超深井紊流段塞携砂工艺技术

针对塔深1井五开钻进过程中,由于钻井液密度低、排量低及上部井段存在的大环空等不利因素导致钻井液携砂困难的问题,根据水力学计算结果,结合实际情况,研究采用紊流段塞段塞携砂工艺,增强钻井液的岩屑携带效率,并且增加的压耗很小。现场应用效果表明,紊流段塞段塞携砂工艺能显著改善井眼清洁程度、引起的泵压变化小,能够满足深井、超深井携砂要求。     

S107井钻井液技术实践

S107井采用五开井身结构，针对一、二开井眼直径大，三开钻遇膏盐层、四开地层水敏、五开油气层保护问题，采用盐上地层聚合物钻井液承压堵漏、聚磺欠饱和盐水钻井液穿盐层，转换聚磺钻井液体系完井。聚磺系列钻井液在该井的成功施工为塔河油田桑东1号构造钻井施工提供很好借鉴，同时也为盐层钻井液工艺技术进行了有效的的探索。     

塔河油田TK233X斜直井钻井技术

TK233X井是塔河油田一口施工难度较大的“S”型长裸眼斜直井，二开φ241．3mm裸眼井段长达4346m，裸眼段长，钻遇地层复杂，地层压力存在较大差异，井身结构与井眼轨迹特殊，在井深4966m以下，定向钻进。该井的关键技术是控制好井眼轨迹，提高钻井液的防缩径阻卡、稳定井壁能力和润滑性，通过合理的钻具组合及MWD的随钻监测来调整钻井参数，根据实钻情况，基本实现了井眼畅通，携岩能力强，井眼稳定无阻卡现象，定向造斜顺利，测井下套管一次到位，确保了安全、快速、优质施工。被甲方评为了优质井。     

钻井液技术在塔河油田的运用

塔河油田在钻井过程中,经常遇到钻井液难点:17-1/2″大井眼中的携砂和造壁问题, 12-1/4″井眼中的阻卡问题,8-1/2″井眼中石炭系地层井径扩大和油气层保护问题,150mm井眼漏失和井涌以及奥陶系地层的油气层保护问题.针对不同情况采用相应的钻井液体系和适宜的钻井液工艺技术,解决了该地区不同井眼的问题.现场应用表明,在17-1/2″大井眼钻井以维护为主,采用高粘度、高切力、低排量钻进;12-1/4″井眼采用包被剂、大排量、高效固控和短程起下钻措施,解决了该井段阻卡问题,井下钻井施工正常,减少了井下事故的发生;在8-1/2″井眼采用"物理封堵"为主、"化学抑制"为辅的措施,防止井塌和井径扩大,取得了良好的效果.     

垦东405-平1井钻井液技术

垦东405-平1井是由渤海钻井二公司施工的一口胜利油田沿海大位移延伸井,该井位垂比达到1:1.74,是胜利石油管理局位垂比最大的一口大位移井,并且是在浅地层施工,钻井液的优选优配是该井技术的关键.根据孤东地区的地层特点:一开配浆开钻;二开使用正电纳米抑制性钻井液;三开采用正电胶聚合物乳化润滑防塌钻井液,增强了钻井液润滑防塌性能.现场施工表明:该井所采用的钻井液体系润滑防塌能力好,携带能力强,流变参数合理,性能稳定,从而优质高效的完成了这口大位移井的施工.     

文92-平1深层水平井钻井液技术

文 92 -平 1井是中原油田第一口深层水平井 ,完钻井深 3 680m ,垂深 3 179.5m ,水平段总长 3 76.5m ,最大井斜角94.9°。该井上部沙一地层 2 3 90～ 2 5 10m为沙一盐 ,易形成大肚子井眼 ;沙二段地层渗漏严重 ;地层压力系数高 ,沙三上地层垮塌掉块严重 ,钻井液密度最高达 1.61g/cm3 ;三开水平段为了追踪油层 ,多次调整垂深 ,垂深差达 7.5m ,又兼扭方位 ,井眼轨迹状况差。介绍了钻井液体系的优选、不同施工井段的钻井液技术。二开导眼段使用欠饱和盐水钻井液 ,二开侧钻斜井段及水平段使用聚合醇有机正电胶钻井液。结果表明 ,聚合醇有机正电胶泥浆具有较好的抗盐、抗温能力 ,良好的润滑性和抑制性 ,携砂效果好 ,并能较好的保护油气层 ,满足了文 92 -平 1井的钻井施工要求。     

