海上单筒双井稠油热采钻完井技术

为避免海上油田平台空间和井槽数对采油的限制,利用单筒双井技术开采稠油油藏。在 热采过程中,单筒双井不仅受高温流体影响,而且小井眼防砂也面临挑战。在常规热采井钻完 井技术基础上,结合单筒双井井身结构特点,对单筒双井钻完井工艺、井眼轨迹控制和定向井 设计等进行优化。设计了补偿工具以减小热应力对完井管柱的影响,并完成了完井管柱的优 化和改进。单筒双井钻完井技术现场应用,作业成功率为１００％,充填效率超过１１０％,达到了 设计要求,没有发生出砂及管柱损坏现象,满足了海上安全环保要求,延长了防砂有效期,为提 高稠油热采效果奠定了基础。     

单筒双井占位钻具技术在蓬莱油田的应用

占位钻具技术除解决传统单筒双井受井眼尺寸、工具及技术的限制外,还实现表层闭路深钻、浅层大幅度造斜、精准控制井眼轨迹、钻有浅层气、断层风险地层钻井作业。其技术引入大大拓展了传统单筒双井的适用范围,该项技术在蓬莱油田成功应用并取得了良好的效果。     

胜利油田采试-平1井钻井技术

为了给各类井口、井下仪器及钻采工具提供更好的试验平台,胜利油田设计施工了采试-平1井。该井为一口水平井,一开、二开井眼尺寸大(一开井径660.4 mm,二开井径444.5 mm),存在携岩困难、井壁稳定性差、机械钻速低、井眼轨迹控制要求高、完井作业难度大等钻井难点。为此,一开、二开钻进中采用了优选钻头、增加228.6 mm钻铤数量、一开井段采用回收钻井液配浆钻进、二开井段使用复合强抑制性钻井液、提高钻井液排量、钻进中适时更换动力钻具和用强刚性钻具通井等一系列技术措施。钻井结果显示:钻进中井眼稳定,未出现任何井下故障;二开井段最大全角变化率为12.78°/100m,平均机械钻速达10.94 m／h;339.7 mm油层套管一次顺利下至井深1 691.15 m,无任何遇阻显示,且固井质量良好。采试-平1井的顺利完钻,表明该井所应用的钻井工艺和技术是可行的,对胜利油田大井眼水平井的安全优质钻井具有借鉴价值。      

单筒双井钻井技术在渤海油田的应用

总结了渤海油田首次在渤西油田开发中,应用了国外的钻井新技术--单筒双井技术,成功地在一个井筒里钻成了2口单独的定向井。特点是:首次实现了在?762 mm导管里下入了2口井的?244.8mm表层套管;首次在?660 mm井眼中,成功地进行了2根?244.8mm套管的固井作业;首次在同一井眼里,实现2井眼的分别准确定向作业,首次成功地使用了单筒双井的井口头进行?177.8mm的固井作业。使用了陀螺定向防磁干扰MWD随钻跟踪准确钻达2口井的4个靶区,成功地实现了近井距,单筒双井4靶点的井眼轨迹精确控制,为海上丛式井技术又增加了一门新实用技术,并为今后进一步降低开发成本提高井口平台使用效率,摸索出了成功的经验。     

长庆油田小井眼超长水平段水平井钻井技术

针对长庆油田小井眼超长水平段水平井钻井施工中井眼轨迹控制困难、储层钻遇率低、机械钻速低、井壁易垮塌和易发生井漏等问题,分析了钻井技术难点,研究了旋转导向智能井眼轨迹控制技术、近钻头方位伽马成像技术和工程参数监测技术,进行了钻头选型优化,并研究应用纳米成膜封堵水基钻井液技术,形成了长庆油田小井眼超长水平段水平井钻井技术,能够精准控制井眼轨迹、提高储层钻遇率、保障井下安全和提高机械钻速。长庆油田桃XX井应用旋转导向技术及相关配套技术,安全高效地完成了水平段长4466 m、井深8008 m的钻井施工,储层钻遇率高达96.6%,创造了长庆油田井深最深、亚太区陆地水平段最长的纪录。研究结果表明,长庆油田小井眼超长水平段水平井钻井技术的现场应用效果良好,具有较好的推广应用价值。      

