精细控压钻井技术在滨104x1井试验与应用

滨104x1井是评价大港油田港东油田港17104区块西断块含油气情况的一口评价井,本井采用二开封固馆陶地层,而主力油气层沙一存在异常高压,东营组地压力系数低,三开同一个裸眼段存在多个高、低压同时存在的压力系数,常规钻井技术不能满足钻遇异常高压层后,需要提高钻井液密度,来平衡地层压力,而造成上部东营地层薄弱,产生下喷上漏的井下复杂,从而造成井控风险大,本井设计从3000m开始应用精细控压钻井技术,通过合理的压力控制,降低钻井液密度维持钻进,确保钻进作业安全顺利的进行,保护好油层,安全顺利完井,减少事故复杂,从而结余钻井成本,该技术的应用,为开发港17104区块高压含气井优化井身结构,降低成本,提供了技术借鉴、积累了宝贵的实践经验。     

新疆油田PDC钻头建功石炭系

新疆石油局钻井公司精细勘探工作突破提速瓶颈,在石炭系试用PDC钻头取得成功。试用首支PDC钻头的克119井队长薛启良兴奋地说:“我在八区打了20多年井,从没见过打石炭系地层这么快的,日进尺竟然达到117m,我这口井打石炭系300m两天就打完了,牙轮钻头至少需要7天时间。用PDC钻头不但提高了速度,而且还节约了时间,减轻了劳动强度。”钻井公司精细勘探领导小组和工程技术人员把提高石炭系机械钻速作为精细勘探的重点工作,通过分析完成井的钻头使用资料,在克119井、克123井、克129井石炭系试用PDC钻头。由于该井段是提高钻速的关键和难点段,…     

海上中短半径侧钻水平井在设计中的难点及对策

中短半径侧钻水平井技术是老油田挖潜增效的有效手段,渤海油田目前应用较少。结合渤海油田首口海上中短半径侧钻井,分析了海上中短半径侧钻水平井钻井难点及对策,为后续井提供了技术指导,为低效井的再利用找到了新思路。     

钻井提效技术在渤海K油田的应用

针对渤海K油田钻井中裸眼段长,井眼稳斜段长,井眼轨迹控制困难,地层复杂及煤层多,井壁稳定性差,易坍塌,起下钻及下套管困难等情况,采用优化井身结构、优化钻具组合及优化PEC钻井液体系提效措施,成功做到了稳斜段定向井轨迹平滑,煤层段地层掉片减少,井壁稳定性大幅度提高,起下钻过程中阻卡现象减轻,井眼较顺畅。该提效措施在39口钻井作业中得到成功应用,实际总工期比基本设计总工期提前70.2 d,具备很大推广应用价值。     

渤海某油田利用模块钻机调整井钻井作业的难点与对策

随着渤海油田勘探开发的深入进行,老油田在后期调整作业阶段面临着钻机设备老化、防碰严重以及储层保护要求严格等共性问题。渤海某油田为完善边部注采井网、提高边部储量控制程度,提出利用剩余槽口增加4口大斜度井,增加储量动用程度,提高油田采收率。在设计阶段和实施过程中,针对该采油平台住宿能力有限、模块钻机设备老化、表层防碰严重、大斜度底砾岩段长钻具易损坏以及储层保护要求等问题,通过人员结构优化、设备管理改造、井眼轨迹优化、钻头和钻具优选以及储层保护工程技术措施的应用,最终顺利完成本批次调整钻井作业,为后续渤海油田此模式下的调整井作业提供了有力的技术储备。     

南海西部涠洲油田大位移长裸眼水平井钻井技术

南海西部油田的涠洲油田A1H井具有井斜大,裸眼稳斜段长和井壁稳定性差的特点,导致井眼清洁困难,易憋漏地层及增加了卡钻的风险。文章结合南海西部海域的北部湾盆地的涠洲油田的某大位移井,分析了该井各井段的施工工艺,各井段钻井液的技术要点及相应措施,并探讨了井眼轨迹控制技术,钻具组合优化设计,水力携岩分析,井壁稳定性分析等问题,并提出了相应的改进措施。对涠洲油田中最大水平位移A1H井钻井难点的克服,对今后类似井的作业具有很好的指导和借鉴作用。     

海洋钻井卡钻问题分析与预防处理措施

海上石油钻井是我国进行海洋石油资源勘探开采的重要手段,随着我国经济的快速发展对于石油资源的需求也在逐渐增加,加之我国海洋石油资源较为丰富有着巨大的开采前景应当积极做好海上石油勘探开采布局,完成对于海洋石油资源的开发。在海洋石油的开采中钻井技术是其中最重要也是最核心的技术之一,在钻井中容易出现溢流、井漏、井喷、钻头跌落、卡钻等的故障从而使得海洋石油钻井受到了较大的影响。文章将在分析海洋石油钻井作业中卡钻事故所产生原因的基础上对如何做好海洋石油钻井作业中卡钻事故的处理进行分析阐述。     

