超深井下套管固井技术

随着勘探开发的不断深入,深井、超深井数量越来越多,套管的下深也越来越大,对下套管技术也提出了越来越高的要求。在各次下套管前,认真通井做好井眼准备、调整好钻井液性能。下套管作业中严格执行制定的技术措施,保证了各次套管顺利下到预定井深。

井下破损套管替换技术

下套管固井作业是一口井钻井施工的最后一道工序,它的成功直接关系到钻井公司的利益和信誉,但目前完井使用的国产套管,质量很不稳定,有些套管存在严重的质量缺陷,引发发生套管事故,给钻井方造成很大的经济损失和负面影响。在公司先后发生三口套管破损事故中,若不能及时处理,将无法投入采油生产,给甲方带来巨大的经济损失。技术人员通过科学制定技术方案,综合应用测漏、打捞、磨铣、倒扣、对扣等技术,最终保住了三口油井的生命,换回了经济损失,提升了公司的市场信誉。

太阳构造页岩气水平井固井技术研究与应用

太阳-大寨区块浅层页岩气水平井埋深浅、水垂比大、上部浅层气活跃,固井施工存在套管安全下入难度大、固井后早期气窜、固井质量差、对水泥浆性能要求高等难点。通过技术攻关与集成应用形成了以井眼清洁、漂浮下套管技术、高效冲洗液、早强抗盐防气窜韧性水泥浆体系、短候凝浆柱结构、调整钻井液性能等提高此区块水平井固井质量的关键性技术措施,现场应用9口井。现场应用表明:(1)浅层页岩气区块采用清洁井眼、漂浮下套管,优化管串结构,实现了套管安全顺利下到位。(2)配套的早强抗盐防气窜韧性水泥浆体系、优化浆柱结构,大压差预应力固井技术,解决了浅层气窜问题,大幅度提高了油层固井质量。(3)固井前调整钻井液性能,应用高效冲洗液,提高了固井时水泥浆的顶替效率。后期9口井固井质量合格,水平段优质率99%,现场效果明显,为浅层页岩气安全高效开发提供技术支撑。

煤层气钻井中应注意相关技术问题及措施

针对煤层气井钻进施工的实际情况,提出煤层气井钻井施工中防止井斜、钻井液固相控制、煤层钻进、下套管和固井等技术问题及相应的施工技术措施。

探讨当前油藏发展过程中残余油饱和度的方法

残余油饱和度对预测采油量模拟研究有着非常重要的作用,但由于岩心驱替实验所使用的脱气原油在粘度上与油藏原油非常相似,这使得整个油田生成有代表性的ROS分布变得异常困难。对测量新方法进行了深入的分析,探究了油藏发展过程中残余油饱和度的方法,旨在促使地下ROS测量迈入新高。

煤层甲烷勘探开发新技术

在超压、高渗透San Juan盆地富气区,研究人员发现裸眼洞穴完井的井产量大大地超过了常规下套管井和压裂完井的井。裸眼洞穴完井是通过高压和高速把水气混和物反复注入煤层,再迅速降压促使崩落的煤进入井眼,使井眼半径增大几英尺或更大。除了加大井眼尺寸的有益之处外。

雾化钻井在相储8井创多项纪录

2012年3月13日,川庆钻探钻采院空气钻井公司在相储8井实施雾化钻井创造国内660.4mm井眼雾化钻井井深最深(520m)、空井下套管井深最深(516.95m)、盲钻井段最长(98.5m)等多项纪录,开创了相国寺构造上部地层快速钻进的新模式。

浅谈莺歌海盆地海上大位移水平井钻井技术优化策略

随着南海西部海上油气田开采年限增加,产能逐年降低,提高区块储量动用程度,挖潜海上平台周边未动用区块迫在眉睫。利用海上大位移水平井钻完井开发距离平台设施较远的莺歌海盆地边际气田作业风险高且投资成本高,针对莺歌海盆地海上大位移钻井技术优化策略刻不容缓。本文针对莺歌海盆地海上大位移水平井钻井技术难点提出相关优化策略,提高钻井效率,降低作业风险,同时为其他相似项目研究提供参考与借鉴。

评价油藏条件下残余油饱和度的新方法

残余油饱和度(ROS)在预测采油量的模拟研究中起重要作用。一般用小岩心柱在油藏条件下通过岩心驱替试验确定ROS,小岩心柱不能捕捉到油藏实际非均质性,而且岩心驱替试验使用与油藏原油黏度相似的脱气原油,因此常常难以生成整个油田有代表性的ROS分布。下套管井地层电阻率是石油工业引入的相对较新的技术,应用该技术能够了解老油田未波及到的原油。通过层转换或者布水平井,该方法主要用于生产井的重新完井。为了得到相层中有关注入水的剩余油饱和度,概念化了具有长注水历史的注水井中下套管井地层电阻率的使用。因为延长了注水/冲洗,预计最大吸水层将示出接近ROS的含油饱和度。讨论了2口注水井的结果,在这2口注水井中记录了下套管井地层电阻率以及注水剖面。把最大吸水层的含油饱和度与通过在室内建立以岩心驱替研究为基础的相互关系确定的ROS进行比较。结果表明,含油饱和度比注水最多的油藏区域内岩心驱替试验的ROS低得多,这增加了确定地下ROS测量结果的一个新尺度。