中浅层水平井井眼轨道优化设计与现场施工

针对大庆油田中长、长水平段水平井钻井施工和下套管过程中摩阻、扭矩大,导致钻井速度慢,而井眼浸泡时间长易导致井壁失稳而进一步减缓施工速度,从而形成恶性循环,对钻完井施工影响极大的问题,从井眼轨道的合理设计进行了模拟计算,针对不同的剖面类型、造斜率和靶前距进行优化设计,确定合理的井眼轨道,以降低定向钻进和下套管过程中的摩阻和扭矩,为中长、长水平段水平井的顺利施工提供技术支持。     

什邡非常规气田长水平井套管下入摩阻分析及对策

什邡非常规气田储层非均质性强,长水平段套管下入难度大。针对常规摩阻计算与实钻差异大的问题,研究了什邡气田φ139.7mm套管下入的实钻数据,反演归纳了平滑轨迹和"W"轨迹条件下的摩阻系数,分析了什邡气田长水平井套管下入能力,提出了合理化建议,为后续水平井的部署提供了可靠保障。     

水平井漂浮下套管技术研究与应用

鉴于辽河油田长水平段水平井存在套管下入的难题，开展了漂浮下套管技术研究与应用。通过对漂浮下套管技术的工艺原理、结构特点、漂浮接箍安放位置及现场应用研究，分析了该技术的特点及优势。现场成功应用表明，漂浮下套管技术是解决水平井套管下入摩阻大问题的有效方法之一，应用该技术可以显著提高水平井套管下入时效。     

延页平3井大偏移距水平井减阻降摩技术研究

减阻降摩技术是大偏移距水平井成功完钻的关键技术之一。通过对井眼轨迹参数优化,优选出具有低摩阻系数的井眼轨迹;建立摩阻/扭矩分析模型,分析了钻井液粘滞力和管柱屈曲对摩阻的影响,推导出摩阻/扭矩计算公式,提出了摩阻/扭矩预测的方法;采用低摩阻系数的油基钻井液,将摩阻系数降低了65.2%;采用漂浮下套管技术,极大地降低了下套管过程中的摩阻。延页平3井中成功应用上述技术,准确地预测了钻井过程的摩阻,解决了大偏移距水平井钻井过程中的托压问题,实现了套管一次性下放到位。延页平3井的应用表明:上述技术可以在大偏移距水平井中推广使用,并对国内其他地区大偏移距水平井施工有一定借鉴意义。     

钻具组合在湘临地1井井斜控制中的应用

井斜是钻井施工中经常遇到的问题,且井身质量也是评价一个井的关键质量参数。合理的钻具组合及钻进参数能对优质高效地完成钻井施工起到极大的帮助,如果使用不当反而会造成井斜增大等情况从而严重影响施工进度及井身质量。井钻斜了,给钻井工作本身也增加不少困难,甚至造成严重事故。在斜井内,钻柱易靠井壁,产生摩阻;在弯曲井段,钻柱易产生弯曲,发生疲劳折断;在井斜突变处,易产生键槽,发生卡钻;井斜大了,下套管困难,且不能居中,固井质量,不能保证。因此,井斜问题就成为目前需要研究并予以解决的热点。     

水平井施工中常见隐患与对策探析

随着井下仪器与测量工具的不断研发,水平井钻井技术得到了长足的发展,已经成为各个油田开发低压、低产、低渗透储层的有效技术手段。在水平井施工中由于井斜角要达到90°左右,因此使钻具受力发生了根本性的变化,导致水平井在施工中井眼净化困难、井壁稳定性差、摩阻大、易发生井下复杂。基于此,系统分析了水平井容易出现复杂的因素,并制定了相应的技术对策。     

深部煤层气T型井钻井技术

为解决常规侧钻窗口大、曲率半径大,水力喷射径向水平井钻头尺寸小、煤层中进尺短等问题,研发了以柔性钻具为核心的T型水平井技术,其侧钻窗口仅20 cm,曲率半径1.8、2.5 m,借助叠加式斜向器可以实现多目的层分支水平井;Ф139.7 mm套管内侧钻Ф112 mm井眼,实现了大尺寸超短半径水平井钻进。井壁稳定性分析论证了清水+2%KCl可以满足深部煤层造斜段及水平段钻进要求。摩阻转矩分析表明,旋转钻进、起钻及下钻3种工况下柔性钻具不会发生弯曲破坏,可以安全钻进100 m。水力参数分析表明,泵排量0.5~0.7 m~3/min可以同时满足井眼清洁和快速破岩要求。在临兴-神府气田试验成功了国内第一口深部煤层气6分支T型水平井,2个煤层内各部署3个分支,目的煤层深约1 900 m,煤层中累计水平进尺达478 m,其中4个分支水平进尺超100 m。     

