大位移井井眼清洁技术研究与实践——以胜利油田庄129-1HF井为例

井眼清洁是大位移井施工的关键技术和难题之一,井眼清洁状况不佳容易导致摩阻扭矩的大幅增加,并有可能引发工程事故。在分析井眼清洁的主要影响因素井眼几何条件、岩屑性能、钻井参数及工程措施、钻井液性能的基础上,以胜利油田桩129-1HF井为例,具体分析了各种参数对井眼清洁的影响,并对实际井眼清洁情况和效果进行说明,最后提出了进一步改进井眼清洁的方法。

桩129-1HF井钻井工程优化设计与应用

桩129-1HF井是目前胜利油田浅海水平位移最大的一口非常规水平井。为了解决该井钻井过程中存在的摩阻与扭矩大、井壁易坍塌、井下温度高和固完井难度大等问题,通过分析地质特点和邻井实钻资料,结合软件模拟计算,优选七段制剖面类型,确定三开次井身结构,三开优化单弯双稳钻具组合,二开斜井段及三开优选聚合物有机胺钻井液体系。优化设计后该井平均机械钻速7.07 m/h,摩阻控制在300 k N以内,水平段复合钻比例高达83.55%,电测及下筛管作业均一次成功。实钻效果表明,较小的全角变化率、减摩降扭工具和优良的钻井液润滑性能是大位移井减摩降扭的关键;合理的底部钻具组合可以增大复合钻比例,提高机械钻速;聚合物有机胺钻井液具有较强的防塌抗高温性能,能够满足深层大位移水平井的携岩护壁要求。

高温高密度钻井液润滑技术研究

对高温高密度钻井液在超深井钻井应用中存在润滑性能较差的原因进行了分析。研究了润滑剂对钻井液性能的影响,筛选出了适合高温高密度水基钻井液用的润滑剂。考察了润滑剂加量对钻井液性能的影响。试验结果表明:固体及液体润滑剂的加入量一般均为1%~3%,自主研发的醇化白油加量控制在3.0%以内,可获得较好的综合应用效果。石墨小球在适宜的加量范围内可以同时降低钻井液的润滑系数和黏附系数,但当加量过大时钻井液的黏附系数将增大。白油基润滑剂和环烷基润滑油一般可同时改善钻井液的润滑系数和泥饼黏附系数。

聚胺抑制防塌钻井液技术在胜利滨5井工厂的应用

针对胜利滨5井工厂地质构造复杂,前期使用的聚合物润滑防塌钻井液和地层配伍性差,钻井时效低,优选出聚胺抑制防塌钻井液配方,并对该体系进行性能评价,结果表明,聚胺抑制防塌钻井液抑制性好,封堵性、润滑性及携岩能力强。该体系在滨5井工厂6口井现场应用,钻进过程中井壁稳定,井眼净化及润滑防卡效果好,钻完井时效高,达到了优快钻井的目的。

免充填自适应控砂过砂工艺技术研究

油气井防砂工具素有"油井之肾"之称。尤其是储层为疏松泥质砂岩,前期研究结果表明对于这种储层必须采取先期防砂才能投产,防砂工艺主要存在两个难点:(1)粒度分布不均匀,d40/d90>6.5;(2)防砂井防砂段长施工难度大。因此开展了免充填防砂工艺技术研究。

胜利油田滨17丛式井组优快钻井技术

滨17丛式井组位于平方王油田中部,地处滨州市城区内,邻区地表条件复杂,分布多个居民区及旅游风景区,因此采用大型丛式井组井工厂的模式施工,减少井场占地的面积,提高井场使用效率,有利于钻井施工及环保工作,达到降低开发成本的目的。分析滨17井组在布井、防碰、轨迹优化及控制、钻井液、管理等方面的问题和总结施工经验,并进行系统化的分析研究。这对以后大型丛式井组的施工具有很好的借鉴意义,能够为后续井钻井的提速提效、减少井下复杂情况的发生提供可靠方法。因此,研究总结滨17大型丛式井组优快钻井技术具有重要意义。

