彭州气田PZ115井钻井提速配套技术

为解决龙门山前彭州气田钻井中上部地层气体钻井提速技术受限、易井斜,中部须家河组与小塘子组地层研磨性强、可钻性差,下部雷口坡组地层较破碎、易阻卡、易漏,以及机械钻速低、钻井周期长等难题,通过分析龙门山前彭州气田地质资料和地层特点,在PZ115井中开展了优化井身结构、水力加压器、垂直钻井技术、PDC钻头优选技术、高效钻井液技术、扭力冲击器等钻井提速配套技术的研究与运用,实现了安全快速钻井,平均机械钻速2.62 m/h,钻井周期265.75 d,与区块前期钻井周期最短井YS1井相比,钻井深度增加454 m,平均机械钻速提高24.17%,钻井周期减少了17.42 d,创川西地区雷四段气藏为目的井中钻深最深和钻井周期最短纪录。研究结果表明,PZ115井钻井提速配套技术可为彭州气田后续钻井提速增效提供借鉴。     

古城7井工程钻井设计优化与钻井实践

古城7井是大庆油田塔东区块的首钻井,为了增加钻井成功率以及缩短钻井周期和钻井成本,在工程设计中的井身结构、钻具组合、钻头优选和扭力冲击器配合PDC钻头使用上,进行了大量的计算、统计分析和筛选,在实钻中钻速得到了大幅提高,平均机械钻速为4.68 m/h,比古城6井平均机械钻速3.01 m/h提高了55.48％,钻井周期大幅缩短,完钻周期为152.44 d,按同开次同井深与古城6井相比,缩短了86.8 d。实践证明,古称7井工程设计符合塔东区块的地质情况,能够大幅地提高钻速,缩短周期和钻井成本,为加快勘探开发步伐打下了坚实的基础。     

塔东古城区块钻井提速配套技术及应用

塔东古城区块目的层埋藏深,岩性致密、可塑性强、韧性大,PDC和牙轮钻头可钻性差,机械钻速低,寿命短。通过钻头优选形成的钻头序列、直螺杆与PDC复合钻井提速技术与新型井下工具(扭力冲击器或液动旋冲工具)配合专用PDC钻头提速钻井技术的综合应用,能够大幅度提高机械钻速,缩短钻进周期。提速技术在古城7井、城探1井和东探1井等3口的综合应用,提速效果非常明显,3口井平均机械钻速3.71m/h,平均钻进周期184.8d,同比邻井古城4井和古城6井平均机械钻速提高95.26%,平均钻进周期缩短133.5d。钻井提速技术的综合应用为塔东古城区块深井钻井提速提供了技术保障。     

无粘土相聚合物钻井液体系在大邑4井的应用

大邑4井是川西坳陷大邑地区设计的一口预探井,设计井深5900m,为了提高机械钻速,在34.5～1016m一开井段使用无粘土相钻井液体系,平均机械钻速为6.83m/h,较邻井钻速提高8.2%。二开1339.05～3000.86m井段使用无粘土相钻井液体系,平均机械钻速为5.3 m/h,较邻井钻速提高36.6%,缩短了钻井周期,降低了钻井成本。     

葡79区块五段制大位移井钻井液技术

大庆油田库里泡葡79区块大位移定向井为五段制井身结构,水平位移2000m以上,针对以往钻井过程中出现的井壁失稳、井眼净化困难、摩阻大和井漏等问题,通过改用氯化钾/硅酸钠聚合物钻井液体系及配套工艺技术,利用无机盐、硅酸盐和胺基抑制剂的协同作用,解决了泥岩段井壁稳定和井眼净化问题,通过极压润滑剂配合环保合成脂,解决了高密度条件下的摩阻问题,采用聚合铝封堵材料匹配地层漏失通道,解决了井漏问题。钻井液滤失量小于3m L,明水组、嫩江组泥岩岩屑回收率达85%以上,摩阻系数小于0.08。完成的井钻井周期平均缩短15d,平均机械钻速达到8.9m/h,有效解决了该区块井漏、井塌及卡钻等复杂问题,为该区块顺利开发起到了关键作用。     

