顺北5号断裂带南部压力剖面建立及井身结构优化

顺北5号断裂带南部受断裂构造运动影响,钻井过程中普遍存在恶性漏失、钻井效率低等问题。为此,基于邻井成像测井资料和钻井资料,建立了漏失压力计算模型,得到了顺北5号断裂带南部地层的四压力(孔隙压力、破裂压力、坍塌压力和漏失压力)剖面;根据四压力剖面和钻井技术难点优化井身结构,将侵入体未发育区域原有的五开井身结构优化为四开井身结构,并减小井眼尺寸,缩短了钻井周期;针对侵入体发育区域,设计了地层承压能力强的非常规四开井身结构和缩小井眼尺寸的常规五开专封井身结构,提高了井壁稳定性。现场试验表明:所建漏失压力计算模型的预测准确性较高;应用常规五开专封井身结构后,复杂情况处理时效平均缩短27.8 d,钻井周期平均缩短14.6%。研究和现场试验表明,顺北5号断裂带南部采用优化后的井身结构能够解决钻井过程井漏和钻井效率低的问题,可为复杂地层超深井井身结构设计提供技术借鉴。

中浅层油藏水平井井身结构设计技术及应用

渭北油田储层埋深300~1050m,在水平井钻进过程中井眼轨迹延伸和管柱下入困难。考虑摩阻影响和采油泵安放的合理性,优化形成了不同垂深下的“直—增—稳—增—平”水平井井眼轨道,在此基础上运用管柱力学方法,通过计算和实例分析,根据不同垂深及水平段长给出了适合渭北油田二级和三级井身结构的选择方案。现场应用表明:水平段均可有效延伸、下套管作业顺利;二级和三级井身结构水平井与前期同比钻井周期、完井周期分别缩短47.5%、34.1%和28.9%、20.2%,为渭北油田水平井开发提供了技术支撑。

南海深水高温高压气井最大环空压力允许值计算方法

深水高温高压气井普遍存在环空带压现象,而深水井通常采用水下井口,使得B、C环空无法进行泄压操作,导致深水高温高压气井在生产过程中存在安全风险。同时,现有的环空带压计算模型并未考虑腐蚀和温度对井下管柱强度的衰减作用,得到的环空带压计算值偏高,无法指导现场生产。因此,针对深水高温高压气井环空带压问题,基于深水环空带压管理推荐做法及深水井特殊情况,综合考虑地层压力衰减、产量调整、高温及腐蚀等因素对管柱强度的影响,分析环空各组件承压等级及管柱强度在深水高温高压气井实际生产过程中随服役年限的变化情况,建立了深水井高温高压气井最大环空压力允许值计算方法,同时基于最大环空压力允许值得到了环空压力管控图版,并开展了实例计算。计算结果表明:深水高温高压条件下,受地层高温影响,在早期生产过程中,最大环空压力允许值主要受生产套管强度影响,到后期生产过程中,由于地层压力衰减,封隔器上下压差增大,最大环空压力允许值主要受封隔器承压等级影响,随服役年限的延长,当环空压力出现异常时,应当通过环空泄压操作保持环空压力在最大环空压力允许值区间内,保证气井安全生产。本文研究成果可为深水高温高压气井环空带压管理方案制定提供理论指导。

基于门控循环单元神经网络的测井曲线预测方法

为了减少泥浆侵入对测井曲线的影响,许多油田采用随钻测井技术,需先预测未钻地层测井曲线,这对随钻测井具有非常重要的指导作用。为此,提出一种基于门控循环单元神经网络(GRU)预测未钻地层测井曲线的方法,该模型将长短期记忆神经网络(LSTM)的输入门和遗忘门合并成更新门,输出门变成重置门,使模型结构简单,不易出现过拟合现象,保留LSTM模型的长时记忆功能,且能有效缓解梯度消失或梯度爆炸问题。以新疆油田直井和南海西部油田随钻测井的实际测井数据为例,选取已钻地层以及邻井的自然伽马、深感应电阻率、声波时差、密度和井径5条测井曲线数据作为训练样本输入到LSTM和GRU模型中进行学习训练,将训练好的模型用于预测未钻地层的测井曲线。应用结果表明,GRU比LSTM模型在新疆油田和南海西部油田预测测井曲线的平均相关系数分别提高13.78%和12.13%,平均均方根误差分别下降27.08%和42.17%,GRU模型能够准确地预测未钻地层测井曲线的变化趋势。

