海上深层潜山长裸眼地层测试技术

为安全高效评价渤海油田深层潜山油气藏,从长裸眼段测试工艺、管柱、安全控制、压井技术等方面开展了细化研究。通过对比不同工艺优选出了“坐套测裸”+“生产测井”潜山测试工艺;引入RD试压阀与RD旁通替液阀,优化试压替液一体化测试管柱,在传统测试管柱的基础上增加了试压、替液的功能;选用PDF-HSD无固相测试液体系,引进含砂实时监测装置,通过控制压差有效地控制地层出砂;引进有毒有害气体实时监测技术并在流程中加装实时除硫装置,达到安全监控及除硫的目的;长裸眼段测试压井技术有效保障了施工后的井控安全。经渤海油田3口井应用,有效保障了作业安全,均达到工业油气流,成功获取地层测试资料,顺利评价所在区域油气藏。该技术为类似深层潜山长裸眼储量解放提供了借鉴思路。

聚胺复合盐润滑防塌钻井液在孤东斜288井的应用

孤东斜288井是胜利工程公司重点定向评价井,设计井深4595.14m。孤东区块上部地层发育较厚,黏土矿物含量高,易发生缩径,造成起下钻阻卡;沙河街组地层层理、孔隙及微细裂缝发育,井壁失稳严重;地层中碳酸氢根离子含量高,钻井液易遭受流体污染;二开定向过程中钻井液井眼净化及润滑防卡技术难度大。优选聚胺复合盐润滑防塌钻井液体系,辅助现场钻井液施工工艺,确保孤东斜288井工程顺利施工;钻井周期较设计降低10.0%;完井周期比设计降低9.87%;全井平均机械钻速为9.78m/h,达到了优快钻井的效果。

顺北1-7H超深水平井钻井液技术

顺北1-7H井位于顺托果勒低隆北缘,设计井深7726.51m,是四开制超深开发水平井。该井地质结构复杂,钻进过程中穿越多套地层,施工中钻井液井壁稳定技术难度大。针对不同井段及不同地层岩性,采用不同的钻井液体系,配合相应的现场钻井液维护处理工艺,保证了施工的顺利进行,施工中井壁稳定,井身质量好,取得了优快钻井的良好效果。

隆页5-1HF一级井身结构攻关研究

为了实现武隆区块常压页岩气效益开发,在隆页5-1HF开展了一级井身结构攻关研究。通过开展三压力剖面分析、基于必封点的一级井身结构设计、优化长裸眼井段提速方案、开展亲油水泥浆堵漏研究、优化固井方案,隆页5-1HF顺利完井。该井平均机械钻速17.51m/h,扣除复杂处理时间20.98天后周期为31.25天,低于设计周期32天,可为武隆地区页岩气钻井提速降本提供借鉴。

高性能水基钻井液在庆85-平1井的应用

中原工区庆祖集泥岩含量高,井壁易失稳;邻井注水井多,钻井过程中井漏、出水频发,完井电测遇阻、遇卡;二开制长裸眼水平井,井眼清洁难度大,定向难度大,采用井壁稳定和润滑防卡强的高性能水基钻井液有利于解决以上难题。现场应用结果表明:1)该钻井液对沙二段、沙三段泥岩井壁稳定周期较长;2)润滑性好,定向正常,起下钻摩阻低。

海上超长水平裸眼井充填防砂工艺研究与应用

海上油田受平台布置及空间的限制,水平井开发越发受到重视,其中超长水平裸眼井(水平长度≥800.0 m)由于其储层利用率高、泄流面积大、单井投入产出比高等优点,成为海上油田高效开发的有效途径之一。然而对于有防砂完井需求的井次,由于水平段长砾石充填往往面临井壁易垮塌、漏失风险大、易起砂桥等风险,充填防砂效果难以保证。本文以南海西部D油田充填防砂为例,开展地层漏失、充填介质、施工摩阻等因素对砾石充填防砂的影响,同步对充填介质及关键工艺进行优化、改进。优化后的工艺降低超长水平裸眼井作业施工风险,矿场试验平均充填效率超107.0%,防砂效果可靠,具有较好的推广应用价值。