胜利油田定向钻井轨迹管理系统设计

定向钻井技术在胜利油田的开发中在带来更好的开发效益的同时,也给定向钻井的施工管理带来一些新的挑战,比如技术能力与装备水平方面参差不齐、缺乏有效的施工水平考核及施工轨迹管理方法等。定向钻井轨迹管理系统的建立,可随时为工程设计、施工和管理人员提供已钻井定向施工数据的查询、计算和统计分析,同时为管理层全面掌握油田定向钻井轨迹情况提供便利,优化工作流程、提高定向钻井轨迹管理水平。

高性能环保水基钻井液技术研究新进展

油基钻井液是复杂地层钻井施工的首选钻井液体系,但其配制成本较高且存在环保问题,井漏处理困难,一旦发生井漏问题,往往造成较大经济损失。为此,国外石油公司陆续研发了高性能环保水基钻井液体系,并提出了"客户定制式"高性能水基钻井液设计理念,而我国在高性能环保水基钻井液方面仍与国外成熟专利技术存在较大差距。本文从高性能环保水基钻井液体系、环保型钻井液关键处理剂、钻井液环保性能评价方法等3个方面,综述了国内外高性能环保水基钻井液技术研究新进展,展望了高性能环保水基钻井液技术发展趋势,以期为高性能环保水基钻井液体系与关键处理剂研究提供参考。

基于压力响应释放的水基钻井液用靶向微胶囊润滑剂

常规水基钻井液用润滑剂有效浓度低,持效润滑性不足且消耗量大。为此,基于微胶囊结构与靶向释放的润滑剂研制新思路,以改性脲醛树脂为壁材,油基润滑剂为芯材,通过原位聚合反应,研制了一种基于压力响应释放的靶向微胶囊润滑剂(T-LUBE);并采用红外光谱、扫描电镜、原子力显微镜、极压润滑、四球动态摩擦磨损等实验方法,表征了T-LUBE的微胶囊特征与持效润滑性能,揭示了T-LUBE的关键作用机理。研究结果表明:①T-LUBE是一种“核壳”结构的微胶囊,抗温150℃,与钻井液配伍性能良好,加量3%时极压润滑系数降低率可达80%以上;②T-LUBE具有受压释放、靶向润滑特性,微胶囊释放临界摩擦压力为28.3 N·m,在井下高摩阻、大扭矩环境下,微胶囊可持续受压释放出润滑剂,实现对井下关键部位的靶向润滑,并保证较高的润滑剂浓度,从而充分发挥持效润滑作用;③研制的T-LUBE已在中国石化胜利油田现场试验3口井,试验井段摩阻同比降低率都在30%以上,钻井液润滑剂总用量降低40%以上,效果良好。结论认为,该新型靶向微胶囊润滑剂可为大位移井、长水平井等复杂结构井的高效钻井施工提供技术支撑,对于实现安全、优质、高效的油气钻井具有重要的理论和现实意义。

车古潜山油藏抗高温无固相钻井液技术

车古区块潜山油藏断层发育,地层压力系数低,井底温度高。前期使用的钻井液体系性能不完善,致使钻进过程中常常发生井漏、井喷及电测遇阻等复杂情况。通过分析车古区块复杂情况发生的原因,根据钻井液体系选配要求,优选了抗高温无固相钻井液体系。室内实验表明,该钻井液体系抗温性好,润滑性及封堵能力强。该体系在车古区块车古211井和车斜577井进行了现场应用,配合相应的现场钻井液维护处理工艺,施工过程中井壁稳定,井身质量好,井眼净化效果好;通过辅助钻井工程,提高了机械钻速,取得了优快钻井的良好效果。

