徐闻X3井井眼轨迹控制技术

徐闻X3井是一口部署在北部湾盆地迈陈凹陷区块的多靶点定向井, 也是中石化首口超高温超深四靶点定向探井,该井二开井段长达2 667 m,为大尺寸长裸眼井眼;三开实钻裸眼段长1 540 m。该地区地温梯度高,井深5 974 m电测温度为211 ℃,高温影响MWD仪器使用性能,下部井段只能依靠多点投测,井身轨迹控制具有滞后性。为实现徐闻X3井井眼轨迹的有效控制,该井直井段采用塔式钻具组合,长达2 028 m的直井段最大井斜角仅为1.39°,定向井段采用1.5°的单弯螺杆定向,稳斜井段采用满眼、微增钻具组合钻进。该井4个靶点均顺利中靶,实钻井眼轨迹达到设计要求,完钻井深6 010 m,完钻水平位移达2 017.22 m。该井的顺利完钻为同类井的施工提供了经验。     

大扭矩低速螺杆在马深1井二开Φ444.5mm大井眼中的应用

马深1井是勘探分公司部署在四川盆地川东北通南巴构造带马路背构造高部位上的一口重点直探井,该区块地质条件复杂,地层可钻性差,井漏频繁。该井二开中完井深4 295 m,段长3 334 m,为川东北地区第一口444.5 mm大井眼钻达4 000 m以上的井。该井段大井眼清砂困难、钻具扭矩大、机械钻速慢,成为影响提速提效的关键井段。文章通过对螺杆钻具的工作特性分析,优选大扭矩螺杆配合高效PDC钻头复合钻进,选择最佳的钻井参数模式,采用单弯螺杆配合MWD随钻测量仪器进行防斜打直和纠斜,在二开井段1 209~2 594.12 m进行了成功的应用,对解决深井大直径长井段的钻井问题具有一定的指导意义。     

SHW01深水平井钻井工艺技术

新疆石西油田第一口水平井──SHW01水平井,φ339.7mm表层会管下深500m,φ244.5mm技术套管下深4013.37m。三开用φ216mm钻头,第一次在井深4060m造斜钻至4390.18m(井外角69°)卡钻,经多次处理无效,注水泥封固。第二次在4066.21m侧钻,用双弯和单弯螺杆钻具增斜,于4472.05m(井斜角88°)进入水平段。后用转盘钻、单稳定器钻具钻进,于4484.70m进入水平段窗口,并较好地控制了稳平钻进,因冬季施工和井下情况复杂,为确保安全提前完钻。完钻井深4800.10m,垂深4385.20m,开封角90.3°,闭合方位7.06°,水平位移550.33m,采用φ177.8mm×4288.43m+φ139.7mm×503.67m复合油层套管,油层段为打孔套管和普通套管相间的结构完井。     

KZ型单动双管取心钻具的研制与应用

中国大陆科学钻探工程中心经论证与实钻试验，决定采用高速螺杆马达井底驱动液动锤提钻取心钻进方式完成5000m取心任务。为此专门研制了KZ型单动双管取心钻具，采用了轴承置钻具外总成、全泵量开式强制润滑与局部微循环清污的设计方式，具有结构简单、单动可靠、拆卸组装方便、回次进尺长、整机连续工作寿命长、成本低等优点。适用于完整的硬地层与坚硬的破碎地层。该钻具在科钻一井共取心钻进4633．77m，平均岩心收获率86．35％，机械钻速1．05m／h，在螺杆钻与液动锤的高频复合震动下整机平均寿命大于80h。详细介绍了该钻具研制的必要性、钻具的特有结构以及在科钻一井中的应用效果。     

处理螺杆钻具抽芯事故的新尝试

夏 5 3-斜 39井使用无线随钻和单弯螺杆钻具复合导向钻进至井深 2 975 m时发生了螺杆钻具抽芯事故。通过对井下落鱼认真分析 ,自行设计制作了一套打捞工具 ,下钻对扣打捞一次成功 ,事故得以顺利解除 ,避免了填眼侧钻而造成重大经济损失     

