渤海油田锦州20—2MN2S钻井事故分析与认识

根据渤海油田锦州20-2油气藏在钻井过程中出现的各种钻井事故,对锦州20—2MN2S井整个钻井过程进行了分析。结合地层岩性变化,从钻井液密度选择、地层压力变化、井深结构、工具选择等方面分析了出现复杂情况的原因,总结了事故处理过程,指出了此次压力衰竭式油气藏钻井作业、测井作业中所存在的缺陷。     

渤海油田钻井降本增效技术现状与展望

渤海油田是我国海上油气增储上产的重要支撑.针对渤海油田地质条件复杂、多套压力系统并存、井壁稳定性差、钻井作业风险高、低效井综合治理难度大等难题,以安全钻井作业为准则,开展基于井壁稳定性研究的大位移井极限延伸技术、高效利用槽口的单筒双井技术、缩减套管层次与尺寸的井筒瘦身技术、防腐管材动态综合分析优化技术、基于决策树模型的...     

vorteX型动力导向钻井系统在渤海油田的应用

为解决渤海油田深井和大位移井钻井中机械钻速慢、井下故障频发等问题,优选并试验应用了vorteX型动力导向钻井系统。该钻井系统由MWD/LWD、大扭矩井下动力总成、Filter+Flex总成、旋转导向系统等部件组成,由顶驱系统与动力总成复合驱动下的钻头高速旋转来实现破岩,由C-Link以电磁短程通讯方式完成旋转导向系统与MWD之间的信号双向传输,再经MWD完成电信号与钻井液脉冲信号间的转换后,实现与地面收发装置间的信号双向传输。现场应用表明,该系统的总动力达到133~257 kW,机械钻速可提高30.34%~205.06%;最大工作负荷由45 kN·m降至36 kN·m,理论磨损值降至原来的1/4;日平均进尺由74 m提高至160 m,节省工期153 d,折算费用1亿5 300万元。由此可知,vorteX动力导向钻井系统是旋转导向工具与大扭矩井下动力总成的有效结合,适用于深井与大位移井钻井,能显著提高机械钻速,减少井下故障的发生。      

关于降低锦州9—3油田钻井成本的认识

本文就渤海公司在锦州9—3油田开发中所遇到的问题,借鉴目前外国石油公司的一些做法和采用的新技术,在进一步推广和应用国外新工艺和新技术。挖掘生产潜力,降低钻井成本,提高油田的开发效益上,提出了一些在现阶段可行的措施。对边际油田的开发有一定的参考作用。     

渤海油田变质岩潜山油藏钻井关键技术

渤海油田某潜山构造的深部变质岩潜山具有巨大的成藏潜力,但该构造地质条件复杂,目的层较深,钻井面临机械钻速低、储层保护难度大、井壁失稳和漏失风险高等技术难点,为此,进行了钻头及提速工具优化设计、井壁稳定技术、储层保护技术、螺杆钻具优化、防漏堵漏技术等方面的研究,形成了渤海油田变质岩潜山油藏钻井关键技术。该构造的7口探井应用了该技术,克服了该构造存在的技术难点,机械钻速得到提高,其中3口探井获得高产油气流。研究和现场应用结果表明,渤海油田变质岩潜山油藏钻井关键技术可为渤海油田深层变质岩潜山油气藏的勘探开发提供技术支持。     

关于降低锦州9—3油田钻井成本的认识

本文就渤海公司在锦州９－３油田开发中所遇到的问题，借鉴目前外国石油公司的一此做法和采用的新技术，在进一步推广和应用国外新工艺和新技术，挖掘生产潜力，降低钻井成本，提高油田的开发效益上，提出了一些在现阶段可行的措施，对边际油田的开发有一定的参考作用。     

渤海油田科学钻井试验及分析

根据系统工程和价值工程原理，借鉴泰国湾优快钻井经验，提出了适合渤海油田钻井特点的快节奏作业方式和激励性管理模式。介绍了９项配套的钻井技术和５项规范的管理方法。渤海油田３项科学钻井试验的结果表明，采用新的技术和方法能显著提高钻井速度和降低钻井成本，必将促进海洋油气勘探和开发水平的进一步提高。     

