DP6水平井φ311.15mm井眼侧钻技术探讨

DP6井是华北分公司在大牛地气田布置的一口长水平段水平井。该井设计造斜点井深2510.00 m,在φ311.15 mm井眼内以平均4.85°/30 m的增斜率增斜钻进至A靶点,增斜钻进至井深3033.05 m时钻穿目的层至下部煤层。为了实现钻井目标,避免煤层坍塌的风险,决定采取上调靶点垂深、填井侧钻的补救处理措施。文章结合老井眼实钻轨迹情况,对侧钻工艺、侧钻点的选择、侧钻井眼轨迹调整、高井斜侧钻技术难点及采取的相应技术措施等进行了分析,对侧钻钻具组合、侧钻施工情况等进行了介绍。该井的成功侧钻为以后同类大井眼侧钻提供了现场经验。     

沁水盆地深部煤层气水平井定向钻进地质导向技术

沁水盆地内深部煤层地质构造较为复杂,对水平井定向着陆点控制及水平段钻进轨迹控制构成新的挑战,传统基于导眼钻进探查所得的目标层及紧邻相关层位地质特征数据及岩性判别等方法,难以满足实际定向钻进过程中精准轨迹控制,无法实现顺层钻进的要求。为了解决深井水平定向钻进控制问题,提出了一套适用于适用于深部煤层气水平定向钻进地质导向技术,通过前期谐振解析分析判断目的煤层地质构造情况,设计施工导眼获取目标地层参数,采用精准着陆技术和水平段地质导向技术完成钻井工作。该技术在沁水盆地武乡南区块WXN-T27-L1井试验应用,钻进水平段长708.00 m,煤层钻遇率达85.51%,显著提高煤层钻遇率、缩短钻井周期。     

徐深21-平1井轨迹控制技术

徐深21-平1井完钻井深4955 m。在火山岩储层中横向穿行905 m,井眼轨迹控制精度要求高,并在登二泥岩段岩石可钻性达8级的情况下裸眼侧钻成功,为后续施工奠定了基础。简述了井身结构及轨迹剖面设计,分析了井眼轨迹控制难点,详细介绍了增斜段、侧钻段、水平段井眼轨迹控制情况。该井的成功钻探,为该区块水平井施工积累了宝贵经验。     

小井眼侧钻技术在玛湖Ma20011＿H水平井的应用

小井眼侧钻技术是油田为了提高采收率和降低钻井成本的一种重要的钻井手段。Ma20011_H侧钻水平井由于在钻进过程中发生井塌,需要重新注灰进行侧钻,该井通过优选钻具组合并配合牙轮钻头,分析和优化新老井眼的轨迹设计,成功完成小井眼的侧钻施工,为今后同类井的施工积累了实践经验。     

超深大斜度井Ф177.8mm/Ф193.7mm尾管悬挂固井技术

元坝10-侧1井是中石化部署的一口勘探开发一体化井,该井原设计井深7150.0m,实际钻至长兴组循环测后效时油气显示较好,气测最高全烃68.40%,油气上窜速度29.36m/h。根据此井的油气显示情况决定采用回填导眼段,采取侧钻定向井开发长兴组优质储层,侧钻后井深增加至7273.0m,裸眼段增长至2045.0m,造斜段长达883.0m,全井最大井斜达到79.14°,井底位移668.46m。本井属于易漏失、超长封固段、小间隙尾管固井范畴,通过对悬挂器及附件的选型、强化下套管和钻杆技术措施、使用高效前置液、优选水泥浆体系等一系列措施解决了该井套管顺利下到位和固井技术难点。     

超深大斜度井(/O)177.8mm/(/O)193.7mm尾管悬挂固井技术

元坝10-侧1井是中石化部署的一口勘探开发一体化井,该井原设计井深7150.0m,实际钻至长兴组循环测后效时油气显示较好,气测最高全烃68.40％,油气上窜速度29.36m/h.根据此井的油气显示情况决定采用回填导眼段,采取侧钻定向井开发长兴组优质储层,侧钻后井深增加至7273.0m,裸眼段增长至2045.0m,造斜段长选883.0m,全井最大井斜达到79.14°,井底位移668.46m.本井属于易漏失、超长封固段、小间隙尾管固井范畴,通过对悬挂器及附件的选型、强化下套管和钻杆技术措施、使用高效前置液、优选水泥浆体系等一系列措施解决了该井套管顺利下到位和固井技术难点.     

