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超深水平井钻井技术

超深水平井钻井技术
超深水平井钻井技术

超深水平井技术总结

超深水平井钻井技术总结

一、水平井基本情况介绍

普光204-2H井和普光101-2H井是中原油田普光项目开发管理部布署在普光构造上的两口双靶水平开发井。

普光204-2H井设计井深7001.09m,实际完钻井深7010m(垂深5942.18m),最大井斜81o,井底水平位移1628.10m,水平段长453m。多点数据显示Ⅰ靶靶心距16.27m,Ⅱ靶靶心距36.14m。该井钻井周期283.2天,建井周期337.63天。本井井身质量、固井质量合格,取全取准了各项地质资料,全井发气层45层348.8m,圆满完成了勘探开发任务。

普光101-2H井设计井深6594.32m,实际完钻井深6670m(垂深5718.52m),最大井斜79o,井底水平位移1402.68m,水平段长843m。多点数据显示Ⅰ靶靶心距3.26m,Ⅱ靶靶心距19.63m。该井钻井周期280.52天。

二、超深水平井技术难点分析

1.二开314.3mm大直径井眼段长,钻进后期泵压高,排量受到极大限制,

为钻井液携岩清砂带来困难;中完下套管作业,对动力系统要求高,若

有复杂情况处理难度大;

2.三开裸眼及水平段较长、井斜大,井眼轨迹控制难度大;长裸眼段解决

井下摩阻、井眼净化问题不容忽视;

3.防止井下事故与复杂,空气钻阶段主要是钻具事故,泥浆钻阶段主要是

S腐蚀;

卡,塌,漏及转换泥浆时井壁失稳及目的层H

2

4.大段膏盐层和水平井段井眼稳定问题较为突出;

5.钻井液固相控制、抗高温稳定性能要求较高;

S中毒事件发生尤

6.油气层裸露段长,做好井控工作,严防井控事故、H

2

其突出;

7.完井电测问题;

8.中完,完井套管下入问题。

三、水平井主要技术措施:

(一)、做好井眼轨迹控制

1. 上部陆相地层普遍存在着地层倾角大,局部小褶皱多,自然造斜率较强

等特点,在一开和二开须家河以上地层采用空气锤配合空气钻进技术,低钻压、低转速负压钻进,能有效地控制井斜,提高钻进速度。钻井液钻进时钻具组合采用塔式或钟摆钻具组合,并及时进行单点监测,收到了良好的效果。

普光204-2H井一开采用空气钻进,至井深951m一开完钻,最大井斜1.7°。二开空气钻进至井深3247.64m由于须家河段出气,转换为氮气钻井钻进, 钻进至井深3647.64m时由于井下出油,转换泥浆钻进至中完;气体钻最大井斜5.60在井深3241.5m处,泥浆钻最大井斜30,在井深4271.2m处。

普光101-2H井一开采用雾化钻进,至井深710m一开完钻,最大井斜1.87°。二开钻至井深2835m,由于空气锤内部组件及锤头落井,经多次打捞未果转换泥浆填井侧钻,至二开中完4202m,最大井斜4.9°。

2.定向段严格控制造斜率,保证井眼轨迹圆滑。定向后采用MWD密切监测井眼轨迹情况,每钻进一个单根测斜一次,及时计算井眼轨迹,掌握好井眼轨迹的变化趋势。为了控制造斜率,我们采用随钻一根或半根然后复合一根甚至更多的方法来钻进,严格按设计井眼轨迹造斜,优化井身轨迹。

3. 由于这两口井定向点靠上,设计造斜率低,属于长半径水平井,控制段长,为了减少定向工作量,同时提高机械钻速,我们通过优化钻具组合,利用改变钻井参数提高造斜率和降低造斜率的方法:即在一定钻压范围内,提高钻压可以增大造斜率,反之降低钻压可以降低造斜率;钻完一单根后,提起方钻杆对刚钻完单根的上部进行划眼可以提高造斜率;如果对刚钻完单根的下部进行划眼则降低造斜率;尽可能以螺杆钻具组合为主要钻进方式,并采用大排量来提高携岩能力,我们采用微增斜底部钻具组合,根据设计增斜率选择合适的螺杆钻具组合增斜钻进,并根据实际增斜率及时调整钻井参数或更换钻具组合,又可以加大钻压钻掉可钻性差的地层,必要时采用动力钻具滑动钻进进行井斜角和方位角的修正,调整复合钻进造斜率的偏差和调整井眼垂深,使之满足轨迹点的位置和矢量方向的综合控制,这样既提高了机械钻速,又保证了轨迹的平滑和中靶几率。

4.水平段采用常规稳斜组合复合钻进,提高了机械钻速,又保证了井身质量。

对于钻具组合采用的原则,分析如下:

其中对于井底钻具组合,主要由钻头、稳定器、动力钻具及无磁钻铤等组成,其主要作用是控制井眼轨迹,使之满足轨道设计的要求。该部分钻具单位重量相

对较大,且一般处于大斜度井段或水平段,对产生钻压所起的作用很小甚至不起作用,因此在满足井眼轨迹控制要求的前提下,应尽可能地缩短该部分的长度,这同时也有利于减小井下摩阻和扭矩。

对于钻压传递段,其作用是将钻压和旋转运动传递给井底钻具组合,对它的要求是在负荷传递过程中不受破坏,加钻压后不产生弯曲,且能使产生的摩阻和扭矩最小。

对于增斜段下部,通常井斜角在60°以上的井段,该部分钻柱主要承受剪切负荷、轴向负荷及由于井眼曲率而产生的弯曲负荷,因为该井段井斜大,钻柱的重量不仅不能产生多大的钻压,反而会产生较大的正压力,为减小摩阻和扭矩,在满足径向负荷、轴向负荷及弯曲负荷的前提下,在该井段使用较轻的钻具。

对于增斜段上部,井斜角一般小于 60 °,对该段要求主要是在加压时不发生失稳弯曲。

对于重量累积段,要求该井段钻具能产生足够的钻压。通常在增斜段上方下入钻铤或加重钻杆来产生要求的钻压。

对于直井段,该段钻具通常处于受拉状态,所承受的拉伸负荷及剪切负荷相对较大,要能够满足其强度要求。概括地讲就是抗拉、抗剪、抗弯与钻具重量间的平衡。

同时在钻进过程中,使用倒置钻具,不单是为了产生钻压,同时在中和点附近使用强度较高的加重钻杆,使钻杆免遭交变载荷的作用,这对保护钻杆来说是有益的。具体作法是在中和点附近加约 80 m 的钻铤,上下两端用加重钻杆进行过渡,在整个钻进过程中确保中和点不落在钻杆上,这样倒置的另一个作用就是增加了钻柱的储备重量。

通过以上分析及要求,我们在各个对应井段分别采用如下组合:Φ241.3mmPDC钻头+Φ185mm双扶1°螺杆+单流阀+MWD短节+Φ158.75mm无磁钻铤*1根+Φ158.75mm钻铤*6根+Φ127mm加重钻杆*17根组合扭方位钻进;

Φ241.3mm钻头+Φ185mm单扶1.25°螺杆+单流阀+Φ127mm无磁钻杆*1根+MWD短节+Φ127mm无磁钻杆*1根+旁通阀+Φ127mm加重钻杆*18根组合增斜定向钻进;

Φ241.3mmPDC钻头+Φ185mm双扶0.75°螺杆+单流阀+Φ127mm无磁钻杆*1

根+MWD短节+Φ127mm无磁钻杆*1根+Φ127mm加重钻杆*3根+Φ127mm钻杆+旁通阀+Φ127mm钻杆*9根+Φ127mm加重钻杆*15根+Φ177.8mm随钻震击器*1只+Φ127mm钻杆微增斜组合钻进;

Φ241.3mmPDC钻头+Φ185mm双扶0.75°螺杆+单流阀+Φ127mm无磁钻杆*1根+MWD短节+Φ127mm无磁钻杆*1根+Φ127mm加重钻杆*3根+Φ127mm钻杆+旁通阀+Φ127mm钻杆*9根+Φ127mm加重钻杆*15根+Φ177.8mm随钻震击器*1只+Φ127mm钻杆稳斜组合钻进。

钻井参数:钻压:40-50KN 转速:60r/min+螺杆

泵压:21-22MPa 排量:28L/S

由于钻具组合合理,参数正确,井眼轨迹平滑。

侧钻

普光101-2H井钻至井深2835m,空气锤内部组件及钻头掉到井里,经多次打捞未果转换泥浆填井侧钻,钻具组合:Φ314.1mm HJT537GK牙轮钻头+Φ216mm 直螺杆+2.5°弯接头+Φ203.2mm无磁钻铤+Φ177.8mm钻铤×3根+Φ127mm 加重钻杆×2柱,钻进参数:钻压:10-20KN,排量 36-46l/s;钻至井深5980m 时,由于地层推迟,地质填井侧钻。钻具组合:Φ241.3mmPDC+Φ185mm1°双扶螺杆+Φ158.7mm无磁钻铤+MWD+Φ158.7mm钻铤×3根+Φ127mm加重钻杆,钻进参数:钻压:10-20KN,每半米捞砂一次,捞砂一包,根据返出岩屑的百分比及井眼参数的变化,钻时的快慢等判断侧钻效果。适当调整钻时,直至侧出。

(二)、解决井下摩阻问题

1.严格控制造斜率,保证井眼轨迹圆滑。

2. 由于井斜大,水平位移长,海相地层复合钻井钻速快,大斜度井段钻屑浓度高,极易在井眼下井壁堆积形成岩屑床,导致扭矩增大,摩阻升高,发生阻卡现象。提高钻井液的携岩洗井能力,搞好钻井液的净化工作,勤掏锥型罐,使用好固控设备,震动筛,除砂器,除泥器运转率100%,高速离心机、低速离心机配套使用,每班至少循环2周,同时匀速加入胶液维护,防止比重下降,使钻井液含砂量小于0.3%,摩阻小于0.08;钻井液密度和失水控制在设计范围内,持续添加润滑剂,增加泥浆润滑性。勤短起下钻,大排量循环除砂,以铲除岩屑床和修理井壁,保证形成优质的泥饼。同时采用18°斜坡钻杆,减少钻具与井

壁的相对摩阻。

3.采用柔性倒装钻具组合,减少钻具的刚性。

4.井眼轨迹不采用降斜的方法来控制,全井采用增斜法控制,减少产生键槽的理论依据。

(三)、防止井下事故与复杂

直井段事故与复杂,空气钻阶段主要是钻具事故;泥浆钻阶段主要是卡,塌,

S腐蚀钻具导致井下发生钻具事故。

漏及转换泥浆时井壁失稳;产层H

2

空气钻井主要是在大段泥岩夹少量砂岩和页岩地层使用,泥页岩或砂泥岩易水化剥蚀掉块、易塌。砂岩石英含量高,且胶结致密、硬度大、研磨性强,地层可钻性低,跳钻严重,易断钻具。因此必须做好防塌、防漏、防喷、防卡、防断钻具、防斜的技术准备,同时防气浸。为了避免事故与复杂,制定如下技术措施:

1、下入未装水眼或装有大水眼的钻头或空气锤头以防产生不必要的回压。

2、要始终下入井底浮阀、防堵空气锤活塞及缩短建立循环时间。

3、在不同层位、岩性试验优化最优钻进参数,既可以加快钻井速度,又可以保证井身质量。

4、当钻速较快或存在放空现象时,控制钻时在3min以上。

5、新钻头在接近井底时,低速启动转盘,慢慢下到井底,再用30~50KN 的钻压磨合钻头约半小时后,逐渐加至正常钻压钻进。

6、试钻:空气钻正式钻进前,控制机械钻速进行试钻,摸索各种参数的合理匹配。以立管压力1.4MPa,扭矩30KN·m 作为基准判断井下钻进情况。

7、要按设计参数匀速送钻进行钻进。每根单根开始钻进半米以内和最后半米应减压吊打。钻完每根立柱应提起向下控速下划。

8、在采用较大钻压时,为了控制井身质量,采用每个单根最后1米吊打,每个单根扩划眼一次,可有效地控制井斜,同时保证了气体循环时间,可防止沉砂卡钻。

9、原则上每钻进300m测斜一次,实际上可根据层位变化、邻井资料和井身质量控制效果来调整测斜间距。

10、一般每钻进300m左右进行一次短起下,起下长度应超过所钻井段深度,防缩径卡钻,可以根据井眼畅通情况调整短起下密度、频次。

11、空气钻井时空气流速至少要达到在13m/s才能满足携砂要求,钻井时应一直尽可能用最小量的空气。早期使用太多的空气将会导致对上部裸露井眼的过渡冲蚀,不利于井壁稳定。只有在带不出砂子或出油、出水时才能加大气量。

12、钻进时注意观察注气压力、扭矩变化和井下情况,发现立压突然升高、扭矩变化、憋跳严重、上提遇卡等井下异常现象时,应立即停钻,活动钻具,循环观察,查明原因,及时处理后方可继续钻进。

13、加强气体检测,地质录井、空气钻井服务队、钻井队各自实施检测工作的同时加强互相联系。

14、在放喷口保持长明火。全烃含量达到3%或有硫化氢时,立即停止注气、实施关井程序,放喷后期要采取防回火措施。

15、钻进时安排专人在取砂口观察分析取出的岩屑的粒度、湿度和返量,判断井下出水量大小及井壁稳定性,根据不同情况分别采取循环、增大注气量等措施。

16、时刻密切注意排放管线的返出物,这是出现井下异常情况的第一信号。

17、加强钻具管理,每趟钻均对钻具进行探伤,监控钻头和钻具工作状况,防止钻头、钻具事故发生。

18、接单根或起钻之前应将井眼循环干净,防空气锤划眼。

19、接单根后,继续钻进之前,必须确认循环已重新建立。

20.如果使用空气锤,接单根前必须把钻具内赃物冲洗干净,防止堵水眼或堵塞空气锤卡伸缩装置的轨道,造成空气锤不工作。

21.在接单根或起钻时,为了放出钻具及立管内的压缩空气,应使用泄压管汇放压。每200~300m安装1只箭形回压凡尔,测斜前短起下将其卸掉。

22、接单根过程中如遇到问题时,要等到在排放管线的末端已有明显的循环形成后才能够从卡瓦内提出钻柱。

23、起下钻时对钻铤及辅助工具进行探伤检查,尽可能减少钻具事故。根据发生的钻具问题及时调整钻具结构。

24、根据制定的各种钻进转换条件,把握钻井液转换时机,并根据出气量大小、能量和是否含有硫化氢确定不同的钻井液密度和转换方式,保证井下和人身安全。

25、根据钻进情况,确定转换钻井液中的堵漏材料成分和加量,并采用小排量注入方式。

26、注入钻井液时,根据钻具悬重变化和泵压升降情况判断地层漏失和坍塌情况。

普光204-2H井在钻进至3234米时,由于井下出油出气,放喷口处点火后火焰高度保持在4~6米高,燃烧10余天。在放喷点火期间,我们认真执行以上措施,并每钻进10cm就循环到烃值下降到安全值后再继续试钻,由于措施到位,避免了井下事故与复杂的发生。

转换泥浆措施:

1.起出钻具,换光钻杆下钻到底,大排量环出所有桥堵物。提离井底数柱以上,用钻井泥浆分段转换至进入套管内,套管内连续置换;然后分段循环下钻到底;

2.采用边起边灌的方法,从钻具内灌入钻井液,使泥浆液面始终低于钻头。

3.在泥浆中加入润湿反转剂和随钻堵漏剂;

4.用正常钻井1/3~1/2排量置换钻井液。

5.钻井液返出,继续用正常钻井1/3~1/2排量循环一周。

6.逐渐提高排量至钻进排量,循环正常无漏失结束泥浆转换,开始钻进。

注意事项:

1.进行钻井液的置换时要控制排量,活动、转动钻具,如果没有出气或发

生井下燃爆,时间充裕时在泵入前应先加入需要水化膨胀的堵漏材料。

2.注意观察钻具悬重增长和泵压上升情况。如果钻具悬重均匀下降,说明

环空钻井液返出正常,不存在大量漏失,否则,说明发生大量漏失;如果注入中途泵压明显上升,说明环空坍塌或阻塞,在内外液面差形成压力低于1.5~2Mpa时(150米左右),不应有明显泵压。

3.储备浆必须在历次开钻前按设计的要求配制,沉降稳定性≤0.03g/cm3。

储备的重钻井液要定期搅拌维护,以维持其良好沉降稳定性。

4.为满足井控及堵漏的需要,必须在井场储备足够的加重剂及堵漏剂。

5.钻井液的性能要求必须达到以下要求:

中压失水必须小于4ml,高温高压失水小于12ml,马氏漏斗粘度大于55s,使用强抑制的钻井液体系,并配合使用好润滑剂和降失水剂,以改善钻井液

及滤饼之润滑性,保证形成的滤饼薄而致密,防止转换过程中,出现井下垮塌。

实践证明只要搞好钻井液的性能,空气钻井转化为常规钻井液后井下都较正常,安全都能有保证。

由于措施到位,两口井由气体转换泥浆,都一次成功,无漏失,无划眼现象。

井漏问题

由于普光地区地层裂缝严重,尤其是须家河段,地层压力和破裂压力相近,泥浆密度调整范围小,稍有不慎就会发生漏失;虽然在技术上制定了详尽的措施,但由于地质资料不全,打了几次遭遇战:普光204-2H井在二开转换泥浆钻进有三次漏失,中完下套管过程中漏失,强行固井;普光101-2H井在,中完下固井替浆过程中漏失。

缩径问题

普光204-2H井钻进至井深4795.5m时,发生快钻时,上提方钻杆遇卡、蹩泵、蹩钻盘,上下活动钻具解卡,循环后返出砂子中含大量膏岩,怀疑膏岩蠕变缩径,钻井液密度为1.34g/cm3,无法满施工要求,根据井下情况,请示甲方后,将密度提至1.38 g/cm3,井下恢复正常。钻进至井深5110米,发生快钻时,泵压突然上升,上提方钻杆遇卡、蹩泵、蹩钻盘,上下活动钻具解卡,分析为井下缩径,钻井液密度为1.41g/cm3,无法满施工要求,请示甲方后,直至将密度提至1.49g/cm3,井下恢复正常。

事故

由于空气钻井时钻具与环空及钻具水眼内空气流速大,加上环空气流中含有大量岩屑,钻具本体与井壁间缺乏泥浆的润滑和保护,使得岩屑以高速反复冲刷钻具本体,造成钻具本体严重冲蚀;其次由于使用空气锤,其工作原理是上下锤击井底破碎岩石而产生轴向震动,牙轮钻头使用时由于在转动时也产生轴向震动,使得钻具由于轴向震动而产生疲劳破坏。普光204-2H井空气钻阶段发生三次钻具事故,普光101-2H井掉空气锤一次。

对于三开,水平井的井身结构特点使大段钻具贴于下井壁,造成粘卡几率较S腐蚀钻具导致井下发生钻具事故,针对这些难点:

大;同时产层H

2

我们制定了严密的技术措施:

1.提高岗位人员的操作技能,在定向井段加快接单根速度,井内钻具静止

时间不得大于3min,防止岩屑下沉造成憋泵卡钻等事故;井下拉力扭矩不正常不得接单根;井斜大于40°后,每打完单根划眼两次正常后再接单根。定向作业时严密监测,准确判断井下情况,适时活动钻具,活动钻具时上提下放幅度不小于5m,防止粘卡。

2.下钻时在套管内处顶通,出套管后循环一周再下钻,裸眼内每500m中途循环至少一周,至老浆返出后进出口平衡后再下钻。严格控制下放速度,到底开泵排量由小到大,彻底顶通后再恢复正常排量,防止因开泵过猛造成井漏等复杂情况。

3、每次裸眼起下钻要控制速度,斜井段起下钻遇阻严禁硬压硬拔,下压和上提不超过50KN,应采取开泵划眼方法处理,应先开泵再缓慢活动钻具。下钻遇阻严禁硬压,特别是在井斜方位变化大的井段要引起足够重视,防止发生卡钻。遇阻时应以循环为主;起钻遇阻时严禁硬拔,特别是在纠方位大的井段要防止键槽卡钻。

4.给予司钻在紧急情况下的处置权限,遇阻卡时司钻有在权限内上提和强转的权力。

5、定向测量数据时注意活动钻具,防止长时间静止发生粘卡。

6、加强钻井液管理,提高钻井液的携砂能力和对井壁的支撑能力,搞好钻井液的净化工作,勤掏锥型罐,使用好固控设备,使钻井液含砂量小于0.3%,摩阻小于0.08;钻井液密度和失水控制在设计范围内,以日常维护为主,不要大幅度处理泥浆,防止井下出现复杂事故。同时增加泥浆润滑与携砂能力。

7.准确判断井下异常原因,并正确处理,防止意外事故发生。

8、认真执行短起下钻制度,每钻进50m或24h左右进行一次短起下作业,如井下不正常加密进行,大排量循环除砂,以铲除岩屑床和修理井壁,保证井底的清洁。定向作业前先进行短起下,循环好后加入润滑剂,井下情况满足安全需要后再进行定向作业。

9、发生地面设备故障时,钻具在井底静止时间不得超过1分钟;如长时间未活动钻具或起钻遇阻时,应小排量循环钻井液,顶通泥浆后上下大幅度活动钻具,防止粘吸卡钻。

10.钻进中记录每一个单根的摩阻与扭矩数据,钻进中如发现泵压、扭矩,

悬重,摩阻等钻井参数有变化时,要立即停钻分析,找到原因且解决了问题之后才能继续钻进。

11、严防井下落物,认真记录钻时有无明显变化,发现异常及时分析处理;同时认真观察记录返砂及悬重、扭矩等情况变化,特别是钻进时发现扭矩过大一定要及时进行短起下钻作业,破坏井眼局部狗腿和岩屑床,保证井眼光滑。

12、每次起下钻要采取不同方式倒换钻具,防止钻具疲劳破坏。密切注意螺杆工作情况,防止出现螺杆长期工作发生事故。

13.简化钻具结构,满足井下防卡、井口抗拉、抗硫及降低循环压耗、提高循环排量的要求。在井口以下2000m使用Φ139.7mm18°斜坡G105钻杆,下部井段使用Φ127mm18°斜坡G105钻杆,底部使用Φ127mm无磁承压钻杆和加重钻杆18根,不使用钻铤,防止发生粘卡。并在钻具中使用套管减磨接头20只,裸眼井段如果转动扭矩过大,可使用减阻接头;严把钻具入井质量关,每200小时对下部加重钻杆进行探伤,所有下井钻具必须按规定认真进行检查,凡不合格的钻具禁止下井使用。

