花129x井卡钻事故处理浅析

花129x井是部署在福山凹陷流一段构造带的一口预探定向井。由于三开裸眼钻进井段长,油气层显示效果好,加深钻进和取心作业周期长,设计钻井液密度偏低。加深钻井过程中气测全烃值高达10%,掉块现象严重,钻至4 530.09m时进行取心作业下钻过程出现多次遇阻,下钻至4 465m发生卡钻事故,先后通过上提下压强力活动钻具、浸泡复合解卡剂、测量卡点、爆炸松扣及下反扣打捞钻具等工序处理,效果甚微,综合考虑处理卡钻的难度和风险及井下工况、钻机因素,最终填井侧钻。详细介绍了卡钻事故的发生和处理过程,总结分析卡钻事故发生及处理失败的原因,汲取事故的经验和教训为该区块后续钻井施工提供一些借鉴意义。     

古巴GBO-103大位移井钻井液技术

古巴地层复杂,井型为定向水平井,斜深在4 000～6 000 m之间,水平位移为3 500～5 500 m,其中Guanabo地区是到目前为止该国钻井施工最困难的地区,该地区的井在钻井过程中起钻遇阻严重,下钻划眼困难,垮、塌、缩、漏、卡频繁,由此而造成的划出新眼、侧钻、卡钻等井下情况频繁发生.因此,GBO- 103大位移井选用了具有强抑制性的POLYMER-KCL-POLYCOL钻井液体系,并在施工中保持FA-367的浓度在0.6％以上,KCl在10％左右,Polycol为1％～3％,以强化钻井液抑制性,同时使用了其他配套维护处理措施.应用结果表明,与本地区其他井相比,该井虽最深,但钻井周期最短、事故最少,成本最低；全井没有划出一个新眼；钻井液润滑性良好,从没有因托压问题而影响钻井施工；全井各开次完钻及完井电测均一次顺利到底.     

降压解卡技术在川西特殊工艺井中的应用与认识

深井钻井难免会出现卡钻事故,事故处理一般耗费时间长,有的甚至填井侧钻,造成钻井成本增加,深井事故预防及处理极为重要.涡轮钻井新工艺逐渐在川西致密研磨性地层的提速钻进中得到应用,新场须家河组须二段涡轮钻井过程中,发生了几次卡钻事故,由于涡轮钻具的特殊结构及强度决定了卡钻处理难度大、成本昂贵,目前还没有快捷的方法.在德阳1井第四次开钻(φ)165.1 mm小井眼涡轮钻进中出现卡钻事故,首次探索在深井高压气层段应用降液柱压力的方法实现深井卡钻快速处理.随后在施工的新22-1H水平井中也用同样的方法快速解卡.对两口特殊工艺井卡钻采用降压差法快速解卡进行总结与分析,完善了该方法的使用条件及操作注意事项,丰富了深井处理事故的手段,为川西深井特殊工艺井卡钻处理提供了借鉴.     

胜科1井钻井事故的预防与处理

胜科1井设计井深7 000 m,完钻井深7 026 m。在该井钻井过程中,针对上部大尺寸钻头破岩效率低、大井眼井壁稳定性差、大段盐膏层、膏岩层的塑性蠕变和塑性流动造成井眼复杂、超深井高温高压给钻井液性能的控制和水泥浆调控等带来的一系列技术难题,制定了一整套预防井下事故和复杂情况的技术措施,从而确保了该井的钻探成功。该井在钻井过程发生了2次断钻具事故和1次卡钻事故,根据超深井的特点,采取了较为稳妥的处理措施,同时,有针对性地研制了高效铣环和PDC钻头专用打捞器,3次事故处理均获得了成功,共耗时38.5 d。详细介绍了该井所采取的预防和处理钻井事故的技术措施,可为其他超深井的钻井施工提供一定的借鉴。     

