单筒双井占位钻具技术研究及在渤海油田的应用

传统的单筒双井技术一般为两口井共用一个一开井眼,受工具、工艺和技术的限制,一开井段中完井深较浅(约300.00~400.00 m),且存在一开井段双井轨迹无法分离、扩眼易出现新井眼、水泥用量大等问题,严重限制了一开井段单筒双井作业的顺利实施。为解决该问题,结合渤海A油田的具体情况,引进了占位钻具技术,并通过改造悬挂基座等配套工具、细化工艺及优化设计,成功实现了海4井、海22井两口井的井眼轨迹独立预斜、一开φ339.7 mm套管分别加深至1000.00 m和600.00 m,同井深情况下水泥用量相对减少50%以上,既达到封固浅层气地层、降低井眼轨迹碰撞风险及减小水泥用量的目的,又为后续二开、三开等井段留足了安全余量。最终海4井和海22井的完钻井深分别达到4428.00 m和3173.00 m,实现了安全、高效作业,有效缩短了工期,取得了较大的经济效益。      

热引发的润湿性转换机理研究

润湿性是共存于一个系统的一个流体在另一个流体存在时润湿固体表面的相对趋势。油湿岩石大部分是裂缝性碳酸盐岩地层,如果岩石润湿性改变,通过自然的渗吸其采油效率就能得到改进。在这一研究中,用接触角测量结果来研究在原油中和暴露于蒸汽中的老化时间对方解石、云母、石英和玻璃表面润湿性的影响。同时研究了用不同的溶剂冲洗老化的表面对润湿性的影响,用此来检查在这项工作中使用的方法和接触角测量过程的准确性。当在原油中老化的矿物表面暴露于蒸汽时,观察到润湿性转换的不同结果。石英、方解石和玻璃表面恢复到它们原来的水湿度,而云母表面显示向增加的油湿状态变化的趋势。在这些试验过的矿物中,当暴露于蒸汽中时方解石表面的润湿性转换最小。同样,应用玻璃微模型研究注蒸汽和热水对润湿性的影响。在微模型中的流体分布和残余油饱和度,当注入蒸汽和热水时润湿性向水润湿变化。     

渤海低渗油田定向井井身结构优化

渤海25油田沙河街组低渗储层地层压力系统复杂,一期开发时采用渤海常规井身结构,但是作业复杂情况频发,工期较长,导致成本高,整体经济效益较差。通过对地质油藏、地层特点做深入研究分析,优化出一套?355.6mm井眼×?273.1 mm套管+?241.3 mm井眼×?177.8 mm套管+?152.4 mm井眼×?114.3 mm尾管的井身结构及其配套提速技术。通过在2口井的应用试验,取得了较好的效果,2口井平均井深3607.5 m,平均钻井周期19.32天,钻井周期共计比基本设计节余5.37天,钻井时效比基本设计提高24%,同时小井眼钻井所使用的器材及材料费用相应减少,而且投产后产量较好,经济效益显著,具有广阔的应用前景。     

渤海I27H井406.4mm大尺寸井眼对扣打捞技术

钻具落井是石油行业典型的井下事故,一般需要耗费较多的时间和人力、物力来处理,直接影响着油井的命运。通过细致的钻具探伤、检查,保证入井钻具状态良好是预防事故发生的主要手段。但是由于一些客观因素的影响,钻具落井事故仍时有发生。渤海油田某井表层406.4 mm井眼钻井过程中发生的底部钻具脱扣落井便是此类事故的典型。在对该井基本情况和事故发生的经过做了简单介绍的基础上,对中浅层大尺寸井眼钻具落井的打捞难点做了说明,给出了可行的打捞方案,最终成功打捞出了落井钻具。     

海上Φ914.4mm井槽弃井再利用实现单筒双井技术

调整井作为在原有井网基础上补充的一些零散井或成批成排的加密井,对于老油田挖潜、改善注采井网关系具有重要意义。但是海上油气开发平台设计面积有限,其中给井槽专用的区域面积也随之有限,最终导致井槽数量有限。一些后续的调整井经常遇到无剩余井槽可用的情况。S平台便存在这种问题,其中一个大尺寸井槽原先所钻老井,采用全井段封固固井,水泥返高至井口附近,再利用过程中需要先进行老井弃井,需要对Φ339.7和224.5 mm双层套管切割、起出处理。以此为例,介绍了大尺寸井槽的弃井再利用技术。     