渤海歧口17-2油田优快钻完井技术实践

总结渤海歧口 17- 2油田在开发过程中应用现代钻完井新技术和新工艺 ,在工程项目的进度、质量、安全、成本控制等方面都取得了优异的成绩。该项目面临的困难是油田地质条件比较复杂 ,同时油藏开发中面临用一座井口平台开发同一油田的 2个高点的难题。经过项目组的艰苦努力 ,应用渤海优快钻井完井技术 ,取得了 2 7口井用 15 2 .8d完成总进尺 5 9910m ,平均建井周期5 .6 6d的钻井好成绩。用 14 2 .2 4d完成 2 7口井的完井工作 (其中 8口注水井、19口生产井 ) ,平均单井砾石充填 2 .9层 ,取得平均单井完井周期 5 .2 7d的完井作业好成绩。在项目中还实现了 5项技术创新 :单筒双井钻井技术 ,大位移井钻井技术 ,水源井简化井身结构及配套钻井、固井技术 ,DTMZ防砂完井技术 ,钻完井储层保护技术。该项目在渤海的成功的实施 ,进一步拓展了渤海的优快钻完井技术 ,并且为今后边际油田的开发和建设 ,提供了成功的经验     

渤海油田PDC钻头落井打捞实践与认识

在渤海油田钻井作业中,为有效提高机械钻速,广泛采用扭力冲击器+PDC钻头的钻具组合。然而,钻具疲劳断裂落井问题尤为棘手,处理不当会造成工期延误,甚至井眼报废等严重后果。以渤海油田E5井处理落井PDC钻头为例,针对裸眼井段长、落物硬度大等难题,利用高效磨鞋磨铣扭冲工具并解体PDC钻头,然后利用液压一把抓将落鱼打捞出井。实践表明“磨铣+打捞”处理技术,可保证PDC钻头打捞成功率,大幅缩短作业工期,降低成本,同时为后续钻头打捞作业提供参考。     

渤海歧口17—2油田优快钻完井技术实践

总结渤海歧口17-2油田在开发过程中应用现代钻完井新技术和新工艺,在工程项目的进度、质量、安全、成本控制等方面都取得了优异的成绩.该项目面临的困难是油田地质条件比较复杂,同时油藏开发中面临用一座井口平台开发同一油田的2个高点的难题.经过项目组的艰苦努力,应用渤海优快钻井完井技术,取得了27口井用152.8 d完成总进尺59 910 m,平均建井周期5.66 d的钻井好成绩.用142.24 d完成27口井的完井工作(其中8口注水井、19口生产井),平均单井砾石充填2.9层,取得平均单井完井周期5.27 d的完井作业好成绩.在项目中还实现了5项技术创新单筒双井钻井技术,大位移井钻井技术,水源井简化井身结构及配套钻井、固井技术,DTMZ防砂完井技术,钻完井储层保护技术.该项目在渤海的成功的实施,进一步拓展了渤海的优快钻完井技术,并且为今后边际油田的开发和建设,提供了成功的经验.     

渤海绥中油田东二段储层古水流方向新认识

绥中油田位于渤海辽东湾海域,为大型河流三角洲相海上稠油油田,目的层东二段储层发育,砂体叠置连片。油田开发已进入中后期,需要在古水流方向的指导下进行砂体精细刻画。结合探井和开发井各项资料,以东二段I油组为例,重点从砂岩碎屑组份、各种不同类型重矿物的分析,以及全区的砂岩分布特征等角度,详细论证了绥中油田东二段沉积砂体古水流方向。研究表明,本区除了来自北西方向的古水流外,还有来自北东方向和南西西方向的较强水流,沉积砂体具有多个古水流方向。     

渤海边际油气田开发随钻管理实践——以BZ3-2油田为例

以BZ3-2油田为例,分析了渤海边际油气田开发面临的主要问题,总结了加强随钻管理在BZ3-2油田开发方案实施中取得的成效与经验,可为类似油气田开发提供借鉴。     

渤海油田钻井废弃物源头减量及资源化利用研究

渤海油田钻井过程中会产生大量的钻井废弃物,主要包括废弃钻井岩屑和废弃钻井液。随着油田开发井的增加,环境隐患、运输和处理处置成本不断增加。开展了源头减量和资源化利用的实验研究,采用负压微振过滤系统对海洋油田固控系统中的振动筛筛上物进行源头减量,采用“破胶-离心分离-臭氧气浮分离-陶瓷膜分离”工艺处理废弃钻井液,处理后的钻井液可回用配制新的钻井液。结果表明,入口岩屑含液率在100%以上,转速在24 r/min以内,滤布目数低于API160时,废弃钻井岩屑有很好的脱水效果,出口的岩屑含液率为21%~22%,回用配制新钻井液的净水中油的质量浓度在10 mg/L以下。     

