精细控压钻井技术在近平衡钻井中的应用

针对碳酸盐岩地层在常规近平衡钻井过程中易喷、易漏等问题,分析了近平衡钻井井底压力控制中存在的问题,井深的增加使附加压力、循环压耗增加,井底过大的正压差难以满足近平衡钻井要求;根据精细控压钻井压力控制特点,采用随钻测量工具辅助压力控制方法和以流量为目标的压力控制方法来实现井底压力近平衡钻井,并进行了现场应用。研究表明,精细控压钻井方法能够实现近平衡钻井,该技术对近平衡钻井理论和实践的发展具有重要的意义。     

精细控压钻井系统

控压钻井技术是在欠平衡钻井基础上发展起来的新型钻井方式,近年来已成为国内钻井新技术研发的热点,其主要目的是为解决"卡、塌、漏、喷"等钻井难题提供有效的手段。控压钻井工艺有多种形式,包括井底恒定压力控压钻井、连续循环钻井和双梯度压力钻井。重点论述了由中国石油集团西部钻探工程有限公司钻井工程技术研究院自主研发的基于井底恒压的控压钻井系统,并就利用该系统实现钻进、停泵接单根、控压起下钻、双梯度钻井液帽压力控制及衔接的工艺方法进行了阐述。结合新疆油田白28井,给出了精细控压钻井系统在该井应用压力控制取得的成果,系统压力控制精度为0.35MPa,达到国外同类产品的控制水平。对控压钻井技术的发展提出了加大该技术在漏、喷问题严重的勘探开发区块的推广应用力度的建议。     

控压钻井技术在白28井的应用

控压钻井系统主要由钻井参数监测系统(包括井下PWD)、决策分析系统、电控系统、地面自动节流控制及回压补偿系统组成,通过在井口施加连续回压来实现井底压力的恒定控制,能有效解决窄密度窗口地层和高温高压地层所出现的钻井复杂问题。白28井的应用结果表明,使用控压钻井技术,在控压钻进工况下可将井口压力波动控制在0.2 MPa以内,控压停泵和起下钻工况下可将井口压力波动控制在0.5～0.8 MPa,井底压力波动控制在1.0～1.5 MPa,可保证井底压力当量密度在控制范围内;能够快速发现溢流和井漏等复杂情况并进行有效控制,确保了施工过程的安全,实现了钻井安全和勘探开发的目标。     

精细控压钻井控压响应时间浅析

精细控压钻井通过PWD随钻测压、计算机控制、回压泵和节流阀等闭环调节井口回压,精细控制井底压力,以满足安全、快速钻井的需要。判断精细控压钻井系统性能高低的一个重要指标就是压力控制的响应时间。短的控压响应时间可以很快平衡井底压力变化,维持钻进在井底压力基本恒定下进行。以回压从井口传到井底的时间为研究对象,建立了回压在环空传播速度的计算模型,分析了影响回压传播速度的主要因素钻井液密度、气体含量和岩屑含量,并以控压钻井实例数据计算为例、分析了精细控压钻井的控压响应时间,为精细控压钻井提供理论支持。     

控压钻井系统特性分析与关键工艺实现方法

在系统总结和对比分析国外控压钻井装备特点和技术特征后,重点介绍了国内首台PCDS-I精细控压钻井系统研制进展,阐述了装备结构组成和功能特点,同时开发了一套控压钻井钻进、接单根、重浆压井和起下钻等控压关键工艺实现方法。现场应用表明,该工艺方法动态压力控制精度高,钻进过程系统回压控制精度达到0.2 MPa,接单根、起下钻过程系统回压控制精度达到0.5 MPa,能满足现场控压作业要求。     

