充气钻井环空弹状流稳态流动模型与实例验证

国内外针对弹状流(段塞流)管流的力学模型研究很少,且计算误差较大,无法应用于钻井工程。为此,针对充气钻井开展环空气液弹状流稳态力学模型研究,可准确预测和设计井筒流体参数。首先,借鉴国外研究成果,对钻井气液两相管流型态进行描述分析,推导出环空弹状流与泡状流的转换判别关系式,认为环空充气钻井液主要出现泡状流和弹状流两种流型,且充气钻井井深小于300 m的环空内为弹状流。然后,建立环空弹状流单元的物理模型,并对其流动参数进行解析计算。依据管流机械能守恒定律,建立充气钻井环空弹状流稳态力学模型,并给出数值解法。通过两井连通充气钻水平井(DNP02井)的实钻模拟,计算出的环空流动参数与现场实测数据非常吻合,误差小于5%。证实模型的理论体系完整,计算结果满足钻井工程需求,具有很好的通用性。

准噶尔南缘高泉背斜钻井液技术难点与对策

针对准噶尔盆地南缘高泉背斜构造钻遇地层特点,通过分析已钻井资料,结合矿物成分及力学特征,指出该地区钻井存在安全密度窗口窄、冬季地面与地下温差大的技术难点。结合现场情况,给出了分别适应上部地层和中下部地层的钻井液体系,上部地层采用强抑制性水基体系;中下部地层塔西河组硬脆性泥岩地层,采用中等密度、强封堵油基钻井液,安集海河组等强水敏地层采用高密度、低滤失量的油基钻井液体系。结果表明,南缘高泉背斜上部地层采用强抑制水基钻井液体系可有效防塌、防黏卡;中下部地层采用的高密度油基钻井液具有优良的防塌、防漏性能,其耐温区间为-10~240℃,可抗高达40%盐水侵,可抗10%水敏性岩屑污染。钻井液技术为高泉构造油气重大发现提供了重要技术支撑,可为类似地区及构造探井提供钻井液方案参考。

准噶尔盆地南缘H101井高密度油基钻井液技术

准噶尔盆地南缘H101井三开井段安集海河组地层以泥岩为主,在钻井过程中因泥岩水化膨胀、分散造浆而造成高密度钻井液维护处理困难、井壁垮塌、卡钻等井下故障,为此设计应用了高密度油基钻井液。根据安集海河组地层的特点、油基钻井液的实践及钻井要求,确定了高密度油基钻井液配方,并对其流变性、稳定性及抗污染性能进行了评价,结果表明,流变性、稳定性及抗污染性能达到设计要求。H101井三开井段钻进安集海河组地层过程中,高密度油基钻井液的密度最高达2.46kg/L,除出现几次阻卡现象外,未发生其他井下故障。与邻井相比,三开井段平均机械钻速提高6倍以上,钻井周期缩短100d以上。这表明,使用高密度油基钻井液可以解决安集海河组地层钻井过程中存在的卡钻、井漏等井下故障,并能提高机械钻速,降低钻井成本。

防斜打快技术在准噶尔盆地南缘地区的应用

准噶尔盆地南缘地区发育山前冲断带,属山前高陡构造。高陡构造在钻井过程中易造成井斜,钻井参数难以强化,影响整体机械钻速,因此开展该地区防斜打快技术的研究与应用具有重要意义。通过对南缘地区防斜打快技术的梳理,总结了该地区早期防斜打快技术使用的钟摆钻具组合和满眼钻具组合的特点及适用性,分析了当前南缘地区主要使用的三种防斜打快技术,即PDC钻头配合螺杆钻具、MWD加微弯螺杆复合钻进技术和PowerV垂钻系统。对南缘地区当前采取的三种防斜打快技术现场应用效果进行了分析研究,认为当前采用的防斜打快技术现场应用效果明显优于早期技术;当前三种防斜打快技术以PowerV垂钻系统防斜打快效果最好,其次为复合钻井技术,但是PowerV费用昂贵,技术受限;多种复合钻井技术研究和国产垂钻系统的试用推广是准噶尔盆地南缘地区防斜打快技术的发展方向。

带轨迹测量功能的PWD系统研制

泥浆脉冲随钻井底压力监测系统是指在钻井过程中,将真实的井底压力这一关键钻井参数,进行动态采集并利用水力脉冲方式实时传输,经地面接收还原成井底压力数值的一套钻井实时监测系统,业界简称"PWD"系统。MWD无线随钻测量仪是对定向井、水平井井眼轨迹实时监测并指导完成井眼轨迹控制的测量仪器。本文叙述一种可以动态采集井底压力、温度、井斜、方位、工具面数据,并实时传输至地面的系统(PWD+MWD),以实现对井底压力、井眼轨迹精确控制的目的。