塔里木山前地区超深井钻井提速技术研究

塔里木山前地区地质条件复杂,钻井速度慢。通过优化井身结构,优选钻头,应用扭力冲击器+PDC钻头提速技术、涡轮+孕镶金刚石钻头复合钻井技术、防斜打快技术、BH-WEI钻井液体系,形成一套钻井提速配套技术。提速技术应用的9口井中,井身质量合格率100%,井斜小于0.5°,平均机械钻速1.5 m/h,较之前提高46%,平均单只进尺提高4.54倍,平均钻井周期206 d,较之前缩短27.8%,复杂时率为1.7%,较之前降低57.5%。结果表明,钻井提速配套技术能够大幅度提高机械钻速,可缩短钻井周期。     

南哈中科气田快速钻井技术研究与应用

中科气田处于勘探初期,该区域地层岩性压实性强,可钻性差,钻头吃入困难,整体机速较低,根据当地公司已钻井资料显示,该区块2670m井平均全井机速3.06m/h,2000m以下机速只有1.21m/h,钻井周期158.96d,钻机月速度713.90m/台月。随着该探区勘探获得突破,进入商业开采将成为可能,钻井工作量将会大幅度增加,因此优选适应能力强、抗研磨性高的钻头,采用新技术、新工艺,优化钻井参数,优选钻井液体系,提高机械钻速,缩短钻井周期,安全快速完成钻井施工作业,对气田开发开采至为重要。     

古深3井非目的层井段气体钻井设计与实践

古深3井是部署在松辽盆地西部断陷区古龙断陷敖南凹陷的一口风险预探井,目的层为营城组,在3180～4460 m非目的层井段实施气体钻井,层位为泉一段～登一段,总进尺1208.72 m。通过地层出水预测,结合气体钻井的特点,对井身结构设计、钻具组合设计、钻头及参数优选以及注气排量设计等进行了优化设计,同时优化钻井工艺,采用气液转换,机械钻速达6.36 m/h,比邻井古深1井同层位常规钻井平均机械钻速1.40 m/h提高了4.54倍,缩短了钻进周期43.56天,提速效果明显。同时创造了气体钻井单只钻头进尺674.87 m和单只钻头使用时间101.88 h的新纪录。     

杭锦旗区块锦58井区二级井身结构水平井优快钻井技术研究与应用

杭锦旗区块锦58井区水平井钻井过程中,钻遇易漏易塌层位多、处理难度大,为实现经济有效开发,满足储层二次改造要求,开展二级井身结构水平井钻井技术试验研究。针对易漏易塌地层的特点,通过室内实验,制定了防漏防塌技术措施;通过采用大斜度导眼和主井眼双增式轨道方法,有效缩短了导眼段回填进尺,大大提高井眼利用率;试验"短弯螺杆+EMWD测量工具+高效PDC钻头"钻井工艺,提高了机械钻速。通过研究和现场试验初步形成了杭锦旗区块锦58井区二级井身结构水平井优快钻井技术,并在3口井进行了现场应用,与三级井身结构水平井相比,机械钻速提高了13.78%,钻井周期缩短了32.56%。研究与应用表明,二级井身结构水平井优快钻井技术能满足锦58井区复杂地层水平井安全高效的钻井需求,为该区块致密砂岩气藏的高效开发提供了工程技术保障。     