精细控压钻井重浆帽设计及压力控制方法

精细控压钻井是一种主要用于窄密度窗口地层高效、安全钻井的新技术。该技术可精确控制环空压力,实现井底压力恒定。控压起钻过程中,起至预定井深注入重浆帽后进行常规起钻。以往注重浆期间回压控制方法不具备实际操作性,一方面没有考虑钻具内压水眼重浆进入环空造成的影响,设计内容不完善;另一方面没有实时压力控制方法。根据工程实际要求,考虑钻具内压水眼重浆、井眼实际情况、以及地层特性(碳酸盐岩地层可采用近平衡压力控制,硫化氢地层采用略过平衡压力控制),进一步优化井底压力控制。在计算注重浆和井口回压关系时,建立分段实时压力控制曲线,实现起下钻过程中井底压力平稳控制,有效避免停泵期间可能造成的溢流或者漏失,提高钻井安全性及钻井综合效率。     

南堡23—平2009井精细控压钻井技术

南堡2号构造潜山奥陶系储层属于典型的压力敏感储层,密度窗口窄,钻井过程存在喷漏同存,井漏严重,难以钻达设计完钻井深等难点。针对这一难题冀东油田首次引进精细控压钻井技术,在奥陶系潜山成功应用该技术,解决了裂缝性油藏"窄密度窗口"问题。文章介绍了南堡2号构造奥陶系钻井难点、精细控压钻井系统组成及工作原理、实施技术及在南堡23-平2009井的应用情况。该技术的成功应用,为开发南堡潜山裂缝性油藏提供了技术借鉴、积累了宝贵的实践经验。     

控压钻井技术探讨与展望

所有的现代油气井钻井技术均包含控压钻井技术,明确这一概念,对组织实施和研究发展这一技术至关重要。指出控压钻井技术的应用范围应包括过平衡钻井、近平衡钻井、欠平衡钻井、精细控压钻井及自动(闭环)控压钻井。其中精细控压钻井技术是指在钻井过程中,能够精确控制井筒环空压力剖面、有效实现安全钻井的钻井技术。对不同控压钻井方式的定义分别进行了明确的阐述,分析了控压钻井技术的现状。从用途出发,将控压钻井技术分成了5级,这将有利于钻井施工的安全评估。对控压钻井技术下步发展方向提出了建议,并指出未来控压钻井技术发展的目标是在钻井过程中,能够自动随钻监测环空压力剖面,反馈至地面后能自动调整流量和回压等控制参数,实现环空压力的闭环监测与控制。     

精细控压钻井井底压力自动控制技术初探

控压钻井技术是当前油气钻井工程领域的前沿技术之一。钻井各个工况的井底压力须保持恒定,才能确保窄密度窗口复杂地层井段的安全、顺利钻进。为此,通过分析前人对各个工况井底压力计算的研究成果,提出了精细控压钻井井底压力计算模型,该模型的环空循环压耗计算包含了多相流动的重力压降、摩阻压降和加速度压降梯度。在塔里木盆地实施了1口井的精细控压钻井作业,用停泵工况由地面回压泵施加的回压值与计算值比较,最大误差为0.30 MPa,能满足工程实际需要,为今后精细控压钻井井底压力精确计算与控制提供了理论支撑。     

国产精细控压钻井系列化装备研究与应用

针对国内深部复杂地层普遍存在的窄密度压力窗口控制难题,形成了具有独立知识产权的PCDS-Ⅰ、PCDS-Ⅱ和PCDS-S系列化精细控压钻井装备。高端PCDS-Ⅰ型装备井底压力控制精度0.2 MPa;中端PCDS-Ⅱ型装备实现了模块化设计,自动识别外部设备工况,工艺工况自动匹配;低端PCDS-S型装备达到了低成本安全、优化钻井作业的要求。针对不同需求可进行不同控压装备组合,在欠/近/过平衡控压钻井工艺自由转换,并实现9种工况、4种控制模式和13种应急转换的精细控制。现场应用结果证明:该系列装备与技术有效提升了油气勘探发现率,大幅延长了水平井水平段长,提高了单井产量,降低了钻井复杂度,对带动国内钻井装备制造技术进步具有重大意义。     

井底常压控制压力钻井设计计算

井底常压控制压力钻井(MPD)技术采用专用的控压装备,将井底压力控制在合理的范围内.建立井底常压MPD关于井口回压和钻井液密度的计算模型,运用迭代求解方法进行井口回压和钻井液密度的设计计算.利用该计算模型对克拉201井进行了实例分析,3 314 m处的环空压力对比表明,常规方式下无法设计合理的钻井液密度,采用井底常压法设计可保证环空压力在压力窗口之内;窄压力窗口段的回压和钻井液密度设计结果表明,采用井底常压法设计可安全钻穿2 800 m到目的层的井段,并可减少一层套管,节约建井成本.实例计算结果表明,MPD技术既降低了钻井液密度又满足了环空压力控制的需求,能精确地维持井底压力恒定,安全钻穿窄压力窗口地层,为优化井身结构、减少套管层次提供技术基础.     

