南堡13-1706大位移井钻井技术

冀东油田南堡滩海油田受端岛面积限制,需要部署水平位移大于3 000 m的大位移井开发。针对大位移井钻井施工中存在摩阻扭矩大、轨迹控制难、循环泵压高、井眼清洁难度大、长裸眼井壁失稳、深部井段定向托压等技术难题,开展了人工端岛大位移井钻完井技术研究。通过对井眼轨道优化设计、装备升级改造,提升大位移井井眼延伸极限,利用Landmark软件对摩阻扭矩、钻井参数进行分析,研究了KCl抗高温钻井液复配新型固壁剂和封堵剂强化钻井液封堵能力及套管安全下入技术。采用井眼轨迹控制、降摩减扭、优化钻井液、套管安全下入等常规技术的优化和集成应用,成功实施了大位移井南堡13-1706井。该井完钻井深6 387 m,最大井斜83°,水平位移4 941 m,为水平位移大于4 500 m的大位移井钻井实践积累了经验,为加快南堡滩海中深层油藏的勘探开发提供了技术支持。     

南海西江大位移井钻完井工艺分析研究

南海西江大位移井工程是国内海洋石油开发方案中的一个成功模式,为高效开发海洋边际油田闯出了一条新路。以南海西江已钻6口大位移井的工程资料为基础,结合有关的理论分析与科学计算结果,深入分析和总结了南海西江大位移井钻井与完井工艺的技术特点和成功经验,主要研究内容:井身剖面及井身结构设计,井下扭矩/摩扭预测与控制,井眼轨迹导向控制,井壁稳定与井眼清洁,下套管作业,钻头选型以及相应的完井与诱喷等工艺。这套钻完井工艺,不仅具有科学的理论依据,而且经过现场应用,验证了其具有重要的参考价值。     

大位移井钻井技术

大位移井钻井是断水平井之后国外９０年代发展起来的钻井新技术。它是优化开发海上或浅海油田的有效方法，并能节约油田开发综合成本。本文介绍了大位移井的特点，发展的原因，大位移井钻井的技术关键以及在大位移井钻井中应用的几面新技术等。     

杨税务潜山油气藏大位移井钻井完井关键技术

为了解决杨税务潜山油气藏大位移井钻井完井中面临的摩阻扭矩大、井眼轨迹控制难度大、泥岩砾岩玄武岩地层钻速低、井底温度高和小间隙固井难度大等技术难点,结合区块地层特点,通过理论分析和模拟计算,优化了井身结构和井眼轨道,优选了井眼轨迹控制方式和钻井液体系,优化了钻井液性能,制定了提速和固井技术措施,形成了华北油田杨税务潜山油...     

国外大位移井钻井技术的最新进展

英国石油勘探公司已在英格兰南部海岸的Ｗｙｔｃｈ Ｆａｒｍ油田钻成１３口大位移井，积累了丰富的经验，目前正准备钻水平位移位１０ｋｍ的大位移井。为了进一步延伸大位移井的水平位移，一些公司努力改善大位移井的清洗效果，研制能够降低扭矩和摩阻的工具，已取得了一些成果。     

超大水垂比大位移井钻井技术

南海东部海域流花11-1油田(简称流花油田)经过8年生产后,因综合含水上升,产量递减较快,急需采取措施增储上产。从2001年开始,先后利用原生产井槽侧钻,以超大水垂比大位移井和侧钻井方式开发距离主开发区东翼4.5 km的3井区的油藏,至目前已实施4口侧钻大位移井, 3口侧钻井作业(按照国际上的定义标准,此3口侧钻井也属于大位移井范围), 7口井部分井段采用了旋转导向钻井技术,钻井施工过程顺利,其中B3ERW4大位移井最大水平位移5634.07 m,水垂比达到4.58,是国内水垂比最大的1口井,并排列在世界第10位。同时,这一批超大水垂比大位移井连续刷新并创造了海洋石油钻井多项新记录。实践证明,采用侧钻大位移井或侧钻井的方式,对于流花油田生产后期的增产是一种比较经济有效的措施和途径。这种综合开发技术对于浅滩油田和已开发油田周围的卫星构造的开发具有十分重要的借鉴意义。     

