轴向水力振荡器在WA115-1井中的应用

随着钻完井技术的不断发展与革新,无论是常规油气藏还是非常规油气藏,采用水平井技术进行开发已成为普遍的技术手段。但是随着水平井施工的不断推进,水平段长度越来越长,裸眼井段增加,携岩效果受到制约,这就导致水平段施工过程中,摩阻不断增加,靠螺杆钻具进行滑动钻进难度越来越大,调整轨迹难度增加。需要在钻井液性能一定的前提下,采用有效的机械手段降低摩阻,从而增加了对振动工具即水力振荡器的需求。     

大位移井作业实践

大位移井钻井技术,是目前世界上最高精尖的钻井技术之一,它能够大范围地控制含油面积和提高油气采收率,降低油田开发成本。大位移井也称为延伸井,或大位移延伸井,是在定向井、水平井和深井钻井技术的基础上发展起来的一种新型钻井技术,集中了定向井、水平井和超深井的所有技术难点。PY-X井位于中国南海珠江口盆地区块,所在海域水深100m,总设计井深近7650m,水垂比超2.7,属高难度大位移井作业。在深入分析该井作业技术难点基础上,不断吸取前期作业的成功案例,本井从轨迹优化设计、旋转导向工具、旁通循环堵漏、水力振荡器、连续循环、摩阻扭矩跟踪等方面着手,顺利完成全井的定向钻进作业。本井的作业过程及最终的成功实施可为其他类似大位移井定向钻进作业提供技术参考。     

连续油管内置电缆测试技术在渤海油田水平井中的探索与实践

水平井及大斜度井作为渤海油田的生产常规开发模式已普遍运用,但水平井后期修井及测试作业相对复杂,为解决水平井测试输送井下工具难问题,开发了使用穿电缆连续油管设备作为介质输送工具,将测试工具下放至水平段进行相应作业。利用该设备和技术,顺利完成渤海油田近14余口测井作业,为水平井测试作业提供技术支持。     

渤中19-6凝析气田深井钻井作业提速技术与应用

渤海油田历经数十年开发,常规浅井、中深井钻井作业模式已较为成熟。而受储层分布特征、水下地貌、水上航道限制等因素制约,平台选址受限、调整井实施空间小等困难愈发凸显,上部常规储层开发难度不断提高。在近年来的开发过程中,油田深部储层认识不断加深,深井开发正逐渐成为油田提产的新突破点。渤中19-6凝析气田是渤海油田开发深度最深的作业区块,气田深井开发具有作业工期长、作业投入高、地质条件复杂、井下环境严苛等特点,在气田开发过程中,通过对国内外创新探索与实践,总结出地质工程一体化防漏技术、大尺寸井眼深钻、深部ECD控制、钻具抗扭减阻等一系列深井作业提效技术措施,对区块深井钻井作业降本增效奠定了良好的技术积累。     

水力振荡器优化设计及应用实践

临兴区块采用常规马达滑动钻进易产生托压现象,严重制约现场作业效率,造成钻井周期长,钻井成本居高不下。为解决滑动钻进托压问题,针对水力振荡器碟簧参数开展优化设计,优化后的碟簧弹性势能可有效释放,大大提高了水力振荡器效率及寿命,加工测试结果表明工具性能良好。应用该工具进行现场试验与应用,结果表明,采用优化后的水力振荡器与常规马达钻进相比：大钩载荷变化平稳,托压得到解决,减少钻头对地层的轴向冲击,钻头轻微磨损,机械钻速提高36%～106%。该自主化工具在临兴区块首次应用并取得良好效果,大大缩短了钻井周期,提速效果和经济效益显著,为解决滑动钻进托压问题、提速降本增效提供了一定的技术经验。     

水平井分段多簇压裂工艺的应用

鸭平4井位于玉门油田鸭西白垩系是典型的低渗透储层,井深3456m,水平段210m,实施了2段6簇的压裂,同步实施了裂缝监测,取得了理想的效果;压裂共入井液量1961.4m3,总沙量159m3,最高砂比26.2%,平均砂比14.5%;该井是玉门油田实施多段多簇压裂工艺的第一口井,是开发低渗透油藏水平井的新突破,探索了一条中深水平井压裂改造的新途径。     

苏里格气田超长水平段水平井钻井技术

苏5-15-17AH井是部署在鄂尔多斯盆地苏里格气田的一口超长水平段水平井,设计水平段长3000m。超长水平段水平井钻井施工时磨阻扭矩大、井眼清洁难、设备负荷重等,为此,本井通过优化井身结构,应用复合盐及油基钻井液体系,使用漂浮接箍及水力振荡器等工具,确保了3000米水平段顺利施工。该井完钻井深6706m,实际水平段长达3056m,创目前国内陆上天然气水平井最长水平段纪录,对今后施工长水平段水平井提供了基础资料和技术保障。     

