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《江汉石油科技》2015,(2)
在水平井钻井施工中常规PDC钻头使用经常遇到的难点是定向造斜段和水平段,定向造斜段PDC钻头在定向钻井施工过程中导向能力差,工具面不稳定,方位难以控制需要频繁调整工具面,无法正常钻进,大大延误了钻井时间;在水平井段钻头稳定性差,机械钻速低,寿命短,增加了起下钻时间。通过分析在水平井钻井施工中定向斜井段和水平井段使用的PDC钻头特点,介绍了水平井PDC钻头设计过程中对钻头轮廓、切削结构、水力结构、保径等特殊结构的设计方法,并且在长庆油田苏里格气田多口水平井进行了应用试验,试验结果表明钻头进尺和机械钻速较邻井钻头有很大幅度的提高,达到了预期目的,验证了水平井钻头设计方案的可行性。 相似文献
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长庆油田定边区块为油田上产开发的主战区,其目的层为长8组,近两年开始推广应用水平井、大斜度井,但该区块长7组存在大段油页岩,钻遇油页岩地层时井斜较大,油页岩段井壁易垮塌,起下钻及电测遇阻卡严重,甚至工程报废.文章阐述了该区块水平井、大斜度井在钻遇油页岩过程中,通过优化剖面设计,改进、优选PDC钻头及钻具结构,优选钻井液体系和配方,在确保井控安全的前提下使用较低密度的钻井液,安全顺利的钻穿了长7组油页岩地层,形成了该区块水平井、大斜度井安全钻井和持续提速的成熟工艺技术. 相似文献
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长庆油田定边区块为油田上产开发的主战区, 其目的层为长8组, 近两年开始推广应用水平井、 大斜度井, 但该区块长7组存在大段油页岩, 钻遇油页岩地层时井斜较大, 油页岩段井壁易垮塌, 起下钻及电测遇阻卡严重, 甚至工程报废。文章阐述了该区块水平井、 大斜度井在钻遇油页岩过程中, 通过优化剖面设计, 改进、 优选P D C钻头及钻具结构, 优选钻井液体系和配方, 在确保井控安全的前提下使用较低密度的钻井液, 安全顺利的钻穿了长7组油页岩地层, 形成了该区块水平井、 大斜度井安全钻井和持续提速的成熟工艺技术。 相似文献
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《石油机械》2016,(2):23-28
为提高致密油总体开发效益,青海油田部署了第1口致密油水平井,但钻井周期较长,影响水平井规模开发进程。分析认为该水平井周期长的关键问题是造斜段水平段滑动比例高,机械钻速低,表现在地层较硬、设计造斜率偏高、轨迹不光滑以及定向托压方面。通过技术优化,提出了相关技术对策:每30 m设计造斜率降低至5°以下,保证造斜段滑动比例在70%以下;优化水平段复合钻井稳斜钻具为单弯螺杆双稳定器钻具组合;优选造斜段水平段钻头为5~6刀翼13~16 mm、双排切削齿、平缓曲线冠部形状、小外锥高度、小保径长度以及大后倾角(20°~30°)高效PDC钻头;强化钻井液润滑性,控制直井段每30 m狗腿度在0.5°、水平段每30 m狗腿度在2°以内摩阻扭矩控制措施;提升排量至30 L/s、转速维持在30~40 r/min、提高钻井液动切力和塑性黏度比值至0.5以上等井眼清洁措施。技术对策经现场应用后,造斜段机械钻速提高2.6倍,水平井段机械钻速提高1.0倍,收到了预期效果。 相似文献
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塔河油田沙3区块水平井钻井技术 总被引:3,自引:0,他引:3
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。 相似文献
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吐哈盆地北部山前带和斜坡区致密气资源前景广阔,水平井技术是实现致密气有效开发的重要途径。但北部山前带水平井钻井中存在高陡构造地层倾角大,直井段井身质量控制困难;大段煤系地层、薄互层等复杂地层发育,井壁稳定性差,坍塌严重、复杂事故频发;深部地层可钻性差,水平段施工钻头破岩效率低,钻井周期长等一系列技术难题。通过优选适合北部山前带水平井的井身结构、井眼轨迹和钻井液体系,开展个性化钻头、煤系地层安全定向钻井、小井眼长水平段旋转地质导向钻井技术攻关和现场应用,形成一套适合于北部山前带致密气藏水平井优快钻井技术系列,达到提高水平井机械钻速、有效缩短钻井周期的目的,为实现致密砂岩气藏的“安全、高效、优质、经济”勘探开发提供强有力的技术支持。 相似文献
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大庆油田首口稠油水平井—葡浅12-平1井位于黑帝庙油田葡浅12区块,区内农田、鱼塘、草场密布,施工目的是开发地面条件受限而难以动用的储量。该井钻井技术难点包括:一开表层?311 mm井眼造斜点浅,开钻20 m即开始造斜,造斜钻遇高渗易漏的流砂层60 m;二开造斜段地层造浆性强,低排量下高钻速、高造斜率与岩屑携带矛盾突出,沉砂卡钻风险高;三开HI2-3层段稠油埋深浅,主力油层砂岩胶结疏松,井眼力学不稳定;施工存在塌、漏、涌同层风险;为便于油层识别与解释,水平段不允许混油。为此,根据室内实验和井身结构为三开确定了3套钻井液体系,现场应用中钻井液流变性合理、润滑防卡防塌能力强,易于发现油气显示,满足该井施工需要。 相似文献
