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。     

港深69X1井钻井液工艺

港深 6 9X1井是 1口高难度大位移定向探井,完钻井深 5 46 4.43m,井底水平位移 3118.0 4m,钻井周期111.88d,是目前我国陆上油田斜深最深水平位移最大的 1口探井。介绍了钻井液工艺技术,采用聚合物钻井液体系,利用聚丙烯酸钾对岩屑的包被作用,抑制粘土造浆;为维护井壁稳定,上部地层采用聚合物抑制性钻井液,下部地层采用硅基防塌钻井液;根据邻井的测井资料和岩心样品确定的地层孔隙压力、破裂压力、坍塌压力的剖面及其它资料和现场情况确定了钻井液密度;为降低摩阻扭矩,采用了 4种不同的润滑材料,30 0 0m以浅井段采用白油,30 0 0m以深井段采用多功能固体润滑剂和大粒塑料微珠;在井眼净化和油气层保护方面,分别采用提高钻井液携砂能力、加大泵排量及选用屏蔽暂堵技术等措施,保证了施工的顺利进行。     

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.     

C2P1水平井钻井液技术难点及对策

C2P1井位于陈2断块南部周9断层高部位,钻探目的层为阜三段,完钻井深为2550 m,水平段长401m.C2P1水平井是"直增-增变-稳平-降变-稳平"的复杂井眼轨迹.该井钻井液存在携砂困难、井壁易失稳、易产生岩屑床、摩阻扭矩控制难度大、储层易受污染等技术难点.在斜井段和水平段采用复合金属离子聚合物正电胶润滑防塌暂堵钻井液钻井.现场应用表明,复合金属离子聚合物正电胶钻井液性能稳定,抑制性强、悬浮携岩能力好,易于维护,水平井段混油12%以上,确保了钻井液具有良好的润滑性能,降低了摩阻和扭矩.该钻井液满足了水平井钻井施工的需要.     

南堡1-8大斜度大位移井钻井液技术探索

南堡1-8井是南堡油田一口大斜度、大位移预探井。该井完钻井深4503m,最大水平位移2910m,最大井斜61.94°,其中Φ444.4mm大尺寸井段长1979m,水平位移1080m。该井面临井壁稳定、井眼净化、润滑防卡、定向托压等四大难题。通过采用具有特殊流变特性的MMH-XC聚合物钻井液体系,利用配套钻井液技术手段,在该井的钻进中顺利的解决了大斜度、大水平位移条件下有效携砂、清理岩屑床、降低扭矩、降低摩擦阻力,提高钻井液的防卡润滑性等技术难题,安全快速地完成了该井的钻井施工作业。     

云2-平1多台阶变方位水平井钻井液技术

云2-平1井是位于复杂断块油气田上的一口中曲率半径水平井,水平段长820.86 m,水平段多台阶、方位角变化幅度大(29.6°),井下摩阻大,钻井液的携砂、润滑及防卡能力是该井钻井成功的关键。该井选用有机正电胶-聚合物钻井液体系,用高分子量聚合物胶液进行维护,以提高体系的悬浮携岩及防塌能力,通过加入液体磺化沥青、原油及与之相配伍的固体乳化剂来提高润滑性,配合良好的四级固控设备及时清除有害固相,使钻井液性能稳定且易于调整,增强了泥饼的韧度和强度,完全达到了充分悬浮携带岩屑、润滑防卡、稳定井壁的要求。在钻进过程中仔细观察钻井液的动切力、动塑比、静切力初终值、固相含量、含油量、膨润土含量等性能参数的变化,“细化、超前、配套”是该井钻井液性能稳定、效果良好的主要维护处理经验。下套管、钻杆输送测井顺利,井下摩阻始终小于10 kN,全井安全无事故,仅用45d8 h钻完3200 m的进尺。     

双靶点大斜度延伸井水基钻井液技术

老斜454井是位于胜利桩西地区的一口双靶点、大斜度评价井.该井完钻井深为3 790 m,垂深为2 940.2m,水平位移为1 238.4 m,造斜点井深为2 312.84 m,全井最大井斜为78.83°.针对该井地层特点,采用了聚合醇强抑制水基钻井液,其具有良好的流变性,润滑防卡性,抑制、携岩能力强,有效预防了井壁失稳,满足了大斜度延伸井的钻井要求.在应用过程中得到以下经验:在钻遇严重造浆地层时,高分子量聚合物絮凝包被剂与固控设备的配合使用,对钻井液流变性能的稳定起着决定性作用;在大斜度长裸眼段施工中必须坚持短程起下钻,及时修整井壁,以钻井液的净化保优化.该井钻井液工艺技术为桩西地区大斜度延伸井实现安全、快速施工提供了参考.     

