低毒性油基钻井液的使用

对于西江２４－３－Ａ１４这种高难度大位移井，摩阻与扭矩、井眼生及井眼清洁是钻井能否成功的关键。为此，该井选用２了ＶＣ低毒性油基钻井液以及高效率的固控设施。该钻井液具有润滑性好，对泥岩抑制性强、滤失性好、在低剪率下具有较高的度特点，对该井的钻井成功起到了关键的作用。介绍了该钻井液的配方和使用该钻井液在降低摩阻与扭矩、井眼稳定性和井眼清洁方面的措施和体会。     

低毒性油基钻井液的使用

西江24—3—A14大位移井的摩阻与扭矩、井眼稳定性及井眼清洁是钻井成功与否的关键因素。该井选用了Versa Clean低毒性油基钻井液及高效率的固控设施。该钻井液具有润滑性好,对泥岩抑制性强,滤失性好,在低剪率下具有较高黏度等特点,对该井的钻井成功起到了关键的作用。文中介绍该钻井液的配方和使用该钻井液在降低摩阻与扭矩、保持井眼稳定性和井眼清洁方面的措施和体会。     

张海502FH大位移分支水平井钻井技术

张海502FH井为一口大位移分支水平井，该井井底水平位移、水平段长度均创造了目前国内陆地钻井的最大纪录。该井钻井过程中存在φ244．5mm技术套管内开窗难度大、摩阻扭矩预测及井眼清洁困难、钻井参数及欠尺寸稳定器的优选困难、完井作业难度大等技术难题，从套管开窗、井眼轨迹控制、钻井过程中摩阻扭矩预测、倒划眼起钻井眼清洁、钻井液及完井技术等方面，详细讨论了主要技术、先进工具的应用和应用效果。该井的成功为今后钻类似井积累了经验。     

适用于大位移井的油基钻井液性能研究

大位移钻井存在井眼难以清洁、井壁不稳定、摩阻及扭矩大等技术难点,因而对钻井液性能提出了更高要求。通过室内研究,对体系所需的添加剂进行了筛选,并对添加剂的质量分数及油水体积比进行了优化设计。通过进一步评价该体系的施工性能,建立了一套适合大位移井钻井的油基钻井液体系。该体系具有良好的流变稳定性能、电稳定性能、润滑性能、抑制性能以及较高的动塑比等优点,能有效地控制井壁稳定,降低摩阻和扭矩,达到有效携岩效果,较好地满足了大位移井的钻井施工要求。     

大港油田大位移井钻井实践和技术最新进展

介绍了大港油田大位移井钻井技术的发展背景和概况。以北堡西3×1井为例,从井眼轨道优化设计、钻具组合优化设计、井身结构优化设计以及钻井液技术等方面分析了大港油田大位移井钻井技术措施,并从摩阻/扭矩分析、轨道设计方法、井眼清洁厦参数优选、钻井液体系研究、井下工具研制和计算软件开发等方面介绍了大港油田大位移井钻井技术的最新进展情况,对大港油田及环渤海地区的大位移井钻井施工具有一定的借鉴意义。     

大位移延伸井钻井液关键技术探讨

埕北21－平1井是胜利油田为探索大位移井施工经验钻的一口先导井，完钻井深为4837．4m，水平位移为3167．4m，钻井施工中使用BPS－硅聚润滑防卡钻井液，该钻井液良好的流变性能，悬浮携岩特性，润滑性和稳定井眼的能力是该井钻探成功的关键，实践和理论分析证明，大位移延伸井必须选用抑制性强，流变性易调节的钻井液，在小排量，低返速的限制条件下，通过对动切力，塑性粘度，静切力，动塑比，φ3和φ6读数等钻井液流变参数的优化，完全可以解决大位移延伸井的井眼清洁问题，通过调节水基钻井液润滑性能，完全可以满足大位移延伸井施工对摩阻，扭矩的技术要求。     

水平井和斜井井眼清洁技术研究进展及展望

水平井钻井技术的进步有利于开发常规和非常规油气储层,然而,与水平段岩屑清除相关的井筒的不稳定性和井眼清洁困难严重制约了钻井生产。井筒岩屑清除效率低下会导致摩阻和扭矩增加、管道卡住,严重时可导致井漏等钻井事故。首先,分别从井眼清洁机理和井眼清洁主要影响因素（钻井液流变性、钻具转速、井角、岩屑尺寸、钻井液密度和流速等）分析综述了水平井和斜井岩屑沉积的成因和适用于现场生产的技术参数。其次,针对水平井和斜井井眼清洁困难分别从国内外钻井液技术和井眼清洁工具两个方面阐述了岩屑清除方法与机理。最后,对水平井和斜井井眼清洁发展方向进行了展望,为未来井眼清洁技术提供了参考。     

苏里格致密气藏超长水平段水平井钻井完井关键技术

针对苏里格气田致密气藏超长水平段水平井钻井完井过程中循环泵压高、摩阻扭矩大、机械钻速低、井眼清洁困难、完井套管柱下入困难等问题,分析了超长水平段水平井钻井完井技术难点,进行了高效钻具和钻井设备优化配置、井眼轨道设计和井眼轨迹控制、水平段钻井提速和清洁,以及旋转导向钻井、强抑制润滑性水基钻井液和"旋转引鞋+套管"漂浮下入...     

