旋冲钻井技术在石油钻井中的应用分析

所有行业的发展是以现实能源为基础和支撑的,离开了能源之后行业将无法发展,而我们的社会也将停滞不前。作为重要物质基础—石油能源凸显出越来越重要的作用。石油能源的开采至关重要,因为与现实发展有着直接的联系,所以被高度重视。行业人员配合使用相关技术用于加大石油开采量以实现源源不断的能源供应,助力经济发展水平提升。随着时间的推移,各项先进技术出现,石油开采业借着历史性发展契机呈现出了繁荣景象,在具体的石油开采中,旋冲钻井技术应用的最为广泛,下面我们将进行具体的阐述。

赵集盐矿钻井工程难点和对策

江苏油田在苏北地区淮安赵集盐矿开采已经20年,已钻连通井组达30多个,地下井网密集,融腔发育复杂。针对目前出现的钻遇融腔而出现漏溢同层、井组连通时与待连通井测斜数据无法连通、水平井防碰绕障后的轨迹复杂等出现的新情况,总结现有已钻井施工的问题,形成了赵集矿区盐硝井钻井关键技术,包括优钻头和钻井参数优选、饱和盐水钻井体系、融腔处理技术、井组连通技术等,为后续钻井的设计和施工提供新的思路。

探索江苏钻井冗员流向

本文通过分析江苏钻井富余员工分流去向存在的问题,寻找员工退出途径;完善考核制度,制定补偿政策,鼓励员工提前退出;强化技能培训,采取竞聘上岗,引导员工合理退出企业,以建立一个适合石油钻井发展需要的员工退出机制。

泰国E区块钻井液技术

泰国E区块地层上部井段存在大段泥页岩,易造浆和发生垮塌;目的层属火成岩裂缝型油气藏,施工安全密度窗口窄,易发生喷漏同层复杂。针对该情况,开展了硫酸钾胺基钻井液配方室内研究,结果表明,硫酸钾和有机胺TJX-1配伍后抑制性明显提高,页岩膨胀率降低72.1%,滚动回收率达到92.9%;优化配方后的钻井液体系流变性能稳定,加入成膜封堵剂LXJ-1能够显著提高钻井液封堵性能。结合现场施工难点制定了配套技术方案,并在WBEXT-3D等多口井进行了成功应用,有效解决了松软泥页岩地层造浆和井壁垮塌问题,较有效地控制了目的层喷漏同层复杂,使同区块井机械钻速提高43.5%。

苏北盆地页岩油井大尺寸井眼优快钻井技术

苏北盆地阜二段页岩油是苏北老区可持续发展的重要资源接替。页岩油井通常采用两开制井身结构,大尺寸井眼最深钻达3705.38 m,大尺寸井眼段施工速度的快慢很大程度影响了页岩油井钻井周期和成本。根据大尺寸井眼提速难点,围绕“提速、提质、降本”目标,形成了包含钻井提速技术、井眼轨迹控制技术及高性能钻井液技术的大尺寸井眼优快钻井技术,平均钻井周期由初期41.5 d降至10.59 d,平均机械钻速由10.42 m/h提高至24.22 m/h,大尺寸井眼整体提速效果显著,其优快钻井技术可在后续页岩油平台井推广应用。

中江区块沙溪庙组井壁失稳机理及烷基糖苷防塌钻井液

针对川西中江区块沙溪庙组井壁失稳技术难题,分析了沙溪庙组泥岩的矿物组成、微观结构及理化性能,揭示了沙溪庙组井壁失稳机理。沙溪庙组属于典型的硬脆性泥岩,黏土矿物含量高,水化作用强,其中伊利石含量最高,微纳米尺度裂隙发育,钻井液滤液侵入后,伊利石、伊蒙混层等分布不均匀,比亲水量大,水化膜斥力大,裂缝不断扩展,易发生井壁坍塌。结合“多元协同”井壁稳定理论,优选了烷基糖苷类抑制剂、微纳米封堵剂等,构建了适用于沙溪庙组的烷基糖苷高性能防塌钻井液体系。通过室内实验可知,该体系流变性良好,API滤失量小于3 mL,高温高压滤失量不大于8 mL,岩样滚动回收率为98.87%,膨胀率小于3%,抑制性优良,对微裂缝和孔隙封堵能力强。现场应用表明,烷基糖苷高性能防塌钻井液能有效抑制沙溪庙组地层坍塌,机械钻速高,无井下复杂事故发生,为保证中江区块沙溪庙组“安全、高效、经济”钻井施工提供了技术支撑。

