莺歌海盆地调整井表层钻井作业模式探索及实践

分析莺歌海盆地调整井表层钻井作业存在的隔水导管窜漏、井眼轨迹控制能力差、井眼不清洁和固井水泥返高难以把握等问题,通过优化隔水导管下入方式、优选定向钻具组合及配套钻井参数、调整泥浆作业思路和建立固井水泥返高预测方法,形成了一套该海域调整井表层钻井作业模式。     

超深水表层导管喷射作业实践

LW-X井是中海油在中国南海作业的一口重难点超深水探井,作业水深超2600m。该井作业为超深水,海底温度低,入泥深度深,平台升沉都严重制约了表层导管喷射作业的施工。在深入分析该井表层作业技术难点的基础上,不断吸取前期作业的成功经验,通过优化喷射方案及措施、使用高强度钻杆、调节补偿器启停节点、交叉印证长度等优化措施,解决了长入泥喷射钻井作业摩阻大、常规钻杆载荷不足,补偿器后期超载、低压导管头露出长度精确控制等困难,成功实施了该井表层喷射作业。本井的作业过程及最终的成功实施可为其他类似超深水井表层导管喷射作业提供技术参考。     

半潜式钻井平台进行表层高精度控制措施技术

利用海上半潜式平台进行多口生产井的开发国内主要有两种模式。一种是先下多井槽孔的水下基盘,然后半潜式平台就位后进行钻井作业,最后回接套管至导管架进行完井、连接生产管线进行生产的模式,还有一种是平台新进行就位,进行钻井作业,然后下水下采油树,最后进行完井,连接水下管线进行生产的模式。随着作业水深的增加和考虑边际油田的经济性,第二种开发模式将逐渐增多,本文主要介绍第二种开发模式的表层作业,该模式的表层作业尤其重要,需要考虑井口位置的精准度,井口基盘的高度的精准度以及井口基盘的方向和精准度,如果精度不够,影响水下采油树坐在井口的稳定性和采油树管线的连接。在海水中进行表层精准度控制的难度大,受海流和海浪的影响,表层作业的效率往往较低,有时为了达到精度的要求,需要等待合适的天气和海流。本文总结作业经验,摸索出了半潜式平台进行高效表层作业的技术,该技术在中海油南海西部油田文昌10-3项目成功的应用,随着项目表层作业高效的完成,验证了技术的可行性,并且为后续利用半潜式平台进行开发井作业以及深水开发井表层作业提供了宝贵的经验。     

东海油基泥浆对常规录井的影响及应对措施

为了保障水平井、大位移井、超深井等复杂井的安全高效作业,东海区域普遍采用MO-DRILL油基泥浆进行钻井施工。MO-DRILL油基泥浆由白油、主乳化剂、辅乳化剂、有机土、降滤失剂、流型调节剂等配置而成,具有良好的润滑性和强抑制性,能够解决润滑防卡以及井壁稳定等问题,但是也给岩屑录井、荧光录井、气测录井等常规录井项目带来了很多挑战。因此,在多口井的现场录井作业实践中,摸索、总结了一套针对MO-DRILL油基泥浆的录井方法。     

浅谈固井现场复杂情况的处理

随着大庆油田开发的深入,保持油田4000万吨稳产的目标。每年的钻井任务都在4000口以上,随之固井油层、表层、技术套管的任务在5000-6000口以上,固井生产任务十分繁重。随着油藏的开发,地层复杂情况也在不断变化,固井施工难度增加。加之固井技术员队伍年轻化,很多新毕业的技术员存在着固井现场经验不足、纸上谈兵的情况,面对现场固井复杂情况不知所措。针对的情况,下面浅谈一下固井现场作业的一些经验。     

深水油田精确定位应用与实践

我国首个自营整装深水开发油田群—流花16-2油田群表层钻井作业中,成功组合应用GPS水面高精度定位技术及长基线水声定位技术完成水下井口高精度精确定位。在现有水下定位技术基础上通过对作业流程进行一系列优化,探索出了一套适用性强、易操作的深水油田开发井表层精确定位技术。针对深水海底表层地质疏松且海底流难以掌握规律等特点,为避免表层钻进过程形成大井眼影响定位精度及导管串水平度,通过对钻井参数精细化控制,保证了表层井眼规整及"防斜打直"效果。流花16-2深水油田群水下井口精确定位技术为后续的深水油田开发提供了良好的实践和指导意义。     

浅谈固井现场复杂情况的处理

随着大庆油田开发的深入,保持油田4000万吨稳产的目标.每年的钻井任务都在4000口以上,随之固井油层、表层、技术套管的任务在5000-6000口以上,固井生产任务十分繁重.随着油藏的开发,地层复杂情况也在不断变化,固井施工难度增加.加之固井技术员队伍年轻化,很多新毕业的技术员存在着固井现场经验不足、纸上谈兵的情况,面对现场固井复杂情况不知所措.针对的情况,下面浅谈一下固井现场作业的一些经验.     