弯外壳螺杆钻具窗口通过能力有限元分析

大弯角螺杆钻具组合能否通过开窗侧钻窗口是决定工程顺利作业的关键因素。基于此,开展了弯外壳螺杆钻具窗口通过能力有限元分析。根据SY-4试验井相关参数,考虑下部螺杆钻具刚度、马达弯角、斜向器角度、重力和扶正器等参数的影响,建立了螺杆钻具动态下入套管开窗段力学模型,利用有限元法进行模拟计算。计算结果表明:螺杆钻具强度、接触力和摩阻力均满足要求,结果与SY-4试验井非常接近。研究结果对侧钻水平井套管开窗后螺杆钻具下入通过能力分析具有理论指导作用。     

胜利油田水平井钻遇"流沙层"不增斜的预防及处理

胜利油田一些区块在水平井钻井过程中经常遇到在增斜段或水平段不增斜的砂岩,即“流沙层”。由于不增斜,严重影响了井眼轨迹控制和中靶以及水平井的开发效果。从地层特性和造斜工具的选择上分析了胜利油田水平井钻遇“流沙层”不增斜的原因：砂层埋深浅且疏松;钻速过快;井眼尺寸大;造斜工具选择不当。针对这些原因,提出了在设计和选择工具时的预防措施和施工时提高造斜率的主要技术措施,以2口井为例说明了如何预防和处理钻遇“流沙层”不增斜的问题及采取措施取得的效果,最后指出措施虽然效果明显,但是增加了起下钻的次数,延长了钻井周期,建议开发可以在井下操控的专用动力钻具,以提高“流沙层”的造斜率。     

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针对易斜地区防斜打快问题,文章提出了利用单弯螺杆钻具配合转盘钻进行井斜控制的下部钻具组合设计及使用方法。采用有限元分析方法，建立了这种下部钻具组合的力学模型，利用该模型定量分析了其控制井斜的力学特性，从理论上分析了这种下部钻具组合控制井斜的主要影响因素，为优化这种钻具组合和施工参数设计提供了理论依据。在新疆油田易斜地区应用实践表明，这种钻具组合可在小钻压、低转速条件下有效地控制井斜，提高机械钻速，且不会影响下部钻具组合的安全，为在易斜地区防斜打快提供了新的方法。     

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斜井旋转钻进中,井斜控制主要由稳定器与钻铤组成的增斜、降斜、稳斜钻具来实施。文中通过下部钻具力学分析,应用近期研制的“井下稳定器安放位置调节器”组配的钻具组合,在正常钻井时,稳定器到钻头距离保持不变,钻具井斜性能相对稳定;停钻后,通过地面调整泵压或钻压来改变调节器伸缩量,使井下稳定器到钻头距离和钻具井斜性能发生变化。经现场应用表明,这种调节器能够由地面简单操作改变井下稳定器的安放位置和钻具井斜性能,避免起下钻重新组配钻具组合,可实现斜井旋转钻时的井斜连续控制。     

螺杆钻具防斜和提速在滴西19井和H2451井中的应用

针对滴西19井存在的机械钻速低，牙轮钻头损坏严重，钻头选型存在困难；地层倾角和走向不清，易发生井斜；地层可能存在裂缝，易发生井漏等复杂情况，提出了利用螺杆钻具＋单钟摆钻具组合方式实现防斜和提速的方法。针对H2451井的缩径、垮塌、井漏等造成的卡钻，提出加强短程提下钻和测单点的频率，以保证井身质量和预防复杂情况的发生。同时还介绍了螺杆钻具纠斜的关键技术。     

欠平衡钻井技术在元坝121H井的应用

元坝121H井是一口部署于川东北巴中低缓构造带元坝区块的海相超深水平井,钻遇地层复杂,地层压力和温度高,地层流体含H2S和CO2,钻井施工难度大、周期长.尤其是陆相的千佛崖、自流井和须家河组大尺寸井段,地层岩石硬度高,研磨性强,可钻性差,机械钻速低,严重制约了开发效益和周期.为了提高钻井速度,缩短钻井周期,分别在一开、二开和三开部分井段采用了泡沫、气体和液体欠平衡钻井技术,机械钻速约是常规钻井液钻速的1.2～6.0倍,最高达9.41 m/h,提速效果显著.该井欠平衡钻井效果在提高机械钻速方面与常规钻井方式相比具有明显优势,也为该地区钻井提速和及时发现油气显示提供了宝贵经验.     