牛东区块C_2k火山岩油藏单井产能论证

三塘湖盆地牛东区块上石炭统卡拉岗组（C2k）油藏为吐哈油田首次发现的裂缝一孔隙型火山岩油藏,其产量变化大、递减快,生产状况极不稳定。对于这种产量递减快,生产状况极不稳定的井,如何评价其产能难度非常大。深入研究确定单井产能,对于制定合理开发技术政策,实现科学高效开发具有十分重要的指导意义。这里采用两种方法计算油井产能,方法一是利用油井递减规律,确定油井初始产量和年平均日产量的关系,通过计算油井年产量求取油井年平均日产量,用油井年平均日产量作为油井单井产能;另外一种方法就是利用典型井的米采油指数法计算油井单井产能。     

牛东火山岩油藏立体注水开发技术与应用

牛东火山岩油藏为异常低温正常压力系统的特殊油藏,具有火山喷发期次多、油藏规模小的特点。储集层裂缝发育,裂缝以低角度缝和水平缝为主;油层垂向跨度大,单层厚度大,非均质性强。油藏开发初期,采用衰竭式开采的单井产量递减率大,开展直井井组注水先导试验,邻井日产油量略有上升,注水见效程度低,水平井注水吞吐先导试验提高采收率幅度有限。针对油藏开发中存在的问题,对注水吞吐、井网调整和压裂进行不断优化,形成了水平井与直井混合立体注水开发技术,可以有效改善火山岩油藏的注水开发效果。后经推广实施,牛东火山岩油藏注水见效比例达44.4%,见效后单井初期平均日增油量为1.7 t,预计提高采收率5.7%,油藏立体注水开发取得了较好效果,可为其他同类型油藏的开发提供借鉴。     

控制压力钻井技术全尺寸模拟井试验及分析

指出了控制压力钻井技术室内试验存在的不足,给出了控制压力钻井技术全尺寸模拟井试验的原理、方法和设备,验证了控制压力钻井技术的工艺流程和控压设备的可操作性以及自动控制系统控制能力。试验结果表明,该试验流程配套简单,可以较好地模拟钻井的整个过程,通过对采集控制系统的不断调试,掌握了其调节特性,为现场试验起到了很好的指导作用;同时指出,处理气体溢流时,必须配置针对极端非线性、时变和多变量耦合等过程特性的智能控制器。如果控压钻井自动节流管汇配套的是常规液压驱动的节流阀,在钻井泵启、停过程中,流量的变化速度远远高于节流阀的反应速度,而且井筒内流体存在巨大的惯性,套压控制过程中,ECD变化达到0.3,因此应采用电动钻机,这样可以逐步缓慢降低钻井泵的排量,从而实现恒井底压力控制。     

控压钻井技术研究与应用新进展

控压钻井技术是一种用于精确控制整个井筒环空压力剖面的自适应钻井程序,其目的是确保井底压力环境极限和控制环空水力压力剖面的一致性。控压钻井技术在解决地层压力衰减、窄密度窗口、高温高压等复杂油气藏钻井工程问题方面显示出极大的优越性。文章介绍了国外近5年控压钻井技术发展和应用情况以及国内近两年的现场应用情况（尤其是塔里木油田）。实践证明,控压钻井技术是解决复杂钻井问题的有效手段,为国内复杂地层的钻井工作提供了一种新方法。     

