成6井二开长裸眼井段防塌钻井液技术

成6井设计井深5950 m,二开井眼尺寸大,裸眼段长达3100 m,裸眼段上部地层和下部地层岩性差别大;钻进过程会穿过侏罗系发育硬脆性泥岩和煤层,钻进过程中井壁稳定和井眼净化难度大。为此,分析钻井液技术难点,确定钻井液技术措施,并开展钻井液体系研究,最终通过采用复合胺盐润滑防塌钻井液体系,辅助现场钻井液施工工艺,二开长裸眼井段施工中井壁稳定、井身质量好,平均井径扩大率为1.97%,取得了优快钻井的良好效果。

利用屏蔽暂堵技术解决塔河油田长裸眼井的地层渗漏问题

针对塔河长裸眼井钻井过程中出现的钻井液粘切上升、起下钻阻力大、井壁易坍塌等问题 ,提出了使用超细碳酸钙 QS- 2 ,暂堵剂 PB- 1和沥青类添加剂 GL A复配的屏蔽暂堵技术 ,室内评价实验和现场应用表明 ,QS- 2、PB-1与 GL A复配 ,可有效地解决渗透性地层的渗漏问题 ,并提高破碎性地层的承压能力 。

YD301长裸眼井中途测试技术应用研究

随着超深裸眼井中途测试的不断增多,测试施工难度进一步加大。特别是在长裸眼井段中进行中途测试,对测试工艺的要求高、风险大、成功率低。经对YD301井的施工难点进行分析,介绍了该井的配套工具和施工工艺,总结了长裸眼井进行中途测试的成功经验。

用于长水平裸眼井的选择性试井系统

目前对于长水平裸眼完井，采用常规生产测井系统进行定量监测还存在一定困难。水平裸眼井生产测井的复杂性主要与井眼流体的的低流速及层状流动形态相关。水平裸眼完井方法增大了下井仪器遇阻和产生注入障碍的可能性。水平裸眼井中的钻屑。

胜利油田裸眼井钻井井眼清洁技术应用

胜利油田新生界地层长裸眼定向井钻井施工中常出现井眼清洁困难的情况,对井眼清洁的影响因素进行了分析,针对返砂困难主要是由钻屑粘附井壁造成的特点,确定了使用假塑性流体的幂律模式评价钻井液的流变性能和井眼清洁能力,采取了钻井液稠度系数K值小于0.6,适当的Φ3,合适的环空钻井液返速及短起下钻等技术措施,取得了明显的施工效果。

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。

南海西部北部湾盆地大斜度长裸眼定向井钻井技术

南海西部油田的涠洲11-1N-A8井具有井斜大、裸眼段长和井壁稳定性差的特点,导致了井眼轨迹难以控制、岩屑不易携出和下套管磨困难。结合该井各井段的施工技术和钻井液技术,探讨了井眼轨迹设计与控制和钻具组合优选问题;对在不同尺寸井段,不同地层所面临的压差卡钻处理、井眼清洁、防止岩屑床、井壁稳定、泥浆流变性、固相控制等问题做了总结;阐述了下套管固井等作业中出现的困难,并提出了相应的预防和解决措施。涠洲11-1N-A8井钻井难点的克服对今后类似井的作业具有很好的指导和借鉴作用。

塔河油田二开长裸眼钻井技术研究与应用

针对塔河油田地质结构复杂,开发井二开裸眼段长,钻井过程中易出现钻头泥包、井漏、缩径和井壁垮塌等技术难题,通过优选PDC钻头、优化钻具结构、优选钻井参数和优化钻井液体系等配套技术的研究,形成了一套适合该区块的优快钻井技术及施工措施.并在TK1028等4口井中成功地应用,缩短了钻井周期,提高了经济效益。

大斜度长裸眼定向井钻井液技术

饶阳凹陷留楚区块大多数井为大斜度长裸眼定向井,井身剖面为"直-增-稳"三段制、双或多靶点定向井,井身结构为二开井,井斜角在48°～56°之间,水平位移为1 000～1 597 m,裸眼段长达3 000～3 500 m,井壁不稳定,钻井难度及风险大。通过优化钻井液工艺技术,应用加有组合润滑防卡剂、防塌剂以及抗温降滤失剂和有机硅的聚磺润滑防塌钻井液,较好地满足了安全钻井要求。与该区块同类型未使用该技术的井相比,完成的15口长裸眼大斜度定向井平均钻井周期缩短了37.3%,建井周期缩短了32.6%,完井电测时间缩短了60.7%,传统电缆测井完成率为93.3%,其中有7口井实现完井电测一次成功,平均井径扩大率小于10%,特别是楚29-87X井等7口井平均井径扩大率控制在6%以内。