试井作业复杂情况分析与技术措施优选探讨

随着我国油田开发技术的不断深入,试井技术也得到了全面的发展。试井作业受客观环境如井下介质、管串结构、气候情况、作业环境、生产设备状况、生产技术状况等各种条件的影响可能导致结冰、冰堵、遇卡等各种生产复杂情况在试井作业过程中发生。为了满足我国当前针对油田开发技术的需要,本文针对现行的油田开发中试井技术的现状及存在的问题进行简要的阐述,并就试井作业中出现的复杂情况,借鉴前人的技术进行了分析总结,并提出了相应的解决方案。     

新型液体减轻剂在南海某深水井表层固井中的应用

目前，我国海洋油气开采正迈入深水时代，但是深水区块普遍存在着泥线低温、表层松软易漏、易发生浅层流的特点。针对这些难点，通常在深水表层固井过程中使用低密度漂珠水泥浆体系，但是该体系存在着混配不均、容易破裂损失等缺点。因此，在南海西部某口深水高温高压井固井过程中，创新性地使用了一种新型的液体减轻剂配制的表层水泥浆——PC-LiquidLet水泥浆体系。现场使用结果表明，该水泥浆体系在低温条件下具有较高的早期强度发展、低失水和较好的流变性，能够很好地适用于南海西部海域表层固井作业。     

空气钻井技术在贵州煤层气井表层施工中的应用

贵州煤层气井具有:井深浅、灰岩段长、表层溶洞/裂隙发育多等特点,采用常规钻井技术进行贵州煤层气井表层施工,易发生井漏,且溶洞性漏失基本无法封堵,不能实现表层钻进作业。采用空气钻井技术进行贵州煤层气井表层钻井作业施工,可有效减轻井漏带来的危害,实现表层快速钻进。在钻井施工结束后下入表层套管封隔漏层,保障下部井段安全施工。本文以贵州官寨区块煤层气井为例,介绍了空气钻井技术在贵州喀斯特地貌煤层气井表层施工中的应用及取得成果,希望可以对贵州喀斯特地貌煤层气开发钻井工程技术提供一定的借鉴及思考。     

锦州油田火烧油层作业井控安全分析

锦州油田经过近40a的勘探开发,产量全面递减,开发难度越来越大,只能引进新的开发方式寻求突破。稠油区块引进了火烧油层等开发方式,由于火烧油层独特的开发方式决定了作业井控安全也有别于常规蒸汽吞吐和蒸汽驱开发,因此在作业过程中的井控安全、风险控制尤为重要。     

东方气田高温高压井完井技术难点及挑战

随着近年海上勘探在高温高压领域的重大发现,国内海上高温高压井的开发已进入实施阶段。在2014年投入开发的东方某气田具有压力系数高、温度梯度高和CO2含量高的显著特点,风险控制、作业安全和长期生产安全是地质油藏、生产、工程和钻完井的关注重点,在调研国内外高温高压气井完井技术的基础上,结合专题实验和研究,该气田安全和高效的投产。在该气田作业经验和教训的基础上,针对后续将开发的更高温度和压力的储层,本文对高温高压井完井作业的难点和挑战进行了分析和阐述,并且提出了完井技术的下一步研究和改进方向。     

裸眼水平井分段压裂管柱在东海的研究与应用

低孔渗是东海油气藏的主要特性,也是开发重点,但目前开发呈现出效率低、自喷能力弱、井口油压下降快等问题,为此提出水平井裸眼分段压裂完井技术在东海油气田进行试用,现场应用结果表明,合理采用该技术,可以提高采收率和经济效益。本文介绍了水平井裸眼分段压裂管柱结构和工作原理,并针对分段压裂管柱在裸眼段下入困难及完井管柱的完整性等问题,提出了有效的解决措施。水平井裸眼分段压裂完井技术在东海首次成功应用,为后续海上低孔低渗油气藏的高效经济开发提供了宝贵的经验。     