由于措施到位,两口井均没发生复杂情况。

(四)、同时要作好井控工作,严防井控事故发生。

井控工作是重中之重,我们制定了以下措施:

1.遇到快钻时及时循环观察,充分循环排气,防止侵入泥浆中的气体形成气柱,全烃值下降后才可继续钻进。

2.在产层水平井段钻进时,严格控制钻进速度,每天新揭开地层不超过50 m,要充分循环除气,观察泥浆的密度、粘度有无变化,以便及时调整泥浆密度和其他性能。

3.井下油气活跃需要加重时,在加重过程中按循环周逐步提高密度,提高幅度按每周0.02~0.03g/cm3,并添加一定量的随钻堵漏剂,直到气侵或溢流消失为止。禁止盲目加重压漏地层,造成井下情况趋于复杂。

4.钻开产层后,每次起钻前必须进行短起下,循环观察泥浆性能变化的情况并计算油气上窜速度,确定合理的泥浆密度。

5、钻井队加强防喷演习和防硫化氢中毒联合演练

6、加强烃值、H

2S、CO

2

气体的检测,地质录井、欠平衡、钻井队各自实施

检测工作,并互相联系。

7、任何时候,通常要确保可用的泥浆量至少为井筒容积的150%。

8、使泥浆泵始终处于随时可以用于压井的状态。

9、同时针对钻具强度要求高,为防止产层H

2

S腐蚀钻具导致井下发生钻具事故,在进入目的层前100m在泥浆中加入除硫剂碱式碳酸锌或海绵铁,中和打

开气层后进入泥浆中的H

2

S,并保持泥浆的PH值在10以上。

由于井控意识深入人心,基础知识过关,两口井均没发生井控复杂情况。(五)、完井电测困难问题

由于井斜大,裸眼段和水平位移长,嘉陵江一段有大段盐膏层以及裂缝性储层,导致井壁呈显不规则形状,有大量台阶存在;同时大斜度井段钻屑易在下井壁沉积形成岩屑床,导致钻柱或仪器摩阻升高,尤其是在钻具输送时更危险,在接旁通接头时钻具静止时间长,发生阻卡和粘卡的可能很大。

为了电测一次成功,在完钻后采用原钻具组合,在18m位置加一直径Φ238mm 扶正器通井,有显示的井段循环划眼通过,直到正常后在继续通井,到底后大排量循环,并上提下放及转动钻具,增加携砂能力,保证井眼和泥浆干净;待正常后再短起下,一则测油气上窜速度,二则看井下摩阻等情况是否正常,打入用塑料小球,液体润滑剂,防卡剂等药品配制的封闭液把裸眼段全部打封闭,以维持井壁稳定和防止泥浆内固含沉降,影响测井仪器下入。

钻具输送前再次按上次程序及措施通井和打封闭,钻具输送时精确计算,精心操作:

1.通井打封闭后,在起钻前做静止粘卡实验;

2.测井队到井后,井队与测井队共同商定施工程序并核对数据,使井队人员和测井队人员都了解施工程序,防止出现误操作;

3.仪器连接好后下用电缆下到对接处测试仪器工作状态,仪器工作正常后在起出仪器,接钻具下钻;

4.所有钻具在下入前用规定外径的通径规通径,在钻具提起后见到规通径后擦干净公扣下台阶和公扣本体,涂丝扣油后在对扣下钻;下钻过程中严禁转动钻具,只可上下活动钻具;下钻时严格控制下放速度在700m/h以内;

5.在技术套管内每下入15柱钻杆灌满一次比重比井浆大0.1g/L的重泥浆,出技术套管后循环一次;出技术套管后根根灌浆,15柱钻杆灌满一次,到对接位置后先灌满泥浆在开泵循环,保证水眼畅通并冲洗对接插头,防止杂物影响对接;循环时严格控制泵压,防止冲刷坏对接插头;

6.在接旁通接头时,提前挂好天滑轮,每3min活动一次钻具,接头接好后先不开吊卡下上下活动几次,看接头及电缆下入正常后再打开吊卡下电缆对接仪器,其间不停活动钻具,防止粘卡;

7.对接成功后,钻台和电测车加强联系,下放钻具和电缆同步进行,防止电缆张力过大或聚堆;推拉钻具时小心轻放,尤其是井口吊卡活门位置更是小心对准位置,防止碰伤电缆;

8. 对接成功后下钻,精细操作,在严格控制下放速度在700m/h以内的同时,遇阻压力不能大于2t;

9.到离井底10m时,井队在得到测井队通知后匀速起钻,起钻和电缆同步进行;卸立柱坐吊卡时钻具只能比吊卡高10cm,要不就坐双吊卡,防止损坏测井仪器。

通过严格执行以上技术措施,精心操作,使得两口超深水平井的三次裸眼两次套内钻杆输送电测均一次成功。

(六)、技术套管,油层套管下入困难问题

承压实验

由于技术套管和产层套管与井壁环空间隙小,泥浆上返空间小,井底激动压力大,易导致井漏;同时为了保证固井作业时不发生漏失,根据固井完后套管内外压力,对井眼的承压能力提出了要求,以满足固井作业的最低限度;按要求在中完时做静态,完井时做动态承压实验。由于措施到位,操作精细,四次承压试验均一次成功。

技术套管下入问题

由于普光地区技术套管下入深,气层段多、裸眼段长,主要存在以下难点:

1.裸眼段长,套管与井眼环空间隙小(钻头直径Φ314.1mm,套管外径

Φ273.1mm,双级箍最大外径Φ301.6mm),套管安全下入难度大,间隙小造成施工泥浆上返间隙受到限制,井眼砂子不易冲洗干净,砂子上返时易砂堵

憋泵;

2.存在严重的漏失。

3.大尺寸套管悬重大,下套管作业钻机负荷大,对设备要求高。

技术措施:

1.为了下套管作业的顺利进行,在测井结束后检修钻井设备,倒换大绳,采用原钻具组合,在18m位置加一直径Φ308mm扶正器通井,有显示的井段循环划眼通过,直到正常后在继续通井,到底后大排量循环,并上提下放及转动钻具,增加携砂能力,调整好泥浆性能,确保井下无沉砂,保证井眼和泥浆干净,用塑料小球,液体润滑剂,防卡剂等药品配制的封闭液把裸眼段全部打封闭,以维持井壁稳定和防止泥浆内固含沉降,保持井壁润滑性和井底干净。

2.下套管前做地层承压试验,核对地层压力强度。

3.精确计算套管串结构和长度,和地质上分别计算并相互对照无误后再下套管;

4.入井套管全部反丈量,防止深度误差;

5.套管在场地上先清洗好丝扣,再带好公母扣护丝;

6.根根灌泥浆,15根灌满一次;

7.在井眼不规则,井径变化比较大的井段,加密安装扶正器,保证套管居中度;

8.严格控制套管下放速度,双级箍入井前每根下放时间不少于35s,双级箍入井后每根下放时间不少于40s,并派专人观察返浆情况。

9.套管附件入井时供应商在现场指导,提供技术服务;甲方监督,一公司西南项目部,地质,井队在现场指挥作业,防止误操作损伤附件;

产层套管下入问题

由于井斜大,裸眼段和水平位移长,嘉陵江一段有大段盐膏层以及裂缝性储层,导致井壁呈显不规则形状,有大量台阶存在;同时大斜度井段钻屑易在下井壁沉积形成岩屑床,导致井壁摩阻升高;而在下合金套管时要求下入速度慢:一小时不能超过6根,同时套管与井壁环空间隙小,泥浆上返空间小,井底激动压力大,易导致井漏;而且套管直径大,刚性强,在曲率大处易使套管适应不了而卡死;尤其是在水平段,发生阻卡和粘卡的可能很大。

在下套管时采取了以下措施:

1.套管在场地上先清洗好丝扣,再带好公母扣护丝;

2.严格按照操作程序,合金套管用吊车吊上钻台,场地人员用棕绳予以扶正;对扣时要用对扣器;对扣后先人工用链钳引扣2圈,再用液压钳用小于9RPM的转速上扣;严格控制下放速度,一小时不能超过6根;

3.根根灌泥浆,15根灌满一次;

4.采取“抬头”工艺,即在浮鞋上接一根1m短套管,并加一只Φ234mm刚性扶正器;水平段使用Φ228mm的螺旋树脂扶正器,垂直段和斜井段使用Φ234mm 的刚性扶正器;

5.接悬挂器前灌满泥浆并循环一周,接悬挂器时严格按厂家技术人员要求操作,并在中心管与回接筒间加满铅油和机油的混合物,防止其间进入杂质,使中心管不易退出;

6.油套出技套后,下放控制速度并密切关注悬重与摩阻,加快其间的衔接,减少套管静止时间,防止阻卡和粘卡;

7.对钻杆强度进行认真校核,如强度不能满足送放套管要求,在压稳气层和做好钻井液防硫性能的前提下,将部分G105Φ127mm钻杆调整为S135钢级;

8.所有钻杆和送放工具(包括短节)要用标准通径规通径,并注意安全,严禁落井,钻杆转换接头要求内径和倒角满足胶塞安全通过要求,对复合钻杆的抗拉强度要认真校核。

回接管口扫塞问题

普光204-2H井由于尾管悬挂器的ST球座提前翻转,导致悬挂器无法座封而采取机械法脱手,固井没用胶塞;普光101-2H井由于尾管悬挂器第一次座封时突然下划,使两口井回接筒口位置在扫塞时不再准确;为了使塞子完全扫除,同时不伤害回接筒口,我们采取到预计回接筒口位置以上2m时用低钻压(0.5t),低转速(20RPM)来钻塞,同时密切观察扭矩,当扭矩出现轻微的跳动时即上提钻具,再小钻压低转速试探,如果扭矩再出现轻微的跳动时,同时无井尺,钻压不回零即认为已到回接筒口位置;扫下塞时在钻具中加入10个防磨套,用低钻压(0.5-1t),低转速(20RPM)来钻塞,循环时不转动钻具,防止磨坏套管。

经过全体施工人员的精心操作,通过认真执行以上的技术措施,我们才顺利

的完成了这两口水平井的施工。产生了普光气田的最高生产指标。

四、超深水平井钻井液体系性能优选

根据普光地质资料提供的地层特点及钻探难点,以往积累的大斜度定向井、水平井钻井经验,为了确保超深水平井钻井的成功,必须重点解决井眼净化、减阻润滑、井壁稳定、防漏保护储层、抗温稳定等技术难题。

选择合适的钻井液体系性能是钻井成功的关键,根据普光地区地层特征和钻井工程的要求,首先进行了钻井液体系性能的优选。

1.润滑性

利用润滑仪对几种润滑剂进行了优选润滑性能评价。结果表明,加重基浆、聚磺钾盐钻井液、聚磺钾盐防卡钻井液的润滑系数分别为 0.354、0.1146、0.055。由此可知,聚磺钾盐钻井液复配5% CFK-2液体防卡剂、3%固体润滑剂的润滑系数降低幅度50%以上,液体防卡剂和固体润滑剂形成的复合润滑膜能大幅度降低钻井液的摩阻系数。

2.抑制性

页岩回收率采用本井须家河段的泥岩钻屑进行热滚回收率试验,试验数据如表1所示。由表1可以看出,聚磺钾盐钻井液对泥岩的水化抑制性明显增强,可以较好的与地层相容,稳定井壁。