大港油田优快钻井配套技术研究

大港油田深井、超深井提速困难主要是由于馆陶组厚层底砾岩和沙河街组致密泥岩的岩石可钻性差、深部油气藏存在异常高温、高压现象,且钻井液具有高密度和高粘度的特点。为探索适合大港油田的深井、超深井优快钻井配套技术,结合滨深24-5-27井的钻井实例展开了研究。通过优选钻井液体系、应用精细控压钻井技术,以及高效PDC钻头+螺杆马达复合钻井技术,实现该井完钻井深4510 m,钻井周期36天,全井平均机械钻速为11.56m/h的快速钻井效果。研究结果表明,该井钻井周期的缩短主要得益于全井机械钻速的提高,以及生产组织的有序衔接和保证。相对所在区块的历史指标井,该井机械钻速提高15.27%,二开和三开的生产组织时间缩短31.68%,钻井周期缩短18.78%。该优快配套钻井技术可为大港油田高效开发深部油气藏提供工程技术保障。     

麦盖提区块钻井关键技术研究及应用

塔里木盆地麦盖提地区异常地应力发育、古近系盐膏层易蠕变挤毁套管、二叠系火山岩钻井速度慢、古生界地层岩性复杂钻头选型难、三开井眼井壁稳定性差、奥陶系裂缝性地层涌漏风险高,为此开展了断裂带异常地应力分布规律、井身结构优化、高效破岩工具研制、刀翼式孕镶钻头研发、井壁稳定高效钻井液、欠平衡钻井等关键技术研究,提出了非常规井身结构优化设计系列,研制了高效破岩工具和刀翼式孕镶金刚石钻头,研发了高效抑制性防塌钻井液体系。在此基础上形成了钻井提速配套技术系列,完钻井平均机械钻速提高17.89%,钻井周期缩短34.55%。     

吉7井区快速钻井完井配套技术

吉7井区开发二叠系梧桐沟组油藏,储层分为吉7断块3层、吉8断块4层2个开发单元,开发部署多套井网,井网分布较密,井区内断裂发育、地层分布复杂,钻井施工中易发生缩径、井斜、井漏、垮塌阻卡,八道湾组钻速低等问题,从优选钻头提高机械钻速,优化钻具结构防斜打快,井壁稳定钻井液技术和低温早强水泥浆技术等方面,形成了吉7井区快速钻井完井配套技术,确保了钻井施工质量,减少复杂时间,机械钻速同比提高27.65%,钻井周期缩短25.73%,取得了良好的经济效益和社会效益。     

液力推力器在玉门青西油田的试验应用

玉门青西油田窿8井以南区域,存在山前高陡构造,地层倾角大,地层易斜,防斜打快问题突出,上部牛胳套及胳塘沟组地层,深度在1500～2700m,采用常规的钟摆钻具吊打防斜,平均机械钻速只有2.5m/h左右,而采用Power v垂直钻井系统成本太高,使得该区块钻井速度一直得不到突破.通过在Q2-56、Q2-59等井试验不同尺寸的液力推力器,机械钻速平均提高12%以上,同时很好控制了井身质量,为玉门青西上部地层的防斜打快指明了方向.     

临盘油田优快钻井配套技术初探

临盘油田由于地质条件复杂,区块地层差异大,浅层普遍存在着大段易漏难钻火成岩、易塌砾石层,3500m后深层地层可钻性差,地层倾角大,机械钻速低并易井斜,20余年来平均机械钻速一直徘徊在12～15m/h左右,同时事故复杂时效也较高.针对存在的问题,从牙轮钻头、定向PDC、全面钻进PDC钻头的选用及合理使用、钻井液体系的改进、钻井技术的优选等方面进行分析研究,形成了一套较完善的优快钻井配套技术措施,经过在临盘油田的应用,在2007年,公司平均机械钻速达到了18.32m/h的历史最好成绩,钻井进尺也创公司成立以来的新高.     

