元深1井超深井钻井提速关键技术

元深1井是部署在川北低缓构造带上的重点探井,钻井过程中面临地层压力体系复杂、井眼易坍塌、钻井液易漏失、陆相地层研磨性强、井控风险高等技术难题。根据地质特征,借鉴邻井钻井经验,应用泡沫钻井技术,提高浅部地层大尺寸井眼机械钻速;应用“涡轮钻具+孕镶金刚石钻头”和“旋冲钻具+混合式钻头”提速技术,解决陆相高研磨性地层机械钻速低的难题;应用耐高温防漏堵漏钻井液,配套“高效PDC钻头+大扭矩螺杆”提速技术,实现海相多压力体系复杂地层安全快速钻进;用微心PDC钻头钻进目的层,在满足岩屑录井需要的同时,提高了钻井效率。该井顺利钻至井深8866.00 m完钻,创中国石化四川盆地直井井深最深纪录,为四川盆地超深井钻井积累了经验。

万米超深层油气钻完井关键技术面临挑战与发展展望

万米超深层油气科学探索是践行国家“四深”探测计划的重要任务,也是推动实现我国能源战略接替、保障国家能源安全的重要举措。现有钻井工程技术对于实现钻达万米超深层的地质目标,存在众多瓶颈难题,包括:超大吨位钻具提升、极限深度井身结构拓展、超深特深层高效破岩提速、多因素耦合井壁稳定控制、耐超高温高压井下工具等,亟需在12 000 m自动化钻机、P110钢级膨胀管、减振增能工具、超高温高压井壁稳定与钻井液降摩阻技术、耐高温螺杆、机械式随钻测斜仪等关键核心攻关突破。因此中国石油深入开展研究,并在2023年启动了两口万米深地科探井任务,进一步加速相关技术研发进程,取得阶段性成果,正逐步形成“打成、打快、打好”万米超深层油气钻井技术体系,助力我国早日实现油气工程技术制高点、石油科技高水平自立自强。

大排量直井段随钻测斜工具的研制与应用

为解决深井、超深井上部大尺寸直井段因钻井排量高导致的随钻测斜工具冲蚀严重、故障率及成本高等问题,综合采用扩大过流面积、流场仿真优化及冲蚀剧烈区局部硬质合金保护方法,研制了大流道耐冲蚀旋转阀组;采用加速度计柔性悬浮固定、电路板有机硅灌封胶等多级复合减振方法,提高了随钻测斜工具电子电路的抗振能力;通过设计快速传输编码、低功耗电子电路及节能运行模式,提高了测斜效率与测斜工具的续航能力。通过研制关键部件大流道耐冲蚀旋转阀组,采用不同技术方法提高测斜工具的抗振能力、测斜效率和续航能力,研制了系列尺寸的大排量直井段随钻测斜工具。川渝、新疆等地区的12口井应用该工具随钻监测井斜角,该工具表现出耐大排量冲蚀的能力,最高适用排量达120 L/s,运行稳定可靠,故障率低于0.5次/月,续航可达30 d以上。现场应用结果表明,大排量直井段随钻测斜工具能满足深井、超深井大尺寸直井段随钻测斜的要求,可为深井、超深井获得高质量直井段提供支持。

塔里木油田富源井区深井超深井抗240℃高温钻井液体系研究

深井超深井的勘探开发已逐渐成为油气开发的主要对象,钻井液是深层超深层钻完井工程的核心技术,是钻井成功的关键之一。本文通过分析塔科1井的技术难点,对水基钻井液的降滤失剂、沥青封堵剂、抗高温抑制剂以及抗高温颗粒封堵剂进行了优选,形成了一套抗240℃高温的水基钻井液体系;并对钻井液体系进行评价。实验结果表明,钻井液体系在240℃高温下具有良好的流变性和降滤失剂性能,满足塔里木油田深井超深的钻井需求。