世界级大位移钻井的成功秘诀

在开发WytchFarm油田时 ,BPAmo co公司的大位移钻井 (ERD)作业队在作业成本和环境方面遇到了挑战。关键问题是不仅要能继续开发新技术 ,同时还要采用针对性强的方法来改善作业动态。重点主要放在能使作业队积累可靠和技术上快速成熟经验的油井单项技术开发上。这样不仅能使作业队在新技术应用的风险管理方面树立信心 ,更重要的是 ,经作业队的不懈努力 ,在作业时间和成本上赢得主动     

超浅层大位移水平井钻完井技术

为提高渭北油田低孔、低渗、低压油藏的单井储量动用程度,增加油井产能,在渭北油田部署了超浅层大位垂比水平井---ＷＢ２Ｐ３７ 井。在分析施工难点的基础上,对井身结构、井眼轨道设计、井眼轨迹控制、倒装钻具组合、钻井液技术,下尾管固井等关键技术进行了研究,保障了该井钻完井施工的顺利进行。该井完钻井深为１ ６５６ ｍ,完钻垂深为３９２􀆰 ９７ ｍ,水平位移为１ ３８４. ４４ ｍ,位垂比为３. ５２,油层套管一次下入到井底,固井质量良好。该井试验表明：在渭北油田超浅储层,垂深大于３９０ ｍ、水平段长为１ ０００ ｍ 的大位移水平井进行下尾管固井完井的方案是可行的。该技术对国内其他同类油田的开发具有借鉴意义。     

冀东油田人工岛丛式井钻井防碰技术

冀东油田人工岛丛式井井网密度大,钻进中易发生井下碰撞问题,为解决该问题,研究了防碰技术。通过分析冀东油田人工岛丛式井的钻井技术难点,提出了针对性技术措施:正钻井碰撞高风险井段使用牙轮钻头;应用低刚性钻具组合,使井下钻具获得更大的挠度变形空间;进行随钻MWD磁场强度监测,根据磁场强度异常值判断正钻井与邻井套管的距离,预警碰撞风险,指导正钻井防碰。综合这些技术措施形成的冀东油田人工岛丛式井钻井防碰技术,在冀东3号人工岛丛式井组进行了应用,降低了钻进中发生井下碰撞的概率,表明该技术是防止正钻井与邻井套管碰撞的有效技术,可为冀东油田人工岛加密钻井提供安全保障。      

冀东油田浅层小井眼侧钻水平井钻井完井关键技术

为解决冀东油田浅层?139.7 mm套管开窗侧钻水平井存在的钻井泵压高、机械钻速低、油水层封隔效果差、油井投产后含水上升快等问题,选用了可以降低钻井泵压的?79.4 mm非标钻杆,试用了能给钻头柔性加压的小尺寸水力加压提速工具,选用了?95.3 mm非标套管、采用了膨胀悬挂尾管筛管顶部注水泥完井技术,并制定了提高侧钻小井眼固井质量的技术措施,形成了适用于冀东油田浅层小井眼侧钻水平井的钻井完井关键技术。该技术在冀东油田5口浅层高含水油藏侧钻水平井进行了应用,与未应用该技术的邻井相比,试验井泵压得到了有效控制,机械钻速提高了24.6%,钻井周期缩短了14.1%,同时解决了小井眼窄间隙井眼封隔差的问题,实现了对水平段水层的封隔和侧钻窗口处的密封,避免了对后期采油生产的影响。试验结果表明,冀东油田浅层小井眼侧钻水平井钻井完井关键技术能够提高小井眼侧钻水平井的机械钻速、缩短钻井周期和有效分隔油水层,提速提效效果显著,具有较好的推广应用价值。      

海上边际油田钻完井关键技术及其综合应用

为有效开发边际油气田,根据边际油田的特点及渤海湾常规油田的钻完井技术,提出了海上边际油田钻完井关键技术,主要包括单筒双井技术、随钻测井及旋转导向钻井技术、实时可视随钻决策系统、领眼技术及水平井钻井技术、水平生产井采用裸眼下优质筛管＋砾石充填防砂完井技术、单井双泵技术。该关键技术的提出进一步完善了海上优快钻完井技术,在秦皇岛33—1油田的成功使用,节省了钻井工期,有效提高了油田的开发效果,渤海湾边际油田的成功开发使渤海湾边际油田钻完井技术有了很大提高,为以后渤海湾边际油田的开发奠定了基础。     