油砂山油田钻井提速及一趟钻关键技术

油砂山油田地下构造为北西-南东向顶部平缓的半箱状背斜,南翼地层倾角达到50°～60°,且该区块井眼多为要求井斜在0°～3°内直井和10°以内小位移深造斜点定向井,存在防斜打直问题;本断块地层压力低,低点地层压力系数0.6,油组平均孔隙度21％,为中-高孔隙度,且裂缝发育,易导致孔隙漏失;本区块为较老区块,钻井施工发展很多年,如何有效地在现有的基础上提高钻井速度是我们面临的一项难题;油砂山区块的浅钻井是一趟钻钻井技术推行的有力载体,合理的技术措施配合一趟钻的使用能有效提高钻井速度.     

北北块一区萨一组套损区注入参数研究

在喇嘛甸油田北北块一区过渡带的三次加密井网部署过程中,方案设计新井104口(采油井103口,注入井1口),采油井转注51口,开采层位为萨葡油层。其中萨一组平均钻遇厚度比例为16.4%,平均射开厚度比例占全井的29.1%,所占比例比较大。为了防止该区块萨一组油层再次发生大面积成片套损,搞清北北块一区三次加密注水井萨一组油层的合理注入参数是非常必要的。文章通过对该区1995年以来投注的二次加密注水井以及2002年投注外扩井的注水压力、注水强度分析,得出北北块一区萨一组套损区温和恢复注水的方法,有效指导了该区块三次加密井转注投产工作。     

三翼斜阶梯钻头在岩盐钻井中的应用

硬质合金钻头的结构和形式的选择,主要是根据岩性和地层构造条件:硬度、研磨性、致密程度、裂隙大小、岩石的物理机械性质及其所处的状态而定。选择合理的钻头结构形式,不仅可以提高钻井效率减少事故,同时还可以节省刃具的消耗,降低成本,并是保证钻井质量和速度的关键。我矿区位于云应盆地,地层主要为第三系的泥灰岩和少量硬石膏组成。原采用三翼刮刀形钻头进行全面钻进,从所钻的几口盐井来     

赵集盐矿钻井工程难点和对策

江苏油田在苏北地区淮安赵集盐矿开采已经20年,已钻连通井组达30多个,地下井网密集,融腔发育复杂。针对目前出现的钻遇融腔而出现漏溢同层、井组连通时与待连通井测斜数据无法连通、水平井防碰绕障后的轨迹复杂等出现的新情况,总结现有已钻井施工的问题,形成了赵集矿区盐硝井钻井关键技术,包括优钻头和钻井参数优选、饱和盐水钻井体系、融腔处理技术、井组连通技术等,为后续钻井的设计和施工提供新的思路。     

JSX16-1井二开钻遇软泥岩钻井液技术

JSX16-1井是我单位在河南漯河地区实施的第一口井,目的是探明舞阳凹陷孟寨次凹的含盐系盐层储藏。在该井二开(296～1935m)钻进过程中,分别钻遇膏盐层、盐岩层、软泥岩、膏质泥岩、砂岩等多套层系并在井段上部地层和下部膏盐层中钻遇软泥岩,使工程变得复杂,钻井液性能起伏较大。在施工中,围绕如何解决提高钻井液在高密度下对土相的污染,以及在高固相情况下调整好钻井液的流态问题,成功运用了多聚合物复合盐欠饱和钻井液体系,很好地解决了多层系、多压力地层带来的钻井难题,顺利完成此次钻探任务,为后期其它井施工打下良好基础。对二开井段软泥岩的蠕变速率进行了研究,得出不同深度、不同钻井液密度下的蠕变速率,保证不同深处软泥岩地层蠕变速率小于0.8mm/h所需的钻井液密度。     

浅谈水力振荡器在水平分支井中的应用

河北邢台XD1井是一口水平分支井,该井设计有20个水平分支孔,每个分支孔有3～5个控制点,水平施工时,水平井段长,方位变化很大,要摆动接进70～80度左右的方位变化,这样井眼轨迹就比较弯曲,使的摩阻增大。在施工N1,N2,水平分支孔时,就出现了严重的托压现象及粘卡现象,特别是在滑动钻进时,不能有效的把钻压传递到钻头上,工具面控制很困难,把水力振荡器使用在水平分支井上后,加上合理的钻井技术参数,有效的克服了在滑动钻进过程中遇到的问题。结果表明,把水力振荡器技术应用到水平分支井中,能够有效的改善井下钻压的传递,明显降低摩阻,防止钻具粘卡事故的发生,提高钻进速度,缩短施工周期。     

