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川西浅层蓬莱镇组气藏天然气资源丰富,是川西各气田主力产层之一。针对蓬莱镇组的长水平段水平井,受埋深浅条件限制,仅依靠套管自身重力下放套管困难。早期部署的浅层水平井通过采用三开制井身结构解决套管下入难题。三开制井身结构钻井周期长、成本高,减少了长水平段水平井经济效益。结合套管下入摩阻影响因素分析,开展浅垂深长水平段水平井井身结构优化论证,提出尾管悬挂两开制井身结构方案,并配套加重钻杆送放尾管技术及套管扶正器优化设计措施。该方案应用于川西浅层30余口井,平均节约钻井周期约36%。 相似文献
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川东北深井井身结构优化探讨 总被引:3,自引:2,他引:1
川东北地区天然气成藏条件优越,烃源丰富,圈闭类型多,成藏配置关系好。通过前期的钻井施工,常规的钻头-套管程序和井身结构设计方法难以适应深井超深井的复杂地质环境。在分析国内外深井套管程序应用特点和传统井身结构的基础上,根据钻头、套管生产的现状,结合现场实践的应用,提出了川东北海相复杂深井井身结构优化方案,该方案对于提高深井的钻井水平具有现实的意义。 相似文献
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JY10HF井是南川金佛山断坡第一口页岩气预探水平井,钻遇地层具有缝洞发育、倾角大和可钻性差等特点,钻井过程中面临易漏失、易坍塌、易井斜和机械钻速低等难题。鉴于此,采取"导管+四开制"井身结构、旋转导向控制井身轨迹、优选钻头及工具、优化堵漏措施等技术,完成了该井的施工任务。为进一步实现该区块页岩气水平井提速提效,分别从井身结构、井眼轨道设计和防斜打快等方面进行了探讨和优化,提出了优化技术套管下深、采用双二维轨道设计、应用欠平衡钻井技术和优选旋转导向工具等提速方案。研究内容可为类似页岩气区块开发提供技术支撑和方法指导。 相似文献
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焦页197-4HF井为焦石坝二期页岩气开发的一口长水平段水平井,钻遇地层地质条件复杂。受构造变化大、断层发育、页岩储层埋藏深、地层压力体系认识不清、垂深预测误差大等因素影响,钻井施工难度大。针对定向施工摩阻扭矩大、井漏频繁、地层可钻性差、钻头磨损严重等难点,采取优化井身结构及井身剖面、优选钻头、精细控制井身轨迹、优选钻井液体系、优化堵漏措施等技术,顺利完成该井施工任务。针对页岩气长水平段钻井的提速提效,提出了加强针对龙潭组和茅口组地层的PDC钻头个性化设计、钻井各阶段使用相应工具、开展平桥页岩气井堵漏工艺及油基钻井液封堵技术的研究等建议。 相似文献
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目前水平井已成为高效开发油气藏的一项重要技术,由于水平段地层压力剖面的特殊性,在钻井过程中随着井眼的延伸,水平段易发生井漏,直接影响了施工效率与钻井成本。基于水平井钻井过程中水平段的受力特点,结合水平段地层压力剖面特性,提出了一种压漏校核新方法,该方法将环空动态压力计算纳入水平井井身结构设计中进行考虑,逐段进行环空动态压力计算与校核,通过寻找压漏临界点确定套管下深,并根据钻井实践经验优化水平井井身结构,提高了水平井井身结构设计的科学性。该方法应用于水平井井身结构设计中,将有助于保障水平井钻井的安全性,提高施工效率,降低钻井成本。 相似文献