长庆油田致密气水平井超长水平段安全钻井完井技术

为了提高长庆气田致密气开发效益,加大部署水平段长超4 000 m的水平井,但随着水平段长度增加,面临井眼轨迹控制困难、钻井液携岩难度大、钻具起下钻摩阻大、泥页岩井壁易失稳和尾管难以下至设计井深等技术难点。为此,应用优化钻具组合及强度校核技术,以保证施工的安全性;研发高性能水基环保钻井液体系并配合井眼清洁监测技术,以实现超长水平段的安全钻进;采用破裂板悬浮器下套管技术,以确保套管下入顺利;并结合该油田的实际情况提出了具体的技术措施,形成了长庆油田致密气水平井超长水平段安全钻井完井技术。长庆油田3口致密气水平井的超长水平段应用该技术后,均顺利完井,表明其可以保证超长水平段的安全施工。长庆油田致密气水平井超长水平段安全钻井完井技术为长庆油田致密气高效开发提供了技术途径。      

FLO-PRO无固相钻井液在冀东油田水平井中的应用

冀东油田勘探开发的主要手段是水平井钻井,为满足水平井钻井、保护油层和保护环境的三重需要,在储层钻进中应用了FLO-PRO无固相钻井液.该体系是一种弱凝胶钻井液,专为水平井的储层保护而设计.介绍了该钻井液的技术特点和现场应用情况,并对其性能进行了评价.在冀东油田陆上油田4个区块的应用表明:FLO-PRO无固相钻井液性能稳定,油层保护效果好,流变性独特,携岩能力强,是适用于水平段钻进的优良钻井液,并且对环境影响小,满足冀东油田环境保护的要求.     

硅钾基防塌钻井液在冀东油田深井中的应用

针对冀东油田沙河街组地层存在着塌、卡、喷，漏等复杂情况，在柳赞地区３口深井钻井中，采用了防塌性能强、热稳定性能好的硅钾基防塌钻井液体系，较好的解决了深井地层的坍塌问题，目的层井径扩大率均小于１５％，电测一次成功率达１００％，提高了钻井速度，保护了油气层。     

塔河油田钻井完井技术进步与展望

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏具有油藏埋藏深、温度高、压力高和普遍含H₂S等特点,钻井过程中存在井漏、缩径、井塌、钻井周期长和井控风险大等技术难题,为此开展了钻井完井技术攻关与实践,历经安全成井、优快钻井和高效钻井等3个技术阶段,形成了以井身结构优化和优快钻井技术为核心的深井超深井钻井完井技术,为塔河油田快速上产提供了有力支持,也促进了中国石化深井超深井钻井完井技术的进步。近年来,随着塔河油田勘探开发转向深层和外围,钻井完井的难度更大,更加需要以深部油气藏效益开发和超深井安全高效钻井为核心开展技术攻关与试验,以满足深部油气藏高效开发的需求,并推动中国石化超深井钻井完井技术持续进步。      

华北油田浅层气井钻井液技术

浅层气井钻井施工中常发生井喷事故，引发着火、井眼垮塌、钻具遇卡或井眼报废，甚至因井喷导致地表坍陷、钻机被埋，还会对环境造成破坏和污染。根据地层情况，完善并制定了一套切实可行的钻井液技术方案和工艺措施，确保了浅层气井钻井施工安全。钻井实践表明，采用的浅层气井钻井液技术，达到了安全钻探目的。     

大港油田页岩油水平井钻井关键技术

大港油田沧东凹陷页岩油水平井钻井过程中面临着破岩效率低、井眼轨迹控制难度大、摩阻扭矩大、完井管柱下入困难等技术难题,影响了页岩油的勘探开发效益。为了解决这些问题,进行了激进式水力参数设计、异形齿PDC钻头研制、深层水平段高效钻井技术、旋转导向井眼轨迹控制技术、强抑制强封堵高性能水基钻井液技术和旋转引鞋+旋转下套管工艺等技术攻关研究,形成了大港油田页岩油水平井钻井关键技术。该技术在13口页岩油水平井进行了现场应用,平均机械钻速13.16 m/h,钻井完井周期50.62 d,井下故障时效低于0.1%,均创造了大港油田的钻井纪录。研究与应用表明,大港油田页岩油水平井钻井关键技术为沧东凹陷页岩油高效勘探开发提供了技术支撑,也为国内页岩油水平井安全高效钻进提供了借鉴。