控压欠平衡钻井工艺实现方法与现场试验

控压钻井是国外新近发展起来的一项新的钻井技术,为解决复杂地层安全钻进问题提供了一个新方案,国内对其研究才刚刚起步,尚无可资借鉴的经验。为此,系统分析了欠平衡钻井技术与控压钻井技术的异同,比较分析了控压过平衡、近平衡与欠平衡钻井的工艺特征,提出了一套控压欠平衡钻井关键工艺的实现方法,包括：循环钻进、起下钻和接单根等不同工况的控压钻井程序,并在川中蓬莱9井进行了控压钻井欠平衡现场试验。结果表明：该项控压欠平衡钻井工艺技术能实现循环钻进、起下钻、接单根等工况的压力平稳衔接,钻进过程中压力误差值在0.2 MPa左右,起下钻、接单根过程压力误差在0.5 MPa左右,并且能实现“有控制”的边喷边钻。采用控压欠平衡钻井技术在保障井下安全、提高机械钻速的同时,还达到了有效发现储层的目的。     

精细控压钻井技术在喷漏同存复杂井中的应用

碳酸盐岩裂缝性储层在钻井过程中极易发生喷漏同存的复杂情况,不仅制约了钻井速度,而且井控风险也极大,处理并重建井内压力平衡的技术手段有限。为此,引入精细控压钻井技术在四川盆地GS19井的窄密度窗口超高压二叠系栖霞组进行了成功应用:①调节环空回压来保持井底液柱压力始终处于微过平衡状态,循环罐液面保持微降状态,以保证气层中的天然气不会大量地侵入井筒;②进口钻井液密度控制在2.35 g/cm~3左右,控制环空回压在2~5 MPa,井底压力当量循环密度控制在2.46~2.52 g/cm~3;③控压钻井过程中井口压力超过或预计将超过7 MPa时,应关半封闸板,通过井队节流管汇至控压专用节流管汇,再进入气液分离器进行循环排气;④起下钻时控制回压在5 MPa以内,起钻灌浆量应大于理论灌浆量,下钻返浆量应小于理论返浆量。采用该技术依次钻过二叠系栖霞组、梁山组和下志留统龙马溪组,进尺216.60 m,对喷漏同存复杂情况进行了一次有益的尝试,对今后类似复杂情况的处理具有借鉴和指导作用。     

牛东区块石炭系卡拉岗组火山岩储层预测研究

三塘湖盆地上石炭系卡拉岗组火山岩风化壳储层是吐哈油田近年来油气勘探的重要目标。根据该区钻测井资料揭示的火山岩风化壳剖面以及其岩石学特征、物性特点,选取该区块火山岩储层较为敏感的自然伽马曲线、声波曲线、深侧向电阻率曲线,构建具有声波量纲的拟声波曲线,采用基于模型道的地震波阻抗反演,从地质模型出发,应用模型优选迭代扰动算法通过空间地质建模、波阻抗反演、参数反演和平面综合分析研究,预测有效储层的分布。地震反演和储层预测的结果认为：牛东地区火成岩有效储层分辨率中等偏下,常规波阻抗体能分辨出大套的低阻抗体,而对较薄的有效储层分辨率很差;而储层特征自然伽马反演体分辨率比常规波阻抗体的分辨率高,与钻井储层对应关系较好,能较好分辨出安山岩、玄武岩储层。     

高温高压含硫气井测试优化设计技术与应用

在高温高压含硫气藏测试难点分析的基础上,形成了以压力温度预测、管柱力学分析、水合物形成条件预测、储层参数及产能预测等研究为基础,综合考虑测试方式、测试设备、测试工艺间相互影响的测试优化设计指导原则;探讨了以管柱及工具优化设计、井口装置及地面流程设计、测试方式优选、施工参数优化为核心的测试优化设计主要技术。通过在川东北重点探井推广应用,取得了良好的经济效益和社会效益。     

地层测试技术在文102断块油藏开发中的应用

针对文１０２断块开发中出现的注水效果差等问题,在生产动态资料难以分析认识的情况下,采用地层测试技术对该区块水井进行了多井次压力降落试井,应用其试井资料解释结果初步认清了油藏复杂的地质条件,并采取了相应的开发手段,解决了实际问题,提高了油藏开发水平;认识到地层测试技术适用于油藏开发的各个阶段;建议在油藏开发过程中,实施多井组试井,精细油藏描述。