东河1-H8超深水平井钻井液技术研究与应用

东河1-H8井是位于塔里木盆地塔北隆起东河塘断裂构造带东河1背斜的一口超深水平井,完钻井深6375m。该井超深、井眼大且长裸眼,油层压力系数低,地质情况复杂,钻井过程中存在着高压差的潜在事故,易造成泥包钻头、卡钻、井漏、井塌等井下复杂情况。该井采用强封堵、强润滑,结合“无故障及间歇”钻井的思路,通过优选聚合醇-正电胶-聚磺混油钻井液体系,合理复配使用正电胶与高分子聚合物,优化钻井液配方及维护处理方案,解决了高压差、枯竭产层的压差卡钻问题及抑制与分散、循环压耗与岩屑携带的问题,保证了该井的顺利完成。现场应用表明,该钻井液抑制性强,润滑防塌性能好,井底摩阻一般在10-20t之间;井眼净化能力强,有效防止了岩屑床的形成和泥包钻头：维护处理简便．有利于环保．     

埕北30-4井钻井液技术

埕北30-4井是为开发埕岛油田、埕北海域30块古生界、太古界潜山油藏设计的埕北30A井组中的第一口定向井,完钻井深4013.40 m。井深3845.67m到第一靶点,井斜为19.73°;3845.67～4013.40 m为增斜段,井斜为25.80°,井底位移为823.03m。该井上部地层吸水性较强,易膨胀、坍塌掉块和井漏;下部地层以白云质灰岩、泥灰岩和片麻岩为主,潜山地层内部断层发育,地层孔隙度大,极易发生井喷和井漏事故。采用聚合物海水钻井液体系,并针对造斜、增斜、稳斜、扭方位和水平位移等不同井段,及时调整钻井液性能。经埕北30-4井应用表明,聚合物海水钻井液体系具有良好的润滑抑制性和包被性能,抑制了地层水化、分散、膨胀和坍塌;在近平衡条件下顺利穿过易漏、易喷潜山地层;发挥了净化井眼、稳定井壁、保护油气层的作用,不污染环境。     

冀东油田人工端岛大位移井钻井完井技术

为解决冀东油田人工端岛大位移井摩阻扭矩大、携岩困难,馆陶组玄武岩、东营组东二段泥岩和沙河街组泥岩易垮塌,裂缝及断层易漏、深层井段定向托压、套管下入困难等问题,开展了人工端岛大位移井钻井完井技术研究。利用Landmark软件对井眼轨迹、钻井参数、井眼清洁、摩阻、扭矩、钻具和套管下入安全性等进行了分析,研究了钻井液排量、钻井液流变性、岩屑床破坏器安装位置与岩屑床的关系,以及KCl成膜封堵钻井液配合新型润滑、防塌、封堵剂解决定向托压、井漏、井塌问题及降摩减扭接箍的安装位置和安装方法,形成了装备配套、软件预测和优化、润滑防塌封堵钻井液体、井眼清洁、减摩减扭、岩屑床破坏、套管安全下入等技术。冀东油田人工端岛4口水平位移超4 000.00 m的大位移井的钻井完井情况表明,钻井完井周期明显缩短,井下故障得到了有效控制,完钻井最深6 387.00 m,水平位移达4 940.99 m。研究认为,冀东油田人工端岛大位移井钻井完井技术实现了该油田人工端岛油区的安全高效开发,具有较好的推广应用价值。      

大位移井摩阻和扭矩分析及其对钻深的影响

对不同垂深、不同位移的大位移井在钻井和下套管过程中的摩阻和扭矩分析表明,采用水基钻井液能够钻成位移小于3000m的大位移井,且可以下入178mm套管;位移大于4000m、且垂深在1000m左右的大位移井,需要使用油基钻井液,且只能下入178mm尾管;位移大于5000m的大位移井,必须使用油基钻井液,178mm套管下入有一定难度,且在垂深较小时,需要使用部分139.7mm钻杆和倒装钻具。分析了不同垂深条件下的大位移井钻井极限,随着井深增加,制约大位移井钻井极限的因素由滑动摩阻转为钻柱强度。     

