临兴区块浅部气层大斜度定向井钻井关键技术

针对临兴区块浅部气层井区大斜度定向井钻井面临地质层系多、岩性复杂、井壁稳定性差、井眼轨迹控制困难、井控风险高、固井质量难以保证等技术难题,通过井身结构设计优化、钻具组合优化、钻头优选、固井方案优化等技术措施,形成了适合于临兴区块浅部气层大斜度定向井钻井配套关键技术。现场应用表明,浅部气层大斜度定向井钻井关键技术能够有效保障钻井安全,实现提速提效,可以一只钻头、一套钻具组合、一趟钻完成二开井段钻进作业,机械钻速比前期同井段钻速提高近20%。该技术对后续开发井的实施具有指导作用,对同类气层的开发具有借鉴意义。     

吐哈油田丛式井一趟钻快速钻井技术研究与应用

2009年吐哈油田定向井进尺占到总工作量的20%,其中红南区块全部采用丛式定向井开发。而吐哈此前定向井钻井中采用分井段不同钻具组合的常规模式,起下钻次数多,纯钻时效低,钻井周期长。通过对红南区块往年的钻井、测井及取芯资料的分析,开展了个性化PDC钻头、密井网条件下丛式井的三维轨迹设计、"四合一"钻具以及"全过程"轨迹跟踪控制技术的研究,实现了在吐哈油田定向井中二开一趟钻目标,打破吐哈定向井施工不同井段采用不同钻具组合的模式,规模实施"一趟钻"工程,机械钻速大幅度提高。     

随钻导向钻井提速技术在埕海油田的应用

由于大位移井和水平井井眼轨迹水垂比较大,容易产生大扭矩、高摩阻等难点,导致埕海油田使用常规钻具组合技术时井眼轨迹控制差、机械钻速低、建井周期长。因此,为了提高机械钻速、降低钻井成本,埕海油田在311.1mm和215.9mm井眼中大量采用随钻导向钻井技术,即PDC钻头+导向马达+MWD钻具组合钻井技术。对该技术的提速机理进行了简要介绍,通过对实钻资料分析表明,在埕海油田一区和二区2个区块完钻井的相同井段该技术比其他钻具组合技术取得更高的机械钻速,提速效果显著,建议在埕海油田大规模推广该技术。     

轨迹连续控制技术在常规定向井中的应用

江苏油田地层复杂,定向井所占比率高,轨迹控制难度大。为提高钻井速度,在现有技术条件下,对无玄武岩、辉绿岩特殊岩芯的井及无取芯作业的井,应用螺杆＋PDC＋MWD钻具组合的井眼轨迹连续控制技术,完成所钻井二开以后全部工序的施工。实践证明,应用井眼轨迹连续控制技术能提高定向井的机械钻速,缩短了钻井周期。     

塔河油田TK233X斜直井钻井技术

TK233X井是塔河油田一口施工难度较大的“S”型长裸眼斜直井，二开φ241．3mm裸眼井段长达4346m，裸眼段长，钻遇地层复杂，地层压力存在较大差异，井身结构与井眼轨迹特殊，在井深4966m以下，定向钻进。该井的关键技术是控制好井眼轨迹，提高钻井液的防缩径阻卡、稳定井壁能力和润滑性，通过合理的钻具组合及MWD的随钻监测来调整钻井参数，根据实钻情况，基本实现了井眼畅通，携岩能力强，井眼稳定无阻卡现象，定向造斜顺利，测井下套管一次到位，确保了安全、快速、优质施工。被甲方评为了优质井。     

