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。     

胜利油田大位移井钻井液技术研究与应用

介绍了胜利油田大位移井钻井液技术发展、技术关键及施工工艺，对研究应用的几种钻井液体系配方、性能和应用情况进行了说明。通过对水基钻井液性能的调节，并引入了黑色正电胶BPS、纳米乳液等钻井液处理剂，满足了大位移井施工对摩阻扭矩、井眼稳定、携岩、抑制等技术的要求，保证了钻井完井作业的顺利进行。认为研究应用的水基钻井液在现有钻井设备的基础上，能够用于水平位移从4000～5000m井的施工，用低毒性油基钻井液可进行更大位移井的施工。     

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。     

金平1浅层大位移水平井钻井技术

金平1井是胜利油田第一口特浅大位移水平井,创全国陆地油田水平井位垂比最高纪录(住垂比2.803:1).该井为预探井,钻进地层埋深浅,欠压实程度高,地层不稳定,上部地层松软,地层造斜能力差.通过优化井身结构设计、钻具组合与钻井参数,保证了井眼轨迹平滑;利用摩阻扭矩计算软件进行实时摩阻扭矩分析,采用短起下钻、分段循环等手段有效清除了岩屑床,保障了井眼畅通和井下安全;采用乳化润滑防塌钻井液体系,根据地层特点合理调整钻井液性能,满足了全井井壁稳定、携岩和润滑的要求.全井克服了浅地层造斜稳斜控制困难,大井眼、长水平段岩屑携带困难,起下钻摩阻大,旋转钻进扭矩大等一系列技术难题,安全钻至井深2 218 m,水平位移1 636.49 m,垂深592.90 m.详细介绍了金平1井的现场施工情况.     

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。     

南堡1号构造东一段大斜度长位移井钻井技术

针对南堡1号构造东一段中深储层采用大斜度长位移井开发,摩阻扭矩大、馆陶组玄武岩地层可钻性差、井壁易失稳的特点,通过对井眼轨迹和井身结构的优化设计、摩阻扭矩的精确预测与控制、强封堵、强抑制钻井液体系的优选,实现了水平位移在3500m范围内大斜度长位移井的安全快速钻进.对摩阻扭矩的精确预测方法和关键参数的选取进行了详细分析,对摩阻扭矩控制措施进行了简要介绍.通过各项技术的综合应用,达到了利用常规钻井技术实施中深层大斜度长位移井的目的,为滩海油田实现低成本高效开发提供了技术支撑.     

北堡西3x1大位移井钻井技术

北堡西3x1井是首次部署在冀东滩海水平位移超过3000m的大位移井,完钻井深4189m,完钻垂深2452.16m,水平位移3049.79m,最大井斜角67.18°,位移垂深比1.24:1,钻井周期59.98d。该井应用3压力剖面预测技术开展了井壁稳定技术的研究,为井身结构的设计和合理钻井液密度的设计提供了科学依据;通过摩阻、扭矩的分析,为井身剖面的选择、设备的选型和减摩减扭措施制定等提供了理论指导。该井应用了顶部驱动、MWD监测+导向钻具井眼轨迹控制、大位移井水基钻井液、高速线性振动筛、非旋转钻杆保护器、摩阻扭矩预测分析、套管滚轮扶正器和大满贯测井+钻杆输送测井等技术。系统地介绍了该井的钻井设计和现场施工技术、取得的经验和存在的问题,对今后利用大位移井钻井技术勘探开发滩海油田具有一定的借鉴意义。     

莱斜84井钻井液技术

针对莱斜84井斜井段长、水平位移大,沙河街组地层坍塌掉块严重、钻井过程中易发生井壁坍塌的问题,采用了铝胺高性能钻井液.该钻井液在提供强抑制能力的基础上,兼有化学固壁及物理封堵等多重防塌作用.现场应用结果表明,该钻井液性能稳定,抑制能力强,在钻井施工过程中全井井径规则,平均扩大率只有4.5%,低于该地区16%的平均水平,完井电测顺利;通过合理调整钻井液流变参数、采取短程起下钻及机械修复井壁等措施,满足了正常携砂的需要,保证了大位移井井眼清洁,将摩阻扭矩控制在了正常范围内,保证了井下安全.     

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。     

东海油气田超深大位移气井钻井关键技术

为了稳定东海油气田油气产量,在某断块部署了一口超深大位移井。针对大位移井高扭矩大摩阻、油基钻井液漏失、套管下入困难、电测固井质量手段受限等特点,设计阶段应用基于多目标优化的大位移井轨道设计方法优选了修正悬链线轨道类型,优化了井眼轨迹和井身结构设计,施工中采用摩阻扭矩随钻监测技术、ECD控制技术、旋转尾管挂技术等一系列大位移井钻井关键技术,确保了该井的顺利完成,完钻井深6 866 m,水平位移5 350.49 m,水垂比1.7,裸眼井段3 614 m、75°稳斜4 134 m。该井应用的系列钻井关键技术能满足超深大位移井钻井作业要求,具有广阔的推广应用前景。     

NP13-1706大斜度大位移井钻井液技术探索

NP13-1706井是一口大斜度井,同时也是目前陆地最大位移的五开采气开发井,该井完钻井深6 167m,水平位移4 723.16 m,最大井斜86.33°。其中二开稳斜段长达2 620m,井斜56.79°。该井面临井壁稳定、井眼净化、润滑防卡、防漏堵漏等几大难题。利用配套钻井液技术手段,在该井钻井过程中顺利解决了大斜度、超大位移条件下的有效携砂、破坏岩屑床、润滑防卡、降低扭矩、降低摩阻、提高钻井液的封堵性等技术难题,安全高效地完成了该井的钻井施工作业。     

元坝272H井超深水平井钻井技术

元坝地区海相气藏埋藏深,垂深超过6 500 m.该地区水平井摩阻扭矩大、温度高,对水平井钻井技术提出了更高要求.元坝272H井是元坝Ⅱ区施工的第一口超深水平井,施工难度大.通过优化设计、基于滑动方式的井眼轨迹控制技术优化、摩阻扭矩精确预测分析、先进高温高压MWD仪器应用,解决了高温环境下井眼轨迹的测量及控制问题.采用抗高温润滑钻井液,根据地层特点合理调整钻井液性能,满足了超深水平井高温稳定、携岩和润滑的要求.通过元坝272H井定向钻井施工,总结了一套适合元坝地区超深水平井钻井技术.     