大庆地区水平井旋转导向优快钻井技术

大庆油田松辽盆地北部钻井过程中面临着水平井井壁易失稳、水平段长净化难度大、井眼轨迹控制难度大、摩阻扭矩大易发生卡钻等技术难题,影响了勘探开发效益。因此,通过水平段使用旋转导向钻井技术,采取井眼轨迹精确控制、激进式钻井、旋转导向防卡等技术措施,既降低了摩阻扭矩、保证了井眼轨迹平滑,又引导水平井井眼轨迹在优质储层中有效延伸,提高了钻井效率,实现增产目标,该技术为国内水平井安全高效钻进提供了借鉴。     

大位移井TH10314X井177.8mm尾管固井难点分析

TH10314X井是一口大位移斜直井,在钻井过程中出现过断钻具、井眼轨迹改变和井漏等复杂情况,给固井作业带来了较大的难度。主要难点包括狗腿度大、套管下入摩阻大、井内斜井段存在套管居中度不高、套管易贴壁造成泥浆难以被驱替、含有二叠系易漏地层,施工压力窗口小,对固井技术提出了较高的要求;因此通过要求钻井队通井时采用双扶正器进行通井,提高入井钻具的刚度来对比钻杆和套管的刚性;通过对比优选刚性树脂螺旋扶正器来降低套管摩阻及提高斜井段居中度等方法来降低难度系数。     

苏里格气田T2-4-7H水平井钻井技术

针对苏里格气田水平井直井段长、目的层较薄、水平段长,以往钻井时轨迹控制难度大、滑动拖压严重、泥岩地层易坍塌、携砂洗井困难、水平位移长摩阻大、气层埋藏较深井温高、盐水侵、承压能力低、施工周期长及气层保护等特点,优化轨迹控制措施,直井段用低固相钻井液、斜井段用无粘土相防塌润滑耐温聚磺钻井液、水平段用无粘土相暂堵气层保护钻井液,满足了T2-4-7H水平井的钻井施工需要。     

DXHW142复杂水平井施工要点分析

DXHW142是克拉美丽气田部署的一口无固相欠平衡水平井。由于地层复杂,泥浆密度不能有效支撑井壁,造成斜井段的第一个井眼严重坍塌,不得不注灰侧钻。优选侧钻点、侧钻工具、优化侧钻工艺,保证了侧钻施工的顺利。计算尾管柱下入摩阻、优化尾管结构,规避窄间隙、长水平段中的尾管下入风险。为了使小井眼水平段有效地穿越油气层,井眼轨迹大幅度调整,采取多项措施保证其施工顺利。     

吉木萨尔页岩油超长水平段水平井钻井技术

针对吉木萨尔页岩油超长水平段水平井定向钻井过程中摩阻扭矩大、机械钻速低、轨迹控制难等问题,开展了钻头及降摩阻工具优选、轨迹优化控制技术与现场施工工艺技术研究,形成了超长水平段水平井定向钻井技术,并在两口3100m以上水平段水平井中进行了成功应用。     

水平井套管安全下入与居中技术

从水平井固井难点入手,对新型水平井低摩阻刚性滚轮扶正器进行了摩阻分析,并对新型工具的现场应用情况进行了统计,应用情况良好,保证水平井套管安全下入至预定位置。     

ZP26-P2三维水平井钻井施工技术

三维水平井在施工中存在扭方位困难、摩阻和扭矩大、水平段延伸受限等难题,因此在ZP26-P2井施工前对钻井设计进行了分析,施工中对不同阶段的井眼轨迹控制技术进行了详细论述,为施工同类型的三维水平井积累了施工经验。     

渤海油田大位移井下套管设计难点及对策研究

渤海油田大位移井套管下入困难的问题亟待解决。本文以渤海油田一口大位移水平井A井为例,从设计的角度分析了该井?244.5 mm套管下放技术难点,并利用LANDMARK软件对影响套管下放的因素进行了分析,结果表明,轨道造斜点的提高、表层套管下深的增加、超大稳斜角条件下套管磅级的减轻、摩阻系数的降低、漂浮段长的增加均能减小套管下放的摩擦力,提高套管下放悬重。通过逐一优选A井轨道造斜点、表层套管下深、套管磅级、摩阻系数、漂浮段长,最终设计A井?244.5 mm套管采用漂浮法下入,漂浮段长1200 m,预测套管下放到位的悬重与实测值的相对误差为6.34%,在工程误差允许范围内。制定了渤海油田大位移井下套管设计流程,设计过程中,应综合考虑轨道造斜点、表层套管下深、套管磅级、摩阻系数、漂浮段长对套管下放悬重的影响,优选最优方案,确保套管顺利下放。     

