精确发现溢流研究及在西北工区现场应用

石油钻探过程中,井控工作关乎人员、设备、生产安全,及时、精确发现溢流是井控安全预防的关键。中国石化西北油田结合目前常规的监测方式,研发出高架槽上能够减缓钻井液波动、提升溢流监测灵敏性的"双挡板"装置和钻井液罐上的减缓液面波动装置并进行试验,同时探索电磁流量计在钻井现场监测出口流量的应用;在大量数据统计分析的基础上,建立了溢流预警模型,开发出智能监测溢流预警系统并在现场应用。结果表明,上述方法与综合录井目前溢流监测方法相比,有效提高了溢流预报的及时性和准确性,应用效果良好。     

钻井液液面监测与自动灌浆装置的研制

针对钻井作业过程中的井涌和井漏,研制了钻井液液面监测与自动灌浆装置。该装置通过超声波液面监测器监测钻井液罐液面的变化,判断钻井过程中是否发生井涌和井漏。通过自动数钻杆机构,结合溢流检测器、计量罐液面监测器和灌注砂泵,实现在起下钻过程中自动灌注或停注钻井液。现场应用表明,监测器能达到0·1m~3的精度,能正确判断起钻和下钻状态。     

早期井涌井漏监测系统的设计与应用

井涌井漏是钻井中严重而又普遍的井下复杂情况,如不及时发现并采取相应井控措施,将会带来巨大经济损失甚至威胁井场人员的生命安全,因此及时发现早期微量溢流和井漏对井控意义重大。据常规监测方式对溢流井漏的敏感度分析可知,仅靠常规的钻井液池液面监测不能满足早期微量溢流和井漏监测的要求。早期井涌井漏监测系统通过高精度电磁流量计精确地检测钻井液出入口流量值来确定流量变化量,通过集成快速监测预警软件进行超门限值报警;为满足电磁流量计满管测量要求,研发了钻井液体出口流量测量装置。早期井涌井漏监测系统在现场测试应用过程中,发现溢流和井漏较常规监测方式要提前7 min左右;与常规监测方式中的液位传感器相比,电磁流量计具有精度高的优点,可在出入口流量差值为2L/s的情况下精确判断井漏和溢流。测试结果表明,早期井涌井漏监测系统为溢流和井漏的控制赢得了更多的时间,有效降低了钻井风险。     

深井早期微量溢流监测技术

针对常规溢流监测技术不能准确监测深井早期微量溢流的问题,在充分考察国内外现有溢流监测技术现状的基础上,根据钻井过程中开井、关井、井漏失返3种循环工况,制定了深井早期微量溢流监测方案,形成了深井早期微量溢流监测技术。该技术由具有自主知识产权的井口导管液面监测方法、分离器液面监测方法和环空液面监测方法3部分组成,具有很好的针对性和适用性,可以及时、准确地预报溢流,为溢流控制赢得更多的时间,以确保井控安全。     

声波测量装置在井漏早期发现中的应用

为解决井漏后液面的位置难以准确判断的问题,研制出一套声波液位测量装置。该装置利用声波测量技术,能够在发生井漏后对井下环空液面进行实时监控,并以图像形象地显示液面位置,同时计算出液面的下降速度,及早发现井漏和制定相应的技术措施,以利于及早恢复安全正常钻进作业。现场试验表明,由于受钻井现场试验条件的限制,实际试验中最大的测量范围为32～2567m,利用该装置测量的液面数据与实际液面数据吻合,测深误差≤1.5%。     

结合钻井工况与Bi-GRU的溢流与井漏监测方法

现有根据钻井液池体积和钻井液出口流量变化监测溢流与井漏的方法，未考虑开、停泵工况对出口流量和钻井液池体积变化的影响，易导致误报。为了降低误报率，分析了钻井工况与钻井液池体积和钻井液出口流量之间的相关关系，提出了一种结合钻井工况与双向门控循环单元（bidirectional-gated recurrent unit, Bi-GRU）的溢流与井漏智能监测方法。利用23口井的溢流与井漏监测数据，对提出的模型与现有典型模型分别进行了测试，结果表明：基于Bi-GRU的溢流与井漏智能监测模型的识别准确率为94.25%，优于其他模型；与未考虑钻井工况的Bi-GRU模型相比，误报率由12.52%降至1.12%。研究表明，该方法能够消除溢流与井漏监测时因开、停泵导致的风险误报，能为安全钻井提供技术支持。     