石油钻探一体化管理模式的探索与实践

提出了石油探井钻井一体化项目管理新模式,针对新疆西湖地区地质特点,探讨相应的钻井提速措施。通过风险探井西湖1井的现场实践,实施一体化管理模式能够较好地实现管理人员与技术人员的资源共享和互补,缩短了指挥链,钻井速度明显提高,复杂事故发生率明显降低,从而实现了项目费用、进度、质量和安全的有效控制。

高温高压油气藏试产期间固井水泥环力学完整性——以准噶尔盆地南缘高探1井为例

准噶尔盆地南缘超深层勘探已成为中国石油天然气勘探的重点领域,钻完井工程面临诸多高温高压环境的挑战。在完井试产期间,井筒温度和压力的大幅度且快速下降会改变水泥环应力,易导致套管和水泥环收缩不平衡,产生微间隙。为此,采用厚壁圆筒弹性力学理论,建立了套管-水泥环-地层组合体弹性力学模型,利用有限差分程序求解。研究认为,高温高压油气藏试产期间,水泥环的主要失效形式为收缩微间隙失效。以准噶尔盆地南缘高泉背斜高探1井试产为例,评价试产过程中水泥环失效时井筒压降及温度变化临界值,以及两者与水泥石力学参数的相互关系。该力学评价方法的研究对于高温高压油气藏试产期间水泥环完整性评价具有较高的应用价值。

页岩油水平井体积压裂期水泥环失效机理研究

目前页岩油开发多采用长段水平井的体积压裂增产开发方式。针对水平井油气藏,为了研究体积压裂和返排期间的周期载荷作用对水泥环密封性的影响以及水泥石力学性能的具体要求,依据页岩油水平井压裂特点和井筒条件,构建了均匀地应力场的套管-水泥环-井壁组合体完整性力学模型。将水泥环的应力状态及其力学参数测试数据代入强度破坏准则中,以判断水泥环是否失效以及其失效形态。同时结合吉木萨尔页岩油的地应力、压力和温度等参数,开展了典型井油层固井水泥石的力学参数测试,以及压裂-返排期水平段水泥环力学破坏极限模拟。研究结果表明:压裂液返排过程中,套管内流体压力减小,套管收缩,可能导致套管-水泥环之间产生微间隙;水平井段固井水泥环的主要失效形式为压裂期的径向压缩或周向拉伸破坏,以及返排期的微间隙胶结失效;返排期水泥环微间隙胶结失效的主要影响因素为井筒内外压差和水泥石的弹性模量。研究结果可为水泥浆材料配比和储层改造工程参数的优化提供科学依据。

高泉背斜地层压力测井多参数综合解释与异常高压成因

目前国内外地层压力测井解释方法较多,但大多数方法基于欠压实沉积理论并局限于单一的地层岩性,尤其是针对盆地边缘山前深层构造,单一测井参数确定地层压力误差较大,且无法解释沉积压实机制以外的异常高压。为此,将多种异常高压机制相关的测井参数进行综合解释,建立适合山前复杂构造的地层压力测井多参数计算模型,评价准噶尔盆地南缘高泉背斜高探1井的地层压力剖面,其计算结果与钻井实测数据吻合,相对误差小于3.00%.同时,基于原始沉积加载—卸载过程力学原理,利用地层压力测井多参数分析判别出高泉背斜深层各层系异常高压的形成机制。

准噶尔盆地达巴松凸起超深井安全快速钻井技术

准噶尔盆地达巴松凸起二叠系风城组和石炭系勘探程度低,超深井达探1井完钻井深6226m,井底压力高达125MPa,温度高达150℃。由于近2000m的目的层未钻揭,钻井将面临地层压力系统复杂、深部地层钻速低、风城组盐膏层污染钻井液、长裸眼井壁失稳等难题。需要开展超深井高效钻井的配套技术攻关。包括:利用测井和地震数据精细预测地层压力;分析井筒复杂规律优化井身结构;评价岩石力学特性,优选高效钻头;开展钻井提速工具试验;多元协同和复合盐强化高密度钻井液抑制性及抗污染能力。通过现场试验,达探1井平均机械钻速为3.61m/h,较邻井提高35.5%,钻井周期仅162d,全井复杂事故率为零,创造了准噶尔盆地超深井高效钻井的新纪录。

超高密度油基钻井液井筒循环温度场模型研究

现有井底压力模型假设钻井液循环温度为地层温度,其计算结果存在较大误差。为了准确计算钻井液循环温度,基于固-液热传导能量与物质守恒定律,建立了油基钻井液井筒循环温度场模型。以准噶尔盆地南缘高探1井油基钻井液为例,采用多组分复合方程求取高密度油基钻井液的各项热物理参数,同时考虑窄间隙环空高速钻井液循环摩阻产生的内热源项,利用有限差分数值方法求解井筒-地层-流体系统内钻井液的循环温度模型。研究结果表明:钻井液循环温度的主要影响因素为钻井液排量和密度,钻井液排量变化表现出摩擦增热与循环冷却两种相反的热效应,当排量超过临界值后,高速流体摩擦内热源明显增加;钻井液的热物理参数与固相体积分数呈正相关,导致钻井液温度随密度增大而升高;高探1井的模型计算值与实测值误差极小,证明该模型具有合理性和适用性。研究结果可为井底当量密度的准确计算和井底压力的有效控制提供科学依据。