汪深1-平1井轨迹控制技术

汪深1-平1井是大庆油田一口深井水平井,完钻井深4205m,水平段长1009．51m,因地质原因2次填井侧钻,施工中轨迹控制难度加大。直井段4,311．1mm井眼采用大尺寸塔式钻具组合既可以控制井斜,又能释放钻压;造斜段做好二次剖面设计及施工预案,优选螺杆度数,使实钻轨迹尽量接近设计轨迹;水平段施工做到滑动钻进和复合钻进的合理分配．尽量使轨迹平滑。侧钻选用1．5°单弯螺杆,摆好工具面后小钻压侧钻,同时取砂样分析水泥与岩屑比例,水泥量减少后逐渐加压．禁止启动转盘。该井轨迹控制及2次成功侧钻为该地区水平井施工提供了借鉴。     

单筒双井固井技术在海上油田的应用

本文介绍了渤海石油开发中应用的单筒双井固井技术,分析了单筒双井固井作业水泥浆体系、施工过程及问题处理。     

徐闻X3井井眼轨迹控制技术

徐闻X3井是一口部署在北部湾盆地迈陈凹陷区块的多靶点定向井, 也是中石化首口超高温超深四靶点定向探井,该井二开井段长达2 667 m,为大尺寸长裸眼井眼;三开实钻裸眼段长1 540 m。该地区地温梯度高,井深5 974 m电测温度为211 ℃,高温影响MWD仪器使用性能,下部井段只能依靠多点投测,井身轨迹控制具有滞后性。为实现徐闻X3井井眼轨迹的有效控制,该井直井段采用塔式钻具组合,长达2 028 m的直井段最大井斜角仅为1.39°,定向井段采用1.5°的单弯螺杆定向,稳斜井段采用满眼、微增钻具组合钻进。该井4个靶点均顺利中靶,实钻井眼轨迹达到设计要求,完钻井深6 010 m,完钻水平位移达2 017.22 m。该井的顺利完钻为同类井的施工提供了经验。     

莫深1井(φ)444.5井眼套管下入技术

莫深1井设计井深7380m,其中Φ444.5井眼钻达4436m,为当前国内最深。为了解决下部2000m常规套管难以满足抗挤强度要求的问题,采用了Φ346.1特殊高强度厚壁套管。这些给莫深1井二开井段套管下入带来了困难,Φ444.5井段套管串下入深、重量大、刚度大、时间长是主要技术难点。针对这些难点,莫深1井从钻井提升能力及超深井下套管工具配套入手,并通过优化设计钻井施工方案,优选钻具组合,制定合理的下套管作业方案,保证了井眼畅通,减小了套管串在下入过程中的遇阻力,最终将该层套管安全顺利地下到预定井深,创下了Φ346.1套管下入重量和深度的新记录。     

小井眼丛式井井眼轨迹控制技术

吉林油田为开发低产低渗透油田,在1个平台上钻了4口φ152.4mm的小井眼丛式升,井深1729.47~1855.53m,最大井斜角42°,最大水平位移514m,比常规井眼降低成本19.1%。井眼轨迹控制是小井眼丛式钻井技术的重点和难点,文中探讨了钻具组合、上部井眼曲率、钻井参数以及钻头选型对小井眼轨迹控制的影响,并建立了相应的井眼轨迹控制模式。     

番禺30-1气田丛式井浅层钻进防碰绕障技术

针对番禺30-1气田丛式井平台已钻井表层井眼位置存在不确定性、利用空槽口钻调整井时容易在浅层钻进中与邻井相碰的技术难点,研究了防碰绕障技术。在井眼轨道设计过程中,利用Landmark软件进行防碰计算,分析根据电子多点测斜数据绘制的邻井井眼轨迹的误差情况,选择合适的绕障初始点、绕障方位、造斜率和绕障近距离段,利用碰到套管的征兆,修正绘制的邻井井眼轨迹并重新进行防碰扫描,设计新的绕障轨道进行施工。在实钻过程中,使用陀螺测斜仪对井眼轨迹进行监控,减小井眼位置的不确定性,选用1.83°弯螺杆进行陀螺定向钻进,快速脱离邻井,且在钻进中随时监测碰撞邻井套管的征兆和返出物中的水泥含量。A11井在钻进过程中应用了防碰绕障技术,顺利钻至井深541.00 m后,距相邻的A8H井5.50 m,距A5H井3.30 m,且呈逐渐远离趋势,成功解决了浅层钻进中的防碰绕障问题。番禺30-1气田丛式井浅层钻进防碰绕障技术可为其他气田类似高密度丛式井浅层钻进防碰绕障提供技术参考。      

