的应用

在油田完井过程中,射孔施工基本是一项独立的施工过程,随着射孔工艺技术的不断发展,为了避免射孔后压井取管柱再下抽油泵对地层造成再次污染,研究开发了油管输送射孔(TCP)与有杆抽油泵联作工艺技术。该技术是将油管输送射孔与采油管柱结合起来,使射孔完井与新井下抽油泵用一趟管柱完成。文章介绍射孔采油联合作业技术的研究和在现场的应用情况。     

全通径射孔与杆式泵联作技术在排液采气井中的应用

全通径油管输送射孔(TCP)与杆式泵联作工艺技术是将全通径压力起爆器、全通径油管输送射孔枪与杆式泵结合起来，使射孔完井与下抽油泵用一趟管柱完成；在下完抽油杆之后密封井口，采用油管内加压起爆射孔枪的方式，射孔后立即启动抽油机，进行排液采气。介绍了联作的原理与工艺流程。该技术既可提高射孔完井效率，又可以减少作业次数和井喷压井所带来的水泥车费用和压井液费用；同时，由于形成枪内全通，可以进行测试等其它作业。在大庆油田采油九厂塔301井的现场应用见到了明显的效果。     

塔里木油田超深井超小井眼定向钻井技术研究与应用

针对塔里木油田超深井超小井眼钻井机械钻速低、圧耗大、卡钻风险大以及钻具和井下仪器的局限性大等问题,根据YueM6C1井超小井眼钻井先导试验的工程技术和地质要求,重点对螺杆钻具、无磁钻铤和钻头的优选,以及钻具组合、水力参数和MWD的优化等关键技术进行了分析研究,形成了Φ104.8mm超深井超小井眼定向钻井技术。YueM6C1井一趟钻完成7340.00～7409.00m超小井眼井段钻进,精准钻穿目的层至设计井深,平均机械钻速达到3.5m/h,是同规格常规钻具的2.5倍,提速明显。该技术较好地解决了塔里木油田超小井眼钻井技术难题,可为同类井的钻井工艺改进提供技术参考。     

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遂8井于1977年11月14日开钻,1978年2月7日完钻,7＂技术套管下至并深2093.85m。后用6＂钻头钻至井深2284.35m,进入香二段19.85M发生气浸井喷,由于喷势猛烈,被迫原钻具留井完钻,钻具位置2261.86m,产层中部深度2280.00m,裸眼井段长达186.15m。1984年1月11日至2月14日对该井修井,在3~1/2＂d钻杆中下入1~1/2＂油管,深度2143.19m。于1979年8月11日完井测试,用30mm孔板,在套压为7.45MPa的回压下测试,产气量84.2万m~3/d,同时伴有凝析油产出,无水。该井于1978年2月23日投产,投产前套压23.04MPa,截止1988年8月30日,累计产气4447.3万m~3,油2420.2t,水229891m~3,采出程度51.71％,     

全封试压接头

在固完Φ244套管、装好二开井口、清水替出泥浆、钻开水泥塞、钻头将要切入产层前,要对井口等井控设备进行现场试压检验。过去采取的是钻具全部起出空井试全封办法,现使用新型试压接头(见图a)可不起出钻具而正确试压,从而节约十多小时的建井周期,减轻工人劳动强度。     

油管输送射孔与螺杆泵联作技术在斜直井中的应用

螺杆泵采油与油管输送射孔(TCP)联作工艺技术是将采油管柱与油管输送射孔结合起来,使新井下螺杆泵与射孔完井一趟管柱完成,在下完抽油杆之后,密封井口,采用油套环空加压引爆射孔枪的方式,射孔后立即启动螺杆泵电机,进行采油.介绍了该技术的原理和工艺流程.该技术既可提高射孔完井效率,又可预防井喷事故发生,减少作业次数和井喷压井所带来的设备和压井液费用,同时减轻了作业人员劳动强度.在大庆油田聚合物驱油斜直井的现场应用见到了明显的效果.