浅析高研磨性地层定向井提速技术

四川川东达州地区陆相自流井组和须家河组地层岩性致密,钻头消耗大,机械钻速低,而处于该段定向造斜施工,无疑是更加的困难,是制约该区域钻井提速的关键层段。如何有效的实现提速,尝试各种施工方案以及井下工具使用和调整钻井工器具,实现钻井与定向工作的有效开展,成了急需解决的问题。本文通过对分析计算分层段岩石可钻性,钻井设计以及轨迹优化,降低硬地层和软硬交互层段钻头失效导致的钻速低问题,在实际生产中进行探讨和尝试,以期提高自流井组至须家河组钻井与定向速度。     

祝11B井侧钻轨道优化设计分析

祝11B井是中石化华东石油局部署在溱潼凹陷西部断阶带祝庄构造武家庄断块上的一口滚动勘探井。为了提高老井眼利用率,降低成本,侧钻点的选择尤为重要。由于老井眼的设计方位与当前靶点的设计方位偏差较大,本文通过对实钻轨迹进行分析并结合理论计算,同时考虑现场设备的施工能力等方面,对祝11B井进行了侧钻点优选,轨道设计优化,与老井眼实钻轨迹防碰,以保证钻井施工安全,该侧钻井优化设计对于苏北油田侧钻井设计具有一定的参考意义。     

渤海油田Φ193.7mm尺寸套管完井关键技术优选及应用

由于小井眼井可显著降低钻井成本,因此在国内外应用较广。但小井眼井具有井眼尺寸小、环空间隙小的特点,给钻完井作业带来较大挑战,也限制了小井眼井的推广应用。为促进小井眼井钻完井技术的发展,文章在总结小井眼完井技术特点和难题的基础上,结合渤海油田完井实际需求,针对Φ193.7mm套管优选射孔工艺、防砂完井及配套完井管柱工艺等关键工艺技术,开辟了新的完井方式,为后续小井眼井、复杂井身结构井、老井侧钻井等复杂井的完井提供了借鉴。     

关于PDC地热钻头设计准则的建议

最近,地热钻井深度有增加的倾向,要求提高钻具、器材的耐热性。PDC钻头同在地热钻井中普及的牙轮钻头相比,在耐热性方向占优势,是钻过高温地层不可缺少的钻头。但是,目前钻头在地热钻井中的使用成绩非常少,甚至连进行钻头设计的准则都没有。为此,以过去制作钻头的设计数据及其钻头的室内、现场钻进实验结果为基础,就PDC地热钻头的切削具(即PDC)镶焊数量、镶焊角度、钻头体端面形状以及切削具排列等,探讨了设计准则,并根据该准则进行了直径215.9mm(8 1/2英寸)全面钻头的设计。     

罗城矿区钻井提速技术及其应用效果

四川罗城矿区工程地质条件较复杂,钻井周期较长,钻井速度低、成本高,单只钻头行程短,严重制约了该区岩盐资源的开发利用。该区2017年以前已完钻井钻井周期大都超过80天。2017年钻施钻的罗68井和罗69井是该区块钻井最顺利的井,全井基本无杂事故,钻井周期也缩短至45天以下。本文根据罗68井和罗69井实钻过程中取得的经验,总结了罗城矿区钻井提速技术,为该区岩盐资源开发利用提供了有利的支撑。     

井下螺杆增压装置在提高钻井速度中的应用

利用螺杆钻具动力推动的井下螺杆增压装置,是通过螺旋斜面式换向工具,不断把螺杆钻具的旋转运动转化成往复的柱塞泵运动,使一部分钻井液压增长到100MPa以上,通过超高压双流道PDC钻头的喷嘴喷出,实现高压水射流破岩、提高钻头的破岩效率。该装置在胜利油田东营组地层配合12.2"钻头,现场试验一口井,试验井深2048-2282m,工具在井下正常工作60h以上,机械钻速同比提高63.8%。井下增压装置结构合理、工作寿命长、提速效果明显,该技术的试验成功对于硬地层、复杂地层的提高钻井速度、缩短建井周期提供了一条有效途径。     

密闭取心工艺在孤东油田的应用

孤东7-29-检254井是孤东采油厂部署在孤东油田7B-的一口密闭取心检查井。该区块取心层位地层疏松，油层孔隙度高且水洗严重，给取心作业带来很大困难。取心过程中采用选择适合的取心工具和取心钻头、合理选择施工参数、优化割心位置等措施，于馆陶组取心8筒，取心进尺51．70m，岩心长度51．70m，岩心收获率100％，密闭率97％。为孤东油田制定下一步的开发方案提供了完整的地质资料，为该油田将来进行密闭取心提供了宝贵的经验。