大牛地气田煤层失稳机理分析及对策

大牛地气田以山西组、太原组为目的层的水平井,在大斜度井段钻遇煤层,易发生井壁垮塌事故,严重影响了施工安全和施工进度。为了预防钻遇煤层发生垮塌事故,从煤层的层理结构、煤层的裂隙结构分析了煤层失稳的机理,并结合已完钻水平井工程及钻井液技术指标,分析得出了预防煤层垮塌的钻井液技术对策和工程技术对策。得出进入煤层段前50 m钻井液密度应稳定在1.24~1.26 g/cm3,避免上下大幅波动,钻井液滤失量应低于5 mL;控制起下钻速度不超过10 m/min,进入煤层钻井液应遵循大排量、低射流的原则。对以后山西组、太原组水平井的钻井工程设计、钻井施工及其他油气田煤层钻井垮塌问题,具有指导和借鉴意义。     

混合充气钻井技术在深井盐水层段的应用

轮台126 井在钻井过程中遇到地层产水量、使用单一流体钻井工艺无法钻进的难题,对雾化、泡沫、充气钻井等工艺的特点及实施条件进行了研究分析,在轮台126 井?311.2 mm 井眼（井深3 900~5 000 m）砾石层井段应用了混合气相流态钻井技术,克服了由于复杂地层施工条件雾化或者泡沫单一钻井流体无法实施钻进的难题,解决了增压机压力级别不能满足实施深井充气钻井技术的问题,避免了由于处理复杂事故造成的非生产时间,成功实现了砾石层安全快速的钻井目的,证明了混合气相流态气体钻井技术是解决深井高产水地层钻井困难的较有效的方法。     

深井井筒油基钻井液密度与液柱压力解析模型

高温高压深井在钻井和完井时,由于钻井液在井筒内受到温度和压力的双重作用,使得地面测量的钻井液密度与井筒内实际密度存在差异,导致井筒液柱压力难以准确计算。分析国内外有关油基钻井液密度的预测模型,前人的模型均为特定配方条件下少数实验数据回归的经验模型,不具有通用性,且计算精度难以满足深井（尤其是超深井）的需求。为此,采用数学解析法建立精确的钻井液密度和液柱压力预测模型。与多位学者的经验模型对比,认为多数经验模型为新建解析模型的简化,该解析模型能更全面准确地反映温度和压力对钻井液密度的影响。在实际应用时,将油基钻井液视为基础油、盐水及固体材料的混合物,通过室内实验数据确定基础油的密度函数,可实现多种配方及油水比的油基钻井液密度及井筒液柱压力的预测。     

基于水力能量利用效率的超深井钻井提速技术

水力因素是影响钻速最活跃的因素之一。为了最大限度地利用水力能量,提高超深井钻井速度,利用编制的软件,对影响水力能量利用效率各因素进行了分析。结果表明,超深井采用?139.7 mm钻杆代替?127 mm钻杆,1000 m可减小泵压约0.6 MPa;黏度每降低10 mPa·s,泵压可降低0.4 MPa左右;密度每增加0.1 g/cm3,泵压增加0.8 MPa左右;排量每增加1 L/s,泵压增加1 MPa以上。同时,分析了超深井钻井喷射钻井的可行性及实现方式,指出超深井水力参数设计需按最小流量法设计,为提高超深井钻井速度提供了有益的参考。     

海相碳酸盐岩超深油气井安全高效钻井关键技术

塔里木盆地及四川盆地海相碳酸盐岩油气资源埋深超过7 000.00 m,地层具有层系多、非均质性强和高温高压等特点,钻井难度大、风险高,存在机械钻速低、井筒完整性易失效等突出工程问题。为此,研制了一批新型钻井提速工具及耐高温测量仪器与固井工具,研发了耐高温的高密度钻井液体系、环保型低摩阻钻井液、高性能堵漏浆和防气窜固井水泥浆,发展了硬地层协同破岩快速钻井技术、缝洞型高压油气井“预–监–控–压”闭环式安全控制钻井配套技术及超深小井眼水平井井眼轨迹测控关键技术,完成了多口井深超8 000.00 m的高难度超深井钻井施工,创造了多项工程纪录,有力支撑了新疆顺北、川西超深海相碳酸盐岩油气的勘探开发。      