东方1-1气田浅层大位移水平井钻井液优化与实践

东方1-1气田在垂深为1 350 m左右的大位移水平井钻井过程中,表层乐东组、莺歌海组一段地层极易出泥球;水平段储层莺歌海组二段钻进摩阻扭矩大,且存在压力衰竭,极易发生井漏;储层埋深浅,地层成岩性差,井壁易失稳。针对以上钻井难题,经过多年摸索与实践,在非储层段改变以往钻井液作业模式,探索性地使用海水聚合物体系,保证非储层段泥岩充分水化;在储层段引入纳米可变形封堵剂PF-Greenseal优化无固相钻井液屏蔽暂堵性能,同时配合使用成膜封堵剂PF-LPF及高效润滑剂PF-Greenlube,成功解决了泥球、井漏、摩阻扭矩大、井壁失稳等难题,形成了一套东方1-1气田浅层大位移水平井钻井液作业模式。现场3口调整井应用结果表明,非储层段钻进机械钻速由41~64 m/h提高到85 m/h左右,同时可降低50%钻井液成本;储层段井壁稳定,井径扩大率低于3%,扭矩低,储层保护效果好,3口井测试表皮因数接近0。研究结果可为类似油气田钻井作业提供钻井液技术参考。     

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。     

高动塑比油基钻井液体系研究及应用

为了解决番禺34-1气田超大位移水平井钻井过程中井眼难以清洁、井壁不稳定、摩阻及扭矩大等技术难点,开发出了适合于大位移水井的高动塑比油基钻井液体系,并进行了抗温、抗污染、抑制性及润滑性能评价。室内评价及现场应用结果表明该体系具有良好的抗温性、抗污染性、抑制性和润滑性,且动塑比高,利于携带岩屑,其黏度、扭矩、泵压等都控制较好。     

钻井液粘滞力作用下大位移井附加摩阻扭矩计算分析

由于大位移井长裸眼段和高井斜的特点,使得摩阻扭矩的预测与计算成为大位移井钻井技术的关键研究内容之一。本文在前人研究的基础上,全面分析了钻井液粘滞力的影响,推导了钻井液粘滞力影响下附加摩阻扭矩计算公式;该计算方法可适用宾汉流体和幂律流体,以计算不同流型模式下的钻井液粘滞力引起的附加摩阻扭矩。研究结果表明,钻井液粘滞力对宾汉流体中钻柱的摩阻扭矩的影响较大,且其影响程度随井深的增加而增大,随转盘转速的增加而增大。研究成果有望提高大位移井摩阻扭矩的计算精度。     

桩1291HF大位移井钻井液技术

针对桩129-1HF井摩阻扭矩大、携岩困难、井壁失稳突出等问题,在分析大位移井钻井中钻井液技术难点的基础上,通过评价悬浮剂CDXW的悬浮能力和携岩能力、高效润滑剂 BH-1 在常温和高温高压条件下的润滑效果,以及优化粒度级配、优选页岩抑制剂,形成了铝胺基聚磺钻井液,并对其性能进行了评价.结果表明,铝胺基聚磺钻井液的API滤失量小于3mL,高温高压滤失量小于10 mL,动塑比在0.5以上,黏附系数小于0.05,说明该钻井液抗温性能好,携岩能力强,润滑性能可以满足大位移井的润滑要求.桩129-1HF井使用铝胺基聚磺钻井液钻进的井段,起下钻正常,没有发生井下故障,三开油层段平均井径扩大率仅为3.85%,钻井周期比设计周期缩短了22.09 d.这表明铝胺基聚磺钻井液具有良好的携岩能力、润滑性和抑制性,能有效解决大位移井井眼清洁效果差、摩阻和扭矩大等问题.      

南堡13-1706井四开钻井液技术

南堡13-1706井是一口大位移大斜度深井,四开井段存在井眼净化困难、摩阻扭矩大、井壁失稳、井下漏失、井底高温等问题。研究问题产生的机理,提出运用井眼净化和井壁稳定技术的相应对策,在现场施工中优化钻井液配方、优选流变参数,使钻井液具有良好的携岩性、润滑性、井壁稳定性和高温稳定性。在实钻中,配合合理的钻井工程措施,顺利完成了该井四开钻进及完井施工。     

大位移井减扭阻工具的研制

井下的摩阻和扭矩是大位移井设计和施工的两个关键因素,文章针对古巴大位移井的现状,研制了机械式减扭阻工具来减低摩阻和扭矩,提高钻具的使用寿命,提高大位移井的施工质量,完善大位移井钻井工艺技术。详细介绍了机械式减扭阻工具的结构和室内Landmark软件对工具性能的模拟,通过大量的试验数据表明机械式减扭阻工具的使用可以有效地降低钻具的扭矩和摩阻,对钻具受力有着良好的改善功能。     

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。