长裸眼恶性漏失井膨胀管堵漏适用技术

四川盆地天然气井钻井过程中,经常面对长裸眼井段、多压力系统、承压能力要求高的堵漏需求,但已有的化学类堵漏及承压技术无法完全达到承压目标及时效要求。为此,针对四川盆地天然气井恶性井漏问题,研发了高抗挤膨胀管、配套工具及液体体系,开展了管材性能评价及适用边界分析,形成了膨胀管裸眼封堵技术并开展了现场应用。研究结果表明:(1)低碳锰合金化技术、“第三代”Mn-TRIP钢材配方以及高标准的生产制造工艺可大幅提高管材性能,新研制的高抗挤膨胀管胀后冲击韧性≥105 J,抗外挤强度≥20MPa;(2)基于测定的螺纹接头连接效率,参考API标准及J55膨胀管应用边界计算方法,建立了高抗挤膨胀管的适用边界;(3)基于高抗挤膨胀管,结合水力扩眼器、悬砂清砂液及固井水泥浆等,形成了“扩眼—膨胀管下入—膨胀作业—恢复钻进”全过程规范化膨胀管裸眼封堵施工工艺。结论认为:(1)该技术在四川盆地已成功应用8井次,累计作业长度5177.81 m,承压能力达35 MPa以上,均实现了裸眼井段的有效封隔;(2)该技术有望成为解决恶性井漏的有效途径,并可在井身结构拓展、高压盐水封隔及井筒修复等领域进行推广应用。

安全提效弃井技术在海洋石油钻井中的应用

对于经济成本高昂、风险因素容易叠加的海洋石油钻井而言,提升悬空水泥塞作业成功率、缩短作业工期,避免发生钻具“插旗杆”事故,是弃井阶段作业者所关注的重中之重。我国南海西部工程技术人员通过引进钻杆水泥伞及液压脱手工具,在多井次成功应用,形成悬空水泥塞防沉降技术及长裸眼弃井提效技术,切实提升海洋石油钻井弃井作业质量与时效保障。

塔河油田碎屑岩长裸眼段测井遇阻、卡原因分析及对策

随着塔河油田勘探开发的高质量发展,为节约中完作业时间和加快产能建设,对测井施工环节提速提效有了更高的要求。塔河油田碎屑岩长裸眼段测井施工存在测量井段长、遇阻卡风险高的特点,文章结合近年塔河油田多口碎屑岩长裸眼段测井施工井实际情况,总结不同类型的测井遇阻、卡原因,展开分析并制定对应措施,有效降低了测井施工风险,提高了测井资料获取率,对顺利完成塔河油田碎屑岩长裸眼段测井施工提供了有效支持和有力指导。

黄金矿山缓倾斜中厚矿体双进路分段空场采矿法及其应用

针对某黄金矿山缓倾斜中厚矿体采用房柱采矿法开采过程中存在的生产能力低、工人劳动强度大、作业安全性差等问题,根据矿体的赋存条件,分析并确定了双进路分段空场采矿法配合遥控铲运机的开采工艺。现场工程应用结果表明:该工艺结合中深孔爆破技术,解决了该矿山缓倾斜中厚矿体的开采技术难题,生产能力较房柱采矿法开采提高了一倍以上,并成功解决了采场安全性差和采矿损失贫化大等问题,具有较好的经济效益和社会效益,可供同类型矿山参考借鉴。

长裸眼中单根气及后效气产出层位精准定位技术及应用

渤海油田的勘探正逐步向深层、超深层迈进,深井井身结构存在裸眼段长、同一裸眼段压力系统复杂、钻遇多套油气层、压力窗口窄等特征,在油气勘探过程中,钻开油气层后,是否精准掌握地层气、单根气、后效气及气体上窜速度直接关系到现场钻井液密度调整、油气层保护及井控安全。精确定位单根气及后效气产出层位能提高现场监督决策效率,从而提高作业时效,规避作业风险,是安全钻井的前提。建立单根气及后效气组分智能化分析模型,并形成了一套精准定位单根气及后效气产出层位技术,通过精确掌握单根气、后效气及气体上窜速度,有利于指导现场优化下步作业方案,提高作业时效,有效保障井控安全。

