红9-1浅层大位移定向井钻井技术实践

红9—1井是一口浅层大位移定向井，位于大港油田北大港构造带北翼的红湖构造上，设计垂深1150m，位移1668m，委深位移比为1：1．45。剖面为三开四段制，造斜点260m，655m时造斜结束，最大井斜76．22°，稳科至1392m，然后降斜至井底2300．58m，井斜角61°，是国内陆地上第一口浅层大位移井。由于地层浅，井斜角大，斜井段长，井眼轨迹控制、套管下入及测井都有很大难度，通过优化设计与施工，仅用16d14h的钻井周期钻定设计井深并加深82．58m，现已顺利交井。文中主要介绍了施工过程及钻井技术。

钻井废弃物高强度固化处理新技术

为消除钻井废弃物的环境影响并赋予其较高资源化利用潜力,采用改性氯氧镁水泥,对钻井废弃物进行高强度固化处理,优化固化体系各组成比例,用X射线衍射(XRD)和扫描电子显微镜(SEM)分析固化产物组成及微观结构,并评价其浸出毒性。结果表明:固化钻井废弃物原料组成对其抗压强度有较大影响,最优比例的固化体系,经过压实成型,环境温度下养护,其14 d抗压强度最高可达38 MPa;胶结材料水化产物中大量的5Mg(OH)2.MgCl2.8H2O使固化试样产生较大的抗压强度,粉煤灰活性组分反应产物提高了固化物的性能,这是晶体共生产生的机械嵌合作用和独特的空间网状结构的结果;固化物浸出毒性符合国家环境标准要求;处理后的钻井废弃物具有较高的抗压强度和环境相容性,处理工业废弃物量高达65.7%。

深度处理钻井废水的混凝-催化氧化技术

采用混凝-催化氧化技术对钻井废水的深度处理进行了实验研究。通过对钻井废水的混凝处理,去除了废水中的绝大多数污染物。在催化氧化处理过程中,采用Fenton试剂(H2O2/Fe2+),并通过Fe2+催化技术降低了钻井废水中的COD值。结果表明,钻井废水经过深度处理后,色度和浊度(或悬浮物)去除效果较好,COD值有了明显降低,达到综合污水排放二级标准(GB 8978—1996)。该技术工艺简单,处理效率高,能较好地适应钻井作业的流动性和分散性。

苏里格南区块小井眼钻井关键技术

针对苏里格南区块小井眼钻井存在的钻头选型困难、井眼轨迹控制难度大、电测遇阻频繁、井漏严重和钻井速度慢等技术难点,开展了PDC钻头优化、螺杆钻具改进、钻具组合优选、井眼轨迹控制、钻井液体系优选和井下故障防控等关键技术研究,形成了苏里格南区块小井眼钻井关键技术,并在80余口井进行了现场应用。应用结果表明:改进后的PDC钻头性能稳定,机械钻速高,6口井钻井周期在10 d以内;优选的钻具组合和螺杆钻具能实现了二开“两趟钻”的提速要求;采取调控钻井液密度、降低压耗和预加随钻堵漏材料等措施钻穿易漏层,防漏堵漏效果显著;优化钻井液性能,提高了电测一次成功率。苏里格南区块小井眼钻井关键技术为该区块小井眼安全高效钻井提供了技术支撑。

用太阳光Fenton工艺处理钻井废液的研究

研究了大港油田钻井废液的太阳光Fenton催化氧化处理技术。根据太阳光辐射强度的变化,选择10时到13时作为辐射实验研究时间,考察了不同Fenton体系、光照条件和温度等因素对钻井废液COD去除效果的影响。研究结果表明:太阳光Fenton处理工艺对钻井废液中的COD具有较好的去除效果,使COD值由583.0 mg/L降低到120 mg/L以下,最低达到65.0 mg/L;氧化剂H2O2加量和光照条件对太阳光Fenton工艺处理效果的影响较大,H2O2(30%)加量为7～9 mL/L、晴天时太阳光照射120～150 min的处理效果最优。用太阳光Fenton工艺处理钻井废液,具有能耗低、处理效果好、反应温和等优点,具有较为广阔的应用前景。