影响固井注水泥顶替效率的主要问题及其研究进展

理论研究与现场实践表明,注水泥顶替效率低主要是由套管偏心度过大、环空壁面上钻井液滞留层形成和注水泥顶替界面失稳造成的。针对上述三方面问题,调研了目前固井注水泥顶替机理的研究方法与成果,分析了研究中存在的不足,提出了注水泥顶替机理后续研究的相关目标:建立套管极限偏心度与井斜角、流体流变性能等参数的定量模型,进而指导下套管时扶正器安放设计(尤其是在大斜度井和水平井中);针对环空壁面上钻井液滞留层问题,理论分析其形成条件,确定无滞留层形成时流体性能参数之间满足的定量关系;为保证注水泥顶替界面的稳态,需研究适用于在不同井斜角的偏心环空中两相流体(非牛顿流体)之间顶替界面的理论模型,从而推导实现界面稳态的定量条件。通过对注水泥顶替机理开展系统的理论研究,可为提高顶替效果、改善固井质量提供一定的参考和依据。

页岩水平井环保型多硅基水基钻井液技术

针对页岩水平井钻井过程中使用水基钻井液时面临的井壁易失稳、钻具摩阻扭矩大,井眼清洁困难等技术难题,通过引入硅酸钾钠、有机硅改性腐植酸钾盐、聚倍半硅氧烷等硅基处理剂,构建了环保型多硅基水基钻井液体系。该体系所用处理剂EC 50>3×10^(4)mg/L,为无毒级别,抗温180℃,流变性能稳定,具有良好的抑制性、封堵性和润滑性,页岩滚动回收率98.53%,页岩线性膨胀率0.26%,HTHP失水量≤2.8 mL,极压润滑系数0.081,泥饼黏滞系数0.042,重金属含量满足二级排放标准,BOD值/COD值高达31.7%,易生物降解,表现出优异的环境友好性。环保型多硅基水基钻井液在东平1井页岩水平段进行了成功应用,钻进期间未发生任何井下复杂情况,动塑比保持在0.41~0.48,钻具摩阻6~8 t,平均井径扩大率仅为3.85%,平均机械钻速达10.28 m/h,在国内首次实现了水基钻井液在页岩水平段中的应用。

干热岩地热开发钻井技术难点与对策

干热岩资源的勘探与开发首先需要解决深层、高温、硬质和易失稳地层的钻井问题。通过研究干热岩地质特征和赋存条件,提出了干热岩钻井施工的主要技术难点。调研了国内外油气钻井技术的耐高温性能指标,分析了高效破岩工具、随钻测控仪器、钻井液体系和固完井技术的适用性,并对气体钻井、干法固井和泡沫增压钻井等技术进行了可行性分析,在此基础上探讨了我国干热岩钻井技术的发展方向和亟待解决的若干问题,以期为干热岩地热开发的钻井方案优选和钻井技术攻关提供借鉴。

永进油田深层侧钻水平井钻井技术

永进油田油气资源储量丰富,但是油气埋藏深、地质条件复杂、工程事故频发,油气资源难以有效动用。为了进一步评价该油田储量和研究有效动用方式,部署了永3-侧平1井。分析认为,井壁失稳的主要原因为山前构造应力挤压、黏土矿物吸水膨胀、微裂缝扩张,采取合成基钻井液技术,提高钻井液密度,降低滤失量并加强封堵,成功遏制了地层坍塌问题,确保施工顺利进行。采取井眼轨道优化设计技术、侧钻开窗技术、钻头和钻具组合优选技术、高温地质导向技术、安全钻进技术,顺利完成了永3-侧平1井施工,累计产油已过万吨,取得了良好的开发效果,为油田钻井积累了宝贵的经验。

