塔河油田沙3区块水平井钻井技术

通过对塔河油田沙3区块已完成的5口水平井的总结分析,认为该区块水平井钻井过程中存在地层可钻性差、地温梯度高、造斜点浅、PDC钻头复合钻进时增斜规律性不强等技术难题,从井身结构优化、钻井液优选、应用"PDC钻头 螺杆"钻进等方面介绍了5口水平井钻井所采取的主要技术措施,并给出了相应的钻具组合、钻井液维护处理及工程技术措施,指出应加强钻具造斜性能的统计分析及PDC钻头的应用,进一步优化井身剖面,优化技术措施,以提高机械钻速,缩短钻井周期,从而提高该区块水平井钻井的综合经济效益。     

PDC钻头泥包原因分析及对策

为满足快速钻进的需要，钻井工程现场越来越多地使用PDC钻头，提高钻井速度，减少起下钻次数，避免掉牙轮等复杂事故．但在应用中经常有PDC钻头泥包的现象。在分析泥包原因的基础上，从改善钻井液性能、改变钻井参数、精心操作等方面，提出了预防PDC钻头泥包的技术措施，有助于解决PDC钻头泥包的问题。     

为PDC钻头连续钻进进行钻井液性能控制

PDC钻头具有钻进时间长、机械钻速高、起下钻次数少等特点,使用PDC钻头可大大提高钻井速度。但PDC钻头的使用效果与PDC钻头在钻进过程中短程起下钻的次数有很大关系,每次短程起下钻后机械钻速都要明显地降低。吐哈中原钻井公司通过在钻井液上做文章,围绕如何形成薄滤饼和如何减薄滤饼上下功夫,基本解决了PDC钻头起下钻阻卡问题,实现了PDC钻头连续钻进(中途不用短程起下钻),充分发挥了PDC钻头使用效果。     

优化钻井技术在苏里格气田东区的应用

根据地层可钻性特点、地层岩性特征,以现有的PDC钻头技术、低固相钻井液使用、丛式井开发配套技术为基本出发点,结合以往在该地区钻头使用记录、钻井液资料、地层等情况进行分析对比,对PDC钻头优化效果、无固相钻井液现场施工、丛式井现场试验效果进行了分析评价,通过现场应用综合效益评价,证明了优化钻井技术的应用,提高了钻井速度,缩短了建井周期,降低了钻井开发成本,真正实现了"优质、安全、高效、低耗"的钻井施工目的。     

元坝121H超深水平井钻井技术

元坝121H井是部署在四川盆地川东北巴中低缓构造带元坝Ⅰ块长兴—飞仙关组礁滩异常体南翼的一口超深水平井,完钻井深7 786.00 m,水平段长612m,是目前国内乃至世界上施工难度极大的水平井之一.钻井过程中,上部大尺寸井段成功应用了泡沫钻井、空气钻井、气液转换、液相欠平衡钻井等提速技术,针对深部高温高压地层,成功应用了旋转导向钻井、超深井侧钻、滑动导向钻井、抑制性聚磺封堵性防塌钻井液、金属离子聚磺混油防卡钻井液等技术,尝试应用了陆相地层PDC钻头+螺杆、水力脉冲空化射流发生器、涡轮+孕镶金刚石钻头等提速新工具,优选了高效PDC钻头+抗高温螺杆钻具、耐高温MWD,从而安全、优质、高效地完成了钻井施工,创造了世界陆上水平井钻井斜深和垂深最大2项世界纪录及多项国内新纪录,为国内外同类型超深水平井的钻探积累了经验.     