渤海油田水平套管井钻完井工艺技术研究应用

随着渤海油田多年来的开发,部分区块的调整区域含水率上升,储层水淹情况严重,部分油田属于底水油藏,生产过程中容易造成底水锥进,裸眼水平井控水困难,油井经济生产寿命缩短。由于地层非均质分布,地层变化较大,造成部分井着陆困难需要回填侧钻,或者部分水平井水平段钻遇大段泥岩,泥岩水化膨胀影响油井后期生产。当前页岩气开发如火如荼,水平井套管射孔完井技术逐渐成熟,为海上油田实施水平套管井提供了大量的理论支撑。该技术大大缩短了钻完井工期,不仅解决了着陆困难、回填侧钻的问题,而且为水平井控水技术提供了新的思路,对同类型的井具有较强的指导意义。     

大位移井钻井技术在塞博鲁科地区应用概述

塞博鲁科地区油田东部布置的海油陆采大位移水平井井深6500～7300m,水垂比大于3.39,属于轨迹控制难度极大的超大位移井。针对一开漏失、长段大井眼定向困难、水力参数与工具特性差异、水平段摩阻大起下钻阻卡、完井管柱下入困难等难题,优选气举携砂、井眼清洁评估、岩屑床破坏器、可变径稳定器等先进的设备和技术,优化钻井参数、钻具选型和钻井液匹配,先后完成了多口大位移井的施工,形成了塞博鲁科地区大位移水平井配套钻完井技术,为后续井施工提供了技术模板。     

杭锦旗区块上直段快速完钻关键技术

杭锦旗区块水平井二开上直段井深一般为400~2 550m,先后钻穿白垩系、侏罗系、三叠系和二叠系等多个地层组段,钻遇岩性为砂泥岩互层含砾砂岩。地层较硬,研磨性强,可钻性差,其中刘家沟组、石千峰组构造受到区域断层存在漏失层。经过现场多口钻井经验积累与总结,确立了上直段钻井施工技术方案,选择合适的钻井参数、水利参数、钻井液性能维护以及钻具组合等,先后在5口钻井施工中实现一只PDC一趟,实现2 000~2 500m井深进尺打完上直段。     

大位移水平井钻井技术在兴古7-H175井的集成应用

辽河油田兴古7区块位于辽宁省盘锦市市区,为了提高开采效果,同时减少市区征地费用,降低井控风险,减小噪音污染等,油田公司近两年陆续布置了多口大位移水平井。本文针对该区块大位移水平井施工过程中,面临的大井眼岩屑清洁困难、大位移降摩减阻困难、上部及中深部地层井身轨迹控制困难和潜山储层保护难度大等技术难点,集成优化应用井眼清洁净化技术、降摩减阻技术、轨迹控制技术和精细控压技术等成熟技术,高效顺利完成了古7-H175井施工,完钻井深4460m,水平位移2438m,水平段长688m,钻井周期123天,井下故障率为0,为该区块大位移水平井的后续施工积累了经验。     

新型高效缓蚀剂在油田水平井酸化工艺的应用

酸化是一种重要的井下作业工艺,同时也是油田保证稳产增产的重要方法,随着我国油田开发规模的不断扩大,水平井钻采工艺不断提升,水平井的开发已经成为油田开发的重要内容,水平井的酸化作业也越来越重要。由于水平井本身构造使得其常规酸化工艺难度较大,经济效益较低,因此本文介绍一种新型高效酸化缓蚀剂,应用于泡沫酸化工艺能够有效地达到酸化效果,同时有效降低对储层的伤害,具有一定的推广价值。     

新疆哈山区块浅层阶梯水平井钻井技术

随着油田勘探开发的不断深入及水平井钻井技术的不断发展,利用一口阶梯水平井实现一井多采,不仅可以节约钻井投资,而且能提高单井产能及采收率。浅层阶梯水平井施工难度较大,随着水平井位移的加大以及阶梯轨迹的实施,钻进和下套管作业过程中,会出现不能正常导向钻进和下套管困难、甚至套管不能下到预定井深的情况。本文介绍了哈浅1-平1井阶梯水平井的施工难点及技术措施,对今后该类井的施工具有一定的借鉴。     

水平井裸眼筛管完井技术在新滩油田薄层稠油油藏的应用

新滩油田KD32块是孤东油田采用水平井技术进行薄层储量整体开发的区块之一。针对该区块井距过大、常规开采效果差等情况,实施了裸眼筛管水平井的加密调整措施。通过效果分析表明,利用水平井进行开发能够取得较好的开发效果。     