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苏里格气田致密气藏埋藏深,钻遇地层塌漏问题突出,机械钻速低,前期水平井采用三开井身结构,难以达到钻井持续提速和降低钻井成本的目的。为此,在开展缩短中完周期、优化封固段和井眼尺寸等方面的理论分析,并进行井身结构优化过渡性方案现场试验的基础上,提出了井身结构优化思路,分析了可行性;然后,进行了封固段优选、井眼尺寸优化,设计了水平井小井眼二开井身结构。基于此井身结构,研究了井眼轨迹控制、个性化钻头和配套提速工具优选、强抑制高效润滑钻井液分段措施优化等关键钻井配套技术。该技术在19口井进行了现场应用,解决了长裸眼段“塌漏同存,上漏下塌”的问题,提高了各井段的机械钻速,大幅度缩短了钻井周期。研究结果表明,小井眼二开井身结构设计合理,钻井配套技术提速效果显著,可在苏里格气田水平井钻井中推广应用。 相似文献
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塔河油田奥陶系储层侧钻水平井受老井井身结构、地层及地质避水要求等的限制,需要提高造斜点至上部石炭系泥岩段地层,而该地层与奥陶系储层为2套不同的压力系统,因此如何有效封堵石炭系易塌地层,是高效开发该地区奥陶系剩余油的关键。采用膨胀套管充当技术套管封堵钻井复杂地层,通过优化井身结构及后续的钻井工艺,为解决塔河油田深层侧钻水平井钻井、完井难点提供了一套全新的方案。针对塔河油田φ177.8 mm套管深层开窗侧钻井的钻井、完井难点,通过深入分析研究膨胀套管管材和膨胀螺纹等关键问题,完善了深井膨胀套管的施工工艺和实施程序,探索出一套塔河油田深层侧钻水平井膨胀套管钻井完井技术。该技术在塔河油田现场试验3口井,开窗层位均位于石炭系地层,开窗点深于5 100 m,侧钻后在斜井段成功封堵裸眼复杂地层,实现了国产膨胀套管首次在裸眼定向井段的封堵应用,为钻井、完井中封堵复杂地层提供了新的技术手段。 相似文献
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为提高套管柱强度设计准确性,防止磨损失控情况发生,深入分析了套管磨损预测技术。结合定向井钻柱力学研究成果,考虑钻柱刚度和屈曲的影响,推导了深井和大位移井的钻柱拉力-扭矩方程,建立了基于能量原理的套管磨损程度预测模型,并编制了预测软件。该预测软件可以预测包括钻进、起下钻具等作业过程的,不同套管柱层次、钻具组合、井眼轨迹、钻井液类型和钻井参数等情况的全井段不同井深所对应的套管磨损量。实例计算结果表明,编制的预测软件减小了人为的估计误差,预测值更为准确可靠。研究成果为深井和大位移井安全高效钻进提供了新的技术支持。 相似文献
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为了提高沧东凹陷致密油气藏长水平段水平井的钻井安全和效率,分析了地层特点及钻进中面临的摩阻扭矩大、井眼轨迹控制难度大、紫红色泥岩地层钻速低和石膏层污染钻井液等技术难点,进行了井身结构优化、井眼轨道设计和井眼轨迹控制方式优选、钻井设备及工具优选、钻井液体系优选和性能优化、提速提效技术措施选择及套管安全下入方式优选,形成了沧东凹陷致密油气藏水平井钻井关键技术。在GD1701H井和GD1702H井的现场试验表明,该钻井关键技术可以解决沧东凹陷致密油气藏水平井钻井存在的技术难题,满足安全高效钻井的需求。综合研究认为,沧东凹陷致密油气藏水平井钻井关键技术应用效果良好,可为该类油气藏水平井钻井提供技术支持,建议进行推广。 相似文献
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对不同垂深、不同位移的大位移井在钻井和下套管过程中的摩阻和扭矩分析表明,采用水基钻井液能够钻成位移小于3000m的大位移井,且可以下入178mm套管;位移大于4000m、且垂深在1000m左右的大位移井,需要使用油基钻井液,且只能下入178mm尾管;位移大于5000m的大位移井,必须使用油基钻井液,178mm套管下入有一定难度,且在垂深较小时,需要使用部分139.7mm钻杆和倒装钻具。分析了不同垂深条件下的大位移井钻井极限,随着井深增加,制约大位移井钻井极限的因素由滑动摩阻转为钻柱强度。 相似文献