长庆苏里格气田天然气欠平衡钻井实践

苏里格气田压力系数低,平均渗透率低,丰度低,产量低,是典型的"四低"气田。针对该气田的储层特征,长庆石油勘探局从1999年开始进行以天然气为循环介质打开储层的钻井技术研究。通过对地层出水预测、地层稳定性、最佳注气参数等几方面的研究,得出了井壁坍塌压力梯度模式、钻头选型方法等,并在陕242、苏35- 18井和苏39- 14- 1井、苏39- 14- 4井进行了试验,试验数据表明,机械钻速大幅度提高,苏35- 18井的钻速达到18m/h,是邻井的9倍多,苏39- 14- 4井的天然气钻进井段为1092m,是迄今为止天然气钻进井段最长的井。通过研究与试验,初步形成了地层出水、稳定性评价、井眼净化技术以及天然气钻井HSE文件。     

河坝1井复杂地层钻井完井技术

河坝1井是川东北地区的一口重点区域探井，完钻井深6130．00m。该井地质情况非常复杂，上部陆相地层高陡构造倾角大，坍塌严重；下部海相地层含多套压力系统，且存在含硫化氢的超高压天然气层、盐水层、盐膏层以及易漏失地层等，在钻井施工中出现多次井壁严重垮塌、井漏、喷漏同存、气侵，甚至出现卡钻等井下复杂情况和事故。深部井段由于钻井液密度高．钻井周期长，不但给钻井液的维护和处理带来了极大的困难．而且造成钻具、套管磨损严重。河坝1井采取了优选钻具组合、钻井参数、钻井液体系以及水泥浆体系等技术措施，并采用了系列钻井新工艺、新技术．历时1241．96d．钻至设计井深，发现了两个高压气层及数个含气层。详细介绍了该井钻井作业中存在的技术难点及采取的技术措施。     

丁页2HF页岩气水平井钻井技术

丁页2HF井是部署在川东南丁山构造的一口页岩气水平井,目的层为志留系龙马溪组,设计井深5 655.00 m。该井钻进中面临陆相地层厚度大、上部地层出水、气体钻井应用井段受限、地层可钻性差、钻头选型困难、长水平段托压严重、斜井段泥页岩井壁稳定性差等技术难点。为此,首先分析了丁山构造的工程地质特征;然后,结合邻区实钻资料,在钻进中综合应用了气体钻井、高效钻头优选、PDC钻头配合螺杆复合钻井、强封堵油基钻井液和漂浮下套管、三凝水泥浆体系等技术。实钻表明,这些技术的应用效果良好,不但使丁页2HF井顺利钻达目的层,而且完钻井深达到5 700.00 m,创造当时国内页岩气水平井最深纪录。对该井应用的钻井技术和工艺及具体实施效果进行了分析,认为形成的丁页2HF页岩气水平井钻井技术,可为丁山构造页岩气水平井钻井提供参考。      

苏里格致密气藏超长水平段水平井钻井完井关键技术

针对苏里格气田致密气藏超长水平段水平井钻井完井过程中循环泵压高、摩阻扭矩大、机械钻速低、井眼清洁困难、完井套管柱下入困难等问题,分析了超长水平段水平井钻井完井技术难点,进行了高效钻具和钻井设备优化配置、井眼轨道设计和井眼轨迹控制、水平段钻井提速和清洁,以及旋转导向钻井、强抑制润滑性水基钻井液和"旋转引鞋+套管"漂浮下入...     