江汉油田盐间泥质白云岩储层钻井液技术

江汉油田早已进入注水开发期,对孔洞缝发育的盐间泥质白云岩油藏造成了特别突出的地层压力系统紊乱,因此钻井施工过程中频繁遭遇溢流和恶性井漏难题。从研究王场油田盐间泥质白云岩储层特点入手,分析了发生溢流和井漏的原因,总结了近年来现场几口井处理溢流和处理井漏的钻井液工艺技术。提出了研究合理的井身结构、改进堵漏工艺技术、采用微泡沫钻井液技术等解决恶性井漏的思路,为最终突破钻井施工中的井漏、出高压盐水、卡钻等技术难题打下扎实的基础。     

一种新的钻井液出口流量在线测量方法探讨

现有的钻井液入口流量测量一般采用理论计算方法，当钻井液流量发生变化时，无法及时得知相应的变化量。目前对溢流和井漏的监测方法存在着干扰因素多、发现滞后等缺点。针对这些不足研究了一种新方法，该方法简单、成本低廉、便于操作，只需将现有设备稍加改造即可。应用该方法不仅可以在线测量钻井液的出口流量，还可以实时监测溢流和井漏，预报时机明显提高、准确率明显提高。在从理论上进行论证的基础上，介绍了具体实施方案。通过现场实验可知，将这种方法配合现有的方法综合使用，对监测溢流和井漏起到了很好的作用。     

两种钻井液出口流量测量方法探讨及对比分析

钻井过程中,为了实现对钻井液出口流量的监控,综合录井常使用靶式流量传感器或超声波液位传感器测量钻井液出口流量变化。结合多年录井现场生产实践,发现超声波液位传感器测量精度高于靶式流量传感器测量精度,本文主要阐述超声波液位传感器在录井现场出口使用的2种方法:一是监测各种工况下出口排量的变化,从而发现溢流、井漏;二是通过出口排量的变化及时对安装缓冲罐上的脱气器液面监测,解决脱气器常抽钻井液或无法搅拌钻井液的问题,在保障井控安全的基础上,为高效优质录井提供借鉴,阐述了该传感器的设置、标定以及实现相应数据检测的实现过程。实例分析表明,效果较好,完全可以取代靶式流量传感器。     

早期溢流及漏失的新型及时高精度监测计量系统

溢流和漏失是影响油气钻井施工安全的最为严重的两种复杂情况,常用的溢流和漏失监测方法存在着监测不及时、溢流漏失总量计量精度低的缺陷,有可能因为发现不及时或者处理不当而造成井塌、卡钻、井喷等复杂事故。为此,在对比分析钻井现场常用的几种溢流和漏失监测方法的基础上,设计出了一种具备早期监测报警、溢流漏失速度和漏失总量计量以及自动灌浆功能的新型溢流漏失监测计量系统,并通过室内实验验证了该系统的可靠性。研究结果表明:(1)该系统的监测罐被分割为主、副两个腔室,井筒返出钻井液一部分通过主腔室返回振动筛,另一部分溢流进入副腔室;(2)副腔室内部横截面积小,大大提高了液位变化反应的灵敏度,能够更加及时地发现溢流和漏失;(3)主腔室出口管线水头保持不变,出口流量稳定,通过副腔室内液位的变化可以定量地计算溢流漏失速度和溢流漏失总量,溢流漏失速度监测误差小于8%;(4)起钻过程中,监测罐内钻井液在自重作用下进入井筒,可以始终保持井筒满液位,消除了灌浆不及时和灌浆不满的不良现象。结论认为,新型溢流漏失监测系统可以有效地发挥地面测量优势,报警及时准确且经济实用。     

数显浮球液位仪研制与钻井溢漏预警试验

目前,钻井现场主要采用超声波液位计和浮球式液位仪对循环罐钻井液液位进行监测, 虽然超声波液位计实现了实时、连续测量,但当液面波动较大时其监测效果受到一定影响,容易产生误报。浮球式液位仪的监测更加稳定、可信度高,是井队判断循环罐液位的主要手段;但现有装置不能多点、实时记录循环罐钻井液液位的变化,需要坐岗人员定时观察记录,人员劳动强度大,溢漏判断准确度低、及时性差。此外,现有技术无法自动准确识别泥浆工加料、启停泵操作等,使用过程中误报率较高。针对上述问题,研发了一种基于循环罐浮球液位仪的数字显示与溢漏预警系统。现场应用表明该系统能够在开泵、停泵、变排量等环节均实时、连续、稳定监测循环罐液面波动,精度达到± 1 mm,并成功预警1次井漏事件。 系统实现了循环罐钻井液液位监测的数字显示,对于提高溢漏识别的准确度、减少误报和漏报,进一步保证钻井安全具有重要意义。     

