国外空气钻井钻头的研究与应用

介绍了国外空气钻井钻头 (牙轮钻头和平底钻头 )的研究和应用情况 ,以及空气钻井钻头的使用经验 。

中原油田φ118mm井眼钻井固井技术

作为一项钻井新技术 ,小眼井钻井可大幅度降低钻井成本 ,正愈来愈受到国内外各油气田的重视。小眼井钻井技术在中原油田主要用于 139.7mm套管开窗侧钻井裸眼段的钻进 ,根据中原油田 2 0余口 139.7mm套管开窗侧钻井的钻井实践 ,探讨了中原油田 118mm井眼钻井的若干技术问题 ,其中包括钻头选择、钻井参数的优选、钻具组合和轨迹控制、固井技术及井下复杂情况和事故处理技术等。

高研磨性硬地层钻井提速技术

川东北陆相自流井组和须家河组地层岩性致密、研磨性强,机械钻速低、钻头消耗量大,是制约该区域钻井提速的关键层段。为实现提速,各种新型井下工具得到了试验应用,但效果参差不齐。通过计算分层段岩石可钻性,推荐自流井组至须家河组采用孕镶金刚石钻头提高破岩效率;为降低硬地层和软硬交互层段钻头失效导致的钻速低问题,开展了三开井段典型钻具组合扭转和纵向振动理论分析,提出东岳庙段以浅地层采用扭力冲击器配合PDC钻头降低黏滑,珍珠冲段含砾岩层段需使用减震工具或改变钻具组合降低纵振,砂泥岩互层段需推广使用双向减震器或水力加压器降低纵振;采用高速螺杆+孕镶金刚石钻头的复合钻进,提高自流井组至须家河组大井眼定向速度。5口井现场实施后,机械钻速成倍增加、钻头新度提高30%,须家河组?311.2 mm井眼定向速度提高1.32倍。

顺北区块Ⅰ号断裂带钻井分层提速技术

顺北区块Ⅰ号断裂带钻井过程中,由于目的层深、工程地质特征复杂、钻头选型及提速技术与地层匹配性差等问题,已完钻井的机械钻速低,钻井周期长。在充分分析钻井提速难点的基础上,结合钻头和提速工具研发新进展,提出了分层提速技术:二叠系以浅地层开展大扭矩快速钻进技术,二叠系开展"破碎+释放+剪切"钻头选型技术,二叠系以深、目的层以浅地层开展减振稳扭技术。分层提速技术在X-8H井进行了现场应用,与完钻井相比,各层分别提速34.45%,37.74%,50.42%,全井提速63.52%,钻井周期缩短37.35%,创区块同类井身结构钻井最快纪录,有效解决了钻井提速难点,为加快该区块勘探开发进程提供了技术支撑。

套管定向开窗侧钻小眼井钻井技术

胡５—２７井是中原油田胡状构造胡５断块上的一口生产井，因１３９７套管错断，被迫停产。为恢复生产，完善注采井网，决定在１３９７套管内定向开窗侧钻。本文详述了该井施工过程中的重点工艺技术，包括１３９７套管开窗技术、小眼井轨迹控制技术、小眼井事故填井裸眼侧钻技术及小眼井落鱼打捞技术等。

中原油田深井钻井完井技术

在介绍中原油田深井地质特性的基础上 ,以有代表性的几口深井为例 ,探讨了深井优选井身结构、优选泥浆体系、优选钻头、合理选择完井液添加剂等措施 ,提出了提高深井钻速的措施及建议。

可调式防脱键顶杆的研制与应用

座键式MWD仪器在大斜度定向井和水平井随钻测量施工中,时常出现脱键现象,导致无法形成正常的钻井液脉冲信号,影响钻井时效。为了解决这一问题,针对仪器脱键的原因展开了研究,研制出可调式防脱键顶杆。现场应用表明,新研制的可调式顶杆能解决海蓝MWD、QDT-MWD等座键式随钻测量仪器施工中的脱键问题,提高了仪器入井成功率,为顺利进行随钻测量施工提供了保障,具有较大的实用价值和广阔的应用前景。