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四川地区地质条件复杂,深井超深井钻井速度低、完井要求高、勘探开发成本高,严重制约了深部地层油气勘探开发的进程。为此,对影响四川复杂地质条件下深井超深井钻井速度的主要技术难点进行了分析,并根据龙岗1井的成功经验和当前国内外钻井技术现状,提出了四川复杂地质条件深井超深井提高钻井速度的技术途径,包括浅中层沙溪庙组-须家河组层段采用气体钻井、中深层雷口坡组-长兴组层段采用复合钻井(螺杆钻具+转盘配合PDC钻头)等新工艺、新技术与成熟技术配套应用的提速技术方案以及科学设计井身结构、配套应用新工艺、新技术和加强钻井装备配套等做法。 相似文献
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剑门1井超深超长小井眼钻井技术 总被引:3,自引:0,他引:3
剑门1井在第四次开钻中,用Φ215.9 mm钻头钻进中遇到了严重的井下复杂情况,被迫改变井身结构设计,油层套管提前下入,从而大大增加了Φ149.2 mm小井眼钻井的长度。由于井身结构的改变,把一些本该在第四次开钻前应解决的复杂地质问题留给了小井眼钻井阶段。加深的小井眼钻井难度一般都比较大,对于超深超长的小井眼钻井难度就更大。剑门1井在超深超长加深小井眼钻井中,针对面临的许多难题,制定了详细的施工技术措施:①将聚磺钻井液逐步转换为仿油基钻井液;②优选钻头型号和优化钻井参数;③使用顶驱钻井;④采用复合钻具,上部为Φ127 mm S135 18°钻杆,下部用Φ88.9 mm S135 18°钻杆钻井。最终安全顺利地完成了这口超深(7 009 m)超长(2 005.43 m)小井眼井段的钻井工作,取得了宝贵的小井眼钻井经验和丰硕的勘探成果。 相似文献
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定向井防碰地面监测系统设计及现场试验 总被引:3,自引:1,他引:2
随着陆地和海上油气勘探开发程度的不断提高,丛式井和加密井正变得越来越普遍,而受老井网加密调整使井间距离更密、老井测斜数据不完整或不准确、井眼轨迹控制产生误差等因素的影响,钻井过程中易发生井眼碰撞,对钻井和油田的正常生产构成了潜在威胁。根据振动波的传播机理,提出了一种定向井防碰地面监测方法,设计了一套定向井防碰地面监测系统。该系统在渤海某海上油田区块钻井现场进行了试验:借助定向井设计、随钻测量资料,利用Compass软件分析了在钻井与邻井的中心距,并对危险井段进行了监测;根据采集到的钻头振动信号特征,分析了钻头对危险井筒的趋近。现场应用结果表明:钻头钻水泥塞过程中,在钻井套管头处振动信号强度很大,该系统可通过识别钻头振动信号判断钻头靠近或钻遇了邻井水泥环和套管;在邻井套管头采集到的钻头振动信号的振幅,随在钻井和邻井的中心距的增加呈一定的衰减关系,可根据该关系和分离系数判断井眼碰撞的风险。 相似文献
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随着勘探开发的进一步发展,井数越来越多的大井丛平台已经成为页岩油开发的新模式,给钻井施工及后续作业提出了较高的要求与挑战。特别是在钻井施工中,大偏移距、长裸眼段、长水平段、高摩阻高扭矩等一系列问题,是钻井施工必须面对、且需要立即解决的技术问题,尤其是平台边缘井更为突出。文章根据旋转导向工具特点及平台地质条件、地质靶体要求,优化了井身剖面,优选了配套钻具组合、钻头、钻井液及钻井参数等,并在H100平台得到了成功应用,形成了一套页岩油大井丛平台集“剖面 +工艺 +工具 +钻井液”于一体的旋转导向工具工艺技术,成功解决大偏移距井钻井过程中长裸眼段存在的高摩阻高扭矩等问题,为后期大井丛平台式开发提供技术支撑。 相似文献