强絮凝钻井液在苏里格气田的试验应用

随着国家环境保护工作的进一步深入,地面泥浆池进行钻井液净化处理的方式将会被彻底取消,这就要求钻井液必须进行罐式循环。为提高罐式循环的钻井液净化效果、维持良好的钻井液性能参数,保障井下施工安全顺利,研制出了适合苏里格气田钻井现场用快速絮凝的强絮凝处理剂,并确定了强絮凝剂钻井液的配方。室内实验表明,在20 s的时间内,该钻井液能快速对浓度为100 kg/m3的膨润土浆进行有效絮凝沉降,使固液分离、实现净化目的,满足了钻井现场罐式循环钻井液净化的需要。该钻井液在S47-8-66H2井进行了现场试验应用,试验井段长1800 m,平均机械钻速为27.42 m/h,与2014年苏里格水平井直井段平均机械钻速23.00 m/h相比,提高了19.22%;该钻井液在罐式循环中成功地实现了良好净化,为苏里格气田钻井现场岩屑不落地的环境保护工作提供了很好的借鉴作用。      

三相可循环微泡沫钻井液的研究及其在彩南油田的应用

根据新疆准噶尔盆地彩南油田96口开发井资料统计,发生不同程度漏失的井为70口,漏失率达72.9%.主要漏失井段为400～700 m,次要漏失井段为1800～2000 m.漏失现象为随钻有进无出.随钻井漏严重影响了钻井速度,使钻井综合成本增加.针对上部井段低压裂缝地层严重漏失问题,研究出了三相可循环微泡沫钻井液体系.该体系主要采用起泡剂、稳泡剂、固泡剂配制而成,能反复循环使用,无需特殊脱气和充气设备,同时保留了普通泡沫钻井液的部分优点.室内对微泡沫钻井液体系组成、微观形态分析、稳定性评价、当量密度计算等方面进行了研究,形成了三相可循环微泡沫钻井液技术.现场应用效果表明,该钻井液体系具有稳定性高、现场配制简单、性能优良、抗污染能力强和防漏堵漏效果好等优点.     

超深水平井钻井技术

水平井的施工风险和难度随施工井深的增加而增加,特别是6000 m以上的超深水平井,存在着较高的施工风险和难度。塔里木油田东河塘区块油藏深度在5740 m左右,目前已先后完成了6口单、双台阶超深水平井,完钻井深均在6300 m以上。水平井投产后,油气产量明显提高,水平井平均单井油气产量为开发水平井前单井产量的3~5倍,取得较好的效果,经济效益显著。通过6口水平井的施工,超深水平井技术也在不断完善和提高,已日臻成熟。针对塔里木油田东河塘地区自身特点,以东河1-H3井和东河1-H5井为例,从难点分析、优化钻井设计、轨迹控制、分段技术措施、水平井钻井液等方面作了较详细的论述。该区块水平井的成功经验,对超深水平井施工有一定的指导和借鉴意义。     

五宝场地区快速钻井综合技术研究

川东北五宝场地区钻探工作始于1996年，完钻4口井（渡5、渡21、渡22、渡23井），其中获得工业性气产能的有2口井（渡5、渡21井），但沙溪庙组气藏基本处于未开发状况。五宝场构造地层倾角小、浅气层井地层较复杂、地层孔隙压力、地层破裂压力、地层坍塌压力剖面不全、钻井液密度窗口窄，且该区所钻的定向浅层气井靶区方位较窄、井斜控制难度较大，特别是产层，漏失后可能出现井涌或井喷，严重影响了建井周期。为此，在该区后续钻井过程中，通过优化钻井参数、优选钻井液体系、合理选用钻头、优化井身结构设计以及系列综合钻井技术调整，机械钻速由原来的1.57 m/h提高到了7.43 m/h。建议在该区浅井定向钻井中，采用双扶正器组合，不仅能安全钻达靶区，同时可大大提高机械钻速。