和X20井钻井设计与施工

和X20井是部署在海拉尔盆地呼和湖凹陷的一口预探井,是近十年来在此凹陷布置的第一口大斜度井,设计斜深3214m,垂深2565.24m,水平位移1244.85m,井斜角58.01°。钻井目的是明确将军庙构造带希-18号构造南二段的含油气情况,并进一步扩大将军庙构造带含油气面积。针对该井钻进中遇到的难点与风险,进行了井身结构、井眼轨道优化设计、钻头优选等。在该井实钻过程中没有出现井下事故和复杂事故,钻井施工顺利,说明该井钻井设计合理,施工措施合理。

渤中26-6油田发现井钻井设计与施工

渤海油田渤中26-6构造太古界油气运聚条件优越,且潜山长期遭受剥蚀,具备良好的储层条件,非常有利于成藏。为明确该构造东高点太古界潜山储量,探索潜山成藏模式,在该构造部署了探井26-6-2井,主要目的层为太古界潜山,但该井地质条件复杂,钻井难度大。分析了该井主要钻遇岩性及钻井技术难点,认为该井存在漏失风险高、井壁易失稳、易发生井斜和井控风险高等施工难题。为此,从井身结构、钻头及提速工具、钻具组合、钻井液等方面对渤中26-6-2井进行了一系列优化设计。现场施工中,为了达到风化壳与内幕分隔测试的目的,又创新设计,增加了一开次,顺利在潜山内幕下入尾管并成功封固管鞋。渤中26-6-2井测试获得工业油气流,发现了渤中26-6亿吨级油田。相关钻井技术对渤海油田后续钻井设计及现场施工具有指导意义。

基于一维卷积神经网络的钻井周期预测

海洋钻井工程投资和风险巨大,准确预测钻井周期和评估钻井风险有助于油田公司合理规划投资预算。鉴于现有的钻井周期预测大多采用概率统计学方法,文中利用神经网络在非线性关系拟合方面的优越性,结合卷积神经网络局部感知的特性,提出通过一维卷积神经网络(1DCNN)预测钻井周期。针对钻井事故对钻井周期的影响,提出对钻井事故进行量化分析,以事故量化、开钻年份、完钻井深、各井段顶深和钻深、各井段钻头尺寸和套管尺寸作为模型输入,建立事故井钻井周期预测模型,平均绝对百分误差和可决系数分别为11.66%,95.22%。根据事故量化分析结果,筛选无事故井,建立在无事故量化输入情况下的无事故井钻井周期预测模型。研究表明,事故井钻井周期预测模型有利于评估钻井风险,无事故井钻井周期预测模型可在新井不考虑钻井事故影响下提供较为准确的周期预测参考,对海上钻井周期预测具有一定的理论和实践意义。

大井丛多层系立体开发钻井一体化设计技术在HQ802建产区的研究与应用

针对叠合建产区钻井一体化设计中遇到的技术难点问题,以优选的HQ802井区为例,从平台位置优选、地面槽口优化及钻井排序研究、井身剖面优选及轨道优化、防碰扫描及绕障设计四方面开展研究,顺利保障了多层系立体建产区17口三叠系定向井的安全快速施工,为油田钻采提效,高效建产提供了可靠的技术保障。

实时导向螺杆钻具钻柱螺纹动力学特性及优化设计方法

由于钻井过程中载荷具有冲击性、不稳定性,螺杆钻具联接螺纹失效率居高不下。为提高螺杆钻具使用寿命,利用ANSYS建立了2-7/8REG和4-1/2REG螺纹分别在压力、弯矩、转矩3种载荷条件下的三维有限元分析模型,建立了减应力槽、切削第一啮合齿、双台肩3种优化结构,在3种载荷条件下对3种优化结构的力学行为和优化效果进行了对比分析,为螺杆钻具螺纹不同主失效原因的结构优化提供了选择依据。研究表明:压力载荷条件下的应力集中仅双台肩结构发生降低,降低比例为40%左右;弯矩载荷条件下,降低应力集中程度由大到小的结构顺序为减应力槽、切削第一啮合齿、双台肩;转c3矩载荷条件下,减应力槽结构能够降低以4-1/2REG螺纹为例的大型螺纹的应力r集3中,比例为12.7%,但会加重以2-7/8REG螺纹为例的小型螺纹的应力集中,此外,切削第一啮合齿和双台肩结构的降低程度均在10%左右。

