钻井新工艺（精选10篇）
钻井新工艺 篇1
一、钻井工艺技术
水平井是页岩气藏成功开发的关键因素, 水平井的推广应用加速了页岩气的开发进程。在页岩气层钻水平井, 可以获得更大的储层泄流面积, 更高的天然气产量。根据美国页岩气开发的经验, 水平井的日均产气量及最终产气量是垂直井的3～5倍, 产气速率则提高10倍, 而水平井的成本则仅为垂直井的25%～50%。
国外在页岩气水平井钻完井中主要采用的相关技术有:一是旋转导向技术, 用于地层引导和地层评价, 确保目标区内钻井;二是随钻测井技术 (LWD) 和随钻测量技术 (MWD) , 用于水平井精确定位、地层评价, 引导中靶地质目标;三是控压或欠平衡钻井技术, 用于防漏、提高钻速和储层保护, 采用空气作循环介质在页岩中钻进;四是泡沫固井技术, 用于解决低压易漏长封固水平段固井质量不佳的难题, 套管开窗侧钻水平井技术降低了增产措施的技术难度;五是有机和无机盐复合防膨技术, 确保了井壁的稳定性。
另外, 页岩气水平井钻井要考虑其成本, 垂直井段的深度不超过3, 000m, 水平井段的长度介于500～2, 500m。考虑到钻井完成后, 页岩气开发要进行人工压裂, 水平井延伸方位要垂直地层最大应力方向, 这样才能保证沿着地层最大应力方向进行压裂。
欠平衡钻井时, 人们有意识地在裸眼井段使井筒压力低于地层压力, 当钻遇渗透性地层时, 地层流体会不断流入井筒并循环到地面以利于控制, 页岩气用空气作循环介质在暗色页岩中钻进, 可依据演化模式预测暗色页岩对扩散相天然气封闭的能力, 以指导页岩气藏勘探, 提高勘探开发水平。另外, 在页岩气水平井钻井中, 采用欠平衡钻井技术, 实施负压钻井, 能够避免损害储层。
美国肯塔基州派克县的派克31井是泥盆系页岩气井, 1986年8月完钻, 完钻井深1, 330m, 在井深809m至完钻井底使用空气钻井, 目的是在钻井时排出地层水以保持干净的井筒, 便于识别天然裂缝和烃类进入井筒的情况。
二、固井技术
页岩气固井水泥浆主要有泡沫水泥、酸溶性水泥、泡沫酸溶性水泥以及火山灰+H级水泥等4种类型。其中火山灰+H级水泥成本最低, 泡沫酸溶性水泥和泡沫水泥成本相当, 高于其他两种水泥, 是火山灰+H级水泥成本的1.45倍。
(一) 泡沫水泥。
页岩气井通常采用泡沫水泥固井技术, 由于泡沫水泥具有浆体稳定、密度低、渗透率低、失水量小、抗拉强度高等特点。因此泡沫水泥有良好的防窜效果, 能解决低压易漏长封固段复杂井的固井问题, 而且水泥侵入距离短, 可以减轻储层损害, 泡沫水泥固井比常规水泥固井产气量平均高出23%。美国Oklahoma的Woodford页岩储层中就利用了这种泡沫水泥来固井, 它确保了层位封隔同时又抵制了高的压裂压力。泡沫水泥膨胀并填充了井筒上部, 这种膨胀也可以有助于避免凝固过程中的井壁坍塌, 泡沫水泥的延展性弥补了其低的压缩强度。
(二) 酸溶性水泥。
美国Bernatt页岩钻井过程用酸溶性水泥固井, 酸溶性水泥提高了碳酸钙的含量, 当遇到酸性物质水泥将会溶解, 接触时间及溶解度影响其溶解过程。溶解能力是碳酸钙比例及接触时间的函数。常规水泥也是溶于酸的, 但达不到酸溶性水泥的这个程度, 常规水泥溶解度一般为25%, 而酸溶性水泥溶解度则达到92%, 较容易进行酸化压裂。
(三) 泡沫酸溶性水泥。
泡沫酸溶性水泥由泡沫水泥和酸溶性水泥构成, 具有泡沫和酸溶性水泥的特点, 同时皆备泡沫水泥和酸溶性水泥的优点。一种典型的泡沫酸溶水泥由H级普通水泥加上碳酸钙, 以提高酸的溶解性, 然后用氮气产生泡沫。该类型水泥固井不仅能够避免水泥凝固过程中的井壁坍塌, 而且还能够提高压裂能力。
(四) 火山灰+H级水泥。
火山灰+H级水泥体系通过调整泥浆密度来改变水泥强度, 用来有效防止漏失, 同时有利于水力压裂裂缝, 流体漏失添加剂和防漏剂的使用能有效防止水泥进入页岩层。这种水泥要能抵制住比常规水泥更高的压力。
三、完井技术
页岩气井的完井方式主要包括套管固井后射孔完井、尾管固井后射孔完井、裸眼射孔完井、组合式桥塞完井、机械式组合完井等。
套管固井后射孔完井的工艺流程是:在套管固井后, 从工具喷嘴喷射出的高速流体射穿套管和岩石, 达到射孔的目的, 通过拖动管柱进行多层作业。其优点是免去下封隔器或桥塞, 缩短完井时间, 工艺相对成熟简单, 有利于后期多段压裂, 缺点是有可能造成水泥浆对储层的伤害。美国大多数页岩气水平井均采用套管射孔完井。
尾管固井后射孔完井的优点是有利于多级射孔分段压裂, 成本适中, 但工艺相对复杂, 固井难度较大, 可能造成水泥浆对储层的伤害。裸眼射孔完井能够有效避免水泥浆对储层的伤害, 避免注水泥时压裂地层, 避免水泥侵入地层的原有孔隙当中, 工艺相对简单, 成本相对较低, 缺点是后期多级射孔分段压裂难度较大, 不易控制, 后期完井措施难度加大。尾管固井后射孔完井及裸眼射孔完井在页岩气钻完井中不常用。
组合式桥塞完井是在套管中用组合式桥塞分隔各段, 分别进行射孔或压裂, 这是页岩气水平井最常用的完井方法, 其工艺流程是下套管、固井、射孔、分离井筒, 但由于需要在施工中射孔、坐封桥塞、钻桥塞, 因此也是最耗时的一种方法。