表1 钻井液体系的热滚回收率试验

注:页岩回收率试验120℃×16h。

3.抗温抗污染稳定性

优选聚磺钾盐钻井液,复配液体防卡剂和固体润滑剂,添加盐膏样品,进行高温滚动试验。钻井液体系的试验数据见表2。从表2可以看出,钻井液的流变

性基本变化不大,降滤失功效基本稳定。

表2 钻井液体系的抗温稳定性试验

注:PV、YP、FL是150℃下滚动16h后测得的塑性粘度、动切力和滤失量。

通过以上试验优选的聚磺钾盐防卡钻井液体系,主要配方为:4%坂土浆+0.5%PAMS900+0.5%LP+++1%MF-1+1%LV-PAC(LV-CMC)+3%PSP+3%BY-2+3%PMC+0.2%NaOH+5%KCL+5%CFK-2防卡剂+3%无荧光封堵润滑剂。该体系配伍性能良好泥饼致密,具有良好的润滑、抗温、抑制性能和稳定的流变性能,抗盐膏污染能力强,该钻井液体系能够满足普光204-2H井超深水平井钻井施工的需要。

钻井液技术保障措施

1.井眼净化

井眼净化是水平井钻井的一个主要组成部分。由于水平井的井斜角较大,斜裸眼段长等情况,岩屑上返过程中在大斜度段携砂困难,易下滑堆积形成砂床,造成摩擦阻力增加,钻具悬重增加扭拒增大,起钻困难,下转划眼等恶劣情况,甚至出现卡钻事故。另外,一些非人为因素造成的频繁停泵、测斜、接单根时间长等许多工程因素影响增大风险。因此,要求钻井液具有良好的流变性,较强的悬浮携砂能力,保持良好的井眼净化效果。

(1)根据井口振动筛返砂正常情况且对下部钻进性能变化预留调整空间为原则,记录钻井井下正常摩阻、扭拒实际情况,及时调整流变性能。

(2)保持钻井液合适的粘度,一是能悬浮携带岩屑,二强流动性,避免深井过高的激动压力。

(3)适中的静切力,以保持钻井液静止时岩屑不致下沉太快,又要保持钻井液较好的清洗井眼的能力,防止在下井壁形成较厚的岩屑床。

(4)适当的动塑比值(0.5左右),保持钻井液良好的流变性能以提高井眼净化能力。

(5)控制钻井液环空返速在0.8~1.5m/s,使钻井液有足够的能力把斜井段的岩屑带出,又不致于过分冲蚀井壁。

(6)短起下钻拉井壁清砂修整井壁,清除虚泥饼和岩屑床,保证有效清砂,确保井眼畅通。

2.减阻润滑

在水平井钻进施工中,因钻井工程的需要(如定向造斜,扭方位吊测等),钻具不能转动,而且由于井斜和方位变化大,钻具在自身重力作用下紧贴下井壁,如果停泵维修和接单根时间长,不及时活动钻具极易导致粘附卡钻,或者非人为因素的多次起下钻,容易拉出键槽,造成键槽卡钻。

水平井钻井扭拒、摩阻的大小,从主要影响因素:液柱压差,钻具(套管)与井壁的接触面积,钻井液相的润滑性质,滤饼的厚度及其润滑性质,岩屑床厚度,井眼清洗状况,地层渗透特性等方面减阻润滑。

(1)保持钻井液具有良好的润滑性

①保持合适的钻井液密度,尽量作到平衡地层压力钻进,是防止压差卡钻的根本途径。在情况允许时,使用低密度可以降低井眼内和地层间的压差,减少钻井液形成的压差,减低粘附卡钻的几率。

②使用强抑制的聚磺钾盐防卡钻井液体系,定向时钻井液中一次加入足够的液体防卡剂(5%)、封堵润滑剂(3%),使其充分乳化于钻井液中,复配使用并补充维持优质防卡剂润滑剂,复合润滑膜以改善钻井液及滤饼的润滑性质,保持钻井液和泥饼的润滑防卡能力。

③加强四级固控设备的使用,振动筛、除砂器使用率100%,除泥器、离心机50%以上,及时清除无用固相避免恶性循环,保持钻井液自身的净化,具有良好的性能。严格控制钻井液中的含砂量(小于0.3%)和低密度固相含量(小于10%)。

④补充维持封堵降滤失剂的含量,保持优质的坂土含量(30~40g/l),保证形成的滤饼薄韧、致密、光滑。保证较低的滤失量(API 中压滤失量小于4ml,高温高压滤失量小于12ml),增强泥饼的坚韧致密性(泥饼厚度小于1.5mm)和

润滑性(摩擦系数小于0.10)。

(2) 减阻润滑、预防卡钻的配套措施

⑴最大限度地减小钻井液液柱压力的同时,减小钻具与井壁上滤饼的接触面积和尽量缩短钻具在井下静止时间。水平井段使用加重钻杆,加强活动钻具,井内钻具静止不能超过2min,尽可能连续活动钻具,上下活动钻具范围应在10m 以上。

⑵选择合理的钻具结构,优选参数钻进,力求打直打快,避免“糖葫芦”、“狗腿子”井眼,防止键槽的产生,减少卡钻的机会。

⑶起钻前处理好钻井液,大排量循环洗井,循环两周以上方可起钻。

⑷加强四级固控设备的维护和管理,保证使用效果,最大限度地降低钻井液中的无用固相含量封堵剂改善钻井液固相颗粒合理级配,,维持钻井液具有好的失水造壁性能和流变性能,提高井壁的承压能力,

⑸下钻不应一次到底,应分段开泵循环正常后再下。

⑹钻进中发现泵压升高、悬重下降、钻井液、钻屑返出减少、接单根前摩阻和扭矩不正常、打倒车等现象,应停止钻进或接单根,采取就地循环并配合上下活动、旋转钻具的措施,必要时,应先降低排量循环,然后逐渐提到钻进排量,采用划眼的办法,使井眼恢复正常。

⑺钻进中发现泵压下降,必须停钻找出原因,如果在地面上找不出问题,应起钻检查钻具。

⑻记录每趟钻的摩阻,起钻遇卡除正常摩阻外,多提不超过5t,严禁强提硬拔,导致卡钻事故。

⑼钻进中发现钻时变慢、蹩钻、泵压升高、上提钻具阻卡,应立即停钻,处理钻井液改善性能。同时,大幅度活动钻具,并高速旋转甩动,加大循环排量,以消除钻头或稳定器泥包。

⑽在井口上作业,必须预防工具、螺栓、钳牙等物品落入井内。空井时,可用钻头盒盖住井口。

⑾钻进过程中发生渗透性漏失应立即停钻,将钻头提到漏层以上进行堵漏,防止渗透性地层形成厚泥饼造成小井眼卡钻。特别在飞仙关和长兴组钻进时,井径扩大率较小,产层渗透性较好,发生卡钻的机率较大。

⑿防止键槽卡钻的技术措施:

①尽量保持使用的钻杆全部是18°斜台阶钻杆。

②起下钻记录好遇阻,遇卡位置,结合测斜资料判断键槽所在井深,提前破坏处理。

③必要时在井眼曲率大的井段,使用破键器破坏已形成的键槽。

④当可能产生键槽时,钻柱中加入两个震击器,一个校对到较低拉力,放在

钻铤上部,一个校对到标准拉力放在大直径钻铤处。

⑤严格控制起下钻速度,特别是钻具组合刚性变大时更要引起重视,下钻遇

阻时不得硬压硬砸,起钻阻卡时不硬拉硬拔,应开泵循环,进行冲通;严防钻具

被挤入缩径的小井眼井段。

3.井壁稳定技术

钻井过程中,钻井液滤液进入地层,引起地层中的粘土矿物发生水化膨胀,

引起岩石强度的降低和不同矿物的膨胀不一致,导致结构力下降形成的坍塌可能

性增强。膏盐层段塑性缩径,若再定向扭方位,其溶解易形成盐层“大肚子”,

易造成垮塌,加重上述问题的严重性。随着井斜角的增大,井眼倾斜使易塌地层

暴露在钻井液中的面积增大,地层上覆压力,结构应力与液柱压力之间的平衡受

到影响,导致剥蚀、掉块、坍塌。钻井施工中钻具鞭打,起下钻速度太快碰挂井壁,开泵过猛造成压力激动等都会导致井壁不稳定。

(1)井塌预防主要应从三个方面:物理、化学和机械的因素方面进行预防。

因此,需注意以下几点:

①搞好先期调研,开钻前首先调集邻井资料进行分析,调整合适的钻井液密度,确保在井壁周围形成足够的支持力,这就要求控制一个适当的钻井液密度,

以维持井壁的力学平衡,尽可能满足井下需要。

②有盐层的井,配够足量的聚磺复合胶液,提高钻井液矿化度,减低钻井液

滤失量,控制盐溶以防在钻盐层过程中形成大肚子,引起坍塌掉块。

③对付易塌井段,提前加入足量的如PMC、PSP、BY-2、LFT-70等防塌抑制剂、沥青封堵类材料,改变钻井液滤液性质,减少钻井液侵入量,满足对泥岩的

有效抑制和封堵,提高钻井液的防塌抑制能力。

④尽力缩短流体对易坍塌地层的浸泡时间,进一步改善钻井液的高温高压滤

水平井钻井技术经验概述

第一章定向井(水平井)钻井技术概述 第一节定向井、水平井的基本概念 1.定向井丛式井发展简史 定向井钻井被(英)T.A.英格利期定义为:“使井筒按特定方向偏斜,钻遇地下预定目标的一门科学和艺术。”我国学者则定义为,定向井是按照预先设计的井斜角、方位角和井眼轴线形状进行钻进的井。定向井相对与直井而言它具有井斜方位角度而直井是井斜角为零的井,虽然实际所钻的直井它都有一定斜度但它仍然 石油管理局的河50丛式井组,该丛式井组长384米,宽115米,该丛式井平台共有钻定向井42口。 2.定向井的分类 按定向井的用途分类可以分为以下几种类型: 普通定向井 多目标定向井 定向井丛式定向井 救援定向井 水平井 多分枝井(多底井) 国外定向井发展简况

(表一)

10.井眼尺寸不受限制 11.可以测井及取芯 12.从一口直井可以钻多口水平分枝井 13.可实现有选择的完井方案 (4).短曲率半径水平井的优缺点 优点缺点 1.井眼曲线段最短1.非常规的井下工具 2.侧钻容易2.非常规的完井方法 3.能够准确击中油层目标3.穿透油层段短(120—180米)4.从一口直井可以钻多口水平分枝井4.井眼尺寸受到限制

5.直井段与油层距离最小5.起下钻次数多 6.可用于浅油层6.要求使用顶部驱动系或动力水龙头 7.全井斜深最小7.井眼方位控制受到限制 8.不受地表条件的影响8.目前还不能进行电测 第三节定向井的基本术语解释 1)井深:指井口(转盘面)至测点的井 眼实际长度,人们常称为斜深。国外 称为测量深度(MeasureDepth)。 2)测深:测点的井深,是以测量装置 率是井斜角度(α)对井深(L?)的一阶导数。 dα Kα=─── dL 井斜变化率的单位常以每100米度表示。 8)井深方位变化率:实际应用中简称方位变化率,?是指井斜方位角随井深变化的快慢程度,常用KΦ表示。计算公式如下: dΦ KΦ=─── dL