旋转射流钻头在南堡32-3646井的应用

喷射钻井技术在提高钻井速度方面一直起着非常重要的作用,在此基础上研发的旋转射流钻头在射流喷嘴不旋转的情况下能产生具有三维速度的射流质点,沿螺旋线轨迹运动形成扩散状射流,能有效地剪切、冲蚀、拉伸破碎以及旋流磨削岩石,从而有效提高单只钻头的钻井速度。该技术在冀东油田东营组地层使用结果显示,钻井速度较普通圆射流钻头提高15%以上,对探索冀东油田深层钻井提速具有较好的指导意义。

气层厚度对井底压力的影响分析

在气井的钻井过程中，井底压力的变化对井控风险的影响是很大的。但目前在分析影响气层井筒井底压力变化的因素时，未考虑气层厚度对井底压力的影响。基于质量守恒和动量守恒定理，针对井筒气侵后的实际情况，首先建立了气侵后井底压力的计算模型，然后联合分相流方程，运用有限差分的方法，以工程实例数据为基础，讨论了打开气层厚度对井底压力的影响规律。分析结果表明，随着钻遇气层厚度的增大，井底压力稳定值较大，井底压差也愈大，最终导致井控难度加大，建议采用合理的手段尽早侦测气侵情况，采取措施能够减少地层气体的侵入量，达到安全井控的目的。该研究是对气侵、井底压力变化规律认识的完善，对现场实际井控安全操作策略的制定具有重要指导意义。

实体膨胀管补贴套管技术在张海31-27井的应用

实体膨胀管补贴套管技术与常规技术相比具有强度高、密封可靠、修复后通径大等优点,特别适用于套损井修复。介绍了实体膨胀管补贴套管的技术原理,给出了实体膨胀管技术参数及技术指标。大港油田埕海2-2人工岛张海31-27井244.5mm生产套管在试油过程中发生泄漏,使用常规挤水泥堵漏技术未能有效封堵漏点,使用国产实体膨胀管补贴套管技术有效地封堵了漏点,快速恢复了油井生产。

套管防磨技术在新港1井的应用

大港油田新港1井是1口五开三段制定向井,完钻井深6 716m,三开311.1mm的定向、稳斜井段长达2 470m。由于该井段的岩石可钻性差,钻井施工时间长,钻杆对上层技术套管的磨损相对较为严重,甚至可能磨漏套管。应用兰德公司的减阻防磨套能有效减少钻井过程中技术套管内的钻杆与套管内壁接触磨损的几率。现场应用表明:减阻防磨套可以有效地保护套管和钻杆,为下一步作业和后续工作提供安全保障。新港1井套管防磨技术的成功应用为深井钻井安全施工提供了有益的参考。

牙轮-PDC混合钻头在迪北103井的应用试验

迪北103井是塔里木盆地库车坳陷东部依奇克里克构造带迪北斜坡的一口评价井,据邻井的实钻资料,预计该井在中新统吉迪克组、渐新统苏维依组、古近系库姆格列木群将钻遇砾石含量高、软硬交互频繁、可钻性差的地层,钻头选型困难,无论是牙轮钻头,还是PDC钻头,机械钻速和单只钻头进尺都很低。为此,在迪北103井的444.5mm井眼段尝试应用了牙轮-PDC混合钻头,该新型钻头由3个牙轮、3个PDC切削刀翼和钻头胎体构成,把PDC钻头优越的切削破岩机理及牙轮钻头的冲击破碎机理有机地结合在一起。试验从井深2 524m开始,一趟钻钻至2 866m,进尺342m,平均机械钻速1.70m/h,顺利钻穿吉迪克组—库姆格列木群组的复杂岩性段;与邻井(迪北104井)相同钻进井段相比,迪北103井钻头进尺提高了654%,机械钻速提高了157%,同时该井还刷新了444.5mm牙轮-PDC混合钻头单只进尺世界纪录。该钻头在迪北103井的成功应用为迪北区块钻井提速提供了有益的经验。