准噶尔盆地征10井超深井钻井关键技术

准噶尔盆地清水河组以深地层不确定因素多、可钻性差、压力体系复杂等问题，严重制约了下组合深探井的勘探开发进程。为此，分析了该盆地征10井深部不同地层的钻井工程难点，开展了井身结构优化设计、异型齿PDC钻头研制、高效井壁稳定钻井液及恒定井底压力钻井等关键技术研究。研究结果表明：形成的下组合深探井配套技术首次在征10井中创造了准噶尔盆地最深钻井(7 802 m)的纪录；屋脊齿PDC钻头配套具有长寿命的等壁厚螺杆钻具复合钻井施工，实现了准噶尔盆地腹部深层钻井提速；合成基钻井液能够有效减少因滤液作用造成水敏性地层水化膨胀产生的掉块，是解决准中目的层段井壁失稳、保证井眼质量的首选。研究结果对复杂超深井的钻井提速提效具有重要的指导意义。     

深部泥岩地层扭力冲击器钻井钻头优选研究

新疆玉北地区深部泥质岩地层的优快钻进是钻井提速和降低钻井成本的关键,该地层埋深4000m左右,岩石强度高,泥质岩含量高,采用常规钻井方式及常规钻头钻井机械钻速低。为提高沙井子组地层机械钻速,引入了Tork Baster扭力冲击器钻井。作者针对地层岩性特征,结合前期钻头使用情况,根据钻头井底流场模拟 结果,优选出了适合在沙井子组地层的个性化MD1646型PDC钻头,并提出了防止钻头泥包的配套工艺措施。现场应用结果表明,MT1646型PDC钻头在相同工作时间与前期MT1657型PDC钻头钻井相比,采用油基钻井液平均机械钻速提高81%,钻头工作进尺增加143%;采用改进水基钻井液平均机械钻速提高76%,钻头工作进尺增加102%。研究成果为同类地层的优快钻井提供了重要的技术参考。     

水平井PDC钻头井下颗粒流数值模拟研究

针对深层页岩气水平井钻探过程中,岩屑运移效率低导致钻头泥包的问题,采用CFDDEM耦合方法,对水平井PDC钻头井底流场进行数值模拟。研究了不同条件下井底流场岩屑运移情况,提出用岩屑滞留量和岩屑运移比来评价PDC钻头井底流场的携岩性能。研究结果表明:在井底PDC钻头区域,钻井液排量越小,岩屑在钻头心部区域的窜流越明显;钻井液的窜流与流量大小无关,主要与钻头水力结构有关;在环空区域,钻井液排量越小,重力作用越明显,重力是井底出现岩屑床的主要因素;旋转体力可使岩屑从低速流层跃迁到高速流层,从而获取轴向运移动能,随高速钻井液排向出口;钻井液排量和旋转均会影响岩屑滞留量和岩屑运移比。研究结果可为后续水平井PDC钻头携岩问题研究提供参考。     

塔河油田二开长裸眼钻井技术研究与应用

针对塔河油田地质结构复杂,开发井二开裸眼段长,钻井过程中易出现钻头泥包、井漏、缩径和井壁垮塌等技术难题,通过优选PDC钻头、优化钻具结构、优选钻井参数和优化钻井液体系等配套技术的研究,形成了一套适合该区块的优快钻井技术及施工措施.并在TK1028等4口井中成功地应用,缩短了钻井周期,提高了经济效益。     

玛湖油田玛18井区“工厂化”水平井钻井技术

玛湖油田玛18井区致密油气水平井钻井存在钻井速度低、钻井周期长的问题,为此,在分析该井区地层情况和钻井技术难点的基础上,进行了“工厂化”水平井钻井关键技术研究,包括成熟钻头序列优选、直井段采用“MWD+螺杆+PDC钻头”钻进、造斜段和水平段使用“旋转导向工具+PDC钻头”钻进、应用XZ高性能水基钻井液等,形成了玛18井区“工厂化”水平井钻井技术,多口井的现场应用结果表明,单井完井周期明显缩短。其中,MaHW6234和MaHW6235平台水平井单井完井周期缩短至86.0 d;MaHW6203井钻井周期缩短至78.8 d,完钻井深6 130.00 m,创玛湖油田水平井最深纪录。玛湖油田玛18井区“工厂化”水平井钻井技术为高效开发玛湖油田三叠系百口泉组致密油气藏提供了技术支持。      