水平井钻井技术及其在石油开发中的应用

水平井钻井技术及其在石油开发中的应用 经济的快速发展使人们对石油的需求急剧增加以及对环境保护意识的日益增强,如何高效,清洁,经济地开采地下能源已经成为目前继续解决的问题。在此情况下,水平井钻井技术应运而生。它是起源于20世纪80年代并在石油,天然气开发中得到广泛应用的一项综合技术。水平井钻井技术的发展对油井产量提高已经油田采收率提高都起到了只管重要的作用,水平井钻井技术的出现是石油钻井技术方面重大的突破。 水平井技术作为油气田开发的一项成熟,适用技术,在油气田开发中日益得到推广应用,近几年来,随着水平井工艺技术的突破性进展,综合钻井成本逐年下降,经济效益的显著提高,水平井在许多不同油气藏开发中逐步得到广泛应用。本文介绍了水平井的优点及应用范围,论述了水平井的施工技术,并结合钻井工程实例,详细说明了水平井钻井技术在石油开发中的应用,最后点出了水平井钻井技术的应用效果和存在的问题。并得出了相应的结论。 关键词:水平井,钻进工艺,攻关目标水平井钻井技术存在的问题,井眼轨迹控制,随钻测量。

第1章绪论 现在,随着经济的发展,人们对石油的需求越来越大,水平井钻井技术成为最重要的钻井技术之一。在此情况下,水平井钻进技术应运而生。它是起源于20世纪80年代并在石油、天然气开发中得到广泛应用的一项综合性技术。其目的主要是提高石油的产量,降低采油成本。并且随着MWD (随钻测量仪)、PDC (聚晶金刚石复合片钻头)和高效导向螺杆钻具的应用,水平井技术已日趋完善。 总的来说。21世纪水平井钻井技术发展的趋势是向自动化,智能化,轻便化和经济化的方向发展。 传统的公关领域,主要是为钻井施工提供实用心情的工艺技术和装备,目的是提高钻井速度,降低钻井成本。水平井是未来钻井队的主要作业方式,对水品经的研究和发展将成为我们今后的最重要的课题之一,一定要重视和完善。

论文--国内外水平井钻井技术及发展方向

职业技术学院 毕业论文 题目:国外水平井钻井技术及发展方向 所属系部:电子信息工程学院 专业:石油与天然气地质勘探技术 年月日

摘要 经济的快速发展使人们对石油的需求急剧增加,水平井钻井技术的发展对油井产量提高以及油田采收率提高都起到了至关重要的作用,水平井钻井技术的出现是石油钻井技术方面重大的突破。本文围绕水平井钻井技术的基本原理、基本概念进行了详细的介绍,对水平井钻井技术详细的了解,然后对国外水平井钻井技术的现状做了细致的分析,并在此基础上通过查资料总结出了现在国外水平井钻井技术存在的差异,使我们充分了解到国技术的差距,以便我们在今后技术改进方面有一个方向,接下来本文总结了我国现在水平井钻井技术存在的问题,并在此基础上最后给出了我国在接下来水平井钻井技术攻关目标以及研究方向。 关键词:水平井;钻井技术;水平井钻井技术差异的问题;攻关目标水平井钻井技术存在问题 目录 第一章概述---------------------------------------------------1 第二章水平井的基本概念及分类------------------------------------1 2.1水平井的基本概念---------------------------------------------1 2.2水平井的分类-------------------------------------------- 2 2.2.1按曲率半径分类(通常的分类方法)--------------------------2 2.2.2按照水平井的其他方面分类--------------------------------2 第三章水平井钻井技术的现状和趋势-------------------------------2

1 煤层气水平井钻井工程作业规程

煤层气水平井钻井工程作业规程 The Operation Regulation of Coalbed Methane Horizontal Drilling 1 范围 本标准作为中联煤层气有限责任公司(以下简称中联公司)企业标准,规范了煤层气水平井钻井工程作业全过程的程序和要求。包括水平井钻井工程设计、钻前准备及验收、水平井井眼轨迹控制作业、水平井测量作业、水平井完井作业、水平井钻井工程质量要求、健康、安全与环境管理(HSE)要求、水平井钻井工程资料汇交要求等六项内容。 本标准适用于煤层气勘探开发过程中水平井钻井工程的设计、施工作业、工程质量要求、资料汇交和验收。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件,其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准,然而,鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件,其最新版本适用于本标准。 Q/CUCBM 0301 煤层气钻井作业规程 GB/T 8979 污水排放要求 GB/T 11651 劳动保护用品 SY/T 5172 直井下部钻具组合设计方法 SY/T 5272 常规钻井安全技术规程 SY/T 5313 钻井工程术语 SY/T 5322 套管柱强度设计推荐方法 SY/T 5334 套管扶正器安装间距计算方法 SY/T 5358 砂岩储层敏感性评价实验方法 SY/T 5396 石油套管现场验收方法 SY/T 5411 固井设计格式 SY/T 5412 下套管作业规程 SY/T 5435 定向井轨道设计与轨迹控制 SY/T 5526 钻井设备安装技术、正确操作和维护 SY/T 5547 动力钻具使用、维修和管理 SY/T 5618 套管用浮箍、浮鞋 SY/T 5619 定向井下部钻具组合设计作法 SY/T 5672 钻井井下事故处理基本规则 SY/T 5724 套管串结构设计 SY 5876—93 石油钻井队安全生产检查规定 SY/T 5957—94 井场电器安装技术要求 SY/T 5958 井场布置原则和技术要求 SY/T 5964 钻井井控装置组合配套规范 SY/T 6075 评价入井流体与多层配伍性的基础数据 SY/T 6228—1996 油气井钻井及修井作业职业安全的推荐方法中第八章和第10.5、10.6款 SY/T 6283—1997 石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系指南 SY/T 6426 钻井井控技术规程 3水平井钻井工程设计

页岩气水平井钻井技术

页岩气水平井钻井技术 摘要当前我国页岩气水平井钻井施工整体表现出成本高、周期长、复杂事故多等问题。针对这些问题,本文对国内页岩气井进行了技术跟踪,归纳了当前我国页岩气水平井钻井过程中所面临的轨迹优化及控制、井壁稳定、摩阻扭矩、井眼清洁以及固井技术等难点问题。 关键词页岩气水平井轨迹控制井壁稳定摩阻 美国页岩气资源的规模化开发和商业化利用,正在改变着世界能源格局,而同为世界能源进口大国的中国,同样拥有丰富的页岩气资源。政策以及相关支持政策的陆续出台,不但表明了我国政府大力发展页岩气资源的决心,而且正在积极推进我国页岩气产业的全面、快速发展。 页岩气是指赋存于富有机质泥页岩及其夹层中,以吸附或游离状态为主要存在方式,在一定地质条件下聚集成藏并具有商业开发价值的非常规天然气。与常规天然气藏相比,页岩气储层孔隙度主体小于10%,储层孔隙为0~500nm,孔喉直径介于5~200nm,渗透率极低,一般多采用水平井并经水力压裂技术改造后进行开发。当前,公认的具备商业开采价值的页岩气藏需具备以下条件:①页岩气储集层厚度大于100ft(30m);②富有机质页岩有机质丰富,TOC > 3 %;③成熟度Ro在1.1-1.4之间;④气含量>100ft3/t;⑤产水量较少,低氢含量;⑥黏土含量小于40 %,混合层组分含量低;⑦脆性较高,低泊松比、高杨氏弹性模量;⑧围岩条件有利于水力压裂控制。页岩气藏作为典型的连续型油气聚集,往往分布在盆地内厚度大、分布广的集“生-储-聚”为一体的页岩烃源岩地层中。页岩作为粘土岩常见岩石类型之一,是由粘土物质经压实、脱水、重结晶作用后形成的,其成分复杂,除包含高岭石、蒙脱石、水云母、拜来石等粘土矿物外,还含有诸如石英、长石、云母等碎屑矿物和铁、铝、锰的氧化物与氢氧化物等自生矿物,页岩层理构造发育,多呈页状或薄片状(图1左),并沿层理发育有大量裂隙和微裂隙(图1右),脆性高、易碎,外力击打作用下易裂成碎片,且吸水膨胀性强,长时间裸露浸泡后极易引起井壁缩径、垮塌、掉块等复杂事故。例如,四川威远-长宁构造完成的3口页岩气水平井,水平井段钻进过程多次遭遇井壁垮塌、掉块等复杂,引发卡钻、报废进尺等事故,并导致3口水平井储层段40%进尺作业占总作业时间70%以上。同时,页岩气水平井井壁失稳问题频发,不但严重影响到钻井周期、钻井成本等问题,还直接导致井身质量差、固井难度大、储层污染严重等问题,这些问题都给后续开发带来极为不利的影响。据不完全统计,截止2012年初,四川威远、长宁及云南昭通页岩气产业化示范区完钻的4口水平井,平均井深3357米,平均钻井时间118天,而北美地区井深4000~5000米,水平段1500~2000米的页岩气井钻井周期通常在15~20天,水平段钻井时间仅为5~8天。由此可见,我国相对落后的页岩气水平井钻井技术,已经成为制约我国页岩气工业快速发展的重要瓶颈。

定向井(水平井)钻井技术概述

第一章定向井(水平井)钻井技术概述 第一节定向井、水平井的基本概念 1.定向井丛式井发展简史 定向井钻井被(英)T.A.英格利期定义为:“使井筒按特定方向偏斜,钻遇地下预定目标的一门科学和艺术。”我国学者则定义为,定向井是按照预先设计的井斜角、方位角和井眼轴线形状进行钻进的井。定向井相对与直井而言它具有井斜方位角度而直井是井斜角为零的井,虽然实际所钻的直井它都有一定斜度但它仍然是直井。 定向井首先是从美国发展起来的,在十九世纪后期,美国的旋转钻井代替了顿钻钻井。当时没有考虑控制井身轨迹的问题,认为钻出来的井必定是铅垂的,但通过后来的井筒测试发现,那些垂直井远非是垂直的。并由于井斜原因造成了侵犯别人租界而造成被起诉的案例。最早采用定向井钻井技术是在井下落物无法处理后的侧钻。 早在1895年美国就使用了特殊的工具和技术达到了这一目的。有记录定向井实例是美国在二十世纪三十年代初在加利福尼亚享廷滩油田钻成的。 第一口救援井是1934年在东德克萨斯康罗油田钻成的。救援井是指定向井与失控井具有一定距离,在设计和实际钻进让救援井和失控井井眼相交,然后自救援井内注入重泥浆压死失控井。 目前最深的定向井由BP勘探公司钻成,井深达10,654米; 水平位移最大的定向井是BP勘探公司于己于1997年在英国北海的Rytch Farm油田钻成的M11井,水平位移高达1,0114米。 垂深水平位移比最高的是Statoil公司钻成的的33/9—C2达到了1:3.14; 丛式井口数最多,海上平台:96口;人工岛:170口; 我国定向井钻井技术发展情况 我国定向井钻井技术的发展可以分为三个阶段,50—60年代开始起步,首先在玉门和四川油田钻成定向井及水平井:玉门油田的C2—15井和磨三井,其中磨三井总井深1685米,垂直井深表遗憾350米,水平位移444.2米,最大井斜92°,水平段长160米;70年代扩大实验,推广定向井钻井技术;80年代通过进行集团化联合技术攻关,使得我国从定向井软件到定向井硬件都有了一个大的发展。 我国目前最深的水平井是胜利定向井公司完成的JF128井,井深达到7000米,垂深位移比最大的大位移井是胜利定向井公司完成的郭斜井,水平位移最大的大位移井是大港定向井公司完成的井,水平位移达到2666米,最大的丛式井组是胜利石油管理局的河50丛式井组,该丛式井组长384米,宽115米,该丛式井平台共有钻定向井42口。 2.定向井的分类 按定向井的用途分类可以分为以下几种类型: 普通定向井 多目标定向井 定向井丛式定向井 救援定向井 水平井