欠平衡钻井技术在碳酸盐岩超深水平井TP127H井中的应用

塔河油田托甫台地区奥陶系碳酸盐岩储层安全压力窗口窄,储层以裂缝、缝洞为主,钻井中易漏、易涌。TP127H井是该区一口碳酸盐岩超深水平井,钻至井深6 914.39 m,漏失钻井液量1 538.67 m3,水平段钻进钻遇多个溶洞,为安全顺利钻至设计井深,对该井实施了欠平衡钻井工艺。论证了该井欠平衡钻井的可行性,分析了欠平衡钻井技术的钻井液密度、井口控制压力和井底压力,研究成果应用于TP127H井欠平衡钻井施工中。应用结果表明,该技术有效地解决了TP127H井漏失难题,对同类油藏的钻井施工提供了借鉴。     

东海某大斜度井打捞落井钻具失败的若干认识和启发

东海某大斜度井A1井在?311.15 mm井眼完钻后发生了卡钻事故，爆炸切割后在上层套管内进行了侧钻，侧钻井眼完钻后又发生了断钻具事故，经过多次打捞，均以失败告终。该文从钻具组合、施工参数、软件模拟等方面简述钻具断落后打捞处理过程、分析打捞失败的原因，对该区域类似井钻井施工及事故预防及处理提出了合理化建议，可以为同类地层钻井施工以及井况处理、打捞工具及打捞方式选择提供一定的启发和借鉴。     

川东北超深井开窗侧钻难点及技术措施

川东北地区地层复杂,导致钻井周期长、费用高、事故率高、事故处理难度大,侧钻施工已成为事故处理的重要技术手段.多方面分析了川东北地区超深井开窗侧钻的技术难点,以元坝1-侧1井为例,提出了应从开窗工具、耐高温钻井液、高效PDC钻头、钻井操作以及修井工具方面着手的技术措施,为深井、超深井侧钻提供了借鉴.     

超深侧钻井螺杆断落事故处理与预防

YB10-3侧钻井是元坝酸性气藏勘探开发井之一,属超深侧钻井。该井在165.1 mm小井眼侧钻中发生了螺杆断落事故。通过深入分析落鱼情况,提出打捞落鱼优化方案,在处理事故中不断完善处理事故工艺;采用倒角的螺旋卡瓦、母锥、弯钻杆等处理技术打捞落鱼,用3趟钻快速地解除该事故,达到降低事故损失最少,快速恢复钻井生产的目的。文中分析了此事故发生的原因,并提出了相应的处理方法及预防措施,为超深侧钻井处理并控制类似事故提供了良好的借鉴。     

CB251E-P1井钻井液技术

CB251E-P1井是胜利油田在渤海海域埕北断裂带北部埕北断层下降盘CB251E断块上的一口大位移水平井,也是胜利油田在海上开发馆陶组上段1 23油层的第一口水平井,完钻井深为2056 m,在井深159.52 m开始造斜,钻至井深624.84 m后井斜达到45°,最大井斜角为96.3°,水平位移为1326.20 m,水平段长356 m,连续钻遇油层204 m,创造埕岛油田连续钻遇油层最长记录.根据地质特点,全井要求钻井液密度控制在1.10 g/cm3以内.为了满足CB251E-P1井安全钻井、油层保护和海洋环境保护的需要,采用了改性天然高分子钻井液体系及其维护处理技术.该钻井液本身无毒、无害、无荧光,且加入了屏蔽暂堵剂,有利于发现和保护油气层.结果表明,该体系具有良好的抑制性、润滑性和降滤失能力,井眼清洁,无岩屑床形成,满足了水平井施工的要求.该井钻井施工时间仅用9.48 d,建井周期15.86 d,是海上水平井难度最大但完成时间最短的一口井.     

胜利油田浅海地区探井优化钻井技术的实践与认识

勘探二号钻井平台自 1 992年 5月至 2 0 0 3年 1月 ,在胜利油田浅海地区共钻油气探井三十七口 ,总进尺 1 1 1 948.44m。文章介绍了胜利油田浅海地区钻遇地层的岩性特征及施工难点 ,阐述了勘探二号钻井平台在胜利油田浅海地区从优化钻井、固井工艺技术及选择合理的钻井液体系大幅度地提高台月效率 ,降低了钻井成本 ;同时也为今后在该地区进一步的勘探与开发提供了很好的借鉴。