南海西部油田高温高压井钻井提速技术

南海西部油田莺歌海盆地的高压储层上部有一大套厚度超过500米且几乎没有渗透能力的泥岩盖层,钻进过程中机械钻速非常低。文中首先结合该盆地的地层特征和工程实际,对这套地层岩石力学特征进行了研究、对高密度钻井液条件下地层岩石破碎机理进行了分析,介绍了该地区以往钻井提速的实践情况,水力脉冲工具的引入以及该工具在DF××井的应用情况;最后结合水力脉冲工具的应用效果和南海西部高温高压井的地层特性,总结了几点经验。水力脉冲工具大幅提高了高温高压泥岩井段机械钻速,对南海西部莺歌海盆地高温高压地层的勘探开发工作意义重大,也为以后高温高压井塑性泥岩的钻井提速提供了技术参考。     

南海莺歌海盆地东方区高温高压钻井综合提速技术

南海莺歌海盆地东方区块作为南海西部油田天然气主力上产区块,主要以高温高压井勘探开发为主,但高温高压井存在温压条件恶劣、压力窗口窄、井身结构复杂、地层机械钻速低、井下复杂情况频发等难题。针对东方区块的地层特性及工程难点,系统分析了钻井机械钻速低的影响因素,通过优化表层井身结构、钻井液体系优化、优化钻具组合、提速工具配合新型钻头等技术措施,探索出一套高温高压井综合提速技术,在多口高温高压井得到成功应用,大幅提高了东方区块高温高压井钻井效率,为加快东方区块油气勘探开发提供了技术保障。     

测试管汇在高温高压井井控中的应用

随着海上高温高压井勘探开发的深入,作业井的压力系数越来越高,窗口越来越窄,南海西部乐东某区块高温高压井压力系数接近2.30,而作业窗口不足0.1,井漏、井控风险极高。针对压井时套压极高的情况下,仅仅用钻井阻流管汇实施压井作业,难以应付超高温高压井中出现的井控情况。本文从测试管汇布置及工具结构等方面详细讲述了测试管汇在高温高压井中的重要作用及优点,并以实例展示了测试管汇在高温高压压井作业中的优势。     

探讨高温高压高含硫气井完井试气工艺技术与应用

本文以某高温高压高含硫气井作为工程实例,对该气井完井测试过程中存在问题进行分析,并依据工程实况,提出有效的完井试气测试技术,以保证气井完井试气工作的顺利开展,为气井勘探与开发提供有利的技术条件。     

PDF-THERM钻井液体系在陵水13-2-1井的应用

陵水13-2-1井(LS13-2-1)是位于南海西部海域的一口高温高压预探井,地层压力系数1.97,井底温度150℃,这是中海油服油田化学事业部所承钻的钻井液密度最高的一口高温高压井。在本井的311.1 mm井段及215.9 mm井段都使用了PDF-THERM钻井液体系,在密度高达1.98 s.g的情况下,流变性可控,从后续电测效果上看,该体系具有较好抑制性及良好的储层保护效果。     

永久封隔器在高温高压井测试中应用

在高温高压井测试作业中,使用常规的RTTS及XHP封隔器常常会存在泥浆重晶石沉淀,封隔器无法正常解封的问题。在高温高压井中采用电缆下入永久封隔器,测试管柱上使用插入密封密封环空,可以满足正常测试,同时解决了以上难题,更具有安全性、可靠性、实用性的特点。DF13-1-4井及DF13-2-1井位于莺歌海盆地中央底辟构造带,是南海西部典型的高温高压井,强度校核显示RTTS封隔器安全系数不足,为了保证测试结束后能顺利解封封隔器,采用永久式封隔器替代常规RTTS并成功完成作。     

南海西部深水高温高压固井挑战与实践

随着南海自营深水油气勘探的不断进行,成功完成了从常规深水井到深水高温高压井再到超深水井的钻探,标志着南海自营深水油气勘探已经取得了辉煌的成就。2015年,南海成功完成3口深水高温高压井钻探任务,取得了丰硕的科技成果。现场作业中出现的诸多问题,给固井带来了前所未有的挑战和机遇,该批次井的成功钻探为今后深水高温高压井固井积累了宝贵的经验,打下了深厚基础,对深水高温高压井固井专业的技术发展具有重大意义。     

压控测试技术在浅滩海的应用与发展

压控测试工具为大通径测试工具,且结构可靠、操作简单、工艺成功率高,这些特点使压控测试工具成为浅滩海海域地层测试的主要工具。本文主要介绍了压控测试工具的的原理及管柱结构。着重介绍了在浅滩海海域测试过程中的应用及发展。     

海上高温高压井上漏下喷 复杂情况处理工艺及应用

南海西部高温高压井钻井作业中,通常会钻遇未预测到的高压层而需要进行压井作业,在压井作业过程中经常会压漏上部薄弱地层导致"上漏下喷"。一旦发生"上漏下喷",受钻具组合中随钻测井工具的限制,堵漏材料的颗粒粒径受限,可实施的堵漏方案效果差,且无法进行注水泥作业。同时,常规起钻换光钻杆下钻实施堵漏或者起钻下套管固井封固高压层和漏层的处理方法又存在极大的井控风险。本文通过南海西部某高温高压井"上漏下喷"条件下起钻成功案例,分析了存在"下喷上漏"时可以实施起钻的安全条件,为类似复杂情况的成功处理提供了参考。     

高温高压井下回接尾管遇阻分析及处理对策

海上高温高压天然气井井筒完整性保障难度大,环空带压比例超45%[1]。为降低环空带压风险,南海西部油田在海上高温高压气田开发中的措施之一是将φ177.8mm生产尾管回接至井口并全井段封固。在某井实际作业中,下φ177.8mmφ193.675mm回接尾管过程中发生遇阻复杂情况。针对该问题,分析了可能原因,基于窄窗口下入遇阻量限制条件制定了切实可行的安全处理措施,对后续井类似复杂情况的预防和规避提供了参考。