龙凤山气田北209井钻井提速技术

针对龙凤山气田钻井中存在的上部地层易塌、下部地层易漏、机械钻速低、钻井周期长等问题,在该油田评价井——北209井进行了钻井提速技术研究与试验,以达到提高机械钻速、缩短钻井周期的目的。在分析龙凤山气田地质资料和地层特点的基础上,通过优化井身结构、采用“PDC钻头+0.5°单弯螺杆”复合钻井技术、选用适合于砾石层的液动射流冲击器、选择机械式无线随钻测斜仪测量井斜、应用SMROP-1快钻剂等关键技术措施,使北209井实现了安全快速钻井,机械钻速达到8.62 m/h,较该气田此前平均机械钻速提高了53.38%;钻井周期40.98 d,比设计钻井周期缩短22.40 d。研究认为,北209井钻井提速技术可为龙凤山气田后续井钻井提速增效提供借鉴。      

涪陵页岩气田钻井工程技术进展与发展建议

涪陵页岩气田是我国首个实现商业化开发的大型页岩气田,其钻井工程技术体系对其他页岩气田钻井具有示范作用。将涪陵页岩气田钻井工程技术发展分为勘探发现、开发试验、一期产能建设和二期产能建设4个阶段,并从地表地质特征、井壁稳定、井眼轨迹控制以及固井质量等方面论述了该气田发展历程中遇到的钻井技术难点。针对上述技术难点,从平台地面布局、布井方案、低成本优快钻井、井眼轨迹控制、井筒完整性评价等方面总结了9项钻井关键技术,以期为其他页岩气田的钻井提供借鉴。同时,在此基础上围绕"稳产增效、提速降本",指出了涪陵页岩气田下一步的钻井技术需求,提出了针对性的钻井技术发展建议,以持续提高涪陵页岩气田的钻井技术水平。      

高酸性气田现场仪表典型安装方案设计优化

川东北高含硫气田项目已全部进入详细设计阶段。为了减少高酸性气田现场仪表可能存在的泄漏点,实现本质安全,清洁高效地开发高酸性气田,在常规的仪表安装设计方案的基础上,结合雪弗龙项目及普光气田的经验对现场仪表典型安装方案进行了设计优化,最大可能地减少仪表安装上的漏点,方便运行维护。该文从设计角度出发,将国内常规的仪表安装方案设计与目前项目现场仪表典型安装设计方案进行对比,并推荐出适合高酸性气田项目的设计优化方案。     

大牛地水平井钻井提速技术

大牛地气田是中国石化五大气源地之一。分析了大牛地气田目前仍存在的主要钻井难题及技术瓶颈,并从钻井工程地质环境描述、水平井工程优化设计、煤层垮塌预防技术及随钻测量技术4个方面提出了对策。推广优质钻井液体系、膨胀管封堵技术、电磁波随钻测量技术,形成大牛地气田水平井钻井配套技术,有效地提高了钻井速度,对于加快大牛地气田勘探开发进程具有重要意义。     

涪陵页岩气田钻井关键技术

涪陵地区地质条件复杂,导致钻井机械钻速及钻井周期差别大、井下复杂情况时有发生。为了实现优质快速钻井,中国石化发展了适合涪陵页岩气田地质特点的系列钻井关键技术,通过攻关研究与现场实践,先后形成了涪陵页岩气钻井工程优化设计技术、浅层直井段快速钻井技术、二开定向井段快速钻井技术、丛式水平井三维井眼轨迹控制技术、适应于涪陵页岩地层长水平段钻进的油基钻井液技术、页岩气储层长水平段油基钻井液水平井固井技术、复杂山地条件"井工厂"钻井技术等,基本形成了适用于涪陵页岩气田的钻井工程技术体系。与此同时,在钻井中又出现一些新问题,为此提出了涪陵页岩气田钻井技术的发展建议,以期为国内类似页岩气区块的钻井提速降本提供借鉴。      

