长水平段超深水平井技术在元坝区块272-1H井的应用

272-1H井是元坝区块的一口长水平段超深水平井,垂深超过6 500 m、井底温度高达156℃,存在地质情况复杂、多套压力体系并存等技术难题。施工中通过钻井提速技术、井眼轨迹控制技术、高温定向工具技术、井眼清洁技术、摩阻扭矩监测控制技术、高温钻井液技术等,克服了裸眼段长、摩阻扭矩大、岩屑清洁效率低、井眼轨迹控制困难、工具仪器耐高温高压等问题,创造了元坝区块水平井水平位移最长、水平段长最长、钻遇含气储层最长三项纪录,并为同类超深水平井的施工积累了丰富经验。     

大弯角螺杆钻具过窗口通过能力分析

绥中某油田E井是在老井244. 5 mm套管内开窗侧钻215. 9 mm井眼,采用大弯角螺杆钻具组合进行中短半径钻进作业,而大弯角螺杆钻具组合通过侧钻窗口问题比较突出。鉴于此,考虑有效窗口长度和马达弯角大小等参数的影响,利用ANSYS有限元计算软件,对螺杆钻具组合过窗口进行模拟计算。计算得到钻具组合下入的最大应力及总摩阻力,利用许用摩阻力和许用应力判断螺杆钻具组合下入能力。当螺杆钻具马达弯角分别取1. 50°、1. 75°和2. 00°时,综合考虑强度和摩阻两个条件,能通过的最短有效窗口长度分别为1. 0、1. 0和1. 5 m。研究结果可为现场最终确定钻具组合方案提供理论依据。     

胜利油田第一口跨断块阶梯水平井钻井实践

永3-平9井是胜利油田第一口跨断块阶梯水平井,完钻井深2 418 m,断块前钻遇油层180 m,断块后钻遇油层110 m,断块前后垂直落差9.17 m。针对断块油藏剩余油分布相对比较零散、单井控制储量低等开发特点,利用一口跨断块阶梯水平井控制多个断块剩余油的富集区,可最大程度地接触油层,达到提高储量控制及动用程度的目标。文中分析了永3断块油藏的构造形态和储层特性,对地质靶点、井身结构、井眼轨道等进行了优化设计,通过钻井实践总结了阶梯水平井在复杂断块油藏开发中的钻井难点和技术措施。该井的成功实施,为复杂断块油藏未动用储量的经济高效开发提供了新的工程技术思路和手段。     

基于马达效率表征值的导向钻井方式优选

旋转导向和马达导向是定向钻井中2种主要导向钻井方式,能够满足大部分常规定向井和水平井的导向钻井需求。旋转导向价格高、效率高,马达导向成本低、效率低,在方案设计、项目管理过程中,经常会遇到导向方式选择的难题。结合渤海油田实践经验,用特定区块的马达平均日进尺和旋转导向平均日进尺比值作为马达效率表征值E,结合钻井综合日费,计算出2种导向方式费用相同时的效率表征值平衡点E₀,通过比较E与E₀大小优选出经济性好的导向钻井方式,并绘制了快捷方便的应用查询图版。通过SZ36-1油田20多口井的实钻数据,应用该方法进行了快速经济评价,证明了该方法的科学性和实用性,提高了项目管理决策效率,节约了钻井成本,为石油工程中其他提速提效工具、仪器的优选提供了较好的借鉴意义。     

热采井用套管材料高温拉伸性能试验研究

研究某热采井用110H钢级套管材料在不同温度下的拉伸性能。试验温度选用相关标准推荐的180,240,290,325,350℃,另增加室温拉伸试验。试验结果表明:随着温度升高,该110H钢级热采井用套管材料的屈服强度、抗拉强度均呈下降趋势,且屈服强度对温度更加敏感,下降程度满足相关标准要求;弹性模量随着温度升高也呈下降趋势。对试验结果进行拟合,拟合可信度较高,可用于套管柱设计和选材时参考使用。     

DP19小井眼欠平衡水平井井眼轨迹控制技术

在简述DP19井储层地质情况、井身结构和井身轨迹剖面的基础上,对井眼轨迹控制技术难点进行了分析,阐述了DP19井小井眼欠平衡长水平段水平井井眼轨迹控制技术,总结了小井眼欠平衡长水平段水平井钻井施工经验和认识,为提高大牛地低渗低压气田整体开发效益积累了宝贵经验,同时也为非均质储层长水平段水平井的轨迹控制提供了新的工程技术手段和有效途径。     

DP19井小井眼欠平衡长水平段水平井的钻井技术

DP19井是中国石油化工股份有限公司在鄂尔多斯盆地大牛地气田部署的第一口小井眼氮气泡沫全过程欠平衡长水平段水平井。该井为探索在小井眼条件下开发低压低孔低渗致密砂岩的自然建产潜力,设计水平段井眼尺寸为Φ152.4 mm,水平段长1 200 m。针对该井所面临的技术难点,在施工过程中采取了以下技术措施：应用了小井眼钻井、长水平段钻井、裸眼悬空侧钻、氮气泡沫钻井液、全过程欠平衡及地质导向等多项国内先进技术,在氮气泡沫钻井液条件下应用了英国GEOLINK公司生产的E-LINK MWD无线随钻测量仪器, 跟踪传递井底井眼轨迹参数和地层特性参数,使井眼轨迹能够安全有效地沿着目的层钻进;在地层自然伽马值稳定的井段,成功地实施2次裸眼悬空侧钻作业,保障了钻遇泥页岩夹层后井眼轨迹的顺利调整。多种先进适用技术在该井集成应用成功,为低效气藏的高效开发提供了新的工程技术手段和思路。     

磨料射流切割偏心套管能力试验研究

随着海洋石油平台退役及老井弃置的逐渐增多，套管高效切割技术成为研究热点。磨料射流切割技术是井下套管切割的关键技术之一，然而，应用于偏心套管切割，该技术仍存在效率不高、切割成功率低等问题。为预测磨料射流切割偏心套管的能力，进行3层偏心套管切割试验，并对试验结果进行分析。结果表明，在偏心严重的井眼条件下，一趟作业无法完成762 mm(30英寸)导管切割。一趟作业完成3层套管切割，对井眼偏心距离要求较为严格。将试验结果与理论计算结合可知，磨料射流工具可对直径838.2 mm(33英寸)(以切割工具为中心)的区域进行切割。针对常规完井套管组合结构，可对最大偏心率为14.7%的套管进行切割。