南堡滩海大位移井钻井关键因素优化设计

大位移井钻井实施过程中表现最为突出的问题是摩阻扭矩大,它制约着井眼轨迹的有效延伸,尤其在常规钻完井技术时表现得更为明显。冀东油田近年来基于常规钻完井技术条件下,通过对井眼轨道优化设计、钻具组合优化、摩阻扭矩精细预测与控制、井眼延伸极限评估等方面的精细研究与优化设计,有效地模拟分析和论证了南堡滩海中深层大位移井钻井井筒力学行为,提升了对大位移井钻井实践可行性认识和指导了钻完井方案的设计。在南堡滩海成功实施了几十口水平位移大于3000 m的大位移井,最大水平位移达4940 m,为南堡滩海在常规经济技术条件下大位移井的钻井实施提供了技术支持。     

莫116井区水平井钻井设计优化与应用

莫116井区在水平井钻井施工过程中,面临着"缩、卡、塌、漏、喷、硬"等难题,为避免井下复杂事故、缩减钻井周期、降低作业风险,在该区开展了水平井优化设计与轨迹优化控制技术研究工作。通过对井区已完钻井资料论证分析,针对性地对井身结构和井眼轨迹控制提出了优化方案;根据前期实钻情况和钻柱力学分析,优化了水平井钻井钻具组合和钻井参数;通过优化钻井液体系,解决了定向作业井段井壁稳定性差、定向施工摩阻大、粘附卡钻几率高等问题。通过对上述研究成果的现场应用,实现了水平井优快钻井目标,二开定向段和三开井段平均机械钻速相比优化前水平分别提高27%、30%,其中M614等井实现了"一趟钻"完成水平段钻进目标。     

龙深1井防斜打快钻井技术

中石化重点井--龙深一井二开钻遇地层属山前构造逆推覆体地层,地质构造十分复杂,地层倾角高达25°～35°,钻进时采用常规的防斜(塔式,钟摆)钻具组合不能有效控制井斜,为保证井身质量,只能采取轻压吊打的方式钻进,钻进中施加钻压仅为40kN,使得机械钻速非常缓慢,钻井周期过长(φ)444.5mm井眼1180m的钻井周期长达99d),钻井成本居高不下,为解决大钻压井斜与轻压吊打钻速慢的矛盾,中石化在本井试验应用预弯曲动力钻具及贝克休斯公司VertiTRak垂直钻井系统,收到了良好的效果.     

焦页XX-HF井近钻头仪器“落鱼”打捞技术

涪陵页岩气二期开发过程中,为了能够及时发现地层变化,钻井平台部署的第一口井在三开井段一般使用近钻头仪器,以便及时调整井眼轨迹,提高优质页岩的钻遇率。动力钻具前面安装近钻头仪器和钻头,导致动力钻具传动轴负载增加,传动轴易发生疲劳破坏。焦页XX-HF井钻进至3971.42 m处,近钻头仪器无信号,起钻后发现动力钻具传动轴断裂,近钻头仪器和钻头落井。本井"落鱼"较短且处于水平段,"鱼头"难找,起下钻摩阻大,不易通过遇阻判断打捞工具是否接触"鱼顶"。通过对孔内情况仔细分析,制定可行的打捞方案,现场加工母锥打捞工具,最终成功将井下"落鱼"安全捞出。本井所采取的处理思路和技术措施对今后同类事故的处理具有一定的借鉴意义。     

大水平位移五段制斜直井的施工难点与重点

TH10314X井是塔河油田十区块的施工难度较大的一口五段制斜直井。三开215.9mm裸眼井段长达2082m,钻遇地层较复杂,尤其是出244.5mm的套管40m白垩系砂岩地层开始定向造斜,进入二叠系前吊直(二叠系顶部为5093m),水平位移达417.93m。该井的关键技术是控制好井眼轨迹和克服二叠系的漏失和掉块现象,提高钻井液的防阻卡、防掉块,稳定井壁和润滑性,通过合理的钻具组合、钻井参数及MWD的随钻监测来调整钻井参数,根据实钻情况,基本实现了井眼畅通,下套管一次到位,确保本井的施工顺利完钻。     