Q2-24井钻头优选试验研究

玉门油田青西地区地层可钻性变化较大，钻头选型困难，导致机械钻速较低。在Q2-24井钻井过程中试验应用了BEST公司的PDC钻头和HUGHES公司的三牙轮钻头，结果表明：该地区弓形山组地层开始直到中沟组泥岩段(2200～3500m)夹杂砂岩、砾岩的地层，使用小尺寸、大倒角的PDC钻头是适宜的，但需认真分析岩性及井下情况，并参阅邻井PDC钻头使用资料，确定合理的钻井参数和钻具组合，以提高机械钻速，缩短钻井周期；与国产钻头相比，HUGHES钻头的的机械钻速较高，钻头的轴承和胎体材质较好，与国产钻头相比，能承受更大钻压。     

定向喷嘴PDC钻头井底流场特性研究

对PDC钻头水力结构的优化是控制泥包生成和发展的有效手段。基于计算流体力学理论,针对PDC钻头在使用过程易产生泥包的问题,建立了带有侧向射流喷嘴的PDC钻头井底结构的物理模型,采用k?ε双方程模型封闭N?S湍流方程,使用SIMPLEC算法对该条件下的物理模型进行数值模拟计算,并定性研究了井底流场特性及刀翼表面速度、压力分布特征。研究结果表明:侧向射流形成新的射流区,减小了井底漩涡的覆盖面积,对井底清岩能起到积极作用;在侧向射流带动下,刀翼切削面的剪切力、压力梯度增大,利于抑制泥包的成长和冷却刀翼,提高钻头性能。该结论为PDC钻头水力结构的优化提供了新的思路。     

削减PDC钻头泥包提高机械钻速的技术途径

采用PDC钻头与水基钻井液配合方式钻进泥页岩地层时,如何防止钻头泥包成为提高钻速的一大技术难点。为此,首先介绍了国外水基钻井液和水基钻井液添加ROP增速剂的钻头提速室内模拟实验取得的成果;然后用典型实例分别评述了PDC钻头优化（结构、氮化处理）以及在泥岩段地层中应用水基钻井液添加ROP增速剂的提速效果。考虑到钻井液的费用和环保问题,认为加入ROP增速剂的水基钻井液配合抛光PDC钻头将是软泥岩地层提速的有效技术途径,其应用一定会有更广阔的前景。     

新型钻井提速工具在龙岗气田软硬交替地层中的成功应用

自21世纪初在四川盆地发现龙岗气田以来,机械钻速低、钻井周期长等问题长期制约着该气田勘探开发的进度和效益。为此,对该气田的钻井地质特点和影响钻井周期的因素进行了系统分析,认识到该气田侏罗系沙溪庙组、自流井组中的砂泥岩软硬交替频繁造成钻头泥包和PDC崩齿,以及上三叠统须家河组定向钻进托压严重是使机械钻速变慢最重要的影响因素。进而提出了不同地层的针对性提速技术方案,即侏罗系采用旋转冲击器带专用PDC钻头钻进,配合钻井液性能调整、钻井参数优化等专项技术措施的应用来预防处理PDC钻头泥包,实现侏罗系快速钻进;在三叠系须家河组的定向钻进井段,采用高速弯涡轮带孕镶金刚石钻头进行高转速低钻压快速钻进,该钻进方式充分利用孕镶金刚石钻头切削齿自锐的特点,以延长钻头使用寿命。最后,在该气田的2口井上进行了现场应用试验,大幅度提高了应用井段的机械钻速、缩短了钻井周期,取得了良好的试验效果。     

基于比能理论的钻头工作状态监测方法

钻头工作状态是影响钻井机械钻速和钻井效率的重要因素之一,而钻头的地下工作环境具有高隐蔽性和不确定性,一旦出现异常,很难在第一时间被现场施工人员发现.文中分析了钻头工作状态的影响因素,利用Farrelly等人提出的比能法,通过多元线性回归模型计算钻头扭矩,得到钻进过程中钻头比能值监测的工程简化模型.比能监测值的异常变化,...     