苏北盆地小井眼侧钻井关键技术研究与应用

针对苏北盆地小井眼套管开窗侧钻井窗口不规则、机械钻速低、井眼易失稳、摩阻扭矩大及固井质量难以保证等问题,进行了套管开窗方案设计、开窗工具优选、井眼轨迹调整及控制、岩屑床清除、个性化钻头设计、钻井液体系优选及固井技术优化等方面的研究。根据侧钻点不同,优选了开窗工具,优化了井眼轨道,制定了井眼轨迹调整与控制措施,采用了螺旋清砂钻杆,以降低施工摩阻和扭矩;针对不同地层岩性特点及工况,设计了2种PDC钻头,以增加单趟钻进尺,并提高机械钻速;优选了胺基聚合物钻井液体系,配合使用高效极压减摩剂,以满足井壁稳定、井眼净化及润滑防塌要求;采用了防窜增韧水泥浆,配合使用小尺寸液压变径套管扶正器和遇水自膨胀封隔器,以提高固井质量。小井眼侧钻井关键技术在苏北盆地9口井进行了应用,与前期施工井相比,机械钻速提高了125.3%,钻井周期缩短了45.8%,复杂时效下降了87.0%。研究结果表明,苏北盆地小井眼侧钻井关键技术能提高小井眼侧钻井机械钻速、缩短钻井周期和降低复杂时效,提速提效效果显著,具有推广应用价值。

油基钻井液用微纳米封堵剂的研究与应用

以微纳米级刚性材料G-5、弹性树脂C-3、油溶沥青Q-2以及表面改性剂S-1作为主要原料采用正交实验法合成样品,用高温高压封堵仪PPT评价其砂床滤失量,优选出最佳样品NS-6。对比评价NS-6和HX-1对现场油基钻井液体系的性能影响及样品加量和抗温性,结果为:NS-6加量为1.5%,对流变性影响小,且有降滤失作用,抗温可达160℃;HX-1最佳加量为2%,抗温为130℃,有明显增稠现象;表明NS-6在室内评价较现场使用HX-1性能更优。NS-6在焦页211-4HF井的成功应用,说明该剂具有良好的适用价值和经济效益。

油基钻井液在焦页197-4HF井的应用

焦页197-4HF是涪陵页岩气田平桥南区197平台的一口三开制大位移开发井,三开2614~4941m,水平段长2327m,三开龙马溪组地层以黑色页岩为主,对钻井液页岩地层井壁稳定及润滑性要求较高。三开段使用油基钻井液,现场使用表明,油基钻井液的携岩性、井眼净化效果良好;其高温高压滤失量均控制在3m L以内,且滤液全为油相,减少了对储层液损坏,避免了水敏等伤害;该油基钻井液具有良好的流变性、电稳定性和润滑性,井壁稳定和储层保护效果明显,且现场对钻井液的维护措施完善,使其在焦页197-4HF井的应用取得了良好效果。

浅谈如何做好石油钻机设备的封存管理

钻机设备没有工作量陆陆续续进入停待期,为最大限度的减少设备在长期停待过程中的损坏,需对设备进行封存处理。本文对钻机设备在封存前后及设备启用调拨等阶段容易出现的故障进行梳理,对钻机封存管理进行初步的探索,使设备始终处于良好的技术状况,避免因管理不到位和受自然环境等影响造成设备腐蚀或老化,确保设备封存管理合理有效。

焦页197-4HF井油基钻井液技术

焦页197-4HF井是涪陵页岩气田平桥南区197平台的一口三开制大位移开发水平井。该井长水平段位于志留系龙马溪组页岩地层,在钻井施工中面临着极大挑战,一是长水平井段易形成岩屑床,扭矩摩阻大;二是页岩易水化膨胀,造成井壁失稳;三是页岩地层微裂隙发育,钻井液滤失量大。为保证钻井施工正常进行,前期通过室内对比实验,优选出了合适油基钻井液配方。现场使用情况表明,优选出的钻井液配方完全满足现场施工要求,安全顺利地完成了三开长水平段作业。

海南项目首口大井眼开窗侧钻井施工技术总结

油田在经过较长时间的开发生产后,由于产能衰竭或其他原因导致油气产量降低、油气井利用效率低,为了提高油气井产能同时兼顾降低建井成本,利用老井眼部分井身结构,从套管内开窗侧钻新的较小井眼从而钻达新的目的层位的技术工艺。技术措施通常利用斜向器和开窗铣鞋,在套管既定位置将套管磨穿而形成规则的窗口,然后用定向钻具钻出新的较小井眼。这种方式现场易操作,施工工艺相对比较简易,能够较好的满足钻井平台后期对油藏再次开发挖潜,增产效果明显。

YJJS-Ⅰ高性能水基钻井液技术的研究与应用

四川泸州地区太阳-大寨构造页岩气井的钻井施工中存在以下技术难点:上部地层溶洞裂缝发育,失返性漏失频繁发生;目的层埋深浅,压力高,油气显示活跃,油气上窜速度快;目的层龙马溪组的页岩极易垮塌。针对以上难点,研究形成了一套适合该地区页岩气井顺利施工的高性能水基钻井液体系及施工工艺技术,该钻井液体系具有强封堵性、强抑制性和优良的润滑性,既满足了该区块页岩气水平井的安全钻井需求,也实现了替代油基钻井液解决环保问题的目的,提高了该区页岩气井开发的整体效益。