高温高压长周期裸眼完井储层保护技术研究

针对海上某油田高温高压长周期裸眼完井过程中存在的高固相颗粒堵塞储层孔喉的问题,在室内模拟采用降低固相含量和替入无固相完井液两种方式分别做储层保护效果评价与分析。结果表明:传统高固相钻井液作为完井液静置15d后的直接返排渗透率恢复值不足25%,对储层损害较为严重。通过一价有机盐加重替代部分重晶石可达到降低固相含量,提高储层保护效果的目的。复合加重体系常规污染后,直接返排渗透率恢复值超过85%;而污染15d后的直接返排渗透率恢复值也提高至50%以上,损害程度有所减轻,具有一定提高储层保护效果的作用。而采用高固相体系或复合加重体系钻井,然后替入无固相体系完井的方式进一步提高了储层保护效果,静置15d后的直接返排渗透率恢复值高达75%~89%,保护储层效果显著,满足裸眼段长周期完井作业要求。实验发现,可通过一价有机盐加重替代部分重晶石来达到降低固相含量,提高储层保护效果的目的。复合加重体系常规污染后,直接返排渗透率恢复值超过85%;而污染15d后的直接返排渗透率恢复值也提高至50%以上,损害程度有所减轻。

顺北含辉绿岩超深井井身结构优化设计

顺北井区采用六级井身结构开发,存在大尺寸井眼长、套管层次多以及火成岩漏失,导致钻井效率低、亟需优化井身结构。采用Drillworks软件模拟了地层三压力剖面,成像测井与电镜扫描认识了火成岩裂缝分布,通过岩石矿物成分与理化性能分析了深部泥岩坍塌机理,通过对比非标套管与钻杆的强度与尺寸分析了管柱匹配性。结果表明全井存在4个不同压力系统,火成岩裂缝纵向分布缝宽0.5-2 mm、微裂缝缝宽2-3μm,易塌泥岩伊蒙混层达70%,蒸馏水作用下线性膨胀率40%-45%,得到了3个必封点与1个风险点;通过配套钾铵基聚磺钻井液体系与漏失补救措施,保障了长裸眼井壁稳定;优选了？139.7mm非标套管,完钻井眼尺寸由114.3 mm扩大至120.65 mm满足使用非标88.9 mm钻杆,将井身结构优化为四级。新结构满足高效钻井需求,缩短钻井周期达125 d。

低压易漏井提高固井质量的研究与应用

普光3井是一口典型的低压易漏井,由于该地区地质条件较为复杂,固井时存在长裸眼、长封固段、多压力系统易漏的特点,给固井施工造成很大的困难,固井质量一直不甚理想。文中综合了提高固井质量的措施,从水泥浆性能与用量设计入手,通过顶替排量优选,现场应用取得了满意的效果。

塔里木深井长裸眼扩眼技术

塔里木油田地质情况复杂 ,为了安全钻达目的层 ,对于一些复杂井要进行非常规套管程序设计 ,必须要有相应的配套钻井工艺技术。在 2 15 .9mm井眼采用扩眼技术就是为了使 193.7mm无接箍套管能够顺利下入设计井深 ,塔参 - 1井使用水力扩眼器在 2 15 .9mm井眼扩眼后 ,成功将 193.7mm无接箍套管下至 6 96 3.2 4m ,段长16 5 1.2 4m ;在秋参 - 1井使用偏心钻头扩眼 ,成功将 193.7mm无接箍套管下至 6 2 71m ,段长 2 80 0m ,2种扩眼方式均取得了较好的扩眼效果 ,着重介绍了这 2种扩眼方式的施工特点和技术要点。