水平井工程设计及轨迹控制

水平井钻井工程设计及轨迹控制 一、水平井的概述: 八十年代中期以来,水平井技术在世界范围内取得了突飞猛进的进展,为提高勘探效果,提高单井产量和油层采收率,开辟了一条新的途径,给石油工业的发展带来了新的革命,胜利油田从1990年9月开始,以埕科1井为起点,展开了水平井研究与应用,针对各种类型油藏,如整合油藏、不整合油藏、稠油砾石油藏、低渗透块状砾石油藏、砂岩油藏、石炭系砂岩油藏、古潜山漏失型油藏等进行攻关研究。“八五”期间组织了六个油田、五个院校,762名科技人员,在水平井钻井的设计技术、轨迹控制技术、钻井液技术、完井技术及测井射孔技术的五个方面共31个专题进行了四年的攻关,在理论研究、实验技术、软件技术、工具仪器研制和工具方法等方面,取得了重大技术突破,包括了16项重大科技成果在内的30项技术成果,形成了一整套水平井钻井、完井技术,截止1995年7月项目提交国家鉴定时,胜利油田完成各类水平井30口。“八五”攻关计划完成后,水平井技术迅速转化为生产力,很快形成了大规模推广应用的局面。到1996年底我国陆上已完成水平井94口,推广面积达到13个油田,六种类型的油气藏。仅投产的47口科学实验水平井增产原油78吨,新增产值9.52亿元, 获直接经济效益6.46亿元。到98年底全国陆上油田已钻成水平井204口,其中胜利油田所钻井和以技术服务形式在外油田所钻水平井共计119口。更重要的是,“水平井是增加原油产量、提高采收率和开发特殊油藏最有效的手段之一”这一观点,得到了广大勘探开发工作者的共识,从而带动了与水平井有关的地质、油藏、采油工程等相关技术的发展,推动石油的科技进步。 自项目推广应用以来,应用的油藏类型逐步扩大,完成的水平井类型逐步增多。除本油田以外,先后应用到塔里木、长庆、吐哈、青海、中原、江汉、河南、大港、玉门、江苏等油田,以及江苏省洪泽县非石油行业的芒硝矿开采,完成了以水平探井、阶梯水平井、连通式水平井等为代表的12种类型水平井,其经济效益十分显著,所完成的开发井稳定产值为同地区直井的3倍,其投资仅为直井投资的1.8倍左右,1997年《石油水平井钻井成套技术》被列为国家”八2五”国民经济贡献巨大的十大攻关成果。 在油田的整体开发建设中显示出巨大的优越性:

浅谈水平井钻井工程技术的应用-工程技术论文-工程论文

浅谈水平井钻井工程技术的应用-工程技术论文-工程论文 ——文章均为WORD文档,下载后可直接编辑使用亦可打印—— 摘要:油气开发中,水平井钻井工程技术主要应用于较薄油气层、裂缝性油气藏的开发过程中。近年来,我国逐渐将油气开发重点转移到低渗透油气藏、裂缝性油气藏的开发中来,这就需要进一步加大对水平井钻井工程技术的研究力度。本研究主要探讨了油气开采中水平井钻井工程技术的现状及应用情况,并对水平井钻井工程技术的作用进行了分析,以期为我国油气开发效果的提高提供帮助。 关键词:水平井;钻井技术 水平井钻井主要通过增加地上集水建筑物、地下油气资源之间的接触面积,来达到提升石油开采效率的目的。经过几十年来的不断开发与利用,我国油气资源的储量逐渐降低,油气资源的开发难度不断上

升、开发环境日趋恶化。在这样的背景下,必须不断对油气开采技术进行创新,提高油气开采水平,避免不必要的资源浪费,实现石油行业的持续健康发展。 1水平井钻井工程技术的现状及应用情况 我国在水平井钻井方面起步相对较晚,技术水平与国外发达国家相比仍有很大的差距。但是,经过不断研究与实践,近年来,我们已经在水平井钻井方面取得了突破性的进展,技术水平得到明显提高,并在实践过程中不断改进、完善。就我国水平井钻井现阶段的情况来看,针对不同的储层及不同类型的油气藏,已经形成了有针对性的水平井[1]。实践发现,水平井钻井工程技术具有操作简单、效率高、产量高、成本低、污染少等一系列优势。水平井钻井技术在石油开采过程中的有效应用,有利于提高油气采收率、油气开采产量,还为实现不同油气藏之间的转换开发与利用提供了新的方法。随着节能降耗与绿色环保理念的不断深入人心与国家可持续发展战略的持续推进,能源短缺问题、能源供求矛盾问题越来越受关注,提高油田开发效率与质量,是现阶段石油行业面临的首要问题[2]。在这样的背景下,必须进一步加大对水

阶梯水平井钻井技术

阶梯水平井钻井技术 冯志明 颉金玲 (大港油田集团公司定向井技术服务公司,天津大港 300280) 摘要 阶梯水平井是在水平井完成第1水平靶区后,通过降斜、稳斜、增斜段的调整,进入并完成第2水平靶区井段的水平井钻井技术。该技术将水平井技术又推上了一个新的高度。使水平井的应用扩展到常规油气层,连续薄油层、断块油层等复杂油气田。文中从施工难点、优化工程设计、井眼轨迹控制3方面论述了阶梯水平井的钻井技术。列举了TZ406井、YX2P1井、LN61-H1井3口阶梯水平井的施工数据。针对TZ406井施工经过、施工要点、施工技术措施,对阶梯水平井的设计、轨道控制技术、施工难点经验、体会和认识,做了全面的论述。现场应用表明:阶梯水平井显著地增加了产量,大幅度地提高勘探开发的综合经济效益,必将成为油气田开发的重要手段之一。 主题词 水平井 导向钻井 井眼轨迹 工程设计 钻具组合 作者简介 冯志明,1966年生。1987年毕业于重庆石油学校钻井工程专业,工程师。 颉金玲,1945年生。毕业于华东石油学院,现任副经理,高级工程师。 阶梯水平井是指在一个井眼中连续完成具有一定高度差的两个或者多个水平井段,形成具有两个或多个台阶的井眼轨迹,用一个井眼开采或者勘探两个或多个层叠状油藏、断块油藏的水平井井型。利用阶梯水平井连续在这两个油层中水平延伸一定长度,节约了重复钻井的投资,增加了单井产量,可取得最佳的开发效果。 一、施工难点 1口成功的阶梯式水平井,能实现取代2口或多口水平井的开发目的,既节约投资,又能获得好的效益。常用于阶梯式水平井开发的区块具有以下特点:(1)层叠式或不整合薄油藏;(2)断块油藏;(3)上部油层断失或尖灭,存在下部可供开采的油藏。 1.目的层油层薄,区块复杂,井眼轨迹拐点多,不平滑,不利于送钻和钻压传递,控制和调整井眼轨道工作量大。着陆、阶梯过渡段控制困难。 2.对钻井装备、钻井液净化设备要求高,井眼的净化和携砂难度大,大斜度井段易形成岩屑床,造成井下复杂情况发生,需要有足够的动力,配套齐全的净化设备。 3.钻具组合、监测仪器等针对性强,技术含量高,钻柱受力复杂。 二、优化工程设计 1.优化井身剖面设计 阶梯水平井的地质设计,通常只给定AB段、CD段两个阶梯水平段的入窗窗口和目标靶区,工程设计则需要满足以下3个方面的条件。(1)满足地质对轨迹控制的要求:即中靶要求。(2)井下专用钻具、工具、仪器装备能满足设计井眼轨迹控制的要求。(3)完井电测、下套管、固井等完井工艺技术水平须满足开放要求。 阶梯式水平井,与普通水平井不同的是怎样依据地质要求,对第1水平段终点到第2水平段终点间的井身剖面进行设计。 2.优化井身结构 根据TZ406井、YX2P1井和LN61-H1井的施工技术,结合国内外其它地区阶梯水平井的施工经验、油层特点和完井方式,一般认为技套必须封固目的层以上的异常高压以及易垮塌、破碎带等不稳定地层,以保证水平井安全、快速地钻井和完井。 三、井眼轨迹控制技术 1.合理的钻具组合设计 分析近年来完成的数十口水平井资料,总结出几套适合于常规水平井和阶梯水平井施工,目前国内工艺技术和装备又能够实现的钻具组合结构。 (1)侧钻钻具组合。钻头+螺杆钻具+定向接头+无磁钻铤+MWD短节+钻铤+钻杆。该钻具组合常用于回填导眼后的侧钻井段和第1造斜井段的施工,平均造斜率达10~12(°)/30m。 (2)钻盘微转增斜钻具组合。钻头+稳定器+无磁钻铤+MWD短节+无磁钻挺+稳定器+钻铤+ 22石油钻采工艺 2000年(第22卷)第5期DOI:10.13639/j.od pt.2000.05.006

苏丹水平井钻井技术研究-石油工业论文-工业论文

苏丹水平井钻井技术研究-石油工业论文-工业论文 ——文章均为WORD文档,下载后可直接编辑使用亦可打印—— 苏丹1/2/4区水平井原设计二开准311mm井眼在1050m左右造斜,钻至1700m左右至着陆点(井斜在80°左右),下技术套管,再水平钻进300~800m完钻。这样的设计存在如下问题:大井眼井段过长,施工后期泵压高,安全隐患较大;设备负荷重,维修时间多;大井眼机械钻速慢,影响钻井周期。针对存在问题,对井身结构进行了优化:①以前设计造斜点有时会在Jimidi泥砂岩交互层,造斜效果差。根据地层实钻资料及邻井资料,将造斜点移至泥岩稳定井段,提高了造斜效果。②技术套管从以前的1700m减少到1300m 左右,在井斜60°前下入,减轻设备负荷,缩短了钻井周期,降低了钻井成本。③随着老油区完钻井的增加,防碰问题将越来越严重,但为了尽量避免绕障而带来的施工难度,与地质人员和甲方协商,在满足地质要求的情况下,调整了地质靶点,避开障碍。 在水平段及大斜度井段,传统的钻柱结构已不再适用[2]。采用带欠尺寸扶正器的微增倒装钻具组合,将加重钻杆放置在井斜和全角变化率较小的井段,这样做减小了下部钻具的刚性,有效传递钻压和扭矩;减轻了水平段和接近水平段钻具向下井壁的压力;避免了钻杆台肩吃