美国新型钻完井技术概述与发展建议

美国的钻完井技术在自动化、环境合规和风险规避方面取得了引人注目的突破。为探索和评估钻完井技术在上述领域中的重大进展,通过梳理回顾美国钻完井技术突破,阐明了当前技术需求,提出了解决方案并指出了其未来发展的方向。值得注意的是,数据分析在上述技术中扮演了重要角色,基于云的解决方案也被广泛应用。然而,这些技术也面临着共同的挑战,即需要快速适应排放检测、危险监测和减少碳排放等不断发展的需求。面对这种挑战,需要充分利用现有数据库,并赋予其新的功能和目标。

海上井口平台无人驻守的研究和实施方法

通过分析有人值守井口平台的生产操作维护要点,结合平台生产环境,从安全性、经济性、智能化等方面考虑,在保障平台安全运行的前提下,研究合适的通信方式、远程遥控、远程配产、远程巡检方法等,实现中心平台对井口平台的远程巡检、监测、控制。通过海上井口无人值守方案的实施,实现了井口平台无人驻守的目标,延长了维护周期。

页岩气钻井卡钻故障预警方法研究与应用

川南工区是我国页岩气资源最为丰富、最具开发潜力的地区之一.该工区地层压力系数高、地质条件复杂,导致钻井复杂、故障频发,其中卡钻故障最为突出,占复杂、故障总时效的47.48%,严重制约了页岩气安全高效开发.现有卡钻故障识别技术监控信息综合利用能力差、风险预警不够及时、主观性太强等问题较为突出.针对现场亟须解决的这一问题,提出一种基于人工智能算法的页岩气水平段井下卡钻故障实时预警方法,利用录井实时数据根据构建的预警模型实现了卡钻故障的智能化、实时化定量判断.技术的攻关和应用对于提高川南工区深层页岩气钻井单井盈利水平、降低复杂和故障损失、提高工区内队伍的施工能力具有重要意义.

ZP22-P3井钻井施工实践与认识

ZP22-P3井是一口重点水平井,由于水平段比较长,在施工中存在很多难点。为了打好这口井,在工程设计中就对井身结构和井眼轨道进行了优化,在施工中根据直井段、斜井段和水平段不同的特点选用不同的工具、制定不同的技术措施,保证了该井施工的顺利,为施工同类型井积累了施工经验。

鄂尔多斯盆地陇东地区延长组低渗透储层孔隙结构分类研究

运用铸体薄片、扫描电镜与常规压汞等资料,对陇东地区延长组低渗透储层孔隙结构分类标准进行了研究。不同孔隙结构特征参数与宏观物性参数的相关分析表明,最大连通喉道半径与渗透率的相关关系最好,为喉道分级的最优参数;运用数据构形的方法确定出了喉道分级界限,建立了储层孔隙、喉道分级标准。综合孔隙与喉道大小的组合及储层孔喉的其他特征,将延长组储层砂岩的孔隙结构划分为六种类型:大—中孔粗喉型、中—小孔中喉型、中—小孔细喉型、小孔微细喉型、细—微孔微细喉型和细—微孔微喉型。不同孔隙结构类型的储层具有不同的物性特征及不同的产液能力。

大型丛式井组平台位置优化方法

丛式井组钻井平台位置优选是丛式井钻井技术中的关键问题之一。根据地质靶点的分布情况,将"控制靶点位移之和最小",或"控制井眼长度之和最小",或"控制钻井成本之和最小"等条件作为优选平台位置的指标(目标函数),建立了丛式井钻井平台位置优化数学规划模型,并根据遗传算法的理论原理对模型进行了求解。实例分析表明,所建立的模型及遗传求解方法能够在综合考虑地面限制条件等环境因素的前提下,优选出钻井平台位置,并满足现场安全钻井施工的要求,同时大幅度降低了钻井综合成本,发挥出了丛式井钻井技术的优势。

