华H50-7井超4000 m水平段套管下入研究与应用

长庆油田华H50-7井完钻井深6266 m,水平段长4088 m,是目前亚洲陆上水平段最长的致密油井,针对该井套管居中难以保证和下入难度大等难题,结合井内实际工况,基于居中度分析计算模型,采用4种安放方式开展了套管居中分析研究。分析结果推荐水平井段1根套管安放1个210 mm刚性扶正器,可确保套管下入过程居中效果较好;基于套管下入模拟分析模型,开展了考虑漂浮接箍的套管下入模拟分析研究,并与国外PVI Drilling SoftWare进行对比分析,结果均推荐该井漂浮接箍的最佳安放位置在2700 m,可确保套管下入摩阻较小且管柱发生屈曲的风险较低。该井现场施工选取该深度作为漂浮接箍的安放位置,最终套管顺利下入井底,下入时长仅26.5 h,验证了分析结果的正确性,为后续超长水平段水平井套管安全下入奠定了技术基础。

全孔深大孔径插接花管瓦斯抽采技术

为了解决顶板钻孔无法做到全程下套管护孔和瓦斯抽采通道堵塞问题,研究出全孔深大孔径插接花管抽采瓦斯技术,充分利用ZDY-3200S型全液压钻机结构特点,采用全程下套管封孔技术,使套管可以与钻孔的轨迹保持一致,能够下到孔深的90%以上,实现"管到位"。大孔径插接花管大大增加了瓦斯流通的通道,有效解决了顶板钻孔在抽采过程中的堵塞现象,提高了套管的透气性,增加了瓦斯抽采流量,延长了钻孔有效抽采时间,实现瓦斯连续抽采。结果表明:该技术实现全孔深下套管连续抽采瓦斯,瓦斯抽采浓度基本不变,单孔抽采混合流量由1.4m^3/min提高到5 m^3/min,增加了3.5倍,有效地提高了顶板钻孔的抽采效果。

南海超大水垂比大位移M井钻井关键技术

为开发南海东部某油田边际油藏,设计了一口水垂比高达4.90的大位移井M井,钻井过程中面临储层埋深浅、稳斜裸眼井段长、安全密度窗口窄、井眼清洁困难和套管下入摩阻大等技术难点。通过研究与应用井眼轨迹控制、井身结构优化、井筒当量循环密度ECD控制工艺和安全高效下套管工艺等技术,顺利完成了该井的钻井作业。应用结果表明,五开井身结构显著提高了井壁稳定性;使用连续循环阀系统及岩屑床破坏器,井底ECD变化率降低至小于1.9%;应用漂浮下套管及全掏空旋转下尾管工艺,顺利下入ϕ244.5 mm套管×4200.00 m及ϕ177.8 mm尾管×5772.00 m。超大水垂比大位移井钻井关键技术在M井应用后,创下了中海石油海上油田最大水垂比大位移井钻井作业纪录,为后续类似大位移井的开发积累了经验。

新疆玛湖油田致密砾岩超长水平段水平井钻完井技术

新疆玛湖油田致密砾岩超长水平段水平井钻井存在着钻井摩阻扭矩大、井眼轨迹控制难度大、机械钻速低、井壁易失稳、完井套管下入困难等钻井难题。通过井身结构优化、轨迹设计与控制、个性化PDC钻头优选、高性能油基钻井液、韧性水泥研发、套管安全下入等技术手段,形成了新疆玛湖油田砾岩油藏超长水平段水平井钻完井技术。该技术在玛湖15井区玛湖029_H井进行了钻井实践,完成了3038 m超长水平段水平井钻井,下套管顺利,固井质量满足大型体积压裂要求,创造了玛湖油田最长水平段纪录,为玛湖油田后续超长水平段水平钻井积累了经验,也为国内其他地区超长水平段水平井钻井提供了借鉴。