PDC钻头泥包的识别及其录井参数特征

PDC钻头的高钻速和耐磨性,为提高钻井时效创造了条件,但在某些地层中PDC钻头在钻进过程中容易发生钻头泥包,不仅影响钻进速度,而且可能引发井喷。针对此问题,开展录井现场的实时评价、及时发现与识别PDC钻头泥包,是综合录井的重要工作之一。在PDC钻头钻进过程中对录井参数及曲线的异常变化进行实时监测,可及时发现钻头泥包,通过实例分析,总结出PDC钻头发生泥包时综合录井参数变化特征,阐述了钻头泥包与钻头老化的异同点,提出了钻头泥包的识别方法和步骤,在实际应用中取得了很好的效果,为拓展综合录井仪在钻井工程预报中的作用进行了有益的探索。     

复合钻井技术在川东北地区的应用

复合钻井作为海相地层提高钻井速度的有效手段之一，已在川东北地区逐步推广应用，但从前期应用来看，在各区块应用的总体效果参差不齐，尤其是在提速的同时，井身质量不能得到有效保障。针对以上难题，为保证井身质量，提出了一套从井眼尺寸相匹配的螺杆选型、典型的复合钻井钻具组合优化，以及复合钻井的技术方案。试验表明：所提出的复合钻井技术方案在提高机械钻速的同时，能有效地控制井身轨迹，具有较高的实用价值和推广应用价值。建议在钻井工程设计中推广应用复合钻井技术，将PDC钻头、螺杆钻具和MWD的费用列入钻井成本。在上部陆相地层（侏罗系上沙溪庙组-三叠系须家河组底）开展与之相适应的PDC钻头或高性能的三牙轮钻头进行复合钻井试验，探索出具体的经济适用井段，进一步挖掘复合钻井技术在川东北地区的钻井潜力。     

基于钻速模式的PDC钻头切削齿磨损监测新方法

为了对PDC钻头切削齿的磨损程度进行实时定量监测,优选了适合PDC钻头的钻速方程,通过分析切削齿切削轨迹长度、切削齿磨损体积及机械钻速之间的关系,建立了相对磨损系数的迭代模型,提出了随钻PDC钻头切削齿磨损监测新方法。以玉门油田、青海油田及西南油气田使用PDC钻头所钻井的测录井数据为基础,对模型进行了验证。分析结果表明:基于钻速模式的PDC钻头切削齿磨损监测新方法计算的相对磨损系数与起钻后实测的钻头磨损数据较为接近,计算值与实测值的平均相对误差为11.60%;新方法能够较准确地对PDC钻头切削齿的磨损程度进行检测,为及时调整钻井参数、复杂地质情况预警和更换钻头提供依据。所得结论可为随钻PDC钻头的磨损程度判断提供参考。     

中心分区式PDC钻头流场数值模拟

为证实Φ215.9 mm中心分区式PDC钻头具有更好的冷却和携岩性能,根据钻头底部轮廓包络面建立了Φ215.9 mm中心分区式与常规PDC钻头刀翼流道流场模型,对模型大压力梯度区域运用非均匀结构网格技术进行了局部细化,模拟了两种水力结构对井底流场及各流道内流量的影响。结果表明,中心分区水力结构形成的弱连通区域,使各流场区域的流量分配更加合理,并可缓解流体对钻头冠部的冲蚀,有利于流体及时冷却切削齿,减小钻头热磨损可能性,提高携岩能力和降低原生泥包发生概率。PDC钻头采用中心分区水力结构不会增加钻头布齿及刀翼等结构设计和加工制造的难度,并能提高水力效率,推荐在适用PDC钻头地层的中深井段常规钻井和复合钻井中使用。