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。     

鸭西区块深井小井眼安全快速钻井技术

鸭西区块是玉门油田近几年开发的主力区块,该区块井深在4000m以上,随着目的层专打和老井加深侧钻井的部署,小井眼井数量逐步增多。小井眼钻井有着井眼轨迹控制难度大、PDC钻头选型单一、循环压耗大排量受限、钻具风险高、完井套管下入难度大等技术难题,针对以上难题进行技术攻关,解决鸭西小井眼井段的安全钻进问题,降低鸭西小井眼钻井的复杂事故率,从而提高该区块的整体钻井速度,缩短钻井周期。     

新疆页岩气调查井准页2井钻井施工技术及问题探讨

准页2井是新疆国土资源系统首批施工的页岩气调查井之一。该井设计井深1700 m,实际完钻井深1617.18m,取心井段岩心采取率达到100%,工程质量完全满足地质要求。该井出气情况良好,钻井施工技术较为成功。从钻井设备的选择依据,井身结构,取心钻具、钻头的选择使用情况,钻进技术参数,钻井液的使用情况等方面详细介绍了准页2井的钻井施工技术。同时,对施工中存在的技术和安全施工的问题进行了必要的分析探讨。     

塔河南区块快速钻井钻井液技术

塔河南区块已成为西北分公司主体区块,快速成井钻井液技术显得尤为重要,THN4H是位于新疆塔里木盆地塔河南8号圈闭的一口开发水平井,是为了建立该区三叠系中油组油气藏开发井网而布置的一口井位。该井完钻井深为4718m。于2006年5月7日4:50时进行定向造斜钻进,于2006年5月17日顺利钻至A靶点,井深4467.91m。斜井段长399.91m,至2006年5月20日18:00钻进至B点4718m,水平段长250.09m,水平段钻进只用3d钻进至完钻井深。全井水平位移505.55m。钻井周期为55d17.5h,平均机械钻速为9.68m/h。该井一、二开采用聚合物钻井液,定向段采用聚磺混油钻井液,通过优良的钻井液性能和井队合理的组织生产,该井从造斜到完钻共用时12d22h,安全、快速地施工完了该井,创造了塔河油田同类型井施工速度的纪录。     

煤层气215.9mm井眼水平井绒囊钻井液技术

EJ2井是位于鄂尔多斯盆地东缘的一口煤层气水平生产井,目的煤层为顶部深度1047.33m、底界深度1056.5m的二叠系山西组5#煤,采用Ф215.9mm钻头,Ф139.7mm套管完井。大井眼、水平井存在携岩困难、井壁失稳等技术难点。采用重晶石加重绒囊钻井液,密度1.15g/cm3,塑性粘度20MPa.s,切力11Pa,6天完钻1961.98m设计井段。因连通未成功,上提至1765.94m侧钻至1961.45mm,与EJV井对接成功,完钻井深1981.45m。水平段钻井周期8天,平均机械钻速5.1m/h。测井顺利,下入Ф139.7mm套管至井深1962m顺利,固井质量优良。     

顺煤层超长孔定向钻进关键装备及应用效果分析

针对超长工作面瓦斯区域超前治理需要,分析了施工顺煤层超长定向钻孔对关键钻进装备的技术要求,总结对比了国内外几款典型的顺煤层超长孔定向钻进关键装备性能特点。结合保德煤矿超长工作面生产需要,优选钻进装备在保德煤矿二盘区开展了工程实践,完成了3个孔径120mm、孔深2000m以上的顺煤层超长定向钻孔,其中最大孔深达到2570m,创造了煤矿井下顺煤层定向钻孔深度的新纪录。结合钻进工艺参数及测量数据,分析了关键装备的应用效果和局限性,对进一步提高顺煤层超长定向钻孔装备能力进行了展望。     

煤层气赋存特征及其参数井与排采井设计

以勘查区地质特征为基础,分析了煤层埋深、煤层厚度、煤层含气量、甲烷风化带、渗透率、煤体结构等煤层气赋存特征,为参数井与排采井设计提供了设计依据,根据井位部署原则,对参数+排采试验井进行了选位及选型,然后设计了钻井工程,煤层气抽采试验井采用大位移定向套管射孔完井,先进行直井钻井,一开下套管固井、二开钻穿煤层,然后三开进行定向井施工,钻穿煤层30 m完钻,下套管固井,水泥返至地面。并分析了井身结构、井身质量要求、钻井主要设备及钻具组合、钻井液方案及井控技术与煤储层保护要求。研究为煤层气区块的定量化排采提供技术支持。     

