渤海大位移水平井固井关键技术研究及其应用

渤海地区的6口大位移水平井是在歧口17-2、秦皇岛32-6油田完成的,是国家863-820-09海底大位移井钻井技术研究项目的依托工程。该项目最大完钻井深度为4690 m,最大水平位移为3697 m,最大水垂比为2:1,最大方位扭转为68°。通过大位移水平井固井作业实践,摸索并总结出一套适用于渤海地区的大位移水平井固井作业的10项关键技术,即:通井清洁井眼、调整泥浆性能、管柱合理居中、套管弯曲校核、倒装送入尾管、优化水泥浆配方、优化前置液的性能及注入量、提高泥浆顶替效率、注替动态套管漂浮、固井仿真软件的设计和模拟。实践表明,这10项关键技术对保证大位移水平井固井作业质量起了重要的作用。该项目的成功为今后大位移水平井固井作业提供了经验。     

楼平3井超浅层大位移水平井套管固井技术

楼平3井是河南油田的一口超浅层中短半径大位移水平井试验井,不但位垂比达2.39,而且平均造斜率也达到了66~70°/100m,因此固井施工难度大。通过对浅层水平井固井难点的分析及配套固井技术研究和应用、优选水泥浆配方、选择合理的套管扶正器安放位置及注水泥施工参数,研制了井口加压装置。在垂深190.34m的超浅层水平井上成功实现了Φ177.8完井套管一次安全下入至设计井深,并取得固井质量合格的良好效果。对同类似浅层大位移水平井施工有着重要的借鉴意义。     

井楼油田超浅层大位移水平井固井技术

为了满足井楼油田超浅层大位移水平井开发技术要求,对超浅层大位移水平井固井技术进行了科研攻关,对影响固井施工安全和固井质量的因素进行了详细分析和室内试验。现场应用表明,该技术较好地解决了套管入井困难、低温水泥浆体系筛选困难、套管在水平井段不易居中、水泥浆顶替效率低等难题,确保了固井施工安全和固井质量,该超浅层大位移水平井固井技术满足了井楼油田一、二区开发的需要。     

在水平井、大位移井中选用合适的套管扶正器

在水平井、大位移井中选用合适的套管扶正器不仅能使套管顺利下入,而且能确保套管在井眼中的居中度,提高固井质量。介绍了几种新型的套管扶正器,并介绍了国内外在水平井、大位移井固井中使用的套管扶正器的性能特点及应用情况,得出了常规的套管扶正器很难满足水平井、大位移井需要的结论。     

桥平1井水平井固井技术

桥平 1井是由胜利油田钻井二公司承钻 ,中原石油勘探局钻井三公司陕北固井分公司承接固井作业任务。桥平 1井于 2 0 0 0年 11月 8日开钻 ,2 0 0 0年 12月 2 6日完钻 ,完钻井深 945m ,垂深5 15m ,水平位移 5 15m ,水平段长达 3 0 0m ,最大井斜角为 92 7°。该井钻头程序为 : 3     

浅层大位移井固井水泥浆体系研究

K油田是渤海区域重点开发项目,该油田第三系地层中含油层位较多,勘探开发初期以浅层大位移井为主。浅部地层具有泥质胶结及压实情况较差、地层温度及压力较低的特点,固井作业时,水泥浆易向低压疏松地层中漏失,低温条件又会导致水泥浆水化作用慢、形成水泥石强度低,极大影响了固井质量和钻井安全性。针对这一问题,本文从降低水泥浆密度、提高水泥石强度、强化水泥浆体系稳定性三个角度,研发优选了低密度材料、新型早强剂及纳米增强剂,形成了一套适合渤海K油田浅层大位移井固井用水泥浆体系,经实验测定具有较好的性能,对该项目固井作业及后续开发具有重要意义。     

西江24—3—A14大位移井244.5mm套管固井技术

西江２４－３－Ａ１４大位移井在下深超越６０９６ｍ的情况下，采用“认真准备优质井眼”“合适磁管漂池接箍和套管漂浮技术”“使用多刃滚柱套管扶正器”“慎选套管位置”等特别技术，成功地下入２４４．５ｍｍ套管５６６根，仅用４６．５ｈ就完成了该井的固井作业。     

水平井和大位移井中尾管下入新方法

文内介绍了一种钻井液驱动新型伸缩节系统。该系统可用于大斜度井、水平井和大位移井中的尾管下入,提供一种向下推动尾管或筛管等管柱的井下动力,解决了这类井中管柱下入时由于磨擦阻力过大无法下入或者从地面施加压力受限的问题。管柱中加上该系统后,不会影响泥浆、水泥浆或者守井液的正常循环。注水泥作业时,也不需要起钻去挤伸缩节系统。     