中国石油深井、超深井和水平井钻完井技术进展与挑战

深层、超深层和非常规成为我国油气勘探开发的重要增储上产领域,“十三五”以来,工程技术围绕“五油三气”六大盆地勘探开发重点和高温高压、窄密度窗口等钻井提速难点,通过持续攻关,取得了一大批技术成果。深井、超深井、非常规水平井钻完井关键技术快速发展,形成了以非常用井身结构优化、安全高效优快钻井、抗高温钻井液、精细控压钻完井、膨胀管等为核心的关键技术,成功实施了一批标志性超深井的钻探作业。研制了大功率顶驱、一体化地质导向系统、绿色经济储层改造等装备工具,研发了耐高温高性能井筒工作液、高效防漏堵漏材料等核心助剂,加快了非常规油气资源的低成本、规模效益开发。深井钻深能力突破9000m,水平井水平段长度突破5000m,一趟钻进尺最长3700m,部分指标比肩北美,助推了塔里木富满、四川双鱼石、大庆古龙等大型油气田的发现与开发,为提高油气资源开发力度和效益提供有力的工程技术支撑。随着油气勘探开发不断推进,钻井面临的工程地质风险、新的挑战仍然不断出现,还需进一步开展地层压力精确预测、井身结构优化拓展、井眼轨迹控制、抗高温工作液体系、高效破岩与提速工具、地质工程一体化等攻关研究,以实现钻井关键技术与装备的不断迭代升级,支撑深层、超深层、非常规油气资源高效勘探开发。

中国石化深层超深层油气井固井技术新进展与发展建议

我国深层超深层油气井固井面临高温、高压、复杂介质和复杂工况等的挑战,水泥环长效密封完整性难以保证,常规固井技术与装置不能满足需求,亟需理论创新和研究井筒完整性固井新技术。近年来,中国石化通过科研攻关,完善了固井水泥环密封完整性理论体系,建立了复杂工况条件下的水泥环密封失效控制方法,研发了“防窜、防腐、防漏、防损伤”高性能水泥浆,研制了适用于深层复杂工况环境的固井尾管悬挂器、分级注水泥器及配套附件,提出了固井优化设计新方法,形成了深层复杂油气藏固井新技术。建议今后进一步完善特色水泥浆技术体系,研发绿色、智能环保材料,攻关固井技术信息化与智能化,持续推进基础理论研究,提高深层超深层复杂油气井固井质量。

油田超深井钻井关键技术研究与分析

超深井钻井技术是勘探开发深部油气田不可或缺的关键技术。超深井钻井技术代表着一个油田的勘探开发技术水平,水平高低直接影响着一个油田的勘探开发效率和钻探单位在外部市场的竞争力。介绍了超深井钻井技术面临的困难,分析了目前普遍的钻井关键技术,为超深井施工人员提供技术参考。

冀中坳陷深井-超深井井控技术难点及应对措施

冀中坳陷地质构造复杂、钻遇岩性复杂、多套压力系统等特点,给深井-超深井钻井井控安全带来严峻挑战。论述了冀中坳陷复杂断块深井-超深井钻井中储层保护、井身结构优化与井控安全之间的矛盾,以及安全密度窗口窄、地层可钻性差、事故复杂频发等技术难点对井控风险的影响。结合该区实钻经验,提出技术应对措施:(1)基于钻前预测与随钻监测相结合的地层压力预测方法;(2)利用先导试验确定“必封点”位置;(3)依托工程技术确保井控安全;(4)强化一线员工井控技能提升。上述技术措施在冀中坳陷深井-超深井钻探过程中取得良好的应用效果,实现了井控“零”事故,对同类地区的井控技术应用与管理提供了参考。

提高四川深井超深井钻井速度的技术途径

四川地区地质条件复杂,深井超深井钻井速度低、完井要求高、勘探开发成本高,严重制约了深部地层油气勘探开发的进程。为此,对影响四川复杂地质条件下深井超深井钻井速度的主要技术难点进行了分析,并根据龙岗1井的成功经验和当前国内外钻井技术现状,提出了四川复杂地质条件深井超深井提高钻井速度的技术途径,包括浅中层沙溪庙组—须家河组层段采用气体钻井、中深层雷口坡组—长兴组层段采用复合钻井(螺杆钻具+转盘配合PDC钻头)等新工艺、新技术与成熟技术配套应用的提速技术方案以及科学设计井身结构、配套应用新工艺、新技术和加强钻井装备配套等做法。

新型高温缓凝剂WHJ在深井固井中的应用

缓凝剂对于保证水泥浆在高温下的流变性是不可缺少的,但目前国内自主开发的高温缓凝剂使用温度均低于180℃。为了确保深井高温条件下固井施工的顺利进行,以含磷化合物为主要原料研制出了高分子油井水泥缓凝剂WHJ。该缓凝剂中含有多种易被水泥颗粒吸附、抑制水泥水化能力强的基团,分子与水泥颗粒之间的作用力大,另外缓凝剂分子量大,在高温下的脱附能力差,高温下缓凝性能优良。现场应用结果表明,缓凝剂WHJ在高温下具有良好的抑制水泥水化的能力,具有广阔的推广应用前景。