金3井混镶金刚石钻头的设计与应用

针对东北地区金3井沙河子组致密泥岩和砂砾岩互层,地层软硬交错、研磨性强,钻进机械效率低,钻头寿命短的问题,通过改进胎体配方、采用耐磨的混镶金刚石热压镶嵌齿作为切削齿、优化了钻头的切削结构、采用CFD软件进行钻头水力结构模拟与优化,研制了混镶金刚石钻头(NR826M)。所设计的钻头在金3井共使用了3只,总进尺784.69 m,钻头平均机械钻速1.03 m/h,单只钻头最高进尺295.03 m,钻头寿命是牙轮钻头的6.5倍,机械钻速是牙轮钻头的1.5倍,为该井缩短了钻井周期40天,降低了钻井施工成本,也为该地区同类地层的钻头选型提供了更多的选择。     

鄂北气田小井眼钻完井关键技术研究及应用

针对鄂尔多斯北部气田小井眼存在钻井及固井泵压高、机械钻速低、钻井技术不完善等技术问题,通过对井身结构和轨道剖面优化,钻杆、动力钻具和PDC钻头优选,水泥浆密度和套管扶正器数量及加放位置优化,形成低成本小井眼优快钻完井技术。该技术现场试验200口井,钻井周期年缩短率12%以上,机械钻速提高至18 m/h以上,钻井废弃物和固井水泥浆用量平均减少了27%和41%,平均单井钻井工程费用降低50万元左右,达到了降本增效和保护环境的目的,为鄂北气田低成本高效开发探明了方向。     

DS16井优快钻井技术实践与认识

DS16井位于徐家围子断陷安达凹陷区,主要目的层为营城组火山岩,厚度较大、硬度高、可钻性级值高、研磨性强、钻速慢,易发生断钻具、掉牙轮等井下事故;火山岩内部断层发育,易斜;火山岩因脆性强,破碎落块,造成井漏、井塌、卡钻等复杂情况。通过集成应用个性化PDC钻头、复合钻井、液动旋冲钻井、有机硅钻井液等技术,仅用64.95d打完了4400m井深,机械钻速达到了7.87m/h,没有发生井下复杂,钻井提速取得了突出效果。     

延长陆相页岩气水平井提速技术研究

"延安国家级陆相页岩气示范区"已钻水平井存在机械钻速低、钻井周期较长等问题,直接影响陆相页岩气的低成本、高效勘探开发。提高机械钻速是缩短钻井周期、降低钻井成本的重要手段,也是优快钻井的直接体现。在分析了延安陆相页岩地层岩石力学特性的基础上,开展了优选钻头、优化钻井机械参数和水力参数等3个方面的研究,以增强钻头对地层的适应性、提升井眼清洁能力和提高机械钻速。最终形成了适合陆相页岩气水平井的钻井关键技术,并在示范区3口水平井进行了成功应用,钻井周期缩短11 d,水平段机械钻速提高120.08%,实现了陆相页岩气水平井的优快钻井,具有较好的推广价值。     

空气钻井技术在柳林煤层气井的应用

空气钻井技术是煤层气高效开发的重要钻井技术,具有循环压耗低、携砂能力强、井眼净化好的特点,同时能有效防止井漏、保护储层、提高机械钻速等,但面临着井壁稳定、水动力条件等复杂的工程和地质难题,在柳林煤层气井施工中,开展了岩层特征、水文地质条件、煤层含水特性、泡沫钻井液设计等研究,针对地层特点,设计了适合空气钻井的配套工艺技术。通过柳林地区7口井的施工,钻井周期缩短50%,储层得到有效保护,直井产气量达到1000 m3/d,水平井产气量达15000 m3/d,初步取得了良好的示范效果,推广应用前景广阔。     

多压力层系区块钻完井技术研究与应用

完成了油层防漏钻井液密度设计、钻头选型、定向井轨道控制技术、防漏、堵漏技术及完井技术研究,解决了多压力层系区块中深井施工中存在的钻井周期长、轨迹控制难度大、开发层位压力差异较大导致井漏风险高等问题。2017年进行了200口井的现场应用,平均建井周期缩短了21.78%;平均机械钻速提高了17.77%;固井优质率80.5%;井漏发生率由前期的8.43%,降低到2.56%,无井喷事故发生,取得较好的经济效益和社会效益。