涪陵页岩气田加密井钻井关键技术

涪陵页岩气田加密井多处于页岩气压裂区且井网部署密集,导致钻井溢漏等井下故障多发、钻井液安全密度窗口确定难、压裂液侵入造成井壁坍塌及卡钻、防压裂干扰井眼轨道设计难度大等问题。针对上述钻井技术难点,从压裂区地层孔隙压力计算模型建立、合理钻井液密度窗口设计、防压裂干扰井眼轨道设计、加密井防漏堵漏和溢漏同存防控等方面进行了技术攻关,形成了适用于涪陵焦石坝主体区块的加密井钻井关键技术。该关键技术在涪陵页岩气田应用31口井,平均水平段长1 933.25 m,平均钻井周期52.38 d,平均机械钻速10.31 m/h,较前期加密评价井机械钻速提高了15.3%,钻井周期缩短了10.7%。涪陵页岩气田加密井钻井关键技术为涪陵页岩气田二期产能建设提供了技术支撑,也为其他页岩气田开发提供了技术参考和借鉴。      

长庆油田多层系精准堵漏技术研究与应用

为保证油气当量的稳步增加,钻井区域在逐年拓展,井漏问题日益凸显,已严重制约着钻井提速增效。单一漏失层位堵漏难题已形成高效的治理手段,但针对长裸眼井段多套易漏层位治理目前无有效手段,因此文章通过对长庆油田漏失层位分析,明确易漏层位的漏失机理;发生漏失后采用以井温法和流量法为主的“多参数”测漏工具,进行长裸眼井段漏失层位识别,明确漏失位置;最后应用研发的高效疏水堵漏工作液进行专项堵漏,形成了一套长庆油田长裸眼多层系精准堵漏技术。多参数测漏工具漏层识别精度±30 m,测漏时间4～6 h,为后续堵漏提供数据支撑;高效疏水堵漏工作液由胶凝材料和惰性材料进行配伍,2 mm缝板承压可达12 MPa,满足高承压堵漏需求。该技术现场应用三口井,均实现一次堵漏成功,为我国非常规油气井钻井勘探中遇到的堵漏难题提供技术借鉴,助力钻井提速增效。     

RPN-0085复杂地层高压气井固井技术

RPN-0085井是委内瑞拉ANACO油气田EL ROBLE区块的一口气井。三开?311.2 mm井眼,油基钻井液密度1.48 g/cm3,自上而下钻遇多套高压气层和漏失层,钻井液安全密度窗口窄,多次发生严重井漏和气侵,边堵漏、边压井完成三开进尺,下入?244.5 mm技术套管3 127.13 m。套管到底开泵循环发生严重气侵,出现溢流,低排量压井,节流循环13周,钻井液密度逐渐调整到1.51 g/cm3,建立脆弱平衡,但井下开始出现漏失迹象。针对又溢又漏的井下复杂情况,固井采用防漏、堵漏、改善水泥界面胶结强度的硅酸钠固井前置液,双凝双密度机体抗侵防气窜水泥浆体系及低排量施工和关闭井口环空候凝等系列措施,完成固井施工作业。固井检测水泥浆返至设计高度,封固质量优质,满足气井封固要求。     

大位移延伸井固井技术

以QK17- 2E区块为例,介绍了渤海湾 6口大位移延伸钻井 (ExtendedReachDrilling)后固井的成功作业,重点说明了大位移延伸段 (?311.15mm井眼)固井的关键技术套管漂浮技术,即用"盲板浮鞋 +漂浮接箍"实现套管漂浮;用双弓扶正器保证套管居中、减少下套管的摩阻;用滚轮扶正器降低界面摩擦系数;用CemSAIDS固井仿真软件进行摩阻预测。为提高顶替效率,保证固井质量,采用双速替钻井液技术,实现紊塞流上返;采用海水顶替液,实现套管的浮力漂浮。文中还阐述长裸眼井况下单级多封的固井技术,对陆上大位移固井具有一定的现实意义。     

