雅克拉凝析气田钻井液技术

雅克拉凝析气田在钻进过程中,钻井液技术难点：Ф444．5mm大井眼中的携岩及造壁问题,Ф311．2mm井眼中的携岩及防阻卡问题,Ф215．9mm井眼中卡普沙良群井眼稳定及油气层保护问题。针对不同井段、不同地层采用相应的钻井液工艺技术,解决该区块不同的钻井液技术难点,Ф444．5mm大井眼钻进采用高坂含、高粘切、大排量钻进;Ф311．2mm井眼采用强包被、低粘切、低固相、大排量、短程起下钻等措施,膏泥岩层段提高钻井液的抑制能力和抗盐抗钙能力,解决了该井段阻卡问题;Ф215．9mm井眼采用聚磺屏蔽暂堵防塌钻井液体系,以物理封堵、化学抑制相结合,从而达到防止井塌、保护油气储层的目的,取得了理想的效果。     

却勒103井(φ)311mm井眼防斜打快技术

从却勒103井所在地区已钻井的资料统计分析,在(φ)311mm井眼钻进过程中,漏、缩、卡事故发生频繁.而地层倾角在30°～85°,地层各向异性,岩性软硬交错,自然造斜能力强,是导致钻井中易发生井斜,井眼质量难以保证,防斜与打快的矛盾十分突出,严重地制约了钻井速度.却勒103井(φ)311mm井眼钻进中,运用了防斜打快的技术手段,有效地解决了防斜和加大钻压之间的矛盾,大幅度地提高了钻井速度.为该地区快速钻井提供了一种经济实用的技术手段.     

古龙1井311mm井眼气体钻井技术实践

近几年来,大庆油田已钻气体钻井20多口,在各方面取得了喜人的成绩。然而在所钻的20多口气体钻井中,均是在216mm井眼中进行施工。古龙1井作为大庆油田古龙区块的一口重点井决定在三开311mm井眼中采用气体钻井技术用以提速。311mm井眼气体钻井技术的施工为大庆油田的气体钻井技术提供了契机也提供了宝贵的现场经验。     

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。     

架岭607-3-3井钻井液技术

架岭607-3-3井是一口高难度滩海陆采的大斜度、大位移井。该井完钻井深3405m,最大井斜60.6°,水平位移长达2296.5m。针对该井地层岩性较差和大位移井施工难点,通过优化钻井液工艺技术,应用无机凝胶和聚合醇无毒分散钻井液。现场应用效果表明:这2种钻井液性能稳定,流变性好,携岩能力强,低毒环保,有效解决了井壁稳定、井眼净化、润滑防卡等3大技术难题,很好地满足了滩海大斜度大位移井的施工要求。     

HY-1井大间隙井眼固井工艺技术

HY-1井二开钻遇地层不符合钻井设计要求,甲方决定在311.1mm井眼内下入177.8mm套管固井,提前完井。该井身结构属于非常规井身结构,环空间隙大,顶替效率低,套管居中度差,地层压力系数低,安全压力窗口小,固井施工作业难度大。根据固井施工的突出特点,从大间隙井眼固井、低压易漏井固井和防止水泥浆污染的技术措施这3个方面出发,总结分析了固井施工的难点以及采取的固井工艺技术措施,应用低密度防气窜双凝水泥浆体系、防止水泥浆污染、平衡压力固井、紊流-塞流变排量复合顶替技术等。该井固井施工顺利,固井质量合格,对非常规井身结构下的大间隙井眼固井施工具有一定的借鉴意义。     

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.     

大直径工程井套管完井关键技术应用研究

大直径工程井成井后井眼直径一般为?300～?1500mm之间,深度1000m以浅,入井的表层套管和工作套管直径一般在?280～?1200mm之间。由于井眼直径大、深度大、施工周期长再加上套管直径大、总质量大等特点。在施工过程的不同环节发生了不同形式的套管挤毁事故,造成整井报废,损失惨重。通过运用材料力学基本原理,对下入井内的套管进行了深入的力学分析,确定套管的规格。根据钻孔深度、套管材质、设备提升能力的具体情况,确定具体的下管方法。结合大直径工程井套管与井径环空容积大、固井时注水泥量大的特点,采用井口密封止逆内管法固井,提升固井质量。为今后大直径工程井的施工技术,具有重要的借鉴和参考意义。     

防斜打快技术在长深10井的试验应用

长深10井是部署在松辽盆地南部长岭断陷乾安洼陷带新立火山岩顶面构造高部位上的一口风险探井,在本井施工过程中进行了?311.2mm井眼登娄库地层螺杆加PDC钻头复合钻井、?215.9mm井眼气体钻井、水包油钻井液欠平衡钻井、光钻铤大钻压防斜打快技术等防斜提速试验,取得了较好效果。对长深10井防斜提速试验效果进行了分析总结,为长深区块深井、超深井防斜提速积累了宝贵经验。     

桩古9-斜3井大井眼段落鱼打捞技术

钻具断落是钻井过程中经常碰到的事故。由于井下情况复杂多变,有时往往鱼头不好找,特别是在大井眼处,碰到鱼头的机率更小,打捞的难度更大。介绍了在桩古9-斜3井311mm井眼内打捞工艺,为大井眼内落鱼打捞提供了宝贵经验。     

准噶尔盆地南缘巨厚砾石层大尺寸井眼钻井实践

在准噶尔盆地南缘地区,新疆油田2002年钻探的国家级重点探井东湾1井和2003年钻探的高泉1井,解决了上部地层长段砾石层钻井速度偏低的问题,在660.4mm、444.5mm大直径井眼段钻井速度大大高于同一区块邻井,在大尺寸井眼钻井速度创20世纪80年代勘探以来的历史新高.这两口井在大尺寸井眼段钻井的成功主要取决于采用了适合准噶尔盆地南缘地区巨厚砾石层的钻头及钻井参数、防斜打快钻井技术以及钻井液体系.因此有效的控制了井斜,保证携带悬浮岩屑,确保井下安全,提高了钻井速度.其成功经验对于解决传统大直径井眼钻井速度慢技术难题和提高深井、超深井钻井速度上具有深远的意义.     

