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南海北部莺- 琼盆地高温高压区域具有巨大的天然气资源勘探潜力。但该区域具有温度高、压力高、压力台阶多、安全密度窗口窄等地质特性,对高温高压钻井工程设计和作业提出了巨大的挑战。经过三十余年的技术攻关和在该海域超过50 口高温高压井的作业实践,形成了适用于南海高温高压天然气勘探的钻井关键技术体系,包括多机制地层超压预测、抗高温钻井液、压稳防窜固井、窄压力窗口安全钻井、高温高压一体化钻井与提速等关键技术,克服了南海复杂高温高压环境下的勘探钻井技术难题,实现了南海高温高压勘探钻井作业的安全和高效。这一套较为成熟完善的海上高温高压探井安全高效钻井技术体系和管理模式,为石油工业海上高温高压钻探提供了借鉴。 相似文献
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�Ϻ�ݺ��������¸�ѹ�꾮������̽�� 总被引:8,自引:0,他引:8
经过钻探证实,南海莺琼地区中深部地层同时存在着高温高压。实践也证明,高温高压在地层中的同时存在,比只是常温常压地层或者是高温常压地层、常温高压地层,给钻井作业造成的困难和风险大很大。南海西部石油公司组织人员,针对南海莺琼地区高温高压井钻井作业中遇到的问题,对国内外高温高压井的作业情况开展考察、研究,对适合南海莺琼地区高温高压井钻井的技术,进行了初步的探索,并取得初步认识。文章主要是在介绍南海莺琼地 相似文献
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莺琼盆地是世界海上三大含油气超压盆地之一。盆地内超压分布十分广泛,超压成因复杂多样,目前钻遇最高压力系数达2.36。钻井实践表明,地层压力异常严重影响了作业安全和时效,是长期制约盆地内高温高压及深水领域天然气勘探开发进程的关键因素。该文通过详细回顾地层压力预测技术发展脉络,系统梳理了中海油莺琼盆地地层压力预测技术面临的挑战,总结了制约地层压力预测技术精度的关键因素。在此基础上,面向未来勘探及钻井作业安全需求,指明了后续盆地内地层压力预测技术发展趋势及重点攻关方向,为海上低勘探地区的压力预测研究提供了重要参考。 相似文献
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南海莺歌海盆地是世界三大高温高压并存盆地之一,面临地温梯度高、压力系数高、压力窗口窄、储层渗透率低、上部地层泥岩的水敏性强等技术挑战,钻井作业实践过程中,存在着上部井段泥岩易水化膨胀,导致缩径,且容易形成泥球,井眼清洁困难;钻井液安全窗口窄,加上地层薄弱,容易发生井漏;钻井液的高温稳定性、流变性、滤失性控制以及低渗透储层的储层保护困难等难题。经过多年的高温高压探井钻井液技术实践和总结,逐渐形成了该区域极具特色的高温高压气田定向井水基钻井液优化设计和技术体系。结果表明,优化设计后的高温高压水基钻井液体系具有高温稳定性强、润滑性好以及泥页岩抑制能力、封堵能力及抗污染能力强和储层保护效果好等一系列优点,对类似井及该区域后续气田定向井具有较好的借鉴意义。 相似文献
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我国南海和东海海域存在许多高温高压井,地层压力系数很高,普遍存在地层压力窗口窄,溢流和漏失同层,井控难度大,储层保护困难等难题,对海洋高温高压钻井的井筒压力控制提出了很大挑战。控压钻井可以有效解决海洋钻井中面临的窄钻井液密度窗口、高温高压、漏失地层、窄压力剖面等疑难杂症。而三段式伸缩节是浮式钻井装置进行控压钻井配套的最为关键设备之一,非常有必要进行国产化研制。文章阐述了“勘探三号”半潜式钻井平台控压钻井三段式伸缩节的研制,其成功应用于DF11-2-1d和DF11-2-2等井,实际使用效果良好,开创了控压钻井在我国海洋浮式钻井装置上成功使用的先河,填补了我国在该领域的空白,打破了国外垄断,增强了我国钻探海洋油气的能力。其设计、研制思路和方法可为我国其它浮式钻井装置的控压钻井配套提供借鉴。 相似文献
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现在,钻井深度越来越深,钻井环境更加恶劣,测井界也面临着更加严峻的挑战,即如何在这样恶劣的钻井环境中进行测井作业,同时又不降低测井资料的质量。针对这种现状,斯伦贝谢公司推出了Xtreme平台,该平台重新界定了高温高压恶劣环境的极限,其坚固可靠的传感器能够提供高质量的地层评价数据。 相似文献
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KVITEBJФRN油田是高温高压凝析气田,油层位于中侏罗纪BRENT组和下侏罗纪的砂岩中,经过几年的开采,地层压力亏空严重,造成井下情况复杂,无法进行钻井作业。为此,采用了以控制压力钻井为主的多项综合技术,较好地解决了井下钻井压力窗口窄小的难题。控制压力钻井是利用较低的钻井液密度和地面控制回压装置来调整井下压力的一项技术,能精确地控制井底压力接近或稍大于最大地层孔隙压力。同时采用支持该技术的其他配套技术:钻井液技术、不间断循环技术等,以适应高温高压环境,为钻井作业创造了一个安全的环境。该技术成功应用于KVITEBJФRN油田的后续2口并。 相似文献