浅部大位移超长水平段I38H井轨迹控制技术

I38H井是渤海某油田调整井中的一口先期排液水平井,后期转入注水作业,为满足周边3口井的注采关系,设计水平段长达827.0 m,同时该井为一口目的层位于明化镇、水垂比达2.47的浅层大位移井,为安全、顺利实现钻井作业,通过对I38H井井身结构的优化、井眼轨迹的合理设计以及贝克旋转导向工具和随钻扩眼器等工具的使用,最终成功完成钻井作业。     

单球投入式扩眼器及其扩眼技术在渤海油田的应用

随着渤海油田开发的深入,深井、大位移井等高难度井作业大量增加,为保证安全,在井内下入尾管或者完井时下入防砂筛管等成为必然要求。但这类作业一般处于井的深部井段,实施困难较大,为保证尾管、筛管的顺利下入,利用扩眼器将实际井眼扩大成为解决问题的主要技术措施。介绍了单球投入式扩眼器的结构组成及工作原理,并通过实例阐述了该扩眼器在随钻扩眼、钻后扩眼(倒划扩眼、下划扩眼)的应用情况,对扩眼器在不同工作模式下的使用效果进行了分析。     

井筒流体中与温度相关的摩擦力的研究

不断增加的井的可达距离是现代钻井中最重大的发展之一。与钻井和完井阶段有关的井筒摩擦力起着主要作用。然而，石油工业使用简单的单参数库仑摩擦力模型来分析井的摩擦力，而没有考虑温度的影响。Stavanger大学开展摩擦力研究已有许多年，对机械、黏性、温度和材料的摩擦效应有更深入的了解。本文展现了这项工作的一些成果。测量了许多从泥浆卖主得到的水和油基钻井泥浆。包含加热单元的测试设备用于研究温度对摩擦力的影响。报告上的数据的温度范围是10～100℃。正如所预期的，油基流体的摩擦因数比水基流体的低。除了一种泥浆显示在50℃以上时摩擦力几乎是常量外，所有流体的摩擦因数随着温度的升高而增加。在不同的流体之间有相当大的差异。本文分别测量了钢铁与钢铁、钢铁与混凝土和钢铁与岩石的摩擦因数。由于岩石材料表面粗糙度较高，钢铁与岩石具有较高的摩擦力。推导了与温度相关的摩擦因数的方程式，油田实例应用结果显示，温度对摩擦力的影响相当大。     

使用双井口水平井的新型地层处理热采技术

塔塔尔斯坦共和国拥有巨大的稠油和沥青储量,首次使用垂直井进行稠油开采的试验区方案可以追溯到1970年。试验了许多热采方法,包括火烧油层、蒸汽吞吐和气一汽混合注入方法,然而这些方法都有其不适用之处。2006年提出了一个新的试验区方案,即使用一对U型水平并的改进的蒸汽吞吐技术。目前已经钻了3对U型水平井,水平井筒长度从200m至400in不等,这些井有垂直和倾斜的2个井口,2口平行水平井钻在产油层,一个井筒在上一个在下,它们之间的垂直距离是5m,双井口设计有助于较大地增加产油量。基于STARS模块的模拟,提出了不同的操作方案。通过改变产液量和蒸汽注入体积等完成了流动管理,这些操作避免了蒸汽突破,形成了均匀的蒸汽腔。试验水平井的平均产量是垂直井的10倍。     

大尺寸井眼钻井工艺在渤海油田某探井中的应用和突破

经过三压力研究和实钻邻区资料证实渤海油田某区块中深部地层存在高温高压。在该区块某探井实际钻探中,地层压力系数1.3,最高达1.65,井底温度高达178℃,根据地层压力及地质特征进行井身结构优化,ф444.5 mm大尺寸井眼钻进至馆陶组顶部垂深2 700 m,才能减轻中深部高温高压地层的钻探风险,在渤海地区,ф444.5 mm大尺寸井眼钻进至2 700 m尚属首次,通过钻具组合优化与轨迹控制、海水/膨润土浆钻进、优化水泥浆体系和浆柱结构等技术,使得该井大尺寸井眼钻探过程中,在防斜打快、钻井液工艺及固井技术等方面均取得了突破,为钻开高温高压井段,进行地质评价提供了有力保障。