多分支水平井岩屑运移模型与实验研究

随着多分支水平井及复杂结构井钻井技术的不断发展,井眼清洁技术面临着新的困难和挑战。如何解决复杂地质条件与复杂井型条件下的岩屑床问题,对于判断与处理井下复杂情况是当前钻井工程面临的重要科学问题之一。通过岩屑颗粒受力分析建立了岩屑运移环空临界流速模型;基于室内可视化岩屑运移实验,探究了岩屑运移影响规律。结果表明：井斜角为36°时岩屑临界启动速度最大,携岩最为困难;模型预测结果与实验结果吻合度较好,且基于实例井的预测结果与现场作业情况一致,验证了所建模型的可靠性。该研究可为大位移大井斜井及水平井井眼清洁提供理论依据和技术支持。     

双侧9-8井套管开窗侧钻井设计与施工

简单介绍了双侧9—8井φ139．7mm套管开窗侧粘的工程设计情况，探讨了斜向器开窗、井眼轨迹控制、钻井液体系选择及固井施工等技术问题，现场施工表明，斜向器开窗是一种简单有效的开窗工艺技术。     

低固相氯化钾盐水钻井液体系在T31-X1井的应用

T31-X1井为大斜度定向井,本井施工难点:(1)井斜大,返砂困难,易形成岩屑床,对钻井液携岩能力要求高;(2)施工后期摩、阻扭矩大,对钻井液润滑性要求高;(3)穿大段泥岩,钻井液污染严重,流变性控制难度较大。综合考虑井壁稳定、携岩、润滑和油气层保护以及钻井综合成本等多项因素,引入低固相氯化钾盐水钻井液体系,对其性能进行室内评价并进行现场应用实验。     

鸭西小井眼定向井钻井液技术

随着玉门油田勘探开发的深入,小井眼开窗侧钻井成为老井复苏的重要技术手段,鉴于小井眼开窗侧钻井井斜大、井眼小,一旦井下发生事故复杂,其处理难度大,因此对钻井液防塌、润滑、携岩等技术环节提出了更高的要求。依据小井眼定向井钻井的要求和玉门油田鸭西区块的地层特点,通过优选方案,解决了井壁失稳、润滑防卡、岩屑携带等一系列技术难题,较好地满足了钻井施工的各项要求。     

HW702水平井钻井液完井液技术

针对克拉玛依油田七中区佳木河组裂缝性油藏特点。为降低水平钻井扭矩和阻力,提高大斜度井段和水平井段的环空携岩效果,减少油层污染,在HW702水平井选用了复合离子型聚合物钻井液完井液,进行了抑制性加重钻井液技术研究、钻井液完井液环空携岩试验,并利用粗细碳酸钙、磺化沥青等对裂缝性油藏进行粒子架桥和可变形粒子的充填暂堵的保护油层方法,成功地钻成了HW702水平井。     

龙深1井使用VTK工具的钻井液技术

龙深1井二开钻遇地层为须三推覆体,地层倾角较大,极易发生井斜,井眼尺寸大,裸眼井段长,钻井液密度低,环空返速低(0.37m/s),这对钻井液的携砂性能和井眼的清洁问题提出了较高的要求,特别是在使用美国贝克休斯的垂直钻井系统VTK工具,钻进时机械钻速较高,进尺较快,钻井液的携砂性能尤为突出.为了配合VTK工具,钻井液上采取了相应的处理措施,从而确保了该井二开的顺利结束.     

渤海低渗油田定向井井身结构优化

渤海25油田沙河街组低渗储层地层压力系统复杂,一期开发时采用渤海常规井身结构,但是作业复杂情况频发,工期较长,导致成本高,整体经济效益较差。通过对地质油藏、地层特点做深入研究分析,优化出一套?355.6mm井眼×?273.1 mm套管+?241.3 mm井眼×?177.8 mm套管+?152.4 mm井眼×?114.3 mm尾管的井身结构及其配套提速技术。通过在2口井的应用试验,取得了较好的效果,2口井平均井深3607.5 m,平均钻井周期19.32天,钻井周期共计比基本设计节余5.37天,钻井时效比基本设计提高24%,同时小井眼钻井所使用的器材及材料费用相应减少,而且投产后产量较好,经济效益显著,具有广阔的应用前景。     

大庆深层XS3-平2井施工方案优化及钻井实践

为了确保大庆深层XS3-平2井安全钻进、提速提效,在钻前应用物探、测井、录井技术开展了多学科综合研究,预测了裂缝/破碎带位置、岩石可钻性,并根据结果,对井眼轨道、钻头选型进行了施工方案优化.在实钻中,该井实现了无事故复杂顺利完钻,且机械钻速较邻井大幅提高,同时创造了大庆油田?311.2mm井眼提速工具进尺记录.实践表明...     

DF2井施工难点及技术对策

DF2井运用国内最先进的分支水平井技术,在施工的过程中遇到了多种复杂问题:如大井眼的防斜及钻具失效、钻遇煤层时的防塌、Φ244.5 mm套管的下入及固井问题、导眼施工中的携岩问题等,给钻井施工带来了相当大的难度。针对预计的施工难点,提出了具体的解决方案,如塔式钻具的应用、Φ244.5 mm套管漂浮技术、水平段钻具组合的优化等,取得良好效果。