PDC钻头在S3-4H井二开井段的应用

塔河油田位于塔里木盆地北部,是中国第一个古生界海相亿吨级大油田,是西北油田分公司在塔里木盆地发现并重点开发的油田区块.主力油藏埋藏在5000m以下地层,钻遇地层多而且复杂,钻井过程中易发生钻井液漏失、井眼坍塌、卡钻等井下复杂情况和事故,开采难度大.S3-4H井是西北油田分公司在塔河油田S3井区轮台断凸轮台1号构造上布置的一口重点开发水平井,钻达井深5126m,该井接近山前构造,地质构造复杂,钻遇多套地层压力系统,上部地层存在高压水层,地层易缩径,地层坍塌应力高,易发生卡钻事故,地层倾角大,对井斜控制困难,中下部地层岩石可钻性差;该井二开井段裸眼段长,井眼大,环空岩屑携带困难,同时该区块施工井数少,可参考邻井资料少等一系列问题增加了该井钻井施工难度.本井通过前期认真调研分析地层岩性特征、地层压力系统变化规律,与生产厂家一起对钻头进行了优选,对钻井参数和泥浆性能等进行优化,取得了良好效果,极大地提高了二开井段的机械钻速,同时减少了复杂情况的发生,节约了钻井成本.     

“一趟钻”技术在煤层气L型水平井的应用

“一趟钻”技术是实现安全快速钻完井、降本增效的重要途径。柳林煤层气钻井中采用“一趟钻”技术,钻井效率和经济效益明显提高,对已完工的7口L型水平井分析研究表明：合理配置钻探设备、选用适合该地层特征的PDC钻头、实时优化钻井液体系是实现“一趟钻”的基本保证,技术先进、性能良好、持续稳定的定向仪器、优化井眼轨迹及精准地质导向是关键技术,长寿命螺杆、近钻头旋转导向等新技术的应用,必将助力“一趟钻”技术在该地区的普遍实施。     

基于地层倾斜规律的防斜打直钻井技术研究

地层自然倾斜、钻具组合、钻井参数是影响钻井井斜方位变化的主要因素。根据地层层面空间网格数据,建立了地层倾角、倾向的计算方法,并针对典型防斜打直钻具组合和钻井参数之间的关系进行了力学分析。应用结果表明,井眼实钻轨迹与设计轨迹基本相同,形成了利用地层自然倾斜规律,在钻井自然中靶的同时,释放钻压提高钻速的防斜打直优快钻井技术,对于高陡构造油气藏的高效开发具有重要的理论意义和工程实用价值。     

定向钻井技术在垂直井中的轨迹控制分析

在重庆市区及周边乡镇开展的多口地热井钻井施工中,由于大多数取水点地层倾角过大、岩性变化频繁等原因,常规钻井方法无法保障井眼井斜角达标,从而影响获取地热水资源的成功率。采用定向钻井工具进行纠斜钻进时,钻具工具面角与井眼方位角变化值的选择对井眼轨迹的影响尤为重要,同时当钻具工具面角确定以后,新井眼的形成还受地层岩性、钻头选型及钻井参数等各方面的影响。为了井眼轨迹更为平滑,避免形成"狗腿"井段,本文通过对某地热井中定向钻井施工案例进行分析,从实际案例中总结经验,对定向钻井井眼轨迹的可控条件进行了优化。     

微小井眼钻井技术在大斜度过煤层井中的实践与探讨

微小井眼钻井技术是指所钻井眼尺寸不大于88.9mm的钻井技术。旨在通过在新疆陆梁油田作业区LU1092井使用常规车载修井机应用微小井眼钻井技术,匹配小尺寸钻具、个性化的PDC钻头及优选水力参数来解决常规侧钻大斜度过煤层井眼"坍塌、卡钻"瓶颈,为大斜度过煤层侧钻井指出一个新的方向。     