大位移延伸井固井技术

以QK17- 2E区块为例,介绍了渤海湾 6口大位移延伸钻井 (ExtendedReachDrilling)后固井的成功作业,重点说明了大位移延伸段 (?311.15mm井眼)固井的关键技术套管漂浮技术,即用"盲板浮鞋 +漂浮接箍"实现套管漂浮;用双弓扶正器保证套管居中、减少下套管的摩阻;用滚轮扶正器降低界面摩擦系数;用CemSAIDS固井仿真软件进行摩阻预测。为提高顶替效率,保证固井质量,采用双速替钻井液技术,实现紊塞流上返;采用海水顶替液,实现套管的浮力漂浮。文中还阐述长裸眼井况下单级多封的固井技术,对陆上大位移固井具有一定的现实意义。     

渤海埕北区块大位移井封隔尾管悬挂固井工艺

针对渤海埕北区块大位移井在尾管固井施工环节中存在的一些技术难点,提出了一系列施工中的技术措施及要求,制定了较为完善的斜井尾管固井工艺技术措施;以CB32B-1井施工为例,制定的措施对尾管的顺利到位、悬挂器的成功坐挂与坐封、尾管固井的施工正常进行创造了良好的条件;通过声幅CBL固井质量的测定,固井综合质量评定为良好。固井实践表明:该系列技术措施对固井质量的提高有着一定的有效作用,为以后该海域此类复杂井的封隔式尾管悬挂固井提供了相关借鉴和参考。     

D2-20大位移井固井技术

分析了D2-20大位移井固井中存在的技术难点。给出了所采取的工艺技术措施。包括套管摩阻计算分析，提高顶替效率和水泥浆体系的优选等。该井固井的成功（固井质量为优），为今后同类型井固井提供了借鉴。     

大位移井钻井液体系的研发与现场应用

大位移钻井液体系(BH-ERD体系)是以高密度、强抑制、复合有机盐水为配浆基液,配合其他处理剂而形成的高性能水基钻井液体系。室内进行了核心主剂产品及配方研发,形成了复合有机盐加量为15%～20%的钻井液配方,各项性能均优于国内外传统的钾盐聚合物钻井液体系,先后在大港埕海一区、二区人工岛进行了12口井的现场试验,其中最大位移为3567.55m,最大井斜为95.23°,最大水垂比为2.57,没有发生任何事故与复杂。该钻井液体系解决了大位移井钻井施工过程中井壁稳定、井眼净化、润滑防卡等技术难题,打破了国外公司技术垄断的局面,经济效益和社会效益显著,现已形成了大位移钻井液设计、现场施工技术规范,实现了低成本国产化目标,为推广应用奠定了技术基础。     

渤海地区大位移井摩擦系数变化规律研究与应用

为满足现场工程计算的准确性、及时性的要求，通过对已钻井起下钻、下套管（下尾管）等工况进行摩擦系数的反演，建立摩擦系数数据库，为摩擦系数的选取提供依据。通过对数据库数据进行分析，发现下套管及尾管等工况的摩擦系数变化规律。实际将A5H1井的下7 in尾管摩擦系数反演结果，应用于相同区块、井斜相似、相同钻井液体系的A7H3井，预测结果与实际拟合结果一致。摩擦系数数据库的建立，对提高现场工程计算准确性，具有重要意义。     

大位移钻井技术在渤海QHD32-6油田的应用

总结了国家 863-820-09-01海洋大位移钻井技术专题,继 QK17-2油田钻成 4 口大位移水平井以后,在QHD32-6油田又成功地钻成2口水平井,其中,A26H井水平位移2997m,A25H井水平位移1942m。该项目成功地应用了国家 863课题所研究的 6项关键技术,即扭矩摩阻软件的设计和预测技术、水基钻井液钻井技术、可变径稳定器钻井技术、环空压力检测技术、井壁稳定及井眼净化预测技术。同时,还应用了国外先进的大位移井技术:MWD随钻测量技术、LWD随钻测井技术、GST地质导向钻井技术及漂浮接箍下套管技术。在水平井钻井技术经验基础上,指出了今后使用大位移井技术开发油田需要注意的问题,并对今后的技术改进和发展提出了意见和看法。     

水平井、大位移井井眼净化技术研究

水平井、大位移井井眼净化已成为影响勘探与开发速度的关键因素,是目前亟待解决的重大技术问题。鉴于此,对影响水平井、大位移井井眼净化的因素,即钻杆偏心度、环空返速、转速、钻井液性能等方面进行了详细分析,并对近年来国内外水平井、大位移井井眼净化新技术进行了分类归纳总结,从实时监控调节设备参数、井眼净化机械设备以及携屑剂等方面进行了介绍,其中,携屑剂涉及加重携屑剂、高粘度携屑剂、纤维携屑剂、岩屑包裹剂以及浮选携屑剂等。以上井眼净化新技术对于保证安全钻井、提高钻井速度、缩短钻井周期及加快油气资源勘探开发进程具有一定的理论意义和实用价值。