长裸眼井段承压堵漏工艺技术

通过评价不同浓度桥塞堵漏钻井液在不同挤注压力下、不同粒径砂粒配制砂床中的堵漏能力,对长裸眼井段承压堵漏工艺进行了研究,介绍了该工艺在T914和P4-2井的应用情况。应用结果表明,采用承压堵漏技术提高长裸眼井段钻井液安全密度窗口成败的重要因素为:对漏失层的准确判定与认识,对承压堵漏钻井液浓度的选择,对挤注压力的选择与控制等;如果不能准确确定漏失层段,需采用全裸眼井段封堵的承压方法,避免因多层漏失造成的漏失层位无法判断而需重复堵漏造成的损失。

顺北油气田防漏固井用封隔式分级箍研制与应用

顺北油气田二叠系固井极易发生漏失,环空水泥缺失长度超过2000 m,导致生产期间套损严重。针对该问题,研制了封隔式分级箍,并进行了室内性能评价试验和现场应用。室内性能评价试验发现,该分级箍不仅具有常规分级箍的功能,还可以在一级固井后胀封封隔器,封隔漏层,防止二级固井时发生漏失,提高环空水泥环完整性;封隔器胀封后,环空封隔能力可达20 MPa;循环孔关闭后,管内密封能力不低于套管抗内压强度。顺北油气田9口井应用了封隔式分级箍,二级固井平均漏失量由105.1 m3降至3.5 m3,环空水泥缺失长度由2048 m缩短至350 m,节约固井成本约1100万元。封隔式分级箍解决了长裸眼易漏失井段固井时的漏失问题,为顺北油气田的高效开发提供了技术支撑。

AT22井盐上长裸眼承压堵漏技术

AT22井是一口长裸眼穿盐井,穿盐前需要提高盐上裸眼地层的承压能力,以利于穿盐作业时提高钻井液密度,防止卡钻等复杂情况的发生。根据地层岩性特征及承压要求,把裸眼地层分成5段,通过室内实验确定了承压堵漏浆配方。承压堵漏施工结束,筛堵漏材料后验漏,由于验漏方式的不合适,钻井液密度低(1.45 g/cm3),套管鞋处钻井液当量密度远远超过地层破裂压力当量钻井液密度,全井段验漏未能达到井底当量密度1.73 g/cm3的指标;针对套管鞋处地层进行承压施工后,钻井液密度由1.45提高至1.60 g/cm3,套管鞋处当量钻井液密度与地层破裂压力相当,全井段验漏合格,井底当量钻井液密度为1.74 g/cm3,满足了穿盐对钻井液密度的要求。

大直径深孔崩矿嗣后充填采矿法应用研究

板庙子金矿针对矿体内溶洞区发育的富水厚大复杂难采矿体的实际特点,借助深孔凿岩台车、装药台车、遥控铲运机、湿喷台车等先进的大型无轨机械化设备,试验成功了大直径深孔崩矿嗣后充填采矿法。提出的平底式底部结构施工简单,采切工程量小;采用装药台车实施散装ANFO炸药机械化装药、高精度数字雷管微差爆破,使单次爆破最大总装药量达到10 t,爆破振幅控制在0.3 cm/s以内,并实现了30 m高、4 m2小断面切割天井一次爆破成井;根据不同的溶洞赋存位置和体积,通过优化爆破回采顺序、修复炮孔、"隔山打牛"爆破等多种方式,使单采场生产能力达到2 000 t/d,采矿回收率为94%,贫化率小于7%。

深井长裸眼复杂压力层系堵漏技术研究与应用

准噶尔盆地深井钻井大多采用长裸眼钻井技术,在同一裸眼井段,特别是在长裸眼段,经常存在喷漏同层、下喷上漏、上喷下漏、高渗透性漏失以及多压力层系性漏失等情况,给施工带来极大难度,增加了勘探开发成本。通过对该地区地质特征、地层压力系统等方面开展堵漏工艺研究,达到节约开发成本的目的。