不混油低摩阻钻井液在塔河托甫台区块的现场试验

由于储层埋藏深、造斜点深,塔河油田深水平井定向段和水平段钻进过程中摩阻和扭矩较大,容易造成起下钻困难、易托压等井下复杂,而目前普遍采用的聚磺混油钻井液由于后期处理困难,易对环境造成危害。针对这一问题,以自主研发的环保高效润滑剂SMLUB-E为主要处理剂形成了不混油低摩阻钻井液体系不混油低摩阻,并在塔河TP154XCH井成功进行了现场试验。钻井过程中钻井液性能稳定,钻进时未出现托压现象,起下钻顺畅,摩阻较低,完钻时摩阻仅为4t,展现了不混油低摩阻钻井液体系优异的润滑效果。     

水力振荡器降低摩擦阻力影响的分析

在斜井钻进中,钻具基于重力影响会自然贴合下井壁,并与井壁产生静摩阻,滑动钻进中则进一步演变为托压现象,常导致工具面摆置困难、机械钻速降低、单趟钻进尺减少等问题;若活动钻具不及时,则有可能引发钻具粘卡事故,严重时可致单井报废。因此,降低摩阻、减缓托压已然成为安全钻井的重要环节。摩阻大小由钻柱自重在井眼轨迹法线方向上的分力和静摩擦系数来决定。在滑动钻进中,技术人员往往通过向泥浆中添加润滑剂或进行短起下(目的为修整井壁)等方式来降低静摩擦系数,从而达到降低摩阻、减缓托压的目的。由经典物理可知静摩阻大于滑动摩阻,因此,可以通过把静摩阻转化为动摩阻来减缓托压。通过摩阻成因分析、水力振动器作用机理及其在苏里格气田、玉门油田和大庆油田等多口井的现场使用情况来评价水力振荡器的使用效果,并通过玉门油田鸭K1-7井现场试验来分析水力振荡器使用中的注意事项。     

水平井的减摩降阻技术研究

近年来,随着大庆油田致密油区块的开发,水平井的应用越来越广泛,钻进后期随着水平段继续延伸、轨迹调整发生变化,水平段返砂越来越困难,摩阻、扭矩也越来越大等问题导致的井下复杂严重影响了钻井作业。以大庆油田三肇地区的致密油水平井为例,通过优化井眼轨迹和使用清砂工具达到了减摩降阻的目的,进一步提高了致密油水平井的钻井作业效率和安全性。     

复杂煤体结构煤储层水平井复合管柱完井方法研究

针对煤体结构破坏变形程度差异性与物理特征非均质性强，水平井眼钻遇煤储层的煤体结构复杂，单井完井与增产技术方法单一等问题，为了实现水平井分段完井与适应性增产，提出了复杂煤体结构煤储层水平井复合管柱完井技术，设计了外层套管与筛管复合完井管柱、内层作业油管柱与配套分段完井工具，完善了双管柱受力和相关水力计算模型。在山西省阳泉地区15号煤层开展了复合管柱完井现场试验：将长度为659.5 m的复合管柱下入水平井中至1 591 m井深，煤层水平井眼被封隔为4段，采用双管柱结构完成了水力循环解除管柱遇阻、洗井、胀封管外封隔器及煤层分段完井等作业环节的现场测试。基于该试验水平井的工程数据，采用有限差分法计算了双管柱受力，并进行了相关水力计算，结果表明：内层管柱增加了完井管柱下入过程中的侧向力，井下管柱与井壁之间的摩擦阻力增加了5 642.75 N。喷头压降与内层管柱水力循环压耗是影响井下双管柱水力循环压耗的主要因素，双管柱下入过程中水力循环排量控制在16～20 L/s，以清除井眼内固相颗粒及维持井壁稳定；洗井作业时排量提升至20～24 L/s，以消除井壁煤层的钻井液伤害。通过研究与现场试验，证明了煤层...     

中浅层油藏水平井井身结构设计技术及应用

渭北油田储层埋深300～1050m,在水平井钻进过程中井眼轨迹延伸和管柱下入困难。考虑摩阻影响和采油泵安放的合理性,优化形成了不同垂深下的“直—增—稳—增—平”水平井井眼轨道,在此基础上运用管柱力学方法,通过计算和实例分析,根据不同垂深及水平段长给出了适合渭北油田二级和三级井身结构的选择方案。现场应用表明：水平段均可有效延伸、下套管作业顺利;二级和三级井身结构水平井与前期同比钻井周期、完井周期分别缩短47.5%、34.1%和28.9%、20.2%,为渭北油田水平井开发提供了技术支撑。