西江24-3-A20ERW大位移井钻井液技术

西江24－3－A20ERW大位移井钻井主要目的是开发相距8km的西江24－1边际油田。该井完钻井深为8987m，垂直井深为2851.23m，水平位移为7825.51m，尾管下至井深为8984m，该井根据A4井，A17井和A18井的成功经验，确定了适应不同井段的钻井液体系，即在φ609.6mm井眼使用海水高粘膨润土浆，在φ406．4mm井眼使用海水氯化钾部分水解聚丙烯酰胺水基钻井液，在φ311．1mm和φ215．9mm井眼使用低毒Versaclean油基钻井液体系，并优化了钻具组合和钻井液流变参数，确定了合适的钻井液密度范围，以改善井眼稳定性，现场应用表明，该套钻井液体系具有润滑性好，井眼稳定性强以及抗高温，抗污染和保护油层的特点，在低剪切速率下具有较高的粘度，成功地钻成了西江24－3A20ERW大位移井，固井质量优良。     

大位移井钻井作业的关键技术

针对大位移钻井作业中的几个关键技术——降低摩阻技术、井眼清洗技术及井壁稳定技术进行了阐述,通过分析高摩阻、井壁不稳定及洗井效率低等问题产生的原因,认为降低钻井摩阻,不仅取决于钻井液性能、井眼轨迹的优化设计、钻具组合设计、新井下工具的使用,而且也与井壁稳定情况和井眼清洁程度有关。井眼清洁程度则与钻井液性能及其它钻井工程措施息息相关。井壁的稳定取决于钻井液的强抑制能力,钻井液安全密度窗口安全可信,同时也与井眼轨迹有关。综合考虑降低摩阻、井眼清洗和井壁稳定3方面的因素对成功钻大位移井是至关重要的。     

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。     

欠平衡水平井王平1井饱和盐水水包油钻井液技术

王平1井是江汉油田的第一口中曲率水平井，储层岩性为盐间非砂岩层，水平井段采用欠平衡钻井技术。该井钻井液技术难点为：抑制岩盐析出，防止井径扩大；井身设计为“马鞍”型，且靶区共有5个靶点，使得钻柱与井壁的接触更加紧密，摩阻与粘附力增大；大斜度井段和水平段的携岩问题和井眼的清洁问题较为突出；如何降低饱和盐水钻井液的密度，满足欠平衡钻井施工的要求，保护好油气层，是该井能否钻探成功的关键。应用结果表明，饱和盐水水包油钻井液有效地抑制了盐岩层的溶解和坍塌，保证了井眼轨迹的平滑，而且钻井液润滑性能好，起下钻、电测和下套管作业均畅通无阻；由于应用了新型处理剂PMPH，保证了钻井液具有较高的切力，增强了悬浮和携带岩屑的能力，避免了岩屑床的形成；钻井液密度始终在1．35－1．51g/cm^3范围内，满足了欠平衡钻井对密度的要求。王平1井投产后初产量为65t/d，稳产量为12．2t/d。     

大位移井井眼清洁技术研究与实践——以胜利油田庄129-1HF井为例

井眼清洁是大位移井施工的关键技术和难题之一,井眼清洁状况不佳容易导致摩阻扭矩的大幅增加,并有可能引发工程事故。在分析井眼清洁的主要影响因素井眼几何条件、岩屑性能、钻井参数及工程措施、钻井液性能的基础上,以胜利油田桩129-1HF井为例,具体分析了各种参数对井眼清洁的影响,并对实际井眼清洁情况和效果进行说明,最后提出了进一步改进井眼清洁的方法。     

C2P1水平井钻井液技术难点及对策

C2P1井位于陈2断块南部周9断层高部位,钻探目的层为阜三段,完钻井深为2550 m,水平段长401m.C2P1水平井是"直增-增变-稳平-降变-稳平"的复杂井眼轨迹.该井钻井液存在携砂困难、井壁易失稳、易产生岩屑床、摩阻扭矩控制难度大、储层易受污染等技术难点.在斜井段和水平段采用复合金属离子聚合物正电胶润滑防塌暂堵钻井液钻井.现场应用表明,复合金属离子聚合物正电胶钻井液性能稳定,抑制性强、悬浮携岩能力好,易于维护,水平井段混油12%以上,确保了钻井液具有良好的润滑性能,降低了摩阻和扭矩.该钻井液满足了水平井钻井施工的需要.     