塔中地区碳酸盐岩储层控压钻水平井技术

塔里木盆地塔中地区碳酸盐岩储层含有丰富的油气资源,为尽快实现油气勘探开发的新突破,国家组织了科技重大专项示范工程进行攻关。由于该区碳酸盐岩储层地质情况复杂,钻井工程实践中存在许多亟待解决的技术难点,主要有:压力敏感,溢流、井漏频繁发生;硫化氢含量不均匀,有高有低;钻遇裂缝,提高单井产能等。在分析塔中碳酸盐岩储层钻井技术难点及解决办法的基础上,提出利用水平井特殊轨迹增产的技术方案,并倡导能消除储层伤害、保障工程安全的"控压钻水平井"新技术。控压钻水平井技术在该区某井的实钻应用中取得了成功,完成水平段长度为875m,创造了塔中地区的钻井新纪录。

气体钻井井壁稳定处理剂评价方法探讨

气体钻井遇到地层出水时,通常就要转化为雾化钻井、充气泡沫钻井或钻井液钻井。工作液中液相浸入,引起地层岩石的物理化学变化,可造成井壁垮塌,甚至会导致井下复杂情况及事故。为此,深入分析和总结了气体钻井遇地层出水后的特殊井下情况,提出了在特殊井下情况下泥页岩井壁稳定对处理剂的性能要求,并对气体钻井井壁稳定处理剂的实验评价方法进行了探讨。结果表明:综合运用滚动回收实验、封堵效果评价,压力穿透测试、抗毛细管力自吸测试以及岩石力学参数测试等方法,能够较全面地评价井壁稳定处理剂的抑制性、封堵性、抗毛细管力自吸等性能以及该处理剂对岩石力学性质的影响。

深井、超深井套管特性分析

传统的套管柱设计中 ,套管只进行强度设计。而在一些深井、超深井、高压气井的开发中 ,对套管提出了新的要求 :套管必须能够保证对气体的密封 ;能够耐受较高温度的考验 ;接头不但要有足够的抗拉强度 ,同时也要有足够的抗压缩强度。另外 ,水泥环是否对套管的强度有增强作用 ,也是值得关注的问题。通过理论解析、有限元计算以及大量的实物试验 ,对深井、超深井中套管这些主要特性进行了分析 ,得到了许多有意义的数据和结论。指出模拟深井、超深井套管服役条件的实物试验是验证套管性能的有效手段 ,并结合套管柱设计提出了套管选用方法 。

深井高密度钻井液的应用及发展趋势探讨

对高密度钻井液的发展及应用情况进行了综合阐述。详细地分析了深井高密度钻井液的技术及性能要求。结合现场施工情况和文献调研结果,对引起井下复杂情况发生的原因以及保护油气层技术作了探讨。提出了现有高密度钻井液存在的问题及其以后的发展方向。

深井采油技术研究现状及发展趋势

深井、超深井采油是实现原油产量接替的重要保障,采用传统的机械采油方式进行深井采油具有一定的局限性和低效性。一方面改进传统机械采油方式,设计采油配套工具,以满足深井采油技术条件;另一方面采用有杆与无杆采油装置的优选组合方式,设计复合举升工艺,提高举升效率。未来深井采油将向无杆化采油方式发展,融入压力场、温度场、流场的多场耦合设计,建立深井采油系统设计方法,加强高温、高压、高气条件下采油装置适应性,提高设备运行可靠性,形成从设计、运行到管理的深井采油技术。

新型液动射流冲击器实验

针对天然气深井、超深井钻井中难度大,时效低,钻头寿命短等问题,提出在深井、超深井钻井中采用新型液动冲击回转钻井技术。新型液动射流冲击器包括肺形阀式射流冲击器、盖板流阀式射流冲击器、连体阀式射流冲击器、麻雀型阀式射流冲击器,其工作原理与传统射流冲击器类似。实验包括凹劈、凸劈、尖劈、平劈实验。实验结果表明:通过改变劈形,增加阀等措施,除麻雀型阀式射流冲击器外,均可实现正常冲击。但连体式射流冲击器中的阀及尖劈极易损坏。为了实现深井钻井,建议采用加大喷嘴过流断面面积、改变劈形等措施来解决新型液动阀式射流冲击器易损坏的问题。