X92井长裸眼井段钻井液技术措施

X92井是胜利油田在某地区布置的一口预探井。为节约投资,二开睨15．90mm井眼段采用长裸眼钻井施工,裸眼长度达3771m。该井地质条件复杂,除具有一般长裸眼井钻进的难度外,还具有多压力层系并存并且对地层压力系数不明确等难点,如果处理不好容易造成钻井事故。通过合理的控制钻井液性能,再加上钻井液维护和处理等配套技术,较好地解决了该井技术难题,形成了一套适合该井的优快钻井技术及施工措施。该井的顺利完成,为以后在该地区进行长裸眼钻井优化设计及施工提供了相关经验。     

深探井W34井钻井液技术

W34井位于海拉尔盆地贝尔湖坳陷乌尔逊凹陷乌东斜坡构造带上,是大庆油田海拉尔探区近年来最深的一口探井,完钻井深4050m。该井二开钻井液技术重点是抑制地层造浆、防止井塌、缩径及井漏;三开裸眼段长达2640m,井底温度达150℃;钻井液技术重点是抑制地层造浆、保持井眼稳定、防塌防漏、增强钻井液抗温能力,选用两性复合离子聚合物钻井液体系。钻至井深3300m加入树脂、抗盐抗高温降滤失剂、硅氟高温降粘剂SF-260及低渗透井壁稳定剂,提高钻井液的抗高温性能及造壁、护壁能力。使钻井液性能在高温条件下满足下部深层钻井施工要求。现场应用结果表明,两性复合离子聚合物钻井液体系,性能稳定,抑制性强,防塌和抗温及携屑能力均满足了探井钻井施工要求。该井钻进周期为109.23d,井径平均扩大率为12.01%,中完及完井电测均一次成功,钻井完井施工顺利。     

华北JX井Ф215.9mm井眼“一趟钻”钻井关键技术

针对华北油田JX井二开Ф215.9mm井眼钻井轨迹控制难度大、摩阻扭矩大、井眼清洁困难、地层岩性变化大、易垮塌、漏失等难题,在使用Landmark软件计算井下岩屑床分布、不同钻具组合形式下钻头侧向力的基础上,通过开展水力振荡器、井眼清洁工具应用,进行钻头优选,优化钻具组合、钻井参数,以及聚合物钻井液配合新型防塌、防漏、润滑剂等技术,实现一趟钻钻进馆陶组、东营组、沙河街组地层,进尺1883m,机械钻速达20.25m/h,事故复杂率为零,多项技术指标明显优于区块同类型井。JX井二开"一趟钻"钻井技术的成功实施,为华北油田束鹿凹陷提质高效开发提供借鉴意义,为复杂井眼轨迹、多组地层井段实施"一趟钻"钻井技术提供了经验。     

王588井钻井液技术研究与应用

王588井位于胜利油田济阳坳陷东营凹陷牛庄一六户洼陷带东坡王587鼻状构造较高部位的一口评价井,设计井深3530m,实际完钻井深3482m.该井为二开长裸眼井,自上而下钻遇:平原组、明化镇组、馆陶组、东营组和沙河街组.由于地层复杂,上部地层极易水化分散、吸水膨胀;下部地层可钻性差,易于坍塌掉块,且有盐水层.根据该井特点,二开上部地层采用聚合物钻井液,下部采用抗盐抗高温能力比较强的聚磺聚合醇钻井液.现场应用结果表明,该体系钻井液具有良好的防坍塌、抗污染的能力,有效的保护了油气层,适合该地区的钻井施工需要.     

