煤层气井取心卡层控时钻进技术

为了在煤层气勘探井取心过程中节约作业成本、缩短施工周期、降低工程风险,在黑龙江省鸡西盆地某井口煤层气井取心卡层过程中尝试采用控时钻进技术,通过对钻进速度和进尺的严格控制,结合精细的岩屑录井方法,鉴别出以薄煤层组合为特征的标志层,在此方法的指导下最终成功获取煤心。结果表明:该项技术的运用不但减少了无煤心取心钻进工程量,节省了煤层气井钻井费用,还缩短了钻井施工周期,增加了钻井效益,是一种有效的煤层气井取心卡层手段。

控压控时钻进在顺南5-1井卡层中的应用

针对西北分公司顺南区块由于钻井技术的提高,钻时变快,对地质录井中完层位卡取及工程安全施工带来影响,为了卡准奥陶系上统恰尔巴克组顶面,为工程安全快速施工及后期作业保驾护航,监督中心在顺南5-1井要求进行控压控时钻进协助卡层试验。试验结果证明效果良好,准确卡取了三开中完井深,节约了施工时效,规避了安全风险,为该区块其他井进行控压控时钻进提供了依据。

旋转导向钻水平分支井技术在东海油气田的应用

水平分支井技术在提高低渗透、特低渗透气田开采率发挥了重要的作用,本文分析了水平分支井在东海低渗透油气田的设计原则及使用旋转导向工具侧钻措施,以及水平分支技术在东海油气田的成功应用。

连续循环空气钻井技术在BZ18井的应用

塔里木油田BZ构造巨厚砾石层发育,常规钻井机械钻速低、钻头消耗严重、提速工具优势无法发挥等难题一直困扰该构造的高效勘探与开发,而空气钻井面临沉砂量大及井壁失稳和井斜的难题;为此,在大量试验和探索基础上,利用专业软件对BHA进行模拟,提出了预弯+双摆最佳钻具组合,依据最小携岩动能原理,优化注气量,充分发挥连续循环优势,采用控时钻进技术,避免了大量沉砂和井斜超标等难题,最大限度提高了空气钻井的机械钻速。通过在该构造某井现场试验,平均机械钻速6.40 m/h,最大井斜3.94°,15.5 d完成进尺1275 m,同比邻井钻井液钻井,钻速提高4~6倍,节约钻井周期33.5 d,总体应用效果较好,这为该构造巨厚砾石层提供了一种提速手段,也为该构造高效勘探开发提供重要技术支撑。

DP6水平井φ311.15mm井眼侧钻技术探讨

DP6井是华北分公司在大牛地气田布置的一口长水平段水平井。该井设计造斜点井深2510.00 m,在φ311.15 mm井眼内以平均4.85°/30 m的增斜率增斜钻进至A靶点,增斜钻进至井深3033.05 m时钻穿目的层至下部煤层。为了实现钻井目标,避免煤层坍塌的风险,决定采取上调靶点垂深、填井侧钻的补救处理措施。文章结合老井眼实钻轨迹情况,对侧钻工艺、侧钻点的选择、侧钻井眼轨迹调整、高井斜侧钻技术难点及采取的相应技术措施等进行了分析,对侧钻钻具组合、侧钻施工情况等进行了介绍。该井的成功侧钻为以后同类大井眼侧钻提供了现场经验。

海上某气田悬空侧钻水平分支井技术及应用

E海低孔渗气田储量占总储量的93%,提高低渗透、特低渗透气田开采率,已经成为油气田勘探开发的重要课题。水平分支井技术成为提高低渗透、特低渗透气田开采率的重要手段,使用水平分支井技术提高气田开采率在国内外油气田开发已有先例且效果显著。水平分支井技术,是水平井和侧钻井等多种钻井技术的融合,是当今石油开采工业的热门技术,已在海油E海域多个油气田应用,是实现低渗气田高效开发的重要技术手段。因此,深入研究总结水平井分支井钻井技术意义重大。本文针对水平分支井侧钻技术,深入分析并结合X气田水平分支井现场实钻情况,总结出水平分支井在该区块现场应用的关键,为以后水平分支井在低渗油气田的推广和应用提供借鉴。