入地层,摩擦阻力减小,避免了可能产生的卡钻。井斜60°以后,使用加重钻杆代替部分钻铤,简化下部钻具组合并降低了下部钻具刚性,将加重钻杆、震击器等加在30°~60°井段,减轻下部钻具重量,有利于钻具弯曲,减小摩阻,使滑动钻进加压更顺畅。确保井底获得足够的钻压,并减少黏卡的机会。钻具组合为:准127mm钻头+准127mm 加重钻杆×2柱+准127mm钻杆×5柱+震击器+准127mm钻杆+准127mm加重钻杆9柱+准127mm钻杆。苏丹老区块内水平井目的层厚度大多在1.5~3m,应用LWD工具,将测得的数据与邻井的电测数据对比,及时进行判断,可以实时指导钻进的方向。同时,采用近钻头测量工具,减少了仪器零长,测量数据更接近井底,减小了预测误差和扭转方位的次数,施工效率更高。下入的LWD测井仪器组合为:Pulser+PSA+SEA+GR+THE+CPR。在着陆层位YabusⅥ之前,Adar和Yabus两层界面的测井曲线值有一明显变化:上部泥岩为低电阻值(1~2Ωm)和小密度(2.35g/cm3),而下部大段泥岩为高电阻值(10Ωm)和较大的密度值(2.45g/cm3),保证了准确找到第一个主要标志层。在着陆前15~20m左右时,根据深浅电阻率的相对变化值指导导向钻进,避免了在目标层里进行大的调整,保证了油层钻遇率。 限制苏丹水平井施工进度的主要问题是定向造斜段机械钻速低,平均机械钻速在5m/h左右,严重制约了全井的施工进度。影响施工进度的主要问题集中在两点:一是普通PDC钻头易憋钻,托压现象严重,机械钻速低;二是使用普通PDC钻头造斜时,工具面不易控制,定

第一章 定向井(水平井)钻井技术概述

第一章定向井(水平井)钻井技术概述 定向井、水平井的基本概念 定向井丛式井发展简史 定向井钻井被(英)T.A.英格利期定义为:“使井筒按特定方向偏斜,钻遇地下预定目标的一门科学和艺术。”我国学者则定义为,定向井是按照预先设计的井斜角、方位角和井眼轴线形状进行钻进的井。定向井相对与直井而言它具有井斜方位角度而直井是井斜角为零的井,虽然实际所钻的直井它都有一定斜度但它仍然是直井。 定向井首先是从美国发展起来的,在十九世纪后期,美国的旋转钻井代替了顿钻钻井。当时没有考虑控制井身轨迹的问题,认为钻出来的井必定是铅垂的,但通过后来的井筒测试发现,那些垂直井远非是垂直的。并由于井斜原因造成了侵犯别人租界而造成被起诉的案例。最早采用定向井钻井技术是在井下落物无法处理后的侧钻。早在1895年美国就使用了特殊的工具和技术达到了这一目的。有记录定向井实例是美国在二十世纪三十年代初在加利福尼亚享廷滩油田钻成的。 第一口救援井是1934年在东德克萨斯康罗油田钻成的。救援井是指定向井与失控井具有一定距离,在设计和实际钻进让救援井和失控井井眼相交,然后自救援井内注入重泥浆压死失控井。 目前最深的定向井由BP勘探公司钻成,井深达10,654米; 水平位移最大的定向井是BP勘探公司于己于1997年在英国北海的RytchFarm 油田钻成的M11井,水平位移高达1,0114米。 垂深水平位移比最高的是Statoil公司钻成的的33/9—C2达到了1:3.14; 丛式井口数最多,海上平台:96口;人工岛:170口; 我国定向井钻井技术发展情况 我国定向井钻井技术的发展可以分为三个阶段,50—60年代开始起步,首先在玉门和四川油田钻成定向井及水平井:玉门油田的C2—15井和磨三井,其中磨三井总井深1685米,垂直井深表遗憾350米,水平位移444.2米,最大井斜92°,水平段长160米;70年代扩大实验,推广定向井钻井技术;80年代通过进行集团化联合技术攻关,使得我国从定向井软件到定向井硬件都有了一个大的发展。 我国目前最深的水平井是胜利定向井公司完成的JF128井,井深达到7000米,垂深位移比最大的大位移井是胜利定向井公司完成的郭斜井,水平

水平井钻井技术论文

川西水平井钻井技术研究 【摘要】水平井是在定向斜井钻井技术基础上发展起来的一项钻井技术,单井增产效果明显。近年来由于水平井的大量投产,水平井技术在川西得到了较广泛的应用,通过不断研究和探索,总结出了部分川西水平井施工工艺技术。本文从川西地层钻井状况结合水平井工程难点进行分析,详细阐述了针对难点的技术措施,为今后的水平井施工提供参考。 【关键词】川西;水平井;钻井技术 一、川西地层钻井状况分析 川西地层复杂,上部地层易漏,下部地层高压,施工难度较大,下面以新场构造、孝泉构造、马井构造为例分析川西地层钻井状况:川西新场气田蓬莱镇组气藏为大型次生气藏,区块内为陆相砂、泥岩沉积,断层、裂缝不发育,新场构造地层岩石强度大、可钻性差、机械钻速低、钻井周期长,由于高压超高压地层,易出现常规钻井井涌、井漏等复杂情况。 川西孝泉构造气藏,为下覆地层通过断层裂缝向上运移而成的次生气藏,储层处高压状态,裂缝性高压气藏,往往伴随着井漏,严重时会导致井喷,并且裂缝通道的漏失安全密度窗口很窄,安全钻井液密度窗口选择困难,井控难度大。 马井构造位于川西中部,马井构造浅部地层的第四系及白垩系以种植土、砂砾层、泥岩及石膏、砾石为主。由于浅井段的砂砾层及地层界面的不整合接触在钻井过程中易发生井漏。砂砾层、泥岩与粉砂

岩及石膏夹层造成井眼失稳,极易产生井塌、掉块卡钻、下套管作业困难等情况。 二、川西水平井钻井施工难点 川西地区地质条件复杂,水平井施工风险高、易发生井下复杂情况,除设计上合理确定井身结构外,更重要的是解决施工过程中的难点问题。川西水平井施工难点主要集中表现在以下三个方面:一是轨迹控制难度大。由于水平井一般是三维靶体,井眼轨迹不仅要求进入窗口,更要求避免进入水平井段时由于钻头穿出靶体而导致的脱靶现象;摆放工具面角难度系数大。水平井斜井段不断延伸,随之井眼摩阻不断增大,导致钻具在井眼中不易转动,工具面角的摆放问题尤其表现出难度所在;控制难度系数大。因工具造斜能力的模糊性以及地质的不确定性和测量信息缺乏时效性等各种客观因素的制约,致使水平井中的水平井段控制和着陆控制难度大大增加。 二是钻柱与井眼之间的摩阻较大。受水平井造斜段井斜角的作用,井眼的弯曲程度对相应钻柱的受力具有较大的影响,并且当钻具进入水平段后,随着井眼轨迹的上下波动,摩阻越来越大,钻具拖压压风险增大。因此,确定合理的钻具组合是水平井又一施工难点。 三是井眼净化难度大。由于水平井段钻具整体躺在下井壁上,钻具与井壁的轴向摩擦和径向摩擦加大了起下钻阻力和扭矩,易造成钻具遇阻、遇卡、钻杆胀扣、脱开等井下复杂情况,大斜度井段和水平段的岩屑不易携带,易形成岩屑床,如果净化不好将导致摩阻和扭矩的增加,造成下套管和固井作业不能顺利进行,因此,加强井眼净化,

苏里格气井水平井快速钻井配套技术

苏里格气井水平井快速钻井配套技术 摘要:随着苏里格气田的不断开发,水平井规模开发已成为苏里格开发的重点。由于苏里格气田水平井钻遇气层多为薄产层,尖灭快,地质构造复杂,地质导向预测不准等原因,钻井过程中遇到许多影响因素,对钻井提速造成很大困难。结合今年水平井现场施工情况,分析了影响钻井提速的因素,提出预防措施及改进和研究方向,达到安全、快速、高效钻进的目的。 关键词:钻井提速预防措施轨迹控制钻井液 随着水平井钻井工艺技术的不断成熟,水平井开发达到了预期的效果。但是近年来的水平井钻井施工,也遇到了各种各样的情况,严重影响了钻井的施工速度,直接影响钻井效益。因此就影响苏里格气田水平井钻井提速的一些因素进行分析,以便找到钻井提速的有效措施。 2.制约提速因素 2.1.地质因素的影响 2.1.1地层稳定性差,增斜井段增斜困难,水平段稳斜困难。 2.1.2气层位置不确定性,增加了轨迹控制难度。 2.1.3地层的特殊性,地层缺失。 2.1.4地层倾角的影响,方位漂移。 2.1.5地层压实程度差,承压能力低,易发生井漏。 2.2钻井因素的影响 2.2.1水力作用的影响

排量大,对井壁冲刷严重,井径扩大率大,影响增斜、稳斜效果。 2.2.2钻井参数的影响 钻井参数不合理达不到单弯螺杆理想的造斜率。通常钻压大,转速低增斜率高,反之,增斜率则低。 2.2.3摩阻和扭矩的影响 由于水平段长、井斜角大,钻具贴于下井壁,重力效应突出,上提、下放钻具的阻力增加,钻进加压困难;钻柱摩擦阻力大、扭矩大,下部钻具易屈曲,传递扭矩困难,机械钻速大为降低。 2.2.4钻井液的影响 钻井液是钻井施工的血液,钻井液性能的好坏与地层的适应情况对钻井施工来说至关重要,甚至说钻井液性能是决定一口井成败的关键。钻井液性能差,水力清除井底岩屑的能力也大大降低,在很多情况下因岩屑不能及时清除而导致重复破碎,甚至泥包,致使钻头的机械钻速下降。严重的易发生堵水眼、缩径、掉块、井塌、油气侵、井漏、长井段的划眼、倒划等复杂情况,引起砂卡、粘卡、键槽卡钻等事故。 2.3钻井工具、仪器的因素 2.3.1钻头寿命以及钻头选型的影响 苏里格气田水平井钻遇地层多、岩性变化大。不同钻头厂家生产的不同钻头地层适应性有所不同,选型不同,寿命不同,钻井速度大为不一样。 三牙轮钻头复合增斜比较容易,返出岩屑有利地质导向辨认地

水平井钻井技术难点及对策分析

水平井钻井技术难点及对策分析 致密砂岩油气藏、页岩油气藏正成为我国油气勘探开发的主流和热點,这些非常规油气资源只有通过水平井开采才能获得更好的经济效益,随钻地质导向在水平井钻井过程中发挥重要的作用。文中对水平井地质导向技术现状进行了介绍,分析了录井地质导向技术存在的难点,并针对性的提出了相应的技术对策,对提高水平井油层钻遇率具有一定借鉴意义。 标签:水平井;钻井技术 前沿 油气田的开发过程中,水平井的钻井技术能够数倍提高油气的产量,效果突出。因此,在油田开采建设中,水平井钻井技术得以迅猛发展,施工技术水平也日渐成熟和完善,在很大程度上已成为油田高效勘探开发的关键技术之一。在薄油气田和浅层油田的开发建设上,水平井钻井技术可以大大提高油井产量,提高油田的采收优率,取得了良好的经济效益。由于水平井钻井的技术含量较高,开采施工过程难度较大。在实际应用过程中也存在诸多问题,分析如下。 1 水平井采收率的影响因素分析 气层厚度对采收率的影响。通过研究,我们发现在各向异性比为1,地层损害忽略不计,同时气体性质和地层温度都相同的情况下,水平井采收率与气层厚度成反比例关系,即气层厚度减小时,采收率增加。反之亦然。研究表明,宜选择气层厚度相对较小的水平井进行天然气的开采。 井段长度对采收率的影响。水平井采收率与井段长度成正比,产量随井段长度的增大而增加。所以水平井通常比垂直井的采收率要高。 各向异性对采收率的影响。各向异性表现在水平和垂直方向渗透率不相等。研究发现,水平井采收率各向异性比(水平渗透率与垂直渗透率之比)成反比,即随着各向异性比增加,油气藏垂直方向渗透率减小,采收率随之减小。所以垂直裂缝油气藏用水平井开采的效果相对于垂直井开采较好。 水平井在油气藏中的位置及地层损害对采收率的影响。水平井位置影响采收率的实质是偏心距(水平井与井中心距离),呈“倒U”趋势,当水平井位于气井中部时,有最大采收率。同时,当水平井长度一定时,随地层损害程度的增加,采收率降低,应注重储层保护,避免过度损失。 2 水平井钻井技术存在的问题分析 2.1 水平井钻井专业技术人员队伍水平还需提高