膨润土钻井液深钻技术在渤海某油田的应用

通过分析渤海某油田的沉积环境、地质油藏概况和优化井身结构及井眼轨迹,优选钠基膨润土,添加增黏剂、烧碱和纯碱等添加剂提高动、静切力和确保p H值大于10,并在淡水配制后让充分水化形成的膨润土钻井液深钻至馆陶组(垂深2 000 m左右),实现了快速钻进,钻速由50~70 m/h提高至90~100 m/h,扩大了上部井段的井径(由?342.9 mm扩至?374.65mm)、减少了起下钻和下套管作业的阻卡风险,而且节约了钻井液成本,形成了渤海油田降本增效和钻井提效典型技术。     

渤海油田低渗透储层笼统压裂实践与认识

渤中34-9构造位于黄河口凹陷中洼南部斜坡带上,郯庐断裂渤南段中支以东,主体区为受中部一组大断层控制的复杂断块构造,在明化镇组、东营组和沙河街组形成了大型复杂断块圈闭群。前期同一井区两口井产能较低,为提高该井区沙河街组产能,针对海上笼统压裂施工作业难点,采取相关技术手段,以钻井平台为依托,通过对笼统压裂参数设计的优化,使用新型RTTS封隔器+20/40目陶粒笼统压裂方式改造储层,实现了对渤中34-9油田M井的压裂改造。压裂后投产初期,日产油120 m3,设计钻后配产50 m3,增产效果明显,为后续渤海油田沙河街组低渗致密层井的开发提供了经验。     

油田钻井废弃钻井液的处理技术

本文研究分析了废弃钻井液的处理技术,以期为该技术在油田的应用提供借鉴。     

简易EZFLOW钻井液在渤海某油田弃井作业中的应用

在海上油田开发过程中,对产量较低的井,一般进行弃井重新侧钻,以实现平台槽口的重复利用.渤海某油田在以往的弃井作业中多使用清洁盐水作为压井液进行压井作业,由于地层纵向上薄层占比较大,层间连通不好,经过多年注水开发,部分层位超压严重,部分井弃井压井盐水密度较高,成本高昂.为降本增效,该油田创新提出使用简易EZFLOW钻井液...     

随钻实时地层测试器在渤海X油田的应用

地层压力测试在油藏开发设计中至关重要,为研究地层压力剖面,估算地层渗透率,确定流体界面,防止井漏、井喷等井下事故的发生提供可靠的数据。随钻地层压力测试可高效获取高精度地层压力值,确保井下安全。介绍了中海油服自行研制的随钻实时地层压力测试器(IFPT)的工作原理、测试流程以及在渤海X油田的应用效果。现场应用表明,IFPT测压技术验证了储层压力的变化情况,为后期调整开发注采计划提供了重要的参考。     

渤海锦州20-2凝析气田开发实践

锦州20-2凝析气田为异常高压凝析气藏,气田构造上分为三个高点,各自为独立的油气水系统。由于凝析油含量中等,确定气田采用衰竭开发方式进行开发。油田采取分期投产、产能接替和钻调整井等措施保持气田平稳供气。由于气田局部具边底油,气田投产后陆续有气井出黑油或出水,气井的合理管理显得尤为重要。通过无阻流量等方法对高产气井进行合理产量分析,维持高产气井的稳产。对出黑油未出水气井适当放大压差,维持气井稳定生产;而出水气井则根据井筒积液情况及时调整产气量,保证气井连续生产。同时在边底油丰度高的区域设计两口水平井开发油环原油,有效提高了原油和天然气产量,改善气田开发效果。     

单筒三井技术在涠洲6-1油田的应用

单筒三井技术在国内首次应用于海上油田开发,不仅如此,涠洲6-1油田的开发难度与世界其他单筒三井的应用相比难度也较大。结合涠洲6-1油田的实际情况,系统阐述了单筒三井技术的工艺特点,介绍了单筒三井相关的重要技术,即单筒三井井口技术、表层钻进技术、表层套管的下入要点以及表层固井作业等。涠洲6-1油田单筒三井技术的成功应用是一个重大的突破,为今后同类井的应用积累了宝贵的作业经验。