东海水平分支井悬空侧钻技术

随着油藏开发要求的不断提高,单靠增加水平段长度难以有效地提高油藏动用程度和单井产量,多分支水平井具有增加油藏泄油面积、提高单井产量、节约钻井费用等优点,是高效开发油气藏的理想井型。但是水平分支井侧钻存在失败以及虽然侧钻成功但作业时间过长的情况,海洋钻井作业高成本的矛盾十分突出。此文总结了东海使用旋转导向工具侧钻水平分支井的措施,结合东海水平分支井侧钻实践,总结了成功进行水平分支井作业的关键在于按照合理的施工程序操作,并在预定侧钻位置提前造大狗腿斜坡,有利于侧钻时更容易形成新井眼,提高悬空侧钻成功率。

水平井悬空侧钻技术在川渝区块的实践

当面临难以解决的井下问题时,避开复杂井段建立新井眼无疑是最佳的解决方案,对比总结了川渝地区2口页岩气水平井使用螺杆钻具+MWD仪器悬空侧钻的具体措施、施工过程中的注意要点,有利于保证侧钻的成功率,为今后施工作业提供参考依据。

悬空侧钻技术在南海某油田的应用及探讨

悬空侧钻技术是通过不起钻、不回填水泥塞作业,在老井眼中选择适当的侧钻点,将重力工具面摆在井眼低边或者左右20°范围内,运用工具重力作用,利用钻头在井眼的低边钻出一个新井眼的侧钻技术。该侧钻技术在开采薄油藏、边底水油藏的剩余油气有着广泛的应用,通过这种侧钻方式能节约钻井周期,降低钻井成本,但如何保证悬空侧钻的成功率却需要考虑许多因素。

花深1X井深井侧钻技术

花深1X井是海南福山油田第一口井深超过5 000m的风险探井,设计井深5 713m,由渤海钻探钻第一钻井公司70 125钻井队承钻。该井钻进至井深5 207m时发生卡钻事故,经多日处理事故未能解除,被迫打塞侧钻。主要介绍该井的侧钻技术。

塔河油田12区5小区中完卡层方法探讨

塔河油田奥陶系目的层顶界的卡取直接影响井下安全施工和后期油气开采,12区5小区奥陶系上统恰尔巴克组标志层不明显,地层发育厚度横向变化大。已完钻井证实,研读地质设计和邻井资料,掌握地层发育特征,结合地震时间偏移剖面图,宏观分析、预测地层深度和厚度;利用碳酸盐岩分析仪等手段准确识别岩性,做好地层划分,结合控时钻进等手段卡取目的层顶界,在12区5小区中完井深卡层取得了良好的效果。

致密油水平井官东13-2-4H侧钻井技术

大港油田致密油井官东13-2-4H水平井由于设计层位与实钻层位相差较大,故采用控时侧钻的钻井方法边钻井边判断地层,找出最优侧钻点,即3315m-3375m处为砂泥岩互层段,易于侧钻。并在原井眼的基础下,以钻井液携带返出物为依据来判断是否钻出新眼。钻探过程中发现,该区块地层存在倾角大,地层压力高,泥质含量高,钻头易泥包,泥浆性能不易满足侧钻需求,定向托压高,需频繁起下钻修塞,破坏井眼轨迹等钻探技术难点,通过使用无磁抗压缩钻杆采用了倒装的钻具,使井下钻具达到最优、最简化、最安全的结构;采用了滑动钻进的方式,连续定向的造斜率最高达到5°/30m,基本上能够追上设计线。最后以转动钻进的方式进行油层探底。

一口三维反抠井的悬空侧钻浅析

在定向井现场作业过程中,由于水泥塞强度不够或者作业者出于控制成本考虑不想起一趟钻打水泥塞而选择在钻完一口领眼井后直接裸眼侧钻一口井,悬空侧钻是最佳的解决方案。良好的侧钻设计是作业成功的基础,尤其是在对老井的整个作业过程和轨迹情况充分了解的基础上,优选出一个可钻性较好的层位和有利于新老井眼尽快分离的侧钻点将会起到事半功倍的效果。侧钻过程前10 m严格控钻进是悬空侧钻成败的关键。