松软煤层ZDY5000RF大功率两体式履带钻机研制

针对松软突出煤层钻进装备钻进与事故处理能力不足、体积大集成性差等问题,结合松软突出煤层瓦斯抽采钻孔施工需要,研制了ZDY5000RF型大功率两体式履带钻机。该钻机采用两体式安全布局,履带驱动行走,增加了安全防护系统和防护措施,整机功率达到75 kW,额定转矩达到5 000 N·m,给进起拔力达到210 kN。现场试验选择在淮北祁南煤矿进行,在f值为0.5左右的松软突出煤层中,完成孔深200 m以上钻孔5个。试验结果表明：该钻机具有功率大、体积小、搬迁方便、安全性高、钻进和事故处理能力强等等显著优点,在松软突出煤层中具备200 m深瓦斯抽采的钻孔施工能力,为松软突出煤层矿井瓦斯灾害治理提供了设备保障。     

巷帮“三带”分布与顺层钻孔封孔深度研究

为了提高玉溪煤矿顺层钻孔瓦斯抽采浓度及抽采效率，基于合理封孔深度的重要性，根据玉溪煤矿现场测定条件，采用测定瓦斯含量法研究巷道“三带”分布规律，确定巷道周围松动圈范围并得出顺层钻孔合理封孔深度范围。通过现场抽采效果验证，证明顺层瓦斯抽采钻孔合理封孔深度应该超过集中应力带应力峰值点，最后确定玉溪煤矿顺层钻孔合理封孔深度为12.5m，大幅度提高了瓦斯的抽采浓度，延长了抽放衰减周期，为煤层瓦斯长时间预抽提供了技术支撑，实现了矿井高浓度瓦斯的稳定利用，增加了安全保障，创造了经济效益。     

特厚煤层采动底板变形破坏的数值模拟与实测对比

根据兖州某矿工作面煤层顶、底板岩层组合及结构性质特点,建立反映完整底板岩层组合的工程地质模型,通过FLAC3D数值模拟分析了煤层开采过程中底板应力及塑性区分布特征,得到了采动煤层底板变形破坏的深度。最后,结合现场该面煤层底板随不同深度钻孔内超声成像观测的变化规律,综合对比分析得出该面煤层底板破坏深度约为12 m。     

新安矿顺层钻孔不同深度处负压分布情况研究

 在顺煤层抽采钻孔中,钻孔瓦斯抽采流量同钻孔内部抽采负压大小紧密相关,而钻孔内部不同深度处负压分布情况又因钻孔阻力及压差损耗而有所不同。为明确钻孔内部负压分布与钻孔深度的关系,从而有效指导顺层抽采钻孔的钻进深度,论文特从流体力学及动能守恒定律方面对钻孔内瓦斯运移所消耗的压差能进行讨论,从而得出了钻孔内部抽采负压分布情况同钻孔长度关系不大的结论,并在文章结尾部分给出了一定条件下顺层钻孔的合理钻进深度,对煤矿瓦斯抽采钻孔深度的设计具有一定的指导意义。     

汶川地震断裂带科学钻探一号孔（WFSD-1）定向钻进技术的应用

汶川地震断裂带科学钻探1号孔（WFSD-1）发生的孔内事故钻具无法进行处理,需进行定向钻进（侧钻）绕过事故钻具,用LZ-89型连续造斜器在580．07m水泥孔底上侧钻,用3h20min造斜进尺3m就偏出新孔转入正常钻进。介绍了该次定向钻进（侧钻）的技术要点。     

三软不稳定煤层深孔注水防尘与注浆防片帮技术

为降低综放工作面煤尘浓度及控制煤壁片帮,针对白坪煤矿三软煤层情况,对工作面煤层进行了深孔注水防尘与注浆加固煤壁。首先采用ZDY-3200钻机施工60～80 m深的注水孔;然后在注水孔周围6 m内使用ZBQ-6/2.5型钻机施工深9 m、间距0.6～1.2 m、排距0.8～1.0 m的煤壁注浆孔;选用MRB125/31.5型注水泵用12～14 MPa压力对煤层注水压裂,再用5～8 MPa压力反复间歇式注水。现场应用效果表明,采用该技术能够使煤层水分由4%增至5%～6%,回风巷煤尘平均质量浓度269 mg/m3降至108 mg/m3;工作面煤壁片帮范围由占煤壁总长的50%～70%减少到10%～30%,有效地解决了煤壁片帮问题。     

TP131HCH超深五段制侧钻水平井优快钻井技术

TP131H井完钻测试为水层,为提高该井周边区域储量动用程度及充分利用老井直井段降低钻井成本,在分析地震资料的基础上,设计了五段制侧钻水平井TP131HCH井。五段制水平井由于稳斜段的存在,有效延伸了井眼轨迹的水平位移,满足地质避水要求。针对TP131HCH裸眼侧钻水平井超深、高温给钻井施工带来的困难,介绍了该井钻井过程中井眼轨道优化设计、侧钻、井身轨迹控制、钻井液等方面所采取的技术措施。TP131HCH井的成功实施,对该区块同类型井的钻井设计和施工具有一定的指导和借鉴意义。