-35#柴油基钻井液体系的研究及应用

大庆区块冬季钻井施工作业中,由于气温低,导致传统的油基钻井液体系不能满足现场的需要,急需一套能够满足该地区冬季特点的油基钻井液体系。室内通过乳化剂、有机土、降滤失剂、封堵剂的优选研究出一套-35#柴油基钻井液体系,该体系具有低温流变性好、破乳电压高、滤失量低、高温稳定性好的特点。该体系于2021年冬季在大庆GY1-Q2-平1井成功应用,在实际的钻井过程中,钻井液流变性、高温高压滤失量及破乳电压等各项性能均满足安全钻井要求,且后续在GY1-Q3-平4井、GY1-Q2-平2井也成功应用,这几口井的顺利完钻证明了该体系能够满足大庆区块冬季钻井施工的需要,为该地区后续的钻井施工提供了技术参考。

强封堵油基钻井液技术的应用与推广

焦页211-4HF是华东油气分公司布置在南川区块平桥南斜坡211平台的一口二开制水平开发井。二开钻进至5872m完钻,其中A靶井深3288m,B靶井深5847m,水平段长2584m。二开使用新配油基钻井液开钻,钻进过程中使用老浆维护。在二开钻进过程中多次遇到复杂情况,其中复杂情况多集中于3500~4100m。根据复杂情况和处理要求对钻井液性能进行调整处理同时强化钻井液的封堵能力,应用双亲堵漏剂和微纳米封堵剂有效解决井壁封堵问题,同时推广应用于其他井也取得良好的效果。

大牛地DPT-60井煤层安全钻井工艺技术

井壁稳定问题是石油钻探行业全球性普遍存在的问题。大牛地气田DPT-60井,具有地层老、可钻性差、煤层埋藏深且单层厚、储层压力低地层压力复杂等特点,造成钻进过程中可能出现煤岩坍塌卡钻、井漏、煤层气侵等问题。为了减少钻井复杂问题的发生,提高钻井速度,本文对国内外煤层钻井的现场经验和资料进行了调研,并在此基础上,对煤层坍塌的化学机理和力学机理分别进行了阐述,并结合山西组、太原组的煤层性质对钻遇煤层的井壁失稳机理进行了分析论述,以及在钻遇煤层防塌方面的技术作了简单的分析说明。

超高温高密度钻井液体系的研究与应用

随着油气资源勘探的不断深入,钻探的难度越来越大,尤其是高温、高压、高密度井越来越困难,对钻井液性能的稳定是个十分严峻的挑战。本文通过对钻井液性能的难点进行了分析,对于钻探开发具有十分重要的意义。

花页7井取心工具优选分析

针对苏北盆地阜二段破碎地层取心中存在的单趟取心进尺少、岩心收获率低和取心机械钻速低等技术难点,以花页7井阜二段44次取心为例,分别从取心钻头、取心筒和取心内筒3个方面对花页7井所用取心工具开展效果评价。为保证取心收获率,优选出切削能力、稳定性相对较强的六刀翼8 mm齿径的取心钻头;保证内筒居中,适应不同井斜的苏Ⅲ型取心筒;不易变形、强度高的钢制内筒。最终得出适用于硬、脆、碎性泥页岩地层,取心稳定性强、利于岩心成形的取心工具组合(戴比特/川克六刀翼8 mm齿径取心钻头+苏Ⅲ型+钢制内筒),以提高取心效率,为苏北盆地阜二段地层取心提供参考和技术支持。

SMP-Ⅰ与SMP-Ⅱ的抗温抗盐性能对比

规范钻井液处理剂产品的使用范围,使处理剂达到更好的使用效果,是当前需要重视的问题。以SMP-Ⅰ和SMP-Ⅱ为例,从其组构特征、生产工艺及其在钻井液中降低滤失量和抗盐的作用机理等方面分析,讨论了磺甲基酚醛树脂SMP-Ⅰ和SMP-Ⅱ的应用范围,并比较了不同生产工艺的产品其抗盐抗温性能的差别。实验结果表明,在含盐量低于2%的钻井液中、井温不大于180℃的情况下,SMP-Ⅰ比SMP-Ⅱ的使用效果好;在井温为120℃与150℃时,SMP-Ⅰ可用于不同含盐量直至饱和的盐水钻井液,而SMP-Ⅱ只适用于含盐量高于25%的近饱和/饱和盐水钻井液;在井温为180℃下,SMP-Ⅰ可用于含盐量低于20%的盐水钻井液,而SMP-Ⅱ适用于含盐量高于20%的近饱和/饱和盐水钻井液。

基于流体微团的油滴碰撞聚结过程研究

建立反映油滴粒子聚结规律的流体微团模型,并使用耦合表面张力模型的CLSVOF多相流模型以及标准k-ε湍流模型对油滴粒子碰撞聚结过程进行模拟研究。结果表明:在接近速率为0.50 m/s的条件下,非均匀粒径油滴发生正向碰撞聚结的概率大于均匀粒径油滴;均匀粒径油滴发生正向碰撞聚结的概率随接近速率的增加而呈非线性增加,当接近速率从0.16 m/s提升至0.80 m/s时,其发生正向碰撞聚结的概率约增加17%;均匀粒径油滴在接近速率为0.50 m/s的条件下,油滴发生碰撞聚结的概率与碰撞角度呈负相关关系,发生碰撞聚结的有效碰撞角度介于0°~45°之间。