下扬子地区望江坳陷页岩气地质调查皖望地4井钻井技术

为查明下扬子地区望江坳陷白垩系-二叠系地层岩性和层序、验证地球物理信息、评价油气资源潜力,中国地质调查局部署了大口径页岩气地质调查井皖望地4井,完钻井深2503.9 m。针对钻遇地层多变、软硬互层、大段多层膏岩层等复杂情况,通过钻头适应性优化、钻具组合稳斜纠斜、稳定可靠的钻井液体系等钻探工艺技术的实施,实现防斜打直快速穿越,保证了岩心采取率,实现了钻井目的。该井钻井技术可为周边地区油气钻探提供有益经验。     

梅花井矿地面生命保障孔工程试验关键技术及应用北大核心

针对地面生命保障孔钻进效率低、中靶精度差等问题,选择梅花井矿为快速精准钻进技术工程试验地点,通过矿区地质条件分析、复杂地层与钻工工艺适应性分析、钻井工艺优选等研究,确定施工工艺为复合钻井;分别从井身结构、PDC钻头、钻具组合、钻进参数、轨迹控制5个方面进行优化设计,形成了以液压车载钻机和大排量泥浆泵为关键设备,以优化PDC钻头、增加液动单弯螺杆钻具、使用无线随钻仪(MWD)为关键钻具组合方式的大倾角-中软-涌水复杂地层快速精准钻进技术。现场试验表明:生命保障孔钻达井深670.5 m,用时46.83 h,完钻平均钻速14.32 m/h,井底水平位移0.27 m,满足600 m深钻孔72 h黄金救援时间内成孔要求,具有重要的矿山应急救援示范意义。     

库车山前砾岩层钻井提速技术探索

库车山前砾岩层岩石可钻性差,钻井过程中引起钻具憋跳,导致稳定器磨损加速和钻铤的疲劳破坏,严重影响机械钻速和钻井周期。通过对库车山前砾石层空气钻井、涡轮+孕镶钻头、带减震器常规钻具的现场应用情况分析,得出前两种钻井技术在库车山前砾石层可大幅度提高砾岩层钻井速度,但仍具有一定的局限性。空气钻井在地层出水条件下,井壁失稳易引起事故复杂;涡轮+孕镶钻头钻具防斜效果欠佳,钻具磨损严重,钻速慢。随后对两口在砾石层应用液力推动器的钻井实例进行分析,得出此工具可有效延长钻头的使用寿命,提高机械钻速,同时可保护钻具。因此针对库车山前砾岩层的钻进,提出钻井提速措施:二开井段,在地层无出水条件下,首选空气钻井,反之,建议使用液力推力器;进入库车组,砾岩减少,井斜稳定,建议使用涡轮钻井技术;三开井段地层倾角趋于平缓,使用涡轮钻井技术,提高钻井机械钻速,同时带定向接头,控制井身质量。     

川西气田超深大斜度定向井侧钻钻井技术

川西气田超深井PZ6-4D井由于直导眼井转大斜度钻井和井下复杂两次进行侧钻作业,根据已钻井眼井身结构和侧钻点地层岩性优选了侧钻方式,设计了技术方案和施工措施,采用"Φ236mm斜向器+Φ245mm复合铣锥"在井深4210m对Φ273.1mm套管和"Φ241.3mm混合钻头+Φ185mm1.75°单弯螺杆"在井深4310m对Φ241.3mm裸眼井段成功实施侧钻作业,并配合多层多增式井眼轨道优化设计技术和超深大斜度定向井定向钻井提速技术,综合形成了川西气田超深大斜度定向井侧钻钻井技术,该技术的成功应用可以有效指导今后川西气田钻井作业。     

Φ152mm井眼砾岩水平井钻井技术

在营城组砾岩段实施Φ152mm井眼水平井钻井,集中了深井、小井眼钻井、水平井的所有技术特点与难点。通过钻井难点分析,优化技术方案,进行井眼轨迹控制技术、欠平衡钻井技术、钻头与螺杆钻具优选技术的应用,成功实施了大庆油田第一口Φ152mm井眼砾岩水平井钻探,为今后施工同类型井积累了丰富经验。