钻井工程数据库的研究和设计

随着钻井技术和信息技术的飞速发展,科学合理地利用钻井信息对钻井工程管理和决策起着越来越重要的作用。建立一个全面、合理、详细、标准的钻井工程数据库是高效应用钻井信息的关键。在对钻井工程数据库的需求进行详细分析的基础上,通过概念设计、逻辑设计和物理设计3个阶段分析并设计了钻井工程数据库。设计的钻井工程数据库是钻井工程设计和工艺软件的数据存储和管理的基础,支持该软件所有的计算分析模块,达到了各计算模块之间数据共享和减少重复录入的目的;设计的钻井工程数据库符合钻井业务流程、内容全面详实、性能高效、表结构优化、具有良好的可扩展性。统一的钻井工程数据库的建立使海量钻井数据的有效存储成为可能,为进一步的钻井数据挖掘和分析奠定基础。     

九龙山气田开发全面提速管理模式探析

九龙山气田是川西北气矿勘探开发的重点区块。为加快该区块的勘探开发进程,2010年以来,川西北气矿积极开展与钻井提速有关的探索与实践,在组织、管理、技术等方面形成了九龙山气田钻井提速的管理新模式,实现了钻前工程、钻井工程的全面提速和钻井成本的有效控制。     

涪陵焦石坝区块页岩气水平井钻井完井技术

针对涪陵焦石坝区块地质条件复杂、各向异性大,易导致发生井下故障、钻速慢、钻井周期长及成本居高不下的问题,在分析该区块页岩气钻井完井技术难点的基础上,进行了页岩气水平井钻井工程技术适应性评价,通过对丛式井布井方案、井身结构、井眼轨道设计、优快钻井技术、钻井液技术及页岩气层长水平段固井技术等进行优选及进一步优化,提出了涪陵焦石坝区块页岩气水平井钻井完井技术方案。该技术方案在焦页 1-2HF 井等17口井进行了现场实践及应用,初步形成了涪陵焦石坝区块页岩气水平井钻井完井技术。应用表明,该技术可显著提高机械钻速、缩短钻井周期,可为涪陵焦石坝区块页岩气规模开发提供技术支持。      

欠平衡钻井设计中若干问题的考虑

随着欠平衡钻井技术在国内油、气田勘探开发方面的逐步应用 ,对具有指导作用的欠平衡钻井工程设计质量的要求显得尤为重要。文中结合欠平衡钻井实践与调研 ,对设计中的钻井地层、井身结构、钻机类型、钻具组合、钻井液、负压差、井控要求、井场布置等主要方面进行了分析与说明     

气体钻井技术在川东北地区的应用

川东北海相勘探取得重大突破,普光气田是目前四川盆地已发现的最大天然气田,其开发已经纳入国家"十一五"重大工程--川气东送工程,但是常规的钻井液钻井技术不能满足普光气田及川东北工区快速勘探开发的需要,为此,试验、推广应用了气体钻井技术,大幅度提高了普光气田及川东北工区上部陆相地层的钻井速度.气体钻井较常规的钻井液钻井提速效果明显,平均机械钻速提高了3～8倍,单井钻井周期缩短了60～90 d,严重漏失、井斜等复杂问题得到了较好控制,技术经济效益显著,已经成为加快昔光气田及川东北工区开发的核心钻井技术.分析了气体钻井施工中应重点考虑的"十大"问题,详细介绍了川东北地区气体钻井技术的应用情况,并对其与常规钻井液钻井的经济效益进行了对比,指出了气体钻井目前存在的主要问题和攻关方向.     

废弃钻井液固液分离—化学处理技术在长北气田的应用

为了解决废弃钻井液中有毒有害组分含量高导致的严重污染环境和损害人体健康等问题,从减少有毒有害组分和降低其含量出发,将初级固液分离、深度固液分离和化学处理技术结合,形成了废弃钻井液固液分离—化学处理技术。长北气田5口井的现场试验结果表明,试验井的废弃钻井液经过固液分离—化学处理后,钻井液污水、岩屑和泥饼浸出液的各项指标均满足相关排放标准,能够达标排放或循环利用,且处理成本低于常规的固化-净化法。研究结果表明,废弃钻井液固液分离—化学处理技术能够实现废弃钻井液的有效处理。      

涪陵页岩气田焦石坝区块调整井钻井技术

随着涪陵页岩气田焦石坝区块进入开发调整期,单井可采储量降低,要继续经济开发就需要缩短钻井周期、降低钻井成本.为了实现钻井提速降本,进行了钻井优化设计、超长水平段钻井、强化参数钻井提速、基于等寿命理念的"一趟钻"钻井、"钻刮通洗一体化"完井和长效密封固井等方面的技术攻关,形成了涪陵页岩气田焦石坝区块调整井钻井技术.现场应...     

