委内瑞拉奥里诺克胡宁区块丛式三维水平井安全钻井技术

委内瑞拉奥里诺克胡宁区块储层埋藏浅,地层疏松,丛式三维大位移水平井具有位移大(1 300 m以上),水垂比高(3.1~4.5),井眼曲率大(7°/30 m~10°/30 m)的特点,钻井作业面临井眼轨迹控制难、摩阻扭矩大、井壁稳定性差以及尾管下入困难等技术难点。为此,通过对平台内不同偏移距下的三维井摩阻扭矩分析、井眼轨迹优化设计、极限井深模拟计算以及钻井液体系与配方优选,有效解决了因垂深浅、水平段长引起的钻具摩阻扭矩大与托压问题,以及弱固结性疏松砂岩储层井壁失稳和储层保护等技术难题;采用漂浮下套管并配合井口加压的复合技术来解决套管下入设计深度问题。该研究成果在胡宁区块现场应用7口水平井,其中E3-23井完钻垂深仅375.3 m,而斜深为1 984.1 m,水平位移达1 688.4 m,水垂比达到4.5,成为目前已钻完井中水垂比最大的三维水平井。该项技术可为国内浅层油气田高效开发提供借鉴。     

大位移井钻井技术在渤海QK17-2油田开发中的应用

总结了国家863-820-09-01课题,海底大位移先导实验井渤海QK17-2地区4口大位移井钻井作业的经验,该项目在西区平台往东区钻4口大位移井,平均井深4551m,平均垂深2008m,平均水平位移3668m,平均井斜86°,平均水垂比1.83(最大为1.94)。该项目在渤海首次采用大位移井开发周边油田、大位移水平井技术批量钻开发井、水平井裸眼砾石充填完井、大斜度井水平井注水泥固井、松软地层大井斜及大井眼造斜及井眼轨迹控制、水基钻井液井壁稳定及井眼净化套管漂浮下入、水平井及大斜度套管磨损保护、MWD/LWD测量、扭矩摩阻计算及预测等10大技术,在此基础上,指出存在的问题及今后努力的方向,这对于渤海今后应用大位移钻井技术开发油田具有更加广泛的指导和借鉴意义。     

考虑岩屑影响的大位移井机械延伸极限研究

大位移井钻井技术作业难度大,对井眼清洁作业要求较高,岩屑堆积对摩阻扭矩的影响不容忽视.通过改进摩阻扭矩计算中常用的软杆模型,建立井眼清洁与摩阻扭矩耦合模型;考虑钻机、钻柱和钻头约束,建立大位移井机械延伸极限的预测模型.针对一口水垂比大于5的实钻大位移井,考虑岩屑对摩阻扭矩的影响,计算不同工况下的摩阻扭矩,预测大位移井水...     

疏松地层大位移井钻井液性能优化技术研究

大位移井钻井过程中普遍存在钻进扭矩高、井眼清洁差等问题,因此降低井筒摩阻,防止岩屑床堆积是实现大位移井安全作业的关键.渤海南部K油田勘探初期以浅层大位移井为主,相比常规大位移井具有地层泥质胶结疏松、钻井液滤失严重、岩屑产出量大等特征,进而导致井眼清洁、井壁失稳、井筒摩阻等问题进一步恶化.针对K油田开发难点,提出了强抑制...     

长水平段超深水平井技术在元坝区块272-1H井的应用

272-1H井是元坝区块的一口长水平段超深水平井,垂深超过6 500 m、井底温度高达156℃,存在地质情况复杂、多套压力体系并存等技术难题。施工中通过钻井提速技术、井眼轨迹控制技术、高温定向工具技术、井眼清洁技术、摩阻扭矩监测控制技术、高温钻井液技术等,克服了裸眼段长、摩阻扭矩大、岩屑清洁效率低、井眼轨迹控制困难、工具仪器耐高温高压等问题,创造了元坝区块水平井水平位移最长、水平段长最长、钻遇含气储层最长三项纪录,并为同类超深水平井的施工积累了丰富经验。     