彬长矿区煤层气井钻井液配置合理性分析

基于对彬长矿区地面煤层气井钻遇地层物性特征、钻井液技术难点及其适应性要求分析,对不同井段钻井液的配置合理性进行了研究。提出矿区煤层气井不同井段的钻井液体系:一开井段采用高密度、高粘度的预水化膨润土钻井液体系,钻井液密度为1. 02~1. 10g/cm~3,粘度17~25s,含砂量小于4%;二开非目标煤层井段宜采用低固相或无固相聚合物钻井液体系;二开目标煤层段采用低、无固相水基聚合物钻井液体系或清水钻进,提供了无固相聚合物钻井液经验配方,确定了钻井液密度窗口,钻井液密度为1. 01~1. 06g/cm~3,粘度16~20s,含砂量小于2%。     

塔河油田TK479井井径控制技术

TK479井是塔河油田一口钻井液施工难度较大的长裸眼深井，二开φ241．3mm井眼长达4207m，裸眼跨度大，钻遇地层复杂，上下地层存在较大压差，井身结构特殊。该井施工的关键技术是提高钻井液的防缩径阻卡、稳定井壁能力和润滑性，因此长裸眼上部缩径井段选用了优质低固相强包被不分散阳离子钾基聚合物钻井液体系，长裸眼下部易扩径井段选用了阳离子钾基防塌聚磺钻井液体系。由于钻井液技术措施合理且实施到位，施工过程中钻井液性能稳定，易于维护，悬浮携带能力强，润滑性能好，井眼畅通，实现了无阻卡现象，井眼稳定，基本无掉块、坍塌现象，保证了测井、下套管一次到位，确保安全、快速、优质施工。     

天然高分子双保钻井液在DF2水平井中的应用

针对DF2井钻井液维护技术重点及难点,在该井A点前使用天然高分子双保钻井液体系,使用过程中该钻井液体系具备良好的流变特性、携带、悬浮岩屑的能力和润滑性能,满足了该井一开、二开钻井施工和地质录井的需求。在下套管过程中井眼稳定,顺利下到3109.01 m无阻卡显示。     

伊拉克鲁迈拉油田优化固井技术

伊拉克鲁迈拉油田地层破裂压力低,技术套管固井易发生漏失,生产层页岩层发育导致井眼不规则,存在"大肚子"和井眼缩径、固井顶替效率低、固井质量难以保证的情况。为此在后期固井施工中,通过分析地层特性,从影响固井质量的几个关键因素出发,优化堵漏技术措施。利用固井设计软件,优化扶正器下放数量,通过室内试验优选抑制性加重钻井液,控制调节不稳定页岩层钻井液性能参数,将钻井液API失水量控制在4mL、密度1.35g/cm3,优化固井工艺措施,形成了一套适合该地区的综合固井技术。现场试验中,固井质量合格井段达到了80%以上,优于同区块其他队伍施工井段。     

中江19H井卡钻原因分析及预防技术措施

中江19H井是川西中江地区的一口长水平段水平井,设计井深3830 m,水平段长990 m。目的层为下沙溪庙组,是开发中江地区该层位的首口水平井,邻井参考资料少。中江地区地层裂缝发育,普遍存在井壁失稳现象,极易产生掉块,同时,该井设计二开裸眼段长,更恶化了井壁失稳,施工中产生大量掉块,掉块在井眼局部堆积形成砂桥造成该井水平段卡钻。仔细分析了该井卡钻原因,提出了优化钻井液性能、优选钻井工具、优化水平段钻具组合、加强井眼净化等相应预防技术措施,顺利完成了该井的后期侧钻施工。为川西中江地区下沙溪庙目的层的开发提供了宝贵施工经验。     

松辽盆地中上部水敏性地层高密度油基钻井液研究

松辽盆地中上部泥岩地层长水平段水平井钻进时,井壁失稳严重,高密度钻井液体系流变性控制困难、携岩能力不足。为此,在深入分析钻井液技术难点的基础上,优化了封堵材料粒径级配,优选了可有效改善高固相含量体系流变特性的润湿剂,形成了一套强封堵、高触变的高密度油基钻井液体系。室内实验结果表明,该体系最高密度可达1.80kg/L,破乳电压在800V以上,可抗20%岩屑侵和15%盐水侵,高温高压条件下低粘高切。在6口水平井现场应用过程中,未发生井壁垮塌、卡钻等复杂,下套管一次性到底,其中D1-G1井平均井径扩大率仅为8.4%,D1-G2井三开平均机械钻速可达19.75m/h,取得了良好的现场应用效果。研究表明,该油基钻井液能够保证松辽盆地中上部水敏性地层长水平段水平井的井壁稳定性和井眼清洁,满足高效钻井需求。     