水力振荡器在大位移井张海29-38L井的应用

张海29-38L井是部署在埕海2-2人工岛的一口三开大位移定向井,最大水平位移2 625.38 m,最大井斜76.24°,三开滑动钻进井段频繁出现托压、压差卡钻现象。于是尝试应用了水力振荡器,其工作原理是通过自身产生的纵向振动,来提高滑动钻进过程中钻压传递的有效性和减少钻具与井壁之间的摩阻。张海29-38L井应用结果表明,应用水力振荡器井段比未使用该工具井段的机械钻速提高了218%,提速效果非常显著。水力振荡器在该井的成功应用,为探索大位移井钻井提速提供了有益的借鉴。

定向滑动钻进控制新方法研究

在用螺杆钻具进行定向钻井时,由于井眼摩阻大,常导致工具面调整困难和滑动钻进托压。针对该问题,研究了有效结合了顶驱可编程控制器和传感器的滑动钻进控制新方法。首先,分析研究了钻具滑动前后摩擦力的变化规律和控制扭矩旋转钻具减小井眼摩阻的方法。然后,通过5个传感器的实时数据采集,依据现场技术人员的经验和操作方法,将其转换为计算机可以执行的控制程序,建立了以可编程控制器为核心的人机控制界面,用可编程控制器计算了调整工具面所需的旋转角度,并将工具面准确调整到设计的角度;根据大钩悬重和压差Δp判断是否出现托压,出现托压时用可编程控制器计算不改变工具面的旋转扭矩,以计算的扭矩为限值左右旋转钻具减小井眼摩阻,直到压差Δp>0,解决滑动托压。相关应用表明,新方法能大幅减小井眼摩阻,提高机械钻速,是目前螺杆钻具滑动钻进中最有效的控制方法。

高陡构造克深206井钻井提速配套技术

克深206井是库车坳陷克拉苏构造带克深区带克深1-2号构造的一口五开生产评价直井,该井面临着上部地层倾角大易井斜、吉迪克组含砾地层机械钻速低、古近系库姆格列木群盐膏层段易卡钻、白垩系巴什基奇克组机械钻速低、压力窗口窄、井壁不稳、易卡易漏等钻井技术难题。针对上述难点,应用了PDC优选技术、垂直钻井技术、穿盐膏层钻井液体系优选等钻井提速配套技术。通过应用钻井提速配套技术,克深206井钻井速度实现了大幅度的提高,钻井周期250 d11h,较区块平均周期相比缩短47.5%。克深206井钻井提速配套技术为今后克深1-2构造钻井施工作业提供了宝贵的经验。

自激振荡式冲击钻井工具在大港油田的应用

为进一步提高中深井、硬地层钻井速度,大港油田在段六拨、孔南等4个区块8口井的部分井段应用了自激振荡式冲击钻井工具进行钻井试验。现场施工表明,该工具性能稳定,质量可靠,应用井段机械钻速提高了14.2%-132.63%。这表明应用自激振荡式冲击钻井工具基本能够满足提高钻井速度的要求,但为了充分发挥该工具的提速性能,应分析该工具的最佳适用条件。

自激振荡式旋转冲击钻井工具在大港板深19-64井的应用

自激振荡式旋转冲击钻井工具利用水力振荡元件产生的周期性机械冲击,通过钻头作用于岩石,使岩石的破坏强度相对降低,同时产生的水力脉动作用于井底,改善了井底岩石的受力状况,提高了岩屑的净化效果,从而有效提高了钻头的破岩效率。自激振荡式旋转冲击钻井工具采用优化的水力结构和高耐磨材料,性能可靠,对钻头和钻具结构没有特殊要求。板深19-64井使用JB-ZJXC-178型自激振荡式旋转冲击钻井工具钻进747 m,平均机械钻速9.05 m/h,比本井同地层马达钻具机械钻速提高90.12%,提速效果明显。

