万米深井上部大尺寸井眼钻柱动力学特性研究

油气勘探已向更深、更复杂的超深层的万米勘探新领域推进,但上部大尺寸井眼给万米深井的钻井提出了巨大挑战:岩石硬和返速低导致钻速慢,大尺寸井眼内剧烈振动导致钻具裂纹多发,钻压小则钻速慢,钻压稍大则下部振动快速加剧从而导致大尺寸钻具使用寿命远低于预期。为此,在对比研究了深地川科1井(以下简称SDCK-1井)和毗邻8000 m超深井上部井段钻柱振动问题基础上,基于全井钻柱系统动力学模型和数值仿真方法,针对性研究了大尺寸井眼中的钻柱动力学特性。研究结果表明:①井眼尺寸越大,钻头和下部钻具的振动越剧烈,SDCK-1井二开大尺寸井眼与邻井中等尺寸井眼相比(井深500 m处),其钻头及下部钻具振动强度均值分别增加了48.0%和41.5%,比SDCK-1井三开中等尺寸3000 m井深的钻头及下部钻具振动强度均值分别高了29.0%和2.9%;②相同井眼尺寸和岩石特性情况下,下部钻具组合比钻柱整体长度对钻头振动的影响更大,优化下部钻具组合能够明显改善钻头振动,保护钻头,同时还可以提高钻头破岩能量利用效率实现钻井提速;③在大尺寸井眼中钻头破岩激励向上传播,横向振动衰减慢于轴向振动衰减,大尺寸钻头扭矩更大且钻压和扭矩波动更加明显,因此从保护下部钻具的角度出发,大尺寸井眼钻具组合对抑制横振更加有效;④大尺寸井眼中下部钻具弯矩和弯矩波动更大,现场频繁出现的钻具裂纹除受控于整体振动强度较大以外,交变弯矩是裂纹发生的重要原因。结论认为,该研究成果揭示了超深井大尺寸井眼中钻柱的动力学特性,指出了应着重控制横振和交变弯矩,该认识可以为超深井上部大尺寸井眼钻井提供技术指导。

深井小井眼定向随钻扩孔技术研究与应用

深井小井眼斜井段钻后扩孔存在扭矩大、工具易折断、周期长、扩孔效果差等技术难题,为此,开展了定向随钻扩孔研究与试验。在分析国内外主要扩孔工具的特点和现场应用效果的基础上,优选CSDR型双心钻头作为扩孔工具,配套475K4570型可调式单弯螺杆钻具为其提供动力。根据水功率合理分配原则,优化了钻头喷嘴组合和水力参数,在THA井进行了现场试验。THA井一趟钻钻进153m,成功实现了井斜14.13°-42.50°段内的定向随钻扩孔,作业段井眼轨迹平滑,平均全角变化率5.554°/30m,平均井径Φ173.99mm,作业周期较设计周期缩短50%。现场试验表明,双心钻头配合螺杆动力钻具可以实现深井小井眼大斜度段的定向随钻扩孔作业,扩孔效果好,作业周期短,是进行斜井段扩孔作业的有效技术手段。

大直径气力反循环钻头结构参数数值模拟与优化

为实现大直径嵌岩桩孔在浅孔和干孔时的气力反循环排渣,解决无法使用气举和泵吸反循环排渣的技术难题,设计基于引射器原理的大直径潜孔锤气力反循环钻头。采用正交试验设计方法,运用计算流体动力学(CFD)仿真技术,探索引射器原理在大直径钻井反循环排渣中应用的可行性。理论分析表明:钻头结构的6个关键参数即喷嘴直径(Dn)、喷嘴数量(N)、喷嘴长度(L)、喷嘴倾斜角度(θs)、喷嘴偏转角度(θd)和引导段直径(Dg)直接影响着排渣效果;基于引射器原理设计的大直径钻头反循环效果可靠、稳定;当GQF-16潜孔锤供风量为50 m3/min,钻头直径为1.2 m时,Dn=20 mm,N=3,L=50 mm,θs=35°,θd=10°,Dg=50 mm为钻头最优理论结构参数组合。

长井段大尺寸井眼钻具疲劳失效分析模型建立与应用

塔河油田开发井均为深井,二开444.5 mm钻头须钻至3 000 m左右,平均钻速8 m/h左右,钻井过程中易出现钻具失效事故,导致该油田万米进尺故障率居高不下。为了有效缩短钻井周期、安全实施快速钻进,分析了长井段大尺寸井眼钻具失效原因,在刚杆模型的基础上,建立了长井段大尺寸井眼钻具疲劳失效分析模型。塔河油田TH1井实例分析表明:扶正器的存在是导致钻具疲劳失效的主要因素,钻井参数不合理也易导致钻具的疲劳损坏;实施钻具组合和钻井参数的优化设计能有效降低钻具疲劳失效的风险。本文研究成果可为长井段大尺寸井眼的钻具组合和钻井参数的优化设计提供技术支持。