丰卤1井堵漏及盐膏层钻井液技术

丰卤1井是位于邛崃市道佐乡万福村4社的一口非油气重点勘探井,该井设计井深5300m,完钻井深5345m,主要钻探目的是探明三叠系雷口坡组层位卤水实际含量。丰卤1井钻遇地层复杂,蓬莱镇组至遂宁组井段软泥岩地层易缩径、钻头易泥包、起下钻易遇阻,自流井组至须家河须一段同一裸眼段钻遇多套压力系统地层、且地层裂缝发育承压能力低,多次发生孔隙渗透性漏失甚至洞穴裂缝型大型漏失,防漏堵漏难度大,目的层存在高压盐水层和不同厚度的盐层、盐膏层,极易发生盐岩溶解、吸水膨胀垮塌、蠕变缩径,造成坍塌掉块和卡钻等事故,钻井液维护处理困难。丰卤1井二开采用空气泡沫钻井液转化为聚合物钻井液体系,三开井段采用聚磺钻井液体系,四开井段采用聚磺钻井液体系转化为NaCl盐水聚磺钻井液体系。针对钻井过程中出现的井下复杂情况和事故,不断优化钻井液性能,并采取相应的工程技术措施,确保了丰卤1井顺利钻达目的层。     

新疆塔东区块古城15井钻井液技术

古城15井是大庆油田在新疆塔东区块施工的一口深层预探井,目的是落实中下奥陶统鹰山组中下部白云岩储层含气情况。该井目的层埋藏深,地温梯度较高,地质条件复杂,钻进过程中主要面临以下技术难点:一开钻遇高渗易漏流砂层,易坍塌、漏失,损坏井架基础,且低返速与井眼清洁间矛盾较为突出;二开大段泥岩与复合盐膏层发育,地层造浆性强,井壁失稳现象严重,对钻井液抑制性和抗污染能力要求较高;三开地层坚硬致密,可钻性差,层理裂隙发育,易发生剥落掉块、坍塌,低返速条件下要求钻井液具有较强的悬浮和携带能力;四开地层含有硫化氢气体,安全钻进难度较大,且局部发育有高压盐水层,施工存在塌、漏、涌等风险。针对上述技术难点,通过室内研究确定了三套钻井液体系,现场应用中钻井液性能稳定,抑制能力突出,润滑防卡和封堵防塌能力强,满足了该井施工需要,与同区块邻井相比,机械钻速提高30%以上,效果显著。     

塔河油田TK636H超深水平井钻井液技术应用

近几年塔河油田水平井施工有了较大的发展，最初施工井以三叠系为目的层，井深5100m左右，而目前施工井，如TK636H、TK635H、TK448H井以奥陶系为目的层，设计井深5900-6290m，造斜井深5380m，水平位移800m，垂深5587m。采用不分散聚合物-聚磺混油暂堵泥浆体系，已成功施工12口井。主要介绍TK636H井使用不分散低固相聚合物“三低”钻井液和聚磺混油钻井液维护技术措施，使用该套钻井液体系，较好地控制和减弱了上部地层易形成厚泥皮、钻屑粘附问题，降低了短提作业阻力；解决了斜井段水平段存在混油后钻井液粘度、切力高、流动性差、结构力过强问题，且钻井液润滑、携砂、防塌防卡能力强，全井施工过程中没有出现一次井下复杂问题。为今后在该区块水平井施工提供了宝贵经验。     

麦盖提区块钻井关键技术研究及应用

塔里木盆地麦盖提地区异常地应力发育、古近系盐膏层易蠕变挤毁套管、二叠系火山岩钻井速度慢、古生界地层岩性复杂钻头选型难、三开井眼井壁稳定性差、奥陶系裂缝性地层涌漏风险高,为此开展了断裂带异常地应力分布规律、井身结构优化、高效破岩工具研制、刀翼式孕镶钻头研发、井壁稳定高效钻井液、欠平衡钻井等关键技术研究,提出了非常规井身结构优化设计系列,研制了高效破岩工具和刀翼式孕镶金刚石钻头,研发了高效抑制性防塌钻井液体系。在此基础上形成了钻井提速配套技术系列,完钻井平均机械钻速提高17.89%,钻井周期缩短34.55%。