混合充气钻井技术在深井盐水层段的应用

轮台126 井在钻井过程中遇到地层产水量、使用单一流体钻井工艺无法钻进的难题,对雾化、泡沫、充气钻井等工艺的特点及实施条件进行了研究分析,在轮台126 井?311.2 mm 井眼（井深3 900~5 000 m）砾石层井段应用了混合气相流态钻井技术,克服了由于复杂地层施工条件雾化或者泡沫单一钻井流体无法实施钻进的难题,解决了增压机压力级别不能满足实施深井充气钻井技术的问题,避免了由于处理复杂事故造成的非生产时间,成功实现了砾石层安全快速的钻井目的,证明了混合气相流态气体钻井技术是解决深井高产水地层钻井困难的较有效的方法。     

海上复杂轨迹深井坍塌卡钻处理实践

南海东部地区调整井井深大,轨迹复杂,发生卡钻后解卡作用力无法有效传递,解卡难度大。通过对海上陆丰13-1 油田A 井在深层古近系恩平组地层的卡钻原因进行分析,现场采用循环法解卡技术和小排量渐进式过提等手段,成功解卡,探索出适用于该区域坍塌卡钻解卡的一种高效快捷处理方法。该技术对于其他同类井井壁坍塌卡钻的处理具有借鉴意义。     

高含硫气井安全高效钻完井配套技术——以川东北罗家寨气田为例

四川盆地东北部罗家寨气田具有高含H_2S、高压、高产等特点,钻井过程中面临喷、漏、塌、卡、斜、硬、毒等难题。为此,以高含硫气井安全高效钻完井为目标,将目前先进的钻完井工艺技术进行了技术集成应用;按照国际一流水准的HSE管理体系要求,充分利用JSA、BBS卡、PTW、SWA、上锁挂签等安全工具.对各个专业化施工单位进行安全、环境及质量的全过程受控管理,真正做到界面清晰、衔接有序、高效运作。现场应用效果表明:①合成基钻井液完全满足本区域高含硫气井钻井要求;②PDC+旋转导向+随钻测井测斜+循环堵漏短节配套井下工具能满足高钻速、井眼轨迹优质、精控钻井液密度、及时应对堵漏等要求,且能钻达固井井深即可下套管;③采用封隔式尾管悬挂器为主体的防气窜配套工艺技术,配合使用弹性水泥浆体系,成功解决了喇叭口窜气问题,完全满足了后续作业对井筒完整性的要求;④LJ20井钻井周期较该气田平均钻井周期缩短了20%,平均机械钻速提高了41%.创造了该地区钻井的新纪录。所形成的钻完井配套技术可以有效地指导类似地区高含硫气田的安全高效开发。     

杭锦旗区块锦58井区钻井液技术实践与认识

杭锦旗区块锦58井区钻井过程中普遍存在严重漏失及井壁失稳问题,为此,开展了该井区钻井液技术研究。在深入分析井漏和井壁垮塌原因及主要技术难点的基础上,从"预防为主"出发,优选钻井液处理剂、优化钻井液配方和性能,确定了随钻承压防漏堵漏和井壁稳定技术,以达到兼顾防漏防塌、确保安全钻进的目的。该技术在锦58井区的JPH351井、JPH393井和JPH404井等3口水平井进行了现场应用,大大减少甚至避免了漏失和井壁失稳问题,取得了显著效果。其中,JPH351井钻井过程中顺利钻穿刘家沟组易漏地层,堵漏时间缩短40%以上,减少了漏失次数,缩短了处理时间;石千峰组和石盒子组地层井壁稳定,平均井径扩大率仅为4.73%;水平段累计钻遇长泥岩段11段513.00 m,泥岩占比达35.92%;3 200.00~3 292.00 m泥岩井段揭开52 d后仍未出现井壁垮塌失稳问题。应用结果表明,随钻承压防漏堵漏和井壁稳定技术能够解决该井区的井漏与井壁失稳问题,保障高效安全钻井,具有推广应用价值。      

南堡潜山油气藏小井眼开窗侧钻技术

南堡潜山油气藏因埋藏深,导致井身结构复杂、钻井周期长、成本高,为进一步提高勘探开发效益,开展了老井?177.8 mm 套管开窗侧钻二开次完井试验工作。NP280C 井是南堡油田第一口?177.8 mm 套管开窗侧钻潜山井,该井开窗侧钻点深、二开次完井井眼尺寸小,给开窗侧钻作业带来诸多难题。通过优选深层套管开窗侧钻工艺、小井眼扩眼技术、膨胀尾管悬挂器+ 直连套管完井方案,探索出一系列钻完井技术对策,保证了NP280C 井套管开窗侧钻作业的成功实施。为南堡油田深层潜山老井重复利用提供了技术支持,也为同类油气藏老井侧钻施工提供了技术借鉴。     