连续油管螺旋段摩阻压耗数值模拟

根据流体力学理论,以连续性方程和N-S方程为控制方程,对连续油管螺旋段牛顿流体流动进行数值模拟,研究螺旋段的流动特性及其摩阻压耗的变化规律,在此基础上以迪恩数和曲率为自变量、考虑曲率和管路的几何尺寸对摩阻系数的影响,建立一套针对牛顿流体预测螺旋段摩阻系数的回归公式,并与精选的几个适用性较强的预测公式进行对比。结果表明:由于二次流的存在,螺旋段的流动压耗较一般直管段大,且不能忽略;回归公式在层流和紊流区预测结果与适用性较强的公式结果具有很好的一致性,验证了用数值模拟方法研究螺旋段的可行性。所提出的螺旋段摩阻压耗预测公式可为连续油管流体力学研究提供方法和理论上的支持。

海拉尔地区钻井提速设计优化

海拉尔地区是东北地区的大型盆地之一,具有较大的油气资源潜力。为满足国内能源需求,进一步提高海拉尔地区钻井效率,针对海拉尔区块易发生井斜、井漏、断层发育、地层研磨性强、可钻性差等地质特点,通过对井深结构、钻头及钻具组合优选,提速提效工具严选等方面进行优化设计与应用推广,取得海拉尔地区平均机械钻速提高22%,平均钻进周期提高20%的效果,实现海拉尔地区钻井效率的提升。

水平井地质导向方法

为了更好地开采油藏剩余油,提高采收率,降低综合成本,提高单井产量,近3年来水平井技术在冀东油田得到快速应用和发展,成为夺油上产的主要手段之一。地质导向是指导现场定向施工,及时引导钻头走向,最大限度地钻遇油层的技术,直接影响水平井成功实施。从实践出发,针对LWD测量仪器滞后于钻头的实际,利用深、浅电阻率探测深度的差异,总结出LWD曲线分析法;利用邻井资料分析,形成了6种关于钻头相对油层位置的判断方法,并对在钻出油层后如何计算实际地层倾角,指导钻头重入油层做出了比较深入的分析,提出4种地层状态下计算实际地层视倾角的公式。这些方法在水平井钻探中得到了广泛应用,使水平段油层平均钻遇率达到80%以上,取得了良好的开发效果。地质导向技术已经成为打好水平井的关键技术。

川西地区深井非常规井身结构设计与实践--以九龙山构造龙004-X1井为例

位于四川盆地西北部的九龙山构造属于多产层超高压气藏,地质条件复杂,深井钻进过程中,三叠系雷口坡组—嘉陵江组地层缩径卡钻、嘉二段盐水侵、飞仙关组—吴家坪组漏喷同存等故障频发,严重影响了深部井段的钻井安全、加长了钻井周期。为此,通过总结九龙山构造深井钻井施工的特点与难点,以及已钻井常规井身结构不足的原因,结合建立的地层三压力剖面上存在的必封点位置,进而提出了一套深井非常规井身结构优化设计方案,即在深部井段提供3层套管层次,以满足分隔深部窄密度窗口井段地层的要求且可灵活调整,同时下部井段的固井环空间隙能够保证注水泥的基本要求。该设计方案在龙004-X1井实践获得成功,平均机械钻速达到了1.89 m/h,钻井周期缩短至418 d,同比邻井事故复杂损失时间降低了2 589 h,满足了该区深井安全快速钻井的需要,为该区开发二叠系超高压气藏积累了宝贵的经验。

钻井工作量及钻速分析

钻井工作量及钻井速度分析 ,不仅要从技术角度考虑 ,而且要从经济角度进行分析。文章以钻井工作量和钻井速度的经济关系为基础 ,从实用的角度出发 ,采用指数分析的方法 ,对影响钻井工作量及钻井速度的因素作了全面的分析 。