乐东气田表层井段的套管钻井技术

莺歌海盆地乐东22-1气田表层为未固结的灰色黏土层,经常出现表层井段钻完后,又被未固结的黏土层垮塌下来埋掉的现象,现场往往需要多次通井才能将套管下至设计位置,严重影响作业效率。为了解决这一难题,乐东22-1气田开发井采用威德福公司的套管钻井技术,进行了应用实践。为此,对套管钻井工艺与常规钻井工艺进行了比较,总结了该气田采用套管钻井的工艺技术措施及钻进注意事项。同时还介绍了LD22-1-A2井Φ339.7 mm表层套管钻井使用的工具、主要设备、固井技术、工艺流程及使用套管钻井的应用效果,所形成的海洋表层套管钻井技术解决了海底地层疏松而导致表层套管不易下到位的问题,提高了井口的稳定性。乐东22 1气田表层采用套管钻井技术提高了现场作业安全,缩短了钻井周期,降低了钻井成本,对同类油气田具有一定的借鉴作用。     

南川页岩气田超长水平段水平井钻井关键技术

南川常压页岩气田采用超长水平段水平井开发可提高其开发效益,但存在水平段极限延伸能力预测难、井眼轨迹控制难、井眼清洁效果差、钻柱摩阻扭矩大、套管下入难和固井易漏易气窜等技术挑战。为此,进行了管柱力学和流体力学分析,明确了超长水平段钻进和下套管时钻柱的受力状态,分析了超长水平段的水力延伸能力及关键影响因素。基于分析结果和南川页岩气田钻井实践,形成了井眼轨道优化设计、低成本高效导向钻井、井眼高效清洁、套管安全下入、超长水平段泡沫水泥浆固井等关键技术。上述技术在2口水平段长度超3 500 m的水平井进行了现场应用,全部使用国产的钻头、螺杆钻具及常规LWD,2口井平均钻井完井周期较设计缩短25.4%,实钻整体靶框控制在5 m以内,优质页岩钻遇率平均在90%以上,水平段复合钻进比例平均达90.45%,最大狗腿度0.15°/30m,高效成井的同时,实现了提速降本。南川页岩气田超长水平段水平井钻井关键技术,可为国内水平段长超3 500 m水平井的钻井提速提供借鉴。     

长北气田地面工程技术

长北气田由中石油与壳牌石油公司合作开发,其地面工程技术充分吸收了国内外的成熟做法,并遵循壳牌公司的《设计和工程实施规范》（DEP）标准,形成了独特的开发模式。通过对长北气田井丛生产系统、干线集输系统、低温分离脱水脱烃系统、甲醇回收系统、凝析油稳定系统及外输计量系统的介绍和分析,总结出以“丛式水平井开发、气液混合输送、天然气集中处理、各套装置相对独立、重要设备留有备用、设备选型先进”为主的适合长北气田的地面工程技术特点。该地面工程技术具有6个优点：流程简化,节约成本;远程监控,统一管理;多重控制,确保安全;双回路供电,万无一失;气田防腐,多重保护;分区清管,统一收球。实际运行表明,脱水脱烃、凝析油稳定、甲醇回收等装置系统运行稳定,各项参数基本符合设计要求。     