中短半径水平套管井侧钻设计与实践

为有效利用海上井槽，挖潜地层剩余油，对渤海油田一口出砂关停井海H1井进行侧钻治理。鉴于该井采用常规侧钻方式钻井费用较高，经济效益边界，设计海H2井采用中短半径侧钻技术，以减少作业进尺，降低钻井工期费用。同时，结合侧钻后目的层存在钻遇高含水层和泥岩夹层的风险，设计海H2井为水平套管井。后续在实施中，钻完井作业顺利，且投产后生产效果良好，实现了长时间的低含水生产。该井的成功实施，为渤海油田实现经济高效的低效井侧钻治理，提供了一个技术途径。     

TP2CX超深开窗侧钻中短半径水平井钻井技术

新疆沙雅地区奥陶系中统一间房组油气藏埋深超过6 900 m,未知因素多、钻井难度大、成本高。为此,在TP2井基础上套管开窗侧钻完成了1口评价井——TP2CX中短半径水平井。该井钻进中遇到开窗点超深、地层可钻性差、小井眼泵压高、深井测量信号传输困难、地层温度高、设计油藏埋深累计误差较大等技术难点。为此,对设计的井眼轨道进行了修正,采用卡瓦坐封式斜向器进行开窗作业,选择适合小井眼和耐高温的无线随钻仪器、螺杆钻具,优化了钻井参数,选择了钻头,调整了钻具组合,形成了适用于超深开窗侧钻中短半径水平井的钻井技术。TP2CX井设计井深7 305.33 m,全角变化率78.40°/100m,水平位移465.85 m;轨道修正后全角变化率为66.67°/100m,实际开窗点井深6 789.42 m,完钻井深7 453.00 m,水平位移565.88 m。该井实现了超深开窗一次性成功,有效解决了油藏埋深误差较大的问题,避免了在超深井中无线随钻仪器和螺杆钻具易失效而引起的起下钻作业,比设计钻井周期缩短26 d,提高了钻井时效,大大降低了钻井成本。      

元坝101-1H酸性气藏超深水平井优快钻井技术

针对元坝高含硫气藏超深水平井钻井过程中存在的陆相高压层钻速慢、海相产层漏失严重、超深高温高压定向困难等问题,元坝101-1H井通过延伸气体钻井深度、应用扭力冲击器和直螺杆配合PDC钻头复合钻井技术,实现了陆相致密砂岩硬地层的有效提速;采用等壁厚直螺杆配合EM1316 PDC钻头,实现了海相高强度低研磨均质地层直井段有效提速;在水平段采用可调式抗高温螺杆,配合欠尺寸双稳定器稳斜钻具组合,既提高了复合钻进比例又保证了井眼全角变化率,效果相当于旋转导向钻井工具;采用双效防磨技术,减少了套管磨损,保证了管柱密封性能。现场应用结果表明,元坝101-1H井完钻井深7 971 m、垂深6 946.44 m,创元坝工区高含硫超深水平井完钻井深最深记录;钻井周期380 d,较设计周期缩短54 d、较前期开发评价水平井平均周期缩短149.92 d,提速效果显著,为同类井的施工提供了较好的经验。     

河坝1井复杂地层钻井完井技术

河坝1井是川东北地区的一口重点区域探井，完钻井深6130．00m。该井地质情况非常复杂，上部陆相地层高陡构造倾角大，坍塌严重；下部海相地层含多套压力系统，且存在含硫化氢的超高压天然气层、盐水层、盐膏层以及易漏失地层等，在钻井施工中出现多次井壁严重垮塌、井漏、喷漏同存、气侵，甚至出现卡钻等井下复杂情况和事故。深部井段由于钻井液密度高．钻井周期长，不但给钻井液的维护和处理带来了极大的困难．而且造成钻具、套管磨损严重。河坝1井采取了优选钻具组合、钻井参数、钻井液体系以及水泥浆体系等技术措施，并采用了系列钻井新工艺、新技术．历时1241．96d．钻至设计井深，发现了两个高压气层及数个含气层。详细介绍了该井钻井作业中存在的技术难点及采取的技术措施。