涪陵页岩气田三维水平井井眼轨迹控制技术

为满足地理环境条件和页岩气高效开发需要,涪陵页岩气田采用"井工厂"模式开发,多采用中、长半径三维水平井。针对原井眼轨道设计不利于三维水平井优快定向钻井、三维井眼轨迹控制难度大、三维井眼摩阻扭矩大等技术难点,通过优化设计,应用三维水平井井眼轨迹控制、三维井眼降摩减阻等技术,以提高三维水平井机械钻速,缩短定向钻井周期。现场应用表明,涪陵页岩气田三维水平井二开定向周期缩短46.36%,三开定向周期缩短5.76%,成效显著。

基于振动实测的非均质地层钻头失效分析与对策

四川盆地作为国内页岩气开发的重点区域,通过近几年的不断攻关和实践,机械钻速得到了提高,但由于受地层复杂、可钻性差、非均质性强等地质因素的影响,导致井下钻柱系统不良振动剧烈,容易出现钻头损坏严重、钻速较低等问题,严重影响了钻井时效。为了解决上述难题,以该盆地涪陵工区上二叠统龙潭组-中二叠统茅口组为例,采用井下振动高频测量工具的实测手段,测量了钻头-钻柱系统的动态振动加速度参数,结合地层的岩性和矿物组分分析,研究钻头失效原因与对策,并开展了现场试验。研究结果表明:①在非均质地层中钻进的钻头-钻柱系统产生了大于40 m/s^2的高幅值瞬时冲击振动,高幅值的瞬时冲击是导致钻头先期失效的主要原因;②提出了抑制高幅值的瞬时冲击振动采用"减振+增压"工具组合和避免井下工具共振的钻井参数;③采用钻井新参数的试验井比邻井的高幅值瞬时振动降低了17%,单只钻头进尺增加24%,钻头工作环境得到了较大的改善,钻头使用数量减少。结论认为,该研究成果能够有效地改善钻头-钻柱系统的振动状态,有利于达成延长钻头使用寿命的目标。

横观各向同性水敏性地层斜井眼坍塌压力确定

在以泥页岩为目标储层的非常规油气藏水平井开发中,钻遇井壁的稳定性问题突出,一方面是由于在设计钻井液密度时简单采用各向同性介质模型和Mohr-Coulomb强度准则,另一方面则是由于选用的钻井液性能欠佳,难以保证建井全过程的井壁稳定。为此,将地层视为横观各向同性介质,采用MogiCoulomb强度准则判别岩石基体和层理面的稳定性,同时考虑泥页岩水化作用对岩石力学强度参数的影响,建立了水敏性地层井壁稳定分析模型,分析了坍塌压力随井斜、方位、钻井液性能、钻井时间等因素的变化规律。研究结果表明:对于具有显著层理面结构的泥页岩地层,采用横观各向同性模型比各向同性介质模型更能描述强度的各向异性;采用Mogi-Coulomb准则比Mohr-Coulomb强度准则得到的坍塌压力值与实际吻合程度更高,在保证井壁稳定的前提下有利于降低钻井液密度,实现钻井提速;提高钻井液封堵能力、减小泥页岩吸水扩散能力,有利于延长坍塌周期。利用东濮、威远、焦石坝等工区多口页岩气水平井的实钻资料对本文方法进行了验证,证实本文方法确定的钻井液密度窗口下值更能满足安全钻井需求。

顺北评2H超深小井眼侧钻水平井技术

顺托果勒北区块是顺北油田重点勘探开发区域,地质构造属于走滑多断裂带类型,目的层为碳酸盐岩海相油气藏。顺北评2H井是该区块的一口直导眼侧钻水平井,评价新断裂带油层发育特征及含油气性。该井具有储层埋藏深、侧钻点超深、井底温度高、轨迹调整空间小及可借鉴经验匮乏等钻井技术难题,现场施工通过优化超深小井眼侧钻水平井轨道设计、采用降摩减阻措施、配套钻井液技术、优选抗温工具及侧钻水平井轨迹控制技术,顺利完成超深井直导眼侧钻,井眼轨迹平滑,增斜段平均全角变化率15.5(°)/30 m。完钻井深8 433 m,创最深井和最深水平井2项亚洲纪录,为超深中短半径水平井技术发展及超深油气藏勘探开发奠定了基础。