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页岩气地层有着易表面水化剥落掉块、微裂缝发育、脆性好而裂缝易压裂等理化特性,目前,页岩气开发中常用的油基和合成基钻井液体系,起到了很好的防塌防卡效果。但随着开发的深入和地层特性的变化,如钻遇破碎带、裂缝异常发育的地层,采用油基体系仍然会出现大量掉块和严重井塌。为了解决易破碎性地层又垮又漏的复杂情况,需要及时有效地强化已形成的井眼。在钻井液中引入井眼强化剂YH11和BT100,室内实验对加入2种处理剂的钻井液进行了评价,研究出了一套适用于页岩气钻井液的井眼强化技术。该钻井液密度可调范围大,现场可控制在低密度范围1.14~1.50 g·cm-3,该体系抑制能力强,在防漏方面实现了低密度钻进,并且该钻井液体系具有良好的成膜封堵效果,解决了井壁稳定和承压能力低的矛盾,减少了井下复杂情况,确保了井下安全,进一步促进了机械钻速的提高。室内实验和现场应用都表明,井眼强化剂能及时胶结破碎性地带和封堵微裂缝而使井壁变得更致密,大大降低井壁的孔隙度和渗透性,有效阻止液柱压力向井壁孔隙的传递和阻止滤液的深度侵入,减少井壁支撑力的损失,获得防塌和防漏的双重效果。 相似文献
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隆页1HF井是位于彭水区块的一口页岩气预探井,钻遇地层具有缝洞发育、倾角大、可钻性差等特点,钻井过程中面临易漏失、易井斜、页岩层易坍塌、机械钻速低等难点。通过综合应用近钻头地质导向钻井技术、油基钻井液、双凝双密度水泥浆等,并对井眼轨道、钻头和钻具组合进行优化设计,实现了安全、优快钻进。隆页1HF井全井未发生恶性漏失,大斜度井段机械钻速比相邻地区页岩气井提高32%,储层穿遇率达100%,钻井周期缩短25.68%,固井质量优秀。该井采用的钻井关键技术能够进一步降低彭水区块页岩气开发成本。 相似文献
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工程地质因素对钻井提速的影响 总被引:4,自引:0,他引:4
川西新场构造须家河组气藏埋藏深、高温、高压,岩石致密,工程地质特征复杂,平均机械钻速低,钻井复杂情况多,钻井工程难度大。通过岩石力学性质、储层敏感性、地层孔隙压力、坍塌压力、破裂压力等研究,认为影响钻井提速的主要工程地质因素包括:地层岩性复杂,砂泥岩频繁互层;主力产层埋藏深,岩石致密,岩石强度大,硬度大,塑性大,可钻性差,导致机械钻速低;异常高压,纵向多压力系统,安全钻井液密度窗口狭窄,井壁稳定性差,常规井身结构难以解决,储层敏感性强。通过优选钻井工艺、新型井身结构、高效钻头、新型钻井液等对策,提高了机械钻速,并对同类气藏高效钻井具有一定的借鉴意义。 相似文献
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印尼A油田在钻井过程中泥页岩地层井壁坍塌严重,为安全快速钻井,减少复杂事故,文章提出了一种多源地质力学建模方法,该方法综合利用岩心实验数据、已钻井测井数据、地震反演数据和泥页岩失稳机理,对印尼A油田的地质力学参数进行了精细刻画,并建立了该油田三维孔隙压力空间分布、三维弹性模量空间分布、三维泊松比空间分布等三维属性体;利用有限元的方法,计算了该油田三维地应力分布,得到三维安全钻井液密度窗口。该模型有效耦合测井数据、岩心数据、地震数据等多源数据,可在钻井设计和钻井施工过程中根据目标井的坐标位置和井眼轨迹准确获取目标井的安全钻井液密度窗口,已在该油田B-8井中现场应用,模型所得到的安全钻井液密度窗口满足现场实际需要,实钻过程中无复杂,钻井周期相对油田前期平均钻井周期缩短40%。本模型为钻井设计及现场施工确定合理钻井液安全密度窗口提供了技术支撑,为解决泥页岩等易坍塌地层的井壁失稳提供一套地质工程一体化的解决方案。 相似文献
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哥伦比亚中部山区Gigante油区深井钻井施工异常复杂,既存在山前构造常见的严重增斜现象,多套压力系统引起的井下复杂情况问题,严重井漏导致的易坍塌脆性泥页岩大范围剥落问题,微裂缝造成的钻井液高密度坍塌问题,又存在欠压实巨厚泥岩、伊蒙混层及构造应力等综合因素造成的井壁坍塌及泥页岩软硬交错地层形成密集犬牙导致的卡钻问题,还有因地应力、断裂带等原因导致的井璧不稳定及严重漏失问题,地温梯度异常(最高达42℃/1 000 m),漏、塌、卡、喷难以预防,钻井施工异常困难。本文针对该油区深井钻井遇到的复杂情况,分析了地质成因及特点,详细论述了影响该区深井钻井速度的主要原因,并提出了解决措施与建议,对提高该区深井钻井速度、降低成本,缩短钻井周期,加快整个区块勘探开发速度具有重要意义。 相似文献