超深水平井元坝103H井钻井技术

元坝长兴组气藏储量巨大，为增大储量控制面积，提高单井产量，在四川盆地川东北巴中低缓构造部署了一口水平开发评价井元坝103H井，设计井深7 841 m。通过优化钻井工艺，在下沙溪庙至须家河组地层应用液体欠平衡钻井技术、水平段综合采用旋转导向、抗高温钻井液体系、防磨接头和减磨剂双效防磨等先进技术，克服了陆相深部地层硬度高、钻速慢、井底温度高、水平段井眼清洁难度大、起下钻摩阻扭矩大、钻具托压现象严重等多种技术难题。该井完钻井深7 729.8 m，水平段长682.8 m，最大垂深6 761.52 m，四开在井深6 608 m处一次性侧钻成功。该井的成功实施，为元坝超深水平井钻井积累了宝贵的经验，为同类井的钻井施工提供了重要参考。     

泥浆盖帽强钻技术在威远页岩地层的应用

钻井作业中发生漏、喷或塌时,对治理难度大、耗时长的复杂井可采用泥浆盖帽强钻,通常采用清水作强钻液,这就要求待钻井段地层必须稳定。威201-H3井已钻井段的龙潭组为区域垮塌层,而待钻的龙马溪地层为该区域易塌层,该井钻至1044.24m发生有进无出的恶性井漏、堵漏效果差,同时井漏液面下降造成严重的溢流显示。使用泥浆盖帽并采取吊灌方式保持一定液面高度、平衡漏层上部井段的气层和稳定垮塌层,进入待钻易塌层使用复合盐高分子防塌强钻液快速钻至固井井深,从而实现了安全、快速、低成本的钻井施工,泥浆盖帽强钻技术进一步扩大了使用领域,并探索出了适宜威远地区页岩气井快速处理喷、漏、塌复杂井的工艺,实现页岩气低成本钻井目标。     

陕242井天然气钻井实践

长庆油田在陕 2 42井采用了纯天然气钻井科学试验并取得了成功,进尺 15 7m,平均机械钻速 11.77m/h,天然气用量 7×104m3。对气体钻井的井壁稳定性、地层出水的综合评价、钻进中的注气参数、井控安全钻井技术以及相关的技术问题进行了分析,得出在干气钻井条件下井壁是稳定的结论。同时分析了 15个层段的出水情况,确定了 10个层段共 15 7m的段长出水量 0.5m3/h,适合于天然气钻井,从而为实施天然气钻井打下了基础。钻进中严格按天然气欠平衡钻井的技术规范操作,使得钻进过程顺利,填补了我国天然气钻井的空白。     

元坝12-1H超深井开窗侧钻技术

元坝气田长兴组气藏储量巨大,但由于气藏埋深接近7 000 m,面临多压力系统、井底高温高压、高含硫化氢等诸多技术难题。元坝12-1H井作为第1口实施开窗侧钻的开发井,钻井过程中遇到开窗点超深、地层可钻性差、超深井测量信号传输困难、地层温度高等技术难点。根据目标靶点结合实钻井眼轨迹,优化井眼轨道设计方案,优选开窗点位置,避开套管接箍和复杂层位,采用卡瓦坐封式斜向器+硬地层专用铣锥进行开窗作业,选择适合小井眼和耐高温的无线随钻仪器和螺杆钻具,优化调整钻具组合,形成了适用于元坝超深井的开窗侧钻钻井技术。该井自6 330 m处开窗,开窗时间26 h,侧钻至井深6 955 m完钻,最大井斜62.4°,全角变化率控制在16(°)/100 m以内,侧钻总进尺625 m,钻遇各类气层88.6 m,保证了地质目标的实现,为同类井的施工提供了较强的技术支撑。     

超高压气井井身结构设计技术

超高压气田在我国分布较为广泛,其主力产层因沉积环境一般埋藏较深,最深达到8 000 m以上,地层复杂,往往存在喷、漏、塌以及含H₂S等复杂情况,超高压气井钻井工程井身结构设计非常困难。为解决超高压气井井身结构设计主要存在的“深井或超深井,套管管材应力水平高,在含H₂S条件下安全余量小”的问题。提出超高压气井井身结构设计技术应根据地层压力系统和井下复杂情况来确定必封点,增大完井尺寸和提高上部大尺寸套管的强度,井身结构采用自下而上和自上而下相结合的方法进行设计;进行深部井眼钻具强度校核和水力参数计算时,应结合钻机选型和钻井工艺技术,对套管选型和强度校核以及套管安全下入技术进行评估。