万米钻井泥浆泵柱塞密封失效分析及改进

钻井泥浆泵柱塞密封性能的好坏与使用寿命的长短直接影响到高压泥浆泵的工作性能及质量。为了弄清高压钻井泥浆泵柱塞密封圈的失效形式、原因及机理,进一步提高钻井泥浆泵柱塞密封圈的寿命,对万米钻井泥浆泵柱塞密封失效分析。结果表明,高压钻井泥浆泵柱塞密封主要的失效形式为:扭曲变形、老化、磨损、撕裂与断裂等。主要影响因素是温度过高,散热不好,引起密封圈老化,密封材料丧失性能,其次是钻井液等颗粒的进入,对密封面进行不断的磨损,导致密封圈损坏。建议从密封圈的材料、结构设计、组合数量以及冷却装置等方面进行技术改进来提高高压钻井泥浆泵柱塞密封的性能和使用寿命。

深井超深井钻探工艺技术

深井、超深井的施工采用了许多现代高科技手段,包括VDS垂直钻井系统、顶部驱动钻机、铝合金钻杆、不起钻金刚石绳索取心、抗温能力超过250℃的深井钻井液等,并且在资料与信息的处理上大量应用了及时跟踪和电子模拟技术,使得各种数据的分析更加直观化,例如现代深井钻井施工已经彻底实现了利用计算机终端进行井下复杂情况的监控,钻井工程师可以根据电脑屏幕所提供的信息快速地决策井下复杂情况的处理方案,减少了决策所需时间,降低了问题的复杂程度,提高了处理效率。然而,随着井深的不断增加,各种问题出现的几率也成倍增大,如超高密度钻井液的使用技术、井身结构的合理确定、在施工条件下先进技术与工具的有效使用、长寿命钻头的制造、井身质量、钻进方式的选择、深部地层稳定方案的实施等都会影响钻进深度的进一步加大。本文根据国内外已完成深井、超深井的资料,对深井钻井、超深井钻井作业所遇到的技术问题进行了剖析,初步将超深井钻井技术问题的解决归纳为钻井液技术方案、机械技术方案、地层稳定技术方案、钻进工艺方案、取样工艺方案,并就解决的技术措施提出了建议。

适合特深井的双台肩钻杆接头副台肩间隙的确定

为了满足越来越苛刻的钻井工况的要求,全球各大钻具制造厂商不断开发出具有更优越性能的特殊螺纹钻杆接头,普遍增加了副台肩结构形成双台肩钻杆接头。但是面对超深井和特深井复杂工况,现有钻具接头的副台肩间隙是否满足要求至今未被关注。为此,通过建立具有不同副台肩间隙的双台肩钻杆接头三维弹塑性有限元模型,分析了副台肩间隙对接头应力分布特征和抗扭性能的影响,确定了适合特深井的双台肩钻杆接头合理副台肩间隙。研究结果表明:①不同轴向力(对应不同井深)工况条件下,副台肩间隙对双台肩钻杆接头主台肩、副台肩、螺纹牙的承载比例有着很大的影响;②大轴向力条件下主、副台肩的承载相对较小而螺纹牙的承载较大,减小副台肩间隙可有效降低螺纹牙承载比例;③所考察的NC50双台肩钻杆接头,当轴向力小于3000 kN(井深小于9000 m),建议副台肩间隙选择0.40 mm;④当轴向力大于3000 kN(井深大于9000 m),建议副台肩间隙选择0.20mm。结论认为,根据井深特点使用具有更合理副台肩间隙的双台肩钻杆接头,可以有效地提高接头的使用性能、降低接头失效风险。

塔河油田深井超深井钻井液技术难点与对策

塔河油田油气埋藏深,钻遇地层多而且复杂,钻井过程中易发生钻井液漏失、井眼坍塌、卡钻等井下复杂情况和,事故,严重影响了勘探开发的进程。通过技术攻关和技术引进,成功解决了塔河油田三叠系、石炭系硬脆性泥页岩地层易坍塌、奥陶系大型裂缝溶洞地层钻井液漏失、巨厚盐膏层塑性蠕变卡钻等制约塔河油田勘探开发的技术难题,使该油田井深6000m左右的开发井建井周期从原来的90d缩短到70d以内,井径扩大率由15%降至10%以内, 超深盐膏层钻井成功率从2002年前不足40%提高到现在的100%,经济效益十分显著。