V形叶片辅助携岩工具的优化设计

V形叶片辅助携岩工具通过其水力和机械的双重作用不仅能防止岩屑沉积,而且能对已形成的岩屑床进行及时清除。目前对辅助携岩工具的结构参数优化缺乏深入研究,制约了该工具的进一步应用和推广。为此,在工具结构分析和工作原理介绍的基础上,利用CFD软件对工具的V形叶片进行了流场仿真,分析了叶片高度、宽角度及转折角等结构参数对工具携岩效果的影响规律。分析结果表明:叶片高度与钻井液流速不成正比,V形叶片高度为25 mm时产生的旋流效果最佳;V形叶片转折角增大,工具周围岩屑的冲洗作用增强,V形叶片转折角为150°时对钻井液的扰动能力最强,携岩和清砂效果最佳。所得结论可为V形叶片辅助携岩工具的后续研究和现场应用提供理论依据。

根石探测机的研制及应用

1 研制背景 为加强工程管理，就需要及时了解河道整治工程坝、垛、根石状况，做到适时加固，争取抢险主动，确保黄河安全渡汛。为此探摸根石状况显得尤为重要，以便了解和及时进行根石加固。以往传统的探摸方法是人工站在船上锥探，既不安全又不方便，探测费用高，探摸数据误差大。2007年汛后探摸根石时，我们在濮阳第一河务局南上延工地从技术上进行了革新，研制了根石探摸机配带双心船一体探测机械，

断块油气藏大落差阶梯水平井轨道优化

为了降低东濮凹陷断块油气藏大落差阶梯水平井管柱下入摩阻,开展了大跨距阶梯水平井轨道优化研究.考虑地层实际造斜能力,优化了造斜段的靶前位移和造斜率;建立了带封隔器（或扶正器）的完井管柱下入摩阻模型,优化了阶梯过渡段的井眼曲率和位移差.分析表明,造斜段靶前位移控制在300-400 m,造斜率先低后高,适当降低阶梯过渡段造斜率和位移差,有利于降低钻进和管柱下入摩阻.设计成果在东濮凹陷4 口阶梯水平井中应用,阶梯着陆中靶率100%,储层钻遇率最大95.3%,水平段最长达到1 214 m,断块落差控制范围7.14-40.3 m.应用结果表明,采用分段评估的方法优化阶梯水平井轨道参数具有针对性和全面性,为同类型阶梯水平井的设计提供了借鉴.

大压差泥页岩长裸眼斜井段安全钻井技术

为了实现东濮凹陷深层断块低渗油气资源的低成本开发,采用水平井开发和简化井身结构成为必然的选择。但是作为开发中后期的老油田,地层压力系统紊乱,简化井身结构后,同一裸眼段内高低压共存,易导致滑动钻进压差卡钻和井壁失稳;同时沙一至沙三段泥页岩发育,长裸眼段内井壁坍塌、掉块问题突出。为此,应用横观各向同性模型,考虑水化时间对强度的影响,兼顾井下安全和钻井投资,确定出技术套管的合理下深;优选聚胺抑制剂和梳形聚合物降滤失剂,应用油基钻井液,提高泥页岩地层井壁稳定能力;引入无土相烷基糖苷钻井液,提高润滑性,降低钻进摩阻;应用降压耗钻具组合,解决小井眼清除岩屑问题;设计小弯角螺杆配合欠尺寸稳定器的水平段提速钻具组合,提高机械钻速,降低钻井周期,规避坍塌周期风险,提高复合钻进比例,降低定向滑动压差卡钻风险。7口井的现场应用效果表明,钻井周期缩短了30.95%、卡钻事故降至0次,实现了东濮凹陷大压差泥页岩长裸眼斜井段安全钻井。

卫68FP1井泥页岩油藏水平井钻井技术

为了解决卫68-FP1井水平段井眼尺寸小、井下摩阻大、井眼轨迹不易控制等问题,在计算不同井眼曲率下摩阻、扭矩的基础上,结合邻井实钻资料,优化了井眼轨道设计,以降低摩阻和扭矩;根据非常规水平井的实钻经验,选用"小角度螺杆+欠尺寸双稳定器"钻具组合,并对螺杆钻具的弯角和稳定器外径进行了优化,以提高井眼轨迹控制精度;选用合理密度的油基钻井液,以保证水平段的井壁稳定性;采用C1+伽马地质导向技术,以提高油层钻遇率;制定了安全钻进技术措施,以确保钻井安全。实钻结果表明:合理的井眼轨道设计能够有效降低钻进摩阻;"小角度螺杆+欠尺寸双稳定器"钻具组合能精确控制井眼轨迹,并能提高旋转钻进比例;C1+伽马地质导向技术能确保水平段始终在油层穿行。卫68-FP1井的顺利完成,可为泥页岩油藏水平井的钻井施工提供借鉴。