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KVITEBJΦRN油田是高温高压凝析气田,油层位于中侏罗纪BRENT组和下侏罗纪的砂岩中,经过几年的开采,地层压力亏空严重,造成井下情况复杂,无法进行钻井作业。为此,采用了以控制压力钻井为主的多项综合技术,较好地解决了井下钻井压力窗口窄小的难题。控制压力钻井是利用较低的钻井液密度和地面控制回压装置来调整井下压力的一项技术,能精确地控制井底压力接近或稍大于最大地层孔隙压力。同时采用支持该技术的其他配套技术:钻井液技术、不间断循环技术等,以适应高温高压环境,为钻井作业创造了一个安全的环境。该技术成功应用于KVITEBJΦRN油田的后续2口井。 相似文献
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为解决油管锚定器耐温耐压性能低,锚定不可靠以及解卡困难等问题,研制了高温高压油管锚定器。该锚定器解卡结构设计独特,实现了泄压平衡油套压力后工具解卡,不受压差影响,安全可靠;锁块锁定中心管,解卡销钉不受坐封压力和尾管重力影响,避免了管柱提前坐卡;锚定器与封隔器配合能实现管柱逐级解卡,可减小起管柱载荷,提高了解卡成功率。高温高压油管锚定器在5井次的现场应用中,最大井斜59.3°,最高注水压力43 MPa。该锚定器起到了对管柱的锚定作用,施工安全,成功率高,保证了整个作业过程封隔器密封可靠,具有广阔的推广应用前景。 相似文献
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复杂深层油气钻井工程中,超高温高矿化度高密度(简称“三高”)复杂条件对水基钻井液润滑剂性能提出了更高要求。笔者利用环保性能较好的改性基础油、极压耐磨成膜材料、复合表面活性剂以及复合抗氧化剂等,研制了一种高温高矿化度高密度钻井液润滑剂SDR-1。评价结果表明,润滑剂SDR-1抗温达200℃,在饱和盐水基浆及含6000 mg/L钙的饱和盐水基浆中润滑系数降低率均大于80%,其沉降稳定性好,荧光级别小于3级;与高密度钻井液配伍性良好,可有效降低高密度钻井液的循环流动压耗及动态摩阻。 相似文献
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超高温高密度固井隔离液研究与应用 总被引:1,自引:0,他引:1
高温高密度井给提高顶替效率的固井隔离液提出了严峻的挑战.通过选用高分子聚合物,辅助高温稳定剂配制出了密度可达2.4 g/cm3的超高密度隔离液,室内研究表明,该隔离液抗温性能达到175℃,具有很好的悬浮稳定性和流变性,与钻井液和水泥浆有较好的相容性及抗污染性,并能延长水泥浆凝结时间,对固井施工安全有保证作用.通过现场一口钻井液密度达2.05 g/cm3的超深井固井应用,固井施工顺利,水泥浆返高界面清晰,过渡段短,水泥环胶结良好,固井质量合格. 相似文献
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采用动态硫化方法对聚丙烯进行增韧改性,以克服传统的简单共混增韧改性产生的冲击强度增幅有限。加工流动性明显下降的问题。对于不同的交联体系、三元乙丙橡胶(EPDM)进行了对比试验。 相似文献
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常规尾管顶部封隔器无法满足深井、超深井及海洋油气井的高温高压环境对尾管固井作业的需要。依据O形密封圈高温高压密封机理分析,完成了"金属+橡胶"式封隔器密封结构的研制。研究了硫化橡胶厚度、防退锁紧装置、膨胀锥角、坐封力及硫化工艺等关键技术与高温高压密封性能的关系,并优化了主要性能参数。通过对3种氟橡胶材料在高温下的力学性能研究,优选氟橡胶A作为封隔器橡胶密封材料。开发了井下工具的高温高压试验装置,并进行了地面性能评价试验。研究结果表明,高温高压尾管顶部封隔器在204℃下正反双向密封70 MPa,达到现场高温高压井的使用要求。 相似文献
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高温(220℃)高密度(2.3 g/cm3)水基钻井液技术研究 总被引:2,自引:0,他引:2
针对钻井工程需求,评价优选出了抗高温钻井液用高温保护剂、降滤失剂、封堵剂等钻井液处理剂,并进一步优选出了抗高温(220℃)高密度(1.80~2.30g/cm^3)水基钻井液配方。室内评价结果表明:该体系具有良好的抑制性和抗钻屑污染性能,抗钻屑粉污染达10%;具有一定的抗电解质能力,抗盐达2%,抗氯化钙达0.5%;具有良好的润滑性能;容易配制和维护。 相似文献