油基钻井液应用中存在的问题分析及对策

胜利油田罗家区块和乔庄地区沙三段油、泥页岩裂缝发育,在该区块钻井具有一定的风险性,使用油基钻井液可以很好地解决此问题。目前,油基钻井液已在多口井进行了应用。在对油基钻井液性能进行介绍的同时,对在渤页平1井、渤页平2井及梁页1井的现场应用中存在的一些问题进行了归纳分析和探讨,并提出了相应的对策。

套管钻井技术现状及发展趋势

为优化生产并实现利润最大化,石油及天然气行业在不断地寻求经济、有效的钻井和油气开采方法。常规钻井方法面临采购成本、检验、操作、运输等诸多作业和经济挑战,更为重要的是底部钻具组合(BHA)更换或钻至总深度时起下钻柱,不仅产生大量的非生产时间,而且引起井眼不稳定和漏失等井控难题。套管钻井已经历了10多年的研发,直到最近几年,该先进技术才得到成功应用,它能在一个钻进过程中同时完成钻井、下套管与固井作业。文中介绍了目前的套管钻井技术及实际应用情况,分析了其优势与局限性,并提出了相应的解决办法,最后对BHA可回收尾管钻井系统的优势、局限性和实用性进行了分析。

裸眼压裂封隔器胶筒结构的数值优化研究

针对裸眼压裂封隔器封隔性能有待进一步提高的问题,对4″-142裸眼压裂封隔器胶筒与井壁的接触压力进行了数值模拟计算,并对裸眼压裂封隔器胶筒结构提出改进建议。研究表明,裸眼压裂封隔器胶筒工作时主要承受压应力,同等条件下第一个胶筒与井壁的接触压力最大,最大接触压力位于胶筒中部;裸眼压裂封隔器采用双段双胶筒、单个胶筒长度为100.8 mm、防突角为150°的结构时具有更好的封隔性能。

置换减压法开发天然气水合物工艺及数值模拟

天然气水合物是能源领域尚未开发的领域之一,有巨大的潜力来满足未来的能源需求,降压、热刺激、碳交换和抑制剂注入是其生产过程中涉及的四种开采方法。文章提出了采用双水平井降压+二氧化碳置换法开采天然气水合物,应用油藏模拟器CMG对矿藏条件下水合物进行数值模拟分析,模拟了多组分、多相流体和热流在地下的流动和传输,以及甲烷饱和度和温度分布,估算了水合物解离产气量和出砂量。模拟结果表明,随着开采的进行,甲烷饱和度降低,顶部的水合物优先开始分解,二氧化碳置换区域地层温度提高2~5℃,温度升高促进甲烷持续解离,形成了一个连续交换和生产的循环过程;同时随着甲烷产量的增加,生产井出砂量也随之增加。采用双水平井开采技术,扩大了水合物储层的波及面积,有效增加了产气量,达到商业开采价值规模。研究结果为科学评价天然气水合物开采技术的可行性、经济性提供了理论依据。

沙12井钻井液技术及复杂情况处理

沙12井是位于准噶尔盆地中拐凸起东斜坡的一口重点探井,设计井深5450m.该井地质构造复杂,钻遇地层多.上部地层存在大段水敏性泥岩,易造成起下钻阻卡;侏罗系发育超压,应力性垮塌及硬脆性垮塌严重;三叠系及二叠系断层发育,地层破碎,施工中易垮塌.通过使用胺基成膜防塌钻井液体系,配合相应的现场维护处理工艺和井壁稳定措施,满足了工程施工的要求.

富源201-3X超深定向井钻井液技术

富源201–3X井位于塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起南斜坡,设计斜深7233.00 m。该井二叠系发育断层,易发生破碎性垮塌和硬脆性垮塌,三叠系大段泥页岩易发生水敏性垮塌。二开5500 m长裸眼井段井壁稳定性差,施工中钻井液技术实施难度大。优选钾胺强抑制防塌钻井液体系,辅助现场钻井液施工工艺,顺利钻至目的层,施工中井壁稳定,达到了优快钻井的目的并取得了良好的试油效果。