深层小井眼侧钻水平井钻井技术实践

侧钻水平井是提高油气采收率的一项有效措施,可节约钻井和地面建设投资,有效利用原井的上部井眼和地面管网,使一些"死井"恢复生产。特别是今年苏里格井场征地特别困难,土地价格快速上涨,促进了侧钻水平技术的发展。苏25-38-16C井是渤海钻探工程公司在苏里格的第一口深层小井眼侧钻水平井。难点主要是开窗侧钻点深、裸眼段长、地层稳定性和可钻性差,针对这些难点开展了前期方案论证和优化设计,制定了相应的技术措施,确保全井无事故复杂,形成了苏里格深层小井眼侧钻水平井的优化配套技术。围绕苏25-38-16C井阐述深层小井眼侧钻水平井钻井技术。

新港1井超深定向井钻井技术

为探索大港油田歧口凹陷新港地区下古生界奥陶系油气资源潜力,兼探古近系东营组和沙河街组的油气资源潜力,大港油田设计部署了新港1井。该井完钻井深6716m,是中国东部油田目前最深的一口定向井。该井在实钻过程中存在井眼净化效果差、长裸眼段井壁易失稳、高泵压低环空返速、下部地层可钻性差、套管与钻杆磨损、特殊岩性地层(生物灰岩、灰岩、玄武岩、煤层等)的井漏、井塌、事故复杂等钻井技术难题,综合应用了井眼净化、井壁稳定、阿特拉扭力冲击器提速、PDC钻头优选、抗高温钻井液体系优选、井眼轨迹控制等钻井技术,为东部油田深定向井钻探积累了一系列的钻井施工经验。

微芯钻头在南堡3-82井的应用探索

冀东油田南堡3-82井是部署在南堡3号构造的一口重点风险探井,目的层为寒武系地层,该地层地质资料少,地层硬度高、可钻性差,常规取芯钻头机械钻速低、取芯工艺复杂,而常规PDC钻头虽然破岩效果高,但产生的岩屑不利于地质录井的要求,不利于探井对地质资料的要求,钻头优选较困难。前期邻井实钻数据表明,该井段单只钻头进尺少,机械钻速低。微芯钻头具有常规PDC钻头机械钻速高的特点,同时产生的微小岩芯又能满足地质取芯的要求,本井通过使用微芯钻头,初步达到了设计目标,为该区寒武系地层的提速开创了新思路。对微芯钻头的指标进行了对比分析,同时也对使用中出现的问题进行剖析,提出了对该类型钻头的改进意见和现场使用注意事项的建议。

大港滨海油田深井井壁失稳原因分析及对策

在大港滨海油田深井钻探过程中,多口井不同程度地出现了井壁失稳现象,为此开展了井壁失稳原因分析。通过对滨海油田深层地层矿物成分、泥页岩理化性能、区域地应力分布规律和岩石力学强度等项研究表明,滨海油田深井井壁失稳的主要原因是黏土矿物含量高、容易出现水化分散和膨胀。通过现场常用钻井液体系的性能测定与评价,配制了BH-KSM钾盐聚合物钻井液体系,该体系能够满足滨海油田深井井壁稳定的要求。

N,N-二甲基丙烯酰胺对AMPS类降失水剂性能影响研究

本文在2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸/丙烯酰胺/丙烯酸(AMPS/AM/AA)三元共聚物类油井水泥降失水剂中引入单体N,N-二甲基丙烯酰胺(DMAA),考察了DMAA对降失水剂相对分子质量、降失水性能、稠化时间、分散性能、耐温性能的影响,结果表明在AMPS/AM/AA三元共聚物中引入不同比例的DMAA后,随着DMAA比例的提高,共聚物的聚合度降低、控制失水性能减弱;水泥浆在80℃~100℃"倒挂"现象缓解,130℃~150℃"倒挂"现象加剧;降失水剂的分散效果降低;水泥浆在高温条件下的稳定性提高。