低渗透岩性气藏局部建设储气库库容量的确定

库容量是地下储气库工作气量设计的前提和基础,根据国家能源战略需求,计划在鄂尔多斯盆地榆林气田南区下二叠统山西组山2段气藏建设地下储气库。该气藏的北部与榆林气田长北合作区储层连通,榆林气田南区山2段储层则为大面积分布砂体的一部分,在此建设储气库面临两个难点：①低渗透岩性气藏动态储量如何准确评价;②榆林气田南区局部建库,为防止气体外溢到长北区,如何在边界处设置缓冲区,从而确保南区储气库的可用库容量。为此,首先在获取准确的动态资料基础上,利用压降法、物质平衡法和产量不稳定分析法等综合评价了南区的动态储量,然后通过气藏工程方法、数值模拟方法以及现场动态监测试验研究了压力传播速度,明确了缓冲区距离及库区范围,最终确定了榆林南区储气库库容量：一年一周期建设储气库容量×1,两年一周期建设储气库容量×2,三年一周期建设储气库容量×3。     

塔里木克深9气田复杂超深井钻井关键技术

塔里木克深9气田超深井具有井眼超深、高温和高压的典型特征,钻井过程中存在钻井周期长、盐膏层高压盐水与薄弱漏层同存、盐上高陡地层防斜打快难,吉迪克组地层和致密砂岩储层机械钻速低等问题。为解决这些问题,在盐上地层应用了垂直钻井工具,并优选了高效PDC钻头,在盐膏层采用了高密度油基钻井液、控压放水技术和盐膏层安全钻井技术,在致密砂岩储层应用了360旋转齿钻头、涡轮钻具+孕镶钻头提速技术,形成了克深9气田复杂超深井钻井关键技术。该技术在克深9气田2口井进行了现场应用,平均钻井周期缩短12.0%,故障处理时效降低4.1百分点,平均机械钻速提高13.0%。研究结果表明,塔里木克深9气田复杂超深井钻井关键技术能够满足该气田超深气藏高效勘探开发的需求,对国内外类似超深井高效钻井具有一定的借鉴。      

陇东气田水平井钻井技术

为了解决陇东气田水平井钻井过程中井壁易失稳、机械钻速低、钻井周期长等技术难点,开展了水平井钻井技术研究。根据地层特点将水平井设计为三开井身结构,利用表层套管封固易塌易漏地层;根据靶前距要求并为了确保井眼轨迹平滑,设计采用五段制井眼轨道;针对不同井段的井眼轨迹控制要求,采用了相应的井眼轨迹控制技术;根据不同井段钻遇地层的特点,优选了个性化PDC钻头,优化钻井液性能并制定了相应的维护处理措施,形成了适用于陇东气田的水平井钻井技术。现场应用表明,陇东气田水平井钻技术能解决水平井钻井过程中存在的技术难点,实现提高机械钻速、缩短钻井周期的目的。      

顺北油气田超深井井身结构优化设计

随着顺北油气田勘探开发的不断深入,原有井身结构开始显现出钻井风险大、效率低等问题,亟需优化井身结构。为此,利用已钻井的测井资料,利用Drillworks 软件计算了地层的孔隙压力、破裂压力和坍塌压力,并结合已钻井的钻井资料和岩石力学试验结果对计算结果进行修正,得到了顺北油气田地层的三压力剖面,根据地层三压力剖面确定了地质工程必封点。根据地质工程必封点,综合考虑钻井技术水平和钻井完井要求,设计了5种井身结构,通过预测5种井身结构的钻井周期、钻井成本,对比优缺点,选用了四开非常规井身结构。顺北油气田超深井采用四开非常规井身结构后,机械钻速提高30%～40%,钻井周期缩短33～45 d,均顺利钻至目的层。这表明,顺北油气田采用优化后的井身结构,提高了钻井效率,降低了钻井风险。      

中国石油长北气田对外合作开发新进展——长北项目HSE管理初见成效

长北气田位于鄂尔多斯盆地东北部（图1），合作区面积1588km^2，探明天然气地质储量961亿m^3，储层为二叠系山西组山2段致密砂岩。中国石油与壳牌公司于1999年9月23日签订产品分成合同。2004年壳牌与中国石油成立了联合工作组，成功地对总体开发方案进行了优化，设计开发井53口，其中双分支水平井35口，水平井18口；建设中央处理厂1座，处理能力为1000万m^3/d；气田年生产规模为30亿m^3，稳产期为10年。