新版河南油田水平井钻井技术模板

水平井钻井技术 班级: 油工61208班姓名: 侯宁宁 学号: 60207 序号: 08

水平井钻井技术 摘要: 近几年, 水平井钻井技术在我油田得到了快速发展, 施工技术逐步完善和成熟, 已成为油田实现高效勘探开发的重要技术手段, 特别是在薄油气藏和浅层油气藏开发方面取得了较好的经济效益, 本文对河南油田水平井钻井技术从合作、试验探索、发展到逐步走向成熟的过程进行了分析总结, 汲取施工过程中的经验与教训, 从水平井的设计、现场轨迹控制、井下复杂情况的预防等方面进行总结, 对水平井技术的进一步发展和完善提供有益的经验。 关键词: 水平井、轨迹控制、薄油气层、经验与教训 水平井一般是指井斜大于85o且在产层内钻进一段”水平”井段的特殊形式的油气井, 水平井技术于20世纪20年代提出, 40年代付诸实施, 80年代相继在美国、加拿大、法国等国家得到广泛工业化应用, 并由此形成一股研究、应用水平井技术的高潮。如今, 水平井钻井技术已日趋完善, 由单个水平井向整体井组开发转变, 并以此为基础发展了水平井各项配套技术, 与欠平衡等钻井技术、多分支等完井技术相结合, 形成了多样化的水平井技术。 近年来, 水平井总数几乎成指数增长, 全世界的水平井井数为4.5万口左右, 主要分布在美国、加拿大、俄罗斯等69个国家, 其中美国和加拿大占88.4%。在国内, 水平井钻井技术日益受到重视, 在多个油田得以迅速发展, 其油藏有低压低渗透砂岩油藏、稠油油藏、火山喷发岩油藏、不整合屋脊式砂岩油藏等多种类型, 石油剩余资源和低渗、超薄、稠油和超稠油等特殊经济边际油藏开发的低本高效, 是水平井技术发展的直接动力。 当前, 国外水平井钻井成本已降至直井的1.5至2倍, 甚至有的水平井成本只是直井的1.2倍, 而水平井产量是直井的4至8倍。国内塔中4、塔中16油

钻井工程设计

5.5钻井工程设计 5.5.1钻井 5.5.1.1地表及浅层地质安全风险评估 该地区位于位于M市B区C村东北约10公里,沙漠地带附近,井场周围便道较多,多为村级道路,路面松软,不能行驶大型车辆,交通较为不便,施工前应考虑到地面设施的修建;通讯也不便利,提前配置好通讯设施以便灾害发生时及时和上级及外界联系;工程地区春季多风、多发沙尘暴,做好防沙保护措施防止风沙对施工带来的不良影响;夏季多温热,注意防暑及设备的维护工作;秋季多阴雨,施工应注意井场和住地防洪抗灾,避免人身、财产的损失;冬季多干旱且漫长,注意提前安排好施工时间,做好设备的防冻措施及操作人员的冬季劳保用品安排。 平均气压898.1kPa 年平均气温 6.4℃ 极端最高气温40.3℃ 极端最低气温-24.3℃ 平均年降雨量250.0 mm 累年平均最多风向NW 地面平均温度11.1℃ 地面极端最高温度57.5℃ 地面极端最低温度-32.3℃ 无霜期122天左右 5.5.1.2对丛式井组需确定合理的气井井口距离 井口距离部署 该地区位于沙漠地带附近,井场周围便道较多,多为村级道路,路面松软,不能行驶大型车辆,交通较为不便,通讯也不便利 根据消防人员的经验,井喷失控后可能发生的 喷射燃烧(喷射火)的影响范围基本在50 m范围 内,较大的喷射燃烧其伤害范围也在70m范围内 根据试采的最大无阻流量 8.8478(10^4m^3/d)=4.4239(10^4m^3/15min) 无阻流量等级 w W1 W2 W3 W4 >5. 21 3. 13~5. 21 1. 04~3. 13 <1. 04 无阻流量(× 10^4m^3/15min)

水平井钻井技术介绍

水平井钻井技术介绍 水平井钻井技术第一章绪论水平井钻井技术是20世纪80年代国际石油界迅速发展并日臻完善的一项综合性配套技术,它包括水平井油藏工程和优化设计技术,水平井井眼轨道控制技术,水平井钻井液与油层保护技术,水平井测井技术和水平井完井技术等一系列重要技术环节,综合了多种学科的一些先进技术成果。由于水平钻井主要是以提高油气产量或提高油气采收率为根本目标,已经投产的水平井绝大多数带来了十分巨大的经济效益,因此水平井技术被誉为石油工业发展过程中的一项重大突破。第一节水平井的分类及特点水平井是最大井斜角保持在90°左右,并在目的层中维持一定长度的水平井段的特殊井。水平钻井技术是常规定向井钻井技术的延伸和发展。目前,水平井已形成3种基本类型,如图1—1所示。(1)长半径水平井(又称小曲率水平井):其造斜井段的设计造斜率K<6°/30m,相应的曲率半径R>286.5m。(2)中半径水平井(又称中曲率水平井);其造斜井段的设计造斜率K=(6°~20°) /30,相应的曲率半径R=286.5~86m。水平井剖平面示意图(3)短半径水平井(又称大曲率水平井):其造斜井段的设计造斜率K=(3°~10°) /m,相应的曲率半径R=19.1~5.73m。上述3种基本类型水平井的丁艺特点和各自的主要优缺点分别列于表l—l和表1—2。大斜度井、水平井和多井底井技术的应用都有一个共同的目的.这就是降低综合成本和提高油层的开采量。对于同一尺寸的井眼,直井由于出油(气)面积比较小、其几何条件所提供的效率就比较低.而水平井几何条件所提供的效率达到最高,如图1—2和图1—3 所示。大斜度井(井斜角大于60°的井)主要适用于层状油藏。多井底井(在一个井眼内钻几口井)主要用于很厚的垂直渗透油层(具有低孔隙率和垂直裂缝的块状石灰岩)或者短半径横向引流类的井。1.天然垂直裂缝在垂直裂缝油藏中,油气完全处在裂缝中,裂缝之间的非生产底层一般为6~60m 厚,所以垂直井可能只钻到一个产层.也可能一个产层也钻不到,而水平井可以与产层垂直相交,横向钻穿若干个产层裂缝.这样就比垂直井的开采量要高得多。2.水锥和气锥1)水锥水平井可以在油层的中上部造斜,然后在生产层中钻一定长度的水平井段。水平井不仅减少水锥的可能性如图1—4 所示。2)气锥水平井的井眼全部在油砂中有助于避免气锥问题。并可以控制采收率,不致于使气锥的压力梯度过高。水平井成功地减少了水锥、气锥等有害影响。3.低渗透性地层由于固井的影响,石灰岩油藏的孔隙度和渗透率即使在短距离内也可能有相当大的变化。与此相似.砂岩油藏中内部岩层构造倾角的变化也能造成孔隙度和渗透率的变化,这些油藏水平相交可以提高产量。4.薄油层对于薄油层.通过在油层的上下边界之间钻个水平井段可以大大地增加井与油层的接触表面积。对于厚的油层则可以优先选择成本较低的直井完井方法,或者考虑应用多底井的可能性(见图1—5)。5.不规则地层平钻井已经成功地应用产开发不规则油藏。这种含油地层互不关联,孤立存在,地震测量也难以指定其准确位置.所以钻直井或常规定向井很难钻到这类油藏。然而短半径水平井可以从现有直井中接近油藏的位置进行造斜.并且可以避免可能的水锥和气锥问题。6.溶解采矿很多矿藏当今采用溶解采矿法进行开采,水平井可以提高这些矿藏开采的经济效益。7.边际构造、丛式井和加密井水平井可能适用于边际构造,为了在短期内增加总的开采量可以钻从式水平井组(见图1—6)。8.层状油层水平井采油获得的产量增量取决于油层垂直渗透率的值。在垂直与水平渗透率之比值较低的情况下,如水平纹理的油层,大斜度井的效率要远高于水平井的效率。如图1—7。9.重油产层在重油产层中、水平钻井技术具有提高产量的能力。横穿油藏的水平井既可以作为生产井也可以作为注水井。水平井具有如下的优点和应用:(1) 开发薄油藏油田,提高单井产量。水平井可较直井和常规定向井大大增加泄油面积,从而提高薄油层中的油产量,使薄油层具有开采价值。(2) 开发低渗透油藏,提高采收率。(3) 开发重油稠油油藏。水平井除扩大泄油面积外,如进行热采,还有利于热线的均匀推进。(4) 开发以垂直裂缝为主的油藏。水平井钻遇垂直裂缝的机遇较直井大得多。(5) 开发底水和气顶活跃的油藏。水平井可以减缓水锥、气锥的推进速度,延长油

苏里格气井水平井钻井液技术方案

苏里格气井水平井钻井液技术方案 苏里格气井水平井钻井液最关键的技术是井眼净化、大斜度井段“双石层”和水平段泥岩的垮塌、预防PDC 钻头的泥包、润滑性、产层保护等。 1 基本情况 直井段:保持了本区块直井、定向井钻井液方案。 斜井段: 继续采用强抑制无土相复合盐钻井液体系。 水平段:采用无土相酸溶暂堵钻井液体系。 2 技术难点 2.1 苏里格区块直井段安定底直罗组、延长底部纸纺组顶部易垮塌。 2.2 苏里格区块刘家沟组与石盒子组地层承压能力低,普遍存在渗透性漏失和压差性漏失。尤其是苏5区块漏 失最为频繁。 2.3“双石层”、煤层和水平段泥岩的垮塌,是导致水平井易发生复杂和故障的致命的因素。 2.4如何优化钻井液体系、性能、组分,通过钻头选型,水力参数优化,是预防PDC钻头泥包和提高斜井段机械钻速的关键。 2.5 如何通过改善泥饼质量,提高钻井液的润滑性是水平井钻井液防卡润滑的关键。 3 技术方案 3.1表层技术方案 3.1.1表层钻井液配方 表层及导管钻进严格按《苏里格气田表层钻井液技术》执行,打导管采用白土浆小循环,导管打完后固定、找正、坐实、水泥回填,侯凝2-3小时,开钻过程中监控导管情况。 若流砂层未封住(流沙层50米以上),采用白土浆钻井,0.1%CMC+5-6%白土,密度:1.03---1.05g/cm3,粘度:40-50s ;钻穿流沙层50-80米之后,采用低固相钻井液体系,密度:1.01---1.03g/cm3,粘度:31-35s。 若流砂层已完全封住,用清水聚合物钻井液体系,配方为0.2%CMP +0.2%ZNP-1。钻井液性能:密度:1.00---1.02g/cm3,粘度:31-32s。 3.1.2下表层表套前技术措施 打完表层后配白土浆(约40-50方)密度:1.03-1.05g/cm3,粘度:40-50s,采用地面小循环清扫井

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