非常规条件下超深漏失井尾管固井作业——以云安002 7井为例

四川盆地东部云安厂构造云安002-7井Φ177.8 mm尾管固井集超深井、大斜度井、高压气井和窄安全密度窗口于一身。Φ215.9 mm井眼段经长时间、多次堵漏,消耗了大量钻井液（1 418.1 m³）,仍未达到常规固井作业的不溢不漏、通井畅通、井眼清洁等要求,已难提高井筒承压能力。井眼状况表现出漏层多且位置不确定、液面不在井口、气层多、钻井液密度高（1.80 g/cm³）、裸眼段长（2 538.28 m）且井眼轨迹复杂等特点。为此,针对下套管过程中的出口不返、不具备分段循环条件、无法排后效、尾管悬挂器可能提前坐挂等技术难点,采取了针对性的下套管作业防阻卡、保水眼畅通以及正注反挤工艺保环空水泥浆对接等三大技术措施,确保了尾管安全顺利下至设计井深。测井解释结论表明：Φ215.9 mm井眼段的高压气层得到了有效封固,固井质量可满足下一步安全钻井作业需要。该井Φ177.8 mm尾管固井的成功为今后类似复杂气井固井作业提供了有力的技术支持。     

深层油气井井筒完整性检测方法

为解决深层油气井井筒“完整性失效部位不唯一、失效形式多样化”、定位识别难度大的问题,基于现有检测方法,集成优化相关设备和工艺,形成了以“声波+电磁”特征为核心的深层油气井井筒完整性检测方法,能够准确定位并识别油管泄漏、丝扣渗漏、套管泄漏、套后水泥环窜流、液面下泄漏和多重泄漏。采用该方法检测了试验井的井筒完整性,成功确定了生产管柱两泄漏点的位置和泄漏类型。研究和现场试验结果表明,研究形成的检测方法可准确识别深油气井井筒完整性失效类型和确定失效位置,可为深层油气井建井、修井和井筒完整性管理提供技术支撑。      

沧东凹陷页岩油水平井优快钻井技术

在沧东凹陷页岩油水平井钻井过程中,面临机械钻速低、安全风险大、固井质量难以保证等问题.为解决这些问题,预测了地层漏失压力和坍塌压力,进行了井身结构和井眼轨道优化、PDC钻头个性化设计,并集成盐水钻井液、旋转导向钻井技术、韧性水泥浆和漂浮顶替固井等配套技术,形成了沧东凹陷页岩油水平井优快钻井技术.该技术在沧东凹陷20口页...     

塔深1井钻井液技术

塔深1井是一口特深科学探索井,设计井深8000 m,完钻井深8408 m,目的层为寒武系。该井钻遇地层复杂,易发生漏失、扩径、坍塌及卡钻等事故,为提高超深井钻井液携岩性能,针对不同开次、优选钻井液类型,一开采用CMC-HV膨润土钻井液以保护井口;二开使用低固相聚合物钻井液,确保大排量,低黏切,强包被,定时或定进尺短起下,从而有效避免阻卡;三开井段使用聚合物磺化防塌钻井液,预防了井壁垮塌和钻屑分散,增强了钻井液的抗温、抗盐水侵能力。四开、五开使用抗高温屏蔽聚磺钻井液技术,克服了高温高压、塌、卡、有进无出严重井漏、固相侵入、膏盐污染、大环空携砂等技术难题,该井的成功完钻为同类井提供了经验。     

快速自动加重配浆系统研制与应用

在油气井钻开储层时,极易发生井涌、井喷等事故,井队必须储备大量的备用加重钻井液,以实现快速压井,确保井控安全。储备加重钻井液的配制通常采用常规的混浆设备进行混配,效率低、劳动强度大,同时造成巨大的浪费。开展了快速自动加重配浆系统的研制。该系统由快速混浆装置、空气动力装置、除尘装置、钻井液密度自动检测装置、自动控制系统、HMI人机交互终端等组成。现场应用表明,快速自动加重配浆系统最大混配速度2.2 t/min,配浆精度0.00 1 g/cm³,混浆均匀, 可适用于各种不同工况作业的要求。