多频次作业井综合分析软件的开发与应用分析

针对多频次作业井造成油井作业工作量居高不下和没有多频次井治理台账导致各生产单位在统计多频次作业井数时资料误差较大等问题,开发计算机软件,建立多频次作业井治理数据库,可实现定期进行分生产单位累计多频次井作业次数的统计,并建立多频次作业井治理台帐,针对各自多频次井的实际特点进行归纳分类,建立了月度监控曲线上网,方便对已出现的作业次井实行生产跟踪,对即将出现的多频次井实行预警。     

海油陆采模式下的钻井技术发展研究

在油价持续低迷,低油价成为常态的今天,一些海上的边际小油田由于储量低,经济评价差,无法实现开发,海油陆采主要采用大位移井、丛式井组技术进行开发,存在着表层定向易产生磁干扰、浅层大尺寸井眼定向困难、井网密集防碰绕障难度大等作业难点。通过井眼轨迹优化设计、不同井段优化钻具组合、旋转导向打井技术、大斜度井稳斜钻井技术以及三维防碰绕障等技术来克服钻井施工难度大的问题。本文主要针对海油陆采大型丛式井组钻井技术及应用进行研究,对今后浅滩及海上大面积的经济高效开发具有重要指导意义,同时积累了宝贵经验。     

随钻实时地质跟踪分析技术在东海油气田开发井中的应用

首次在东海某油气田部署了随钻实时地质跟踪分析技术系统平台,通过与钻前区域邻井、钻井设计等基础地质和地震资料相结合,建立目标油气田随钻跟踪项目工区,实现Access与Oracle数据库联合调用,挖掘了井场的LWD、气测、定向井和钻井参数等实时数据的应用潜力。在目标井钻探过程中,应用快速实时地层对比分析、随钻地震轨迹投影剖面以及水平井井眼轨迹跟踪调整等手段,有效提高了海上油气开发地质油藏决策的效率和准确性,指导了钻探作业实施。通过东海西湖凹陷A、B油气田多口开发井的应用,在地层（小层）实时对比、油气层快速判断、降低水平井着陆风险以及提高水平段储层钻遇率等方面效果显著。     

不压井作业技术在气井维护中的应用

气井井口主控阀或表层套管发生漏气,将给气井安全生产带来隐患。文章介绍了采用不压井作业方式更换井口主控阀及封堵表层套管漏气的技术。该技术操作简单,无需压井,对气井产层不会造成污染,施工费用低。两年来,采气矿应用不压井技术更换井口主控阀及封堵表层套管漏点,取得了理想的效果。     

东海腐蚀性管柱打捞技术分析与应用

近年东海地区油气井发现了多口井井下管柱出现不同程度的腐蚀情况,在大修处理井筒管柱过程中,由于井下落鱼的形状不规则、位置不确定、强度降低,对打捞工具的选择、打捞过程参数的控制和把握,提出了更高的要求,在运用普通打捞工具进行作业的前提下,针对东海某井的腐蚀性管柱打捞,提出了新的打捞思路,文章总结提炼了腐蚀管柱打捞的过程及技术要点,供现场作业借鉴。     

东海气井大修可回收封隔器未解封出井所带来的复杂情况分析与处理

由于历史原因,东海某气田大部分气井顶部封隔器均为可回收式顶部封隔器,长时间生产后,生产油管受到温度、腐蚀等影响发生变形或结垢,导致钢丝测压作业下入受阻,无法开展油藏监测,影响后续生产分析和措施制定,故需要大修作业从而实现分层开采或补射孔;但是在大修处理井筒管柱过程中,顶部封隔器90%均为可回收式封隔器,由于已经进行的两口井的处理过程中,均未能正常解封出井,为现场作业带来了极大的作业风险;针对东海气井大修可回收式封隔器未解封出井所带来的复杂情况,本文做了详细的分析和总结,为以后类似井的作业提供借鉴和参考。     

MO-DRILL油基钻井液体系研究及在大位移井应用

为了满足东海油气田大位移井开发需求,研制了一套满足大位移井钻井要求的MO-DRILL油基钻井液体系。通过优选乳化剂、润湿剂及进行加量配比来保证油基钻井液的稳定性、开发流型调节剂来提高油基钻井液的低剪切速率粘度,提高动塑比,解决其携岩能力不足,易形成岩屑床等问题。研究结果表明,MO-DRILL油基钻井液体系具有流变易调控,低剪切速率粘度高,动塑比可调,抗温压能力强等特点,并具有较好的抗钻屑、海水污染能力,较好的储层保护性能。现场应用结果表明,MO-DRILL油基钻井液体系可满足复杂地层井、水平井安全高效作业要求。