非常规小尾管固井技术在南海东部的应用

南海东部地区陆丰油田A井是一口水平井,该井下?177.8 mm尾管至2 840 m时发生卡钻,无法下至设计井深,就地固井,造成?215.9 mm井眼2 840～3 330 m着陆井段的油水层未能进行水泥封隔,油水互窜导致井眼报废风险极大。为救活该井,决定钻完?152.4 mm水平井段后,采用非常规?127 mm尾管管柱结构的固井方式,对着陆井段油水层进行有效封固。在海上油田创新性的采用特制盲堵尾管、打孔尾管、水泥伞等组成的非常规尾管柱结构进行固井施工,总结出了一套非常规尾管固井工艺技术,对于其他类似复杂油气井固井具有借鉴意义。     

沈北地区致密油地层钻井提速配套技术

辽河油田沈北大民屯凹陷致密油储层油气资源丰富,是辽河持续稳产1 000万吨重要接替区块,但机械钻速慢、复杂事故发生率高、钻井周期长是该区钻井所面临的难题。完钻的8口井在3开目的层平均机械钻速仅为1.52 m/h,其中6口井出现井壁失稳、划眼、卡钻和掉钻具等复杂情况和事故,严重制约了致密油资源的有效开发。为此,以井身结构和剖面优化为基础,进行水力振荡器配合优选PDC钻头技术和全油基钻井液技术现场试验。2口井现场实验表明,通过优化井眼轨迹和井身剖面,采用水力振荡器配合PDC钻头技术和全油基钻井液技术,可以有效解决沈北致密油储层机械钻速低、钻井周期长等难题。试验水平井平均机械钻速达到5.6m/h,平均机械钻速提高370%,同时未发生任何事故,提速提效取得显著效果,为本区块规模发开提供了技术保障。     

小井眼侧钻分支水平井技术

侧钻分支水平井是一项集合了套管开窗侧钻、水平井钻井、分支井钻井等技术于一体的综合钻井技术,冷37-71-596CH井是冷家油田的一口侧钻水平分支井,位于冷42块,完钻井深2 128.00 m,水平段垂深12 8 4. 4 1m,累计裸眼长度10 6 3m。由于该井所钻地层疏松,目的层薄,且该井设计井身轨迹复杂,给施工带来较大的难度。通过优选合理的钻具组合、钻进参数、泥浆性能,较好的控制了轨迹。为完井创造了良好的条件,同时也为其他水平分支井提供了丰富的经验。     

吉林腰英台油田水平井钻井工艺技术

近年来随着腰英台油田开发力度的不断增加,利用水平井钻井技术来开发油气田已变得非常重要。该油田属于特低渗透油田,但微裂缝较为发育,因此可以充分利用水平井来增加泻油面积,提高单井产量,但在该地区施工水平井的难度较大,进年来大部分水平井多为大位移水平井。面临着大位移长距离钻进、大斜度稳斜段的存在,井壁稳固、钻井液携岩屑、钻柱摩阻力,以及摩阻引起的钻柱扭矩较之常规井都是成倍或几倍的增长。直井段如何防斜打直、如何解决水平井段钻具摩阻力过大、怎样确保水平段钻进期间钻压能够有效传递至钻头加快钻进速度及水平井施工安全等问题成为该区块水平井施工的关键所在。     

柳林区块8+9#煤层U型井钻井工艺技术

柳林地区煤层气开发的主力煤层是山西组的3+4#煤层和太原组8+9#煤层,煤层端割理发育,盖层封闭性好,构造简单,有利于煤层气储存。为提高该地区煤层气的开发效率,实施了“U”型连通水平井钻井工艺技术。依据柳林区块的岩性特征、技术难点、地层压力剖面分布情况,优选了黄原胶钻井液体系、“导向马达＋MWD”定向钻具组合、“单弯螺杆钻具＋E-MWD”的地质导向钻具组合、E-MWD随钻实时监测系统、近钻头电磁测距法连通工艺等技术,成功实施了 CLU-02H水平井与CLU-02V 直井连通,完钻井深1847.00m,达到了利用重力作用实现排水采气的目的。该井组顺利完工验证了“U”型连通水平井钻井工艺技术可行,为煤层气开发提供了先进的钻井技术工艺。     

华庆油田大位移水平井的生产组织及准备

在华庆油田实施水平井,是油田公司的总体部署,为进一步环保、节能、高效地开发华庆油田,降低开发成本,提升开发效益。2010年超低渗第二项目组共部署水平井15口;其中有8口都是大位移水平井,这些井对井场和施工设备以及人员等各方面要求高、实施难度相对较大,安全、平稳、顺利的完成大位移水平井施工是油田公司交给我们的任务,也是对我们钻井生产组织和准备工作者的一次考验。经过项目组全体人员和施工队的共同努力,克服了各种复杂困难,目前以完成水平井14口。实施工程安全有序,效果明显。