彭页HF-1页岩气水平井钻井关键技术

水平井是开发页岩气的有效方式,但页岩气水平井施工中存在井眼轨迹难以控制、摩阻扭矩大、机械钻速偏低、井壁稳定性差、固井质量难以保证等难题。在彭页HF-1井施工过程中,综合应用了旋转导向钻井技术、油基钻井液和双凝双密度水泥浆等,并进行了钻具组合和钻头的优选,钻井周期比设计周期缩短13 d。对该井的轨迹控制情况、井身质量、摩阻扭矩、固井质量等进行了分析,全井平均机械钻速达到6.28 m/h,狗腿度保持在6°/30 m以下,摩阻保持在150~250 kN,施工效果良好。该井实钻效果表明,旋转导向钻井技术和油基钻井液是页岩气水平井施工成功的关键,对国内其他页岩气水平井施工具有指导和借鉴作用。      

南堡13-1706大位移井钻井技术

冀东油田南堡滩海油田受端岛面积限制,需要部署水平位移大于3 000 m的大位移井开发。针对大位移井钻井施工中存在摩阻扭矩大、轨迹控制难、循环泵压高、井眼清洁难度大、长裸眼井壁失稳、深部井段定向托压等技术难题,开展了人工端岛大位移井钻完井技术研究。通过对井眼轨道优化设计、装备升级改造,提升大位移井井眼延伸极限,利用Landmark软件对摩阻扭矩、钻井参数进行分析,研究了KCl抗高温钻井液复配新型固壁剂和封堵剂强化钻井液封堵能力及套管安全下入技术。采用井眼轨迹控制、降摩减扭、优化钻井液、套管安全下入等常规技术的优化和集成应用,成功实施了大位移井南堡13-1706井。该井完钻井深6 387 m,最大井斜83°,水平位移4 941 m,为水平位移大于4 500 m的大位移井钻井实践积累了经验,为加快南堡滩海中深层油藏的勘探开发提供了技术支持。     

冀东油田人工端岛大位移井钻井完井技术

为解决冀东油田人工端岛大位移井摩阻扭矩大、携岩困难,馆陶组玄武岩、东营组东二段泥岩和沙河街组泥岩易垮塌,裂缝及断层易漏、深层井段定向托压、套管下入困难等问题,开展了人工端岛大位移井钻井完井技术研究。利用Landmark软件对井眼轨迹、钻井参数、井眼清洁、摩阻、扭矩、钻具和套管下入安全性等进行了分析,研究了钻井液排量、钻井液流变性、岩屑床破坏器安装位置与岩屑床的关系,以及KCl成膜封堵钻井液配合新型润滑、防塌、封堵剂解决定向托压、井漏、井塌问题及降摩减扭接箍的安装位置和安装方法,形成了装备配套、软件预测和优化、润滑防塌封堵钻井液体、井眼清洁、减摩减扭、岩屑床破坏、套管安全下入等技术。冀东油田人工端岛4口水平位移超4 000.00 m的大位移井的钻井完井情况表明,钻井完井周期明显缩短,井下故障得到了有效控制,完钻井最深6 387.00 m,水平位移达4 940.99 m。研究认为,冀东油田人工端岛大位移井钻井完井技术实现了该油田人工端岛油区的安全高效开发,具有较好的推广应用价值。      

帐钩型井联X44井钻井设计与实践

联X44井位于江苏省级湿地保护区渌洋湖东缘,为了实现地质双靶中标的要求和保护风景区的环境,井眼轨道设计为两次定向、方位先北后南,属于"帐钩型"剖面,该剖面存在井眼轨迹控制难度大、摩阻与扭矩大、井眼清洁困难等难点。为此,采用具有良好润滑性的复合有机盐钻井液,降低了井下摩阻,有效地克服了帐钩型井眼轨迹造成的摩阻、扭矩控制难题,很好地预防了大斜度稳斜段的粘卡问题。实践结果表明,帐钩型井钻井设计与优化既能满足安全钻井要求,又能有效降低投资费用。     

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...     

铝钻杆在惠州油田大位移井中的应用

近年来,大位移井的数量急剧增加,相当多的大位移井水垂比超过了2.5。钻这些大位移井具有相当大难度和挑战性,特别是摩阻和扭矩,还有井眼清洁问题等,超过了常规钻井技术的极限。采用常规钻具组合,钻井过程中极易带来一系列问题,如扭矩过大、井漏、卡钻等。文章介绍了铝钻杆的物理特性及在惠州油田大位移井中的应用,在中国南海东部也是首次成功使用。由于铝钻杆材质的特殊性能,对降低摩阻扭矩和提高井眼清洁有着显著的效果。