大直径引射器式反循环钻头结构设计及数值模拟

针对油气勘探开发特点的要求,将贯通式潜孔锤反循环钻井技术应用于大直径井眼段、复杂地层深井段的油气勘探开发领域,并根据多喷嘴引射器原理,设计一种外径为660 mm的新型大直径引射器式反循环钻头,并进行计算流体动力学(CFD)分析以及野外钻井试验。研究结果表明:该新型大直径反循环钻头结构设计合理,所形成的一、二级引射结构均对反循环形成效果和抽吸能力有良好促进作用,最高钻进效率可达6.0 m/h,平均钻进效率为4.5 m/h,并将井底破碎下的不同颗粒粒度的岩渣屑及地层流体抽吸进入钻头内部形成稳定反循环携带至地表,孔底无沉渣,并且外环间隙无岩渣屑泄漏现象。

大井眼快速钻进技术

大井眼 ( 3 11.1mm及以上尺寸 )钻井由于受钻头尺寸大、破碎面积大、钻头类型单一、机械及水力能量不足等因素的影响 ,钻井速度慢 ,成本高。从地层可钻性研究及钻头选型、PDC钻头的使用、强化机械及水力参数、优化钻具组合、采用先进工具及工艺等方面提出了提高大井眼钻井速度的途径 ,在吐哈油田的应用表明 ,能显著提高机械钻速 。

榆阳区块Φ311.2 mm及以上大井眼井段钻井提速关键技术

为了解决神木气田榆阳区域实施的深探井、煤岩气井、盐下高含硫井、储气库井等井型Φ311.2 mm及以上大井眼井段钻井过程中因井眼尺寸大导致的机械钻速低、井眼轨迹控制难度大、井壁易失稳垮塌、井眼净化困难、固井质量难以保证等技术难题,在分析制约Φ311.2 mm及以上大井眼井段钻井提速技术难点的基础上,开展高效提速工具优选配套、井眼轨迹控制技术、井眼净化技术及强抑制KCl钻井液体系优化研究,配套形成了Φ311.2 mm及以上大井眼钻井提速关键技术,包括:高效提速工具集成配套、大井眼轨迹控制技术、大井眼净化技术、强抑制盐水聚磺钻井液技术及高效堵漏技术,并在储气库、盐下井开展试验,推广应用完井10口,大井眼井段平均钻井周期21.14 d,平均机械钻速9.95 m/h,分别较应用前的钻井周期缩短了18.27%,机械钻速提高了17.14%,钻井过程无井下复杂、故障,提速效果显著。实践表明,该技术为神木气田榆阳区域Φ311.2 mm及以上大井眼的安全、优质、快速钻井提供了技术支撑。

胜利油田大尺寸井眼优快钻井技术初探

对胜利油田陆上大尺寸井眼钻井作业的特点、难点进行了初步分析,对大尺寸井眼优快钻井技术进行了一些探讨。在胜利油田几十口井的现场应用表明,该技术能明显提高机械钻速,降低钻井成本,值得推广应用。

中原油田深井大井眼段钻井液工艺

濮深8井是中原油田在西部洼陷南部寻找接替储量的一口重点深探井,也是中原油田第一口井深达6000m的超深井。分析了濮深8井钻井液的配备及维护和处理技术,得出深井大井眼段钻井液工艺技术存在以下问题:井眼大,钻井液量及钻屑量多,处理时间长,处理剂用量多,处理频繁;返速低使钻井液清洗井眼的能力减弱;井下温度高使处理剂的作用明显降低,二氧化碳的侵入使钻井液性能变差。钻井液维护处理的较好方法是定时、定量补充处理剂胶液。固相控制是深井大井眼段钻井液工艺中的关键问题,必须配套并且有效地使用固控设备,以维护好钻井液性能。

中原油田文东高压油气区大直径井眼钻井实践

中原油田文东地区属于典型的盐间高压油气藏，油气层埋藏深，上部大直径井眼井段长。因而，如何提高大井眼钻井速度，是文东高压油气井钻井的重要课题。经过大量的实践，提出了解决这一问题的途径。从优选喷嘴组合，喷嘴类型和水力参数，增大双喷嘴直径差，配备大功率泥浆泵，降低钻井液水眼粘度等几个方面入手，以多种途径提高泵压和钻头水马力，从而提高了水力破岩能力。同时，优选钻头类型，总结出适合文东高压油气区快速钻进的三套钻头系列，从而充分发挥了钻头的工作效率，并使用合适的钻具组合及钻井参数，在满足井身质量的前提下，大幅度地提高了钻井速度，有效地降低了钻井成本。

大牛地气田丛式小井眼集约化钻井技术

为了探索国内致密低渗透气藏集约化提速降本技术,以具有代表性的鄂尔多斯盆地大牛地气田为研究对象,分析了丛式井组和简化井身结构集约化应用的可行性,提出了丛式小井眼集约化钻井技术并进行了应用评价。研究结果表明:①丛式井组节约了土地,缩短了搬迁周期,整拖式“井工厂”作业模式适用于大牛地丛式定向井组的应用;②小井眼钻头切削面积缩小了22.46%~23.53%,套管尺寸缩小了18.18%~20.78%,利于提速降本;③五刀翼PDC钻头中心部位和后排齿设计锥形齿,提高了破岩效率,1.25 g/cm3低密度水泥浆体系降低了固井施工压力5.5 MPa,保障了小井眼一次全返固井;④现场试验19口井,4个井组,固井优良率达100%,平均搬迁时间缩短了54.49%,平均钻井周期缩短了24.54%,机械钻速提高了15.04%,降低了废弃物、水泥浆和套管费用,节约了征地、钻前、搬迁等费用。结论认为,丛式小井眼集约化钻井技术能够推动大牛地气田致密低渗透气藏钻井大幅度提速降本,为国内致密气藏钻井降本增效提供了借鉴。