南海西部涠洲油田大位移长裸眼水平井钻井技术

南海西部油田的涠洲油田A1H井具有井斜大,裸眼稳斜段长和井壁稳定性差的特点,导致井眼清洁困难,易憋漏地层及增加了卡钻的风险。文章结合南海西部海域的北部湾盆地的涠洲油田的某大位移井,分析了该井各井段的施工工艺,各井段钻井液的技术要点及相应措施,并探讨了井眼轨迹控制技术,钻具组合优化设计,水力携岩分析,井壁稳定性分析等问题,并提出了相应的改进措施。对涠洲油田中最大水平位移A1H井钻井难点的克服,对今后类似井的作业具有很好的指导和借鉴作用。

油田开发后期薄差油层长裸眼段水平井钻井技术

油田达到开采后期,为达到稳产目的,兼顾开发效率,会选择水平井进行薄差油层的开采,但是在钻井施工中,由于地层条件差、绕障难度大、泥岩吸水膨胀严重等问题,增大了施工难度,通过井眼轨道优化、钻具结构和降摩减阻工具的优选、井下复杂预防等措施,成功的施工了薄差油层长裸眼水平井,钻进周期较纸上方案缩短1.56d时间,油层钻遇率达80%以上。该井段成功施工,保证了老油田薄差油层的高效开采。

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。

雷特随钻承压堵漏技术及应用

库车山前克深区块库车组-苏维伊组长裸眼井段存在多套砂泥岩互层及复杂压力系统,地层承压能力低,钻进过程中易出现渗透性漏失,固井作业水泥浆漏失风险大,为保证长裸眼段正常钻进及中完作业顺利进行,需有效封堵裸眼段地层孔隙-微裂缝,提高承压能力。文章在系统评价了随钻堵漏剂封堵性能的基础上,优选出两套雷特随钻防漏堵漏配方,形成了雷特随钻承压堵漏工艺技术。现场应用结果表明,该技术适用于库车山前克深长裸眼段,能实现长裸眼井段正常钻进及中完作业顺利。

哈拉哈塘区块标准井防阻卡钻井液技术

哈拉哈塘区块标准井二开裸眼段长达5200 m,二开井段存在不同程度的阻卡复杂,严重阻碍了该区块的提速和产能建设。以HA9-13X井为例,分析了二开不同井段的阻卡原因,提出了相应的钻井液技术措施:白垩系及以上地层因钻井液黏切偏高导致阻卡,采用“较低黏切、有限包被抑制、高失水和强封堵”钻井液技术,同时配合大排量紊流携砂防止阻卡;侏罗系、三叠系、二叠系泥页岩垮塌导致阻卡,进入侏罗系之前转换成全阳离子钻井液体系,并引入成膜封堵剂FDM-1强化封堵防塌防止阻卡;定向井段采用传统的“固−液”润滑方法防止托压,效果不明显,加入0.3%~0.5%特制蛭石,通过改变钻具与井壁之间的接触方式,有效降低摩阻200~300 kN,解决了长裸眼定向存在的托压和黏附卡钻问题。现场应用表明,针对不同井段的钻井液防阻卡措施有效保证了该区块二开长裸眼井段的安全快速钻井,未发生井下阻卡事故复杂。

BX水泥浆体系在LN油田的应用

为了实现钻井"提速、降本、增效",塔里木油田优化了LN油田的开发/评价井的井身结构,减少套管层数,形成了较多的长裸眼固井。而长封固段固井中的高温高压、大温差、长裸眼段、多套压力层系并存等复杂情况极大地增加了固井难度,对水泥浆的各项性能要求更为严格。从LN油田低压易漏长裸眼段固井的难点出发,结合该区域目前广泛采用的工艺技术现状,水泥浆的应用情况,进行了BX水泥浆体系应用适应性评价。结果表明,BX水泥浆体系具有高初始稠度、强触变性、防窜性能好等特点,更能够适用于LN油田的地质特征,在水泥浆候凝期间起到一定的防漏堵漏作用。双密双凝水泥浆设计,能有效降低液柱压力,降低施工过程中压漏地层的风险,提高整体固井质量,能够满足低压裸眼长封固段固井需求。

阜东5井区不下技术套管固井技术研究与应用

阜东5井区位于准噶尔盆地中央坳陷阜康凹陷东斜坡北74井北侏罗系头屯河组岩性圈闭。该井区简化井身结构采用二开结构,裸眼井段增加。根据测井和录井显示在2720-2891m井段为油气显示段,气测值由18000升至56000ppm,部分井地层有出水现象,对水泥浆抗水侵、防气侵的性能要求较高。由于二开采用复合井眼井径不规则,井壁虚泥饼和井筒岩屑不易携带干净,存在着下套管下不到底,固井施工时出现蹩泵的风险。通过分析研究,总结出一套适合长裸眼井段不下技术套管的配套工艺技术,全年完成8口探井固井作业,固井质量合格率100%,优质率82%。