海油陆采水平井桩147-平1井钻井技术

桩147-平1井是胜利油田在桩西滩海地区部署的一口重点海油陆采井,同时也是该地区第一口开采沙2段储层的深层水平井。该井井眼尺寸大、水平段长、摩阻大,上部地层泥岩造浆严重,中部砾岩层不稳定,下部地层泥岩易剥蚀坍塌。采用拟悬链线剖面、选用“PDC钻头+单弯螺杆+FEWD”导向钻具组合,控制和监测摩阻与扭矩,降低了摩阻,保证了实际井眼轨迹与设计井眼轨道重合,确保了水平段始终在油层最佳位置穿行;采用短起下钻、分段循环等手段有效清除了岩屑床,保障了井眼清洁和井下安全;采用高效润滑防塌钻井液,根据地层特点合理调整钻井液性能,满足了全井井壁稳定、携岩和润滑的要求;采用在水平段不同位置下入两段筛管而中间可疑层段加管外封隔器的完井方法,提高了水平井的产能。系统介绍了桩147-平1井井眼轨迹控制技术、摩阻与扭矩控制与监测技术、井壁稳定与井眼净化技术、钻井液维护处理措施、完井技术措施。      

古潜山致密砂岩水平井钻完井技术

致密砂岩孔渗性低,可钻性差,长水平段水平井钻井难度大。以任丘古潜山致密砂岩第一口水平预探井任密1H井为例,对长水平段水平井钻完井施工中的难点及相应技术措施进行了论述。任密1H井钻进过程中摩阻扭矩大,井眼轨迹不易控制;岩屑上返路程长,易形成岩屑床;要求全井封固,固井难度大。通过钻具组合和钻头优选,应用"螺杆+MWD"定向控制的井眼轨迹控制钻井技术保证了井身质量。应用钻井液技术控制高温、高压滤失量,降低钻井液摩阻系数,保证岩屑悬浮和携带,确保井眼清洁。应用低失水、低敏感性及稳定性好的大温差双密度水泥浆体系配套固井技术有效保证了固井质量。整套钻完井技术保证该水平井中靶率为100%,全井段封固合格率为100%,实现了该区致密储层油气勘探突破。对国内其他地区古潜山致密砂岩水平井的施工有一定的借鉴意义。     

埕海一区大位移水平井摩阻扭矩研究与应用

大港油田埕海一区庄海8井区按照“海油陆采”模式采用大位移井技术进行开发,针对大位移井钻井难点,开展摩阻扭矩预测技术研究。根据钻成的水垂比为3.92的庄海8Nm-H3大位移水平井实钻摩阻扭矩数据,通过建立大位移井摩阻扭矩预测模型,确定了现有钻井液体系和性能条件下的摩阻系数。分析了减摩工具、钻井液体系、井眼轨迹、钻柱结构及井眼净化等对摩阻扭矩的影响,使用与庄海8Nm-H3井类似的井身结构、钻具组合及钻井液体系及性能,采用相同的管内和裸眼摩阻系数,计算了水垂比为3.1、3.5、4、4.5、5的大位移井摩阻扭矩,结果表明,在大港油田埕海一区能够完成水垂比为5的大位移水平井施工。     

元坝272H井超深水平井钻井技术

元坝地区海相气藏埋藏深,垂深超过6 500 m.该地区水平井摩阻扭矩大、温度高,对水平井钻井技术提出了更高要求.元坝272H井是元坝Ⅱ区施工的第一口超深水平井,施工难度大.通过优化设计、基于滑动方式的井眼轨迹控制技术优化、摩阻扭矩精确预测分析、先进高温高压MWD仪器应用,解决了高温环境下井眼轨迹的测量及控制问题.采用抗高温润滑钻井液,根据地层特点合理调整钻井液性能,满足了超深水平井高温稳定、携岩和润滑的要求.通过元坝272H井定向钻井施工,总结了一套适合元坝地区超深水平井钻井技术.     

井楼超浅层大位移水平井钻井液体系

楼平2井是河南油田井楼区块的一口超浅层大位移水平井,同时创中国石油化工股份有限公司2项新指标:垂深最浅、位垂比达2.51.针对井楼区块地层特点及水平井施工对钻井液的要求,在室内进行了大量试验,优选出聚合物乳化混油防塌钻井液体系.实钻表明,该体系较好地控制了钻井液滤失量,减少了滤液渗入地层;悬浮和携带能力强,井眼净化彻底,避免了岩屑床的形成;抑制能力强,解决了该区块地层分散造浆和易坍塌、阻卡等技术难题;摩阻系数小,起下钻遏阻最大不超过80 kN;油层保护效果好,初试油求产,产油量达30 t·d-1.