濮深8井φ444.5mm大井眼钻井技术

濮深８井位于东濮凹陷孟岗集洼陷方里集构造带，设计井深６０００ｍ二开井段φ４４４．５ｍｍ并眼尺寸大，钻遇到地层复杂，极易发生井眼缩径，井壁坍塌，井漏，卡钻和井斜等井下复杂情况，施工中采取了六项技术措施，１．优越钻头，最大限度地提高机械钻速；２．优化钻井参数，用试钻法来确定钻压和钻速；３．采用满眼钻具有组合，减少了地层因素对井斜影响，避免出现严重狗腿；４．优选聚合物钻井液体系并合理维护。

海油陆采丛式井组优快钻井技术

垦东12平台是中国石化及胜利油田的重点产能建设项目,共计部署114口海油陆采井,主要采用大位移井、丛式井组技术进行开发,存在着表层定向易产生磁干扰、浅层大尺寸井眼定向困难、井网密集防碰绕障难度大等钻井难点。通过钻井平台位置优化设计、一开表层直井段防斜打直、浅层大尺寸井眼定向技术、大斜度长裸眼井段稳斜技术以及丛式井三维防碰绕障等技术的研究及应用,保证了垦东12平台丛式井组的顺利实施,进一步丰富完善了海油陆采大型丛式井组钻井技术,为今后滩浅海油区的经济高效开发积累了宝贵经验。

盐下水平井YM7-H4大井眼段钻井技术

YM7-H4井是一口盐下水平井,因盐膏层距目的层垂深约25 m,设计用311.1 mm钻头在易垮塌的吉迪克组地层进行定向,在盐膏层内一直增斜达到73.62°,直至钻穿盐膏层至井深4 770 m,然后下入273.1 mm厚壁套管封固盐膏层。该井311.1 mm井眼在钻井与中完施工过程中存在很多难点:一是吉迪克组地层泥岩严重垮塌,定向难度大;二是大井眼轨迹控制困难;三是盐膏层段长、井深、钻井液密度高达1.80 kg/L,易卡钻;四是厚壁套管直径大、刚性强、下入困难等。通过技术攻关,该井应用了大井眼轨迹控制技术、吉迪克组地层泥岩防塌钻井液技术、盐膏层钻井技术和大尺寸套管下入井眼准备技术等,顺利完成了该井大井眼段的钻井施工。

射孔—压裂复合技术综述

综述了国内在射孔－压裂复合技术领域的研究概况，分析比较了几种不同类型的射孔－压裂复合装置，简单介绍了射孔－压裂复合技术的功能和应用前景。

马深1井二开大井眼优快钻井技术

马深1井是中石化部署在川东北通南巴构造带马路背构造高部位上的一口重点预探井,完钻井深8 418 m,二开?444.5 mm/?406.4 mm大井眼钻达4 295 m,为该地区最深大井眼段。该井段以陆相地层为主,地质条件复杂,地层可钻性差,井壁不稳定以及地层软硬交错且倾角较大,且在水力参数和破岩能量等方面存在一系列问题。针对不同地层特征和岩石性质,优选了气体钻井、大扭矩螺杆+PDC、涡轮+孕镶、混合钻头、旋冲工具等多项新技术、新工具,基于动力学防斜打快理论,在保证井身质量的前提下大幅提高了机械钻速。同时,自主研制了KCl聚胺防塌钻井液体系,有效解决了井壁失稳的问题。

长庆油田储气库水平井大井眼钻井技术

长庆油田储气库主要部署在榆林气田和靖边气田,水平井开发井眼尺寸大、井身结构复杂,钻探开发施工难度和风险较大。以长庆油田储气库首口大井眼水平井榆37-2H为例,介绍了大井眼定向造斜、入窗轨迹控制技术的难点,对钻井施工过程及采取的有效技术措施进行了评述,提出对该类井的认识与建议。

CO_2相变点的激光测试

油气生产过程是油气在地层压力的驱使下的渗流流动 ,地层流体的高压物性是很重要的参数。如何提高地层流体高压物性的测试准确度 ,对于地层流体高压物性的测试具有重要意义。运用激光测试理论 ,考虑气体处于气相和液相时消光截面的变化 ,导致透过气体的光强发生变化。建立了一套激光测试装置 ,在多个温度下对CO2 的露点进行了反复测试 ,结果与《HanbookofPhysicalPropertiesofLiquidsAndGases》手册中的标称值进行了对比 ,证明了测试装置具有很高的测试精度 。