基于贝叶斯理论的含可信度孔隙压力随钻修正方法

地层压力预测与监测一直是油气钻井的一项重要任务,准确预测地层压力是保证钻井从设计到施工顺利安全进行的重要前提。地层压力钻前预测法是通过地震资料来预测地层压力,但是预测结果精度不高,孔隙压力预测结果与井底实际压力之间存在较大误差。为了根据随钻测量数据动态更新孔隙压力预测结果,不断降低其不确定度,提出了基于Bayes理论的含可信度孔隙压力随钻修正方法。孔隙压力后验概率信息综合了钻前孔隙压力预测信息以及随钻孔隙压力观测信息,在钻前预测的基础上利用随钻资料进行修正与更新,最大限度地保证了钻进过程中钻头位置局部孔隙压力预测准确度。该研究可以为钻井作业过程中动态风险评估提供实时且更为准确的孔隙压力,辅助钻井作业人员快速、准确地进行施工方案的决策,减少由于压力信息不准确带来的钻井风险。

川南页岩气平台井组浅层预增斜轨道优化技术

川南页岩气示范区受地理条件限制,主要采用小井距三维丛式水平井开发。上部地层倾角大,井间距离小,防碰问题突出,石牛栏组地层可钻性差,定向钻速慢。针对存在的技术难题,开展了平台井组轨道优化设计研究,基于浅层预增斜防碰方法,分析了不同预增井斜角下邻井的防碰安全距离、地层自然造斜特性对下部轨迹控制的影响,综合考虑地层特点和施工措施优化了剖面设计的相关参数,形成了"直—微增—稳—增—平"预增斜轨道优化设计方案。预增斜轨道优化技术在川南长宁X-5井进行了应用,有效降低了直井段防碰难度,提高了石牛栏组机械钻速,实现了小井距丛式水平井井眼轨迹的高效控制。研究结果可为其他地区丛式井轨道优化提供技术参考。

新型围水排放管的研制及应用

1研究背景 濮阳一局现有堤防59．46km。自标准化堤建设以来，截止2004年我局共进行了7．5km的机淤任务，其中5．2km不够标准。随着标准化堤防建设在我局范围内开展，我局地段内近几年的机淤施工任务十分艰巨，同时，在设备不断更新技术日益完善的今天，淤区机淤工程的退水问题逐渐成为影响工程施工的主要因素。

塔里木盆地超深小井眼定向钻井提速提效关键技术

针对塔里木盆地台盆区超深小井眼定向钻井机械钻速低、钻头使用寿命短、常规螺杆钻具脱胶脱扣、钻井液稳定性差和产层喷漏同存等难题,研究形成了塔里木盆地超深小井眼定向钻井提速提效关键技术。以标准行程钻速和钻头进尺为指标,采用统计分析法优选了适用于目的层的ϕ149.2 mm/ϕ165.1 mm KS1352DGRX型钻头和ϕ120.7 mm KDM1062TR型钻头;对比国内外抗高温螺杆现状,确定了井底温度低于180℃时推荐使用国产抗高温螺杆,高于180℃时推荐使用全金属螺杆或进口耐高温螺杆;采用理论分析结合数值模拟的方法,优化设计了小尺寸降摩减阻工具,并优化了其安放位置;优选抗盐高温高压降滤失剂和抑制剂,研选除氧剂等,制定合理pH值调控和钙离子补充措施,形成了抗温200℃钻井液;分析了顺北油气田产层钻进喷漏同层的特点,确定了“降密度+井口控压+优化排量”的井控基本原则。塔里木盆地5口井应用了超深小井眼定向钻井提速提效关键技术,小井眼段平均机械钻速提高了113.24%,平均井径扩大率5.57%,平均钻井周期缩短了35.03%,均未发生井下故障和复杂情况。超深小井眼定向钻井提速提效技术为塔里木盆地勘探开发提供了技术支撑。