超高密度油基钻井液加重剂评价及现场应用

准噶尔盆地南缘区块古近系、白垩系、侏罗系等地层,压力系数高达2.40~2.65 g/cm^(3),为了保障异常高压地层的安全钻进,急需研发性能优异的超高密度油基钻井液。使用环境扫描电子显微镜和激光粒度分析仪,分析了普通重晶石、微粉锰矿和微粉重晶石的微观形态和粒度分布。分析了微粉加重剂降低钻井液黏度的原理,实验评价出配制超高密度油基钻井液加重剂最佳复配方案为普通重晶石∶微粉锰矿=7∶3。优化出超高密度油基钻井液的配方,评价其高温沉降稳定性能、抗水污染性能。实验结果显示,配制的超高密度油基钻井液具有好的高温沉降稳定性,静恒温24 h,上下密度差值为0.01~0.02 g/cm^(3),静恒温120 h,上下密度差值为0.10~0.14 g/cm^(3),上下密度差值小;具有好的抗水污染性能,能抗15%以内的水污染。现场应用表明:密度为2.65 g/cm^(3)的超高密度油基钻井液在钻进过程中,全程钻井液性能表现良好,井下安全正常。

霍101井超高密度水泥浆固井技术应用

霍101井位于准噶尔盆地霍尔果斯背斜,完钻井深3250m,该井在三、四开段安集海河组及紫泥泉子组选用高密度油基钻井液体系,属于典型的高压油气井,实钻过程中钻井液密度达到2.55g/cm3,在高密度油基钻井液井筒中进行技术套管固井施工存在环空顶替效率低;隔离液对环空一、二界面清洗效果差;水基隔离液与高密度油基泥浆混浆流动性差;固井液和设备保温难;固井过程中裂缝漏失风险大等难点。为了确保固井顺利和良好的固井质量,在分析了相关难点基础上,优化了井身结构设计,采用"黏性推移"工艺配制了具有较高黏度和切力的黏性隔离液,并于室内对隔离液做了沉降稳定性及相容性试验,通过优选外加剂和加重材料配制了平均密度高达2.62g/cm3的超高密度水泥浆,首次在高密度油基钻井液环境下应用,通过现场施工,经测井评估,固井质量达到了优质。

准噶尔盆地南缘深井、超深井超高温超高密度水泥浆体系研究及应用

针对新疆油田南缘深井、超深井的一些地质特点,阐述了固井的主要技术难点,重点从水泥浆技术方面提出了技术难题和解决措施。运用颗粒级配原理,通过大量的室内实验,选取粒径合适的加重材料和充填材料,并确定合适的加量,设计出最高密度范围2.70 g/cm^(3)、最高温度200℃,各项性能满足固井技术需求的超高温超高密度水泥浆,解决了超高密度水泥浆在超高温环境下稳定性差、浆体流变性差、抗压强度发挥慢、难相容等技术难题。该体系在新疆油田南缘区块上已成功使用。

高密度防漏油基钻井液体系研究及应用

准噶尔盆地南缘中段地层含大段泥岩,在钻井过程极易因泥岩水化膨胀分散引发井壁失稳,并且该区块下部地层存在异常高压层,井漏事故频发.根据地层特征、钻井液技术难点和钻井技术要求,通过室内实验优选确定采用抗高温高密度、强抑制油基钻井液体系,实验结果表明该钻井液体系具有良好的抗污染、抗温能力,且在高密度条件下流型可控,满足南缘复杂地层条件的钻井要求,现场应用实例井平均机械钻速相比邻井大幅提高,钻井周期大大缩短.

全白油基钻井液在吉木萨尔凹陷泥岩地层中的应用

针对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷J1井二开长裸眼段在钻井过程中极易发生因泥岩吸水膨胀引发井壁垮塌、阻卡等问题,研发了一种白油基钻井液。对白油基钻井液各项性能进行了评价:该白油基钻井液具有良好的流变性、抗污染性、抑制性和抗温性,能有效解决泥岩地层井壁易失稳的问题。J1井二开3 300 m长裸眼段钻井时根据地层压力状况及时调整钻井液组成,钻进过程中井壁稳定,二开段平均机械钻速提高一倍,钻井周期缩短一半,钻井成本大幅减少。该白油基钻井液体系完全能满足吉木萨尔凹陷泥岩地层钻井施工要求,具有良好的应用前景。