机械式组合完井是目前国外采用的一种新技术, 采用特殊的滑套机构和膨胀封隔器, 适用于水平裸眼井段限流压裂, 一趟管柱即可完成固井和分段压裂施工。施工时将完井工具串下入水平井段, 悬挂器坐封后, 注入酸溶性水泥固井。井口泵入压裂液, 先对水平井段末端第一段实施压裂, 然后通过井口落球系统操控滑套, 依次逐段进行压裂。最后放喷洗井, 将球回收后即可投产。膨胀封隔器的橡胶在遇到油气时会自动发生膨胀, 封隔环空、隔离生产层, 膨胀时间也可控制, 目前主要有Halliburton公司的Delta Stim完井技术。
参考文献
[1].GALE J F W, REED R M, HOLDER J.Natural fractures in the Barnett Shale and their important for hydraulic frac-ture treatment[J].AAPG Bulletin, 2007
[2].ROSS D J K, BUSTIN R M.Characterizing the shale gas re-source potential of Devonian-Mississippian strata in the Western Canada sedimentary basin:application of an inte-grated forma-tion evaluation[J].AAPG Bulletin, 2008
[3].张林晔, 李政, 朱日房.页岩气的形成及开发[J].天然气工业, 2009
[4].蒲伯伶, 包书景, 王毅, 等.页岩气成藏条件分析——以美国页岩气盆地为例[J].石油地质与工程, 2008
钻井新工艺 篇2
水平井及丛式井钻井技术
胜利钻井已形成了以直井、定向井、丛式井、分枝井为主的钻井工艺技术。大型丛式井组、水平探井、三维绕障水平井、多目标水平井、阶梯式水平井、开窗侧钻水平井、古潜山穿漏水平井以及旁通式水平井、短半径水平井和大位移水平井500口，占国内水平井总数的65％以上，并具备了钻水平位移大于5000米的能力。
大位移井钻井技术
胜利油田从80年代末在定向井的基础上对大位移钻井进行了积极探索，1988年～2000年利用现有的钻井装备、工具和工艺技术独立完成了8口大位移井。其中水平位移最大的埕北21－平1井创出了我国陆上大位移延伸井水平位移最长的全国新纪录，标志着胜利油田在我国这一特殊钻井工艺技术又向国际先进水平迈进了一大步，为高效开发滩涂油田，实现海油陆采提供了有效的钻井手段。
深井钻井技术
胜利深井钻井技术在实践中有两个突破：一是东营凹陷深层高温巨厚盐膏层钻井技术有突破。应用自行研究开发的、集MMH钻井液、阳离子聚合物钻井液、聚磺钻井液等优点而成的MMH聚合物饱和盐水钻井液，配合近平衡压力钻井技术，比较顺利地钻穿了井底温度230℃、183层430.22米的巨厚盐膏层，钻成了目前胜利油田最深的科学深探井———郝科1井。二是塔里木胜利钻井公司深井、超深井钻井技术有重大突破。以胜利钻井工程技术公司、泥浆公司、固井公司和钻井工艺研究院等单位为依托，依靠胜利科技优势，采用高压喷射钻井，优选参数钻井、定向井水平井钻井、长筒取心、优质钻井液（包括固控）、套管开窗侧钻等工艺技术，6次捧回塔指重大油气发现奖杯，成为塔里木探区的一支钻井劲旅，反映了胜利深井钻井技术的重大突破。
欠平衡钻井技术
胜利油田欠平衡钻井技术主要是：1.采用聚合醇钻井液体系为主的液相欠平衡钻井技术。适合于储层压力系数大于1.08的地层。2.可循环泡沫钻井液技术，适合于储层压力系数1.0～1.05的地层。3.立管充氮气欠平衡钻井技术，适合于储层压力系数0.75～1.05的地层。..泥浆帽钻井技术，适合于古潜山易漏地层。
分枝井钻井技术2000年9月，胜利油田采用先进的导向及复合钻井工艺、MWD、复合式一体开窗工具、多元醇钻井液，及塑性水泥固井等新的工艺技术试验成功了桩1－枝平1井双分枝水平井，第一分枝井井深1945米，水平位移442.80米，水平段长236.02米，最大井斜93.20°；第二分枝完钻井深1872米，水平位移386.06米，水平段长186.62米，最大井斜91.2o，目前分枝井钻井、完井技术正在向纵深发展。
套管开窗侧钻技术
胜利油田从80年代末90年代初开始研究和试验套管侧钻技术，先从Φ244.5毫米（95／8″）套管开窗侧钻进行试验，90年代开始试验研究Φ177.8毫米（7″）和Φ139.7毫米（51／2″）套管开窗侧钻技术。“九五”期间，胜利油田又承担了国家重点项目“侧钻水平井钻采配套技术研究”，研制和引进了与之配套的工具仪器，形成了一套短半径侧钻水平井钻井技术，使胜利油田的侧钻技术居国内领先水平。
固井工艺技术
胜利固井可承担各种类型油气井固井设计；井下管串结构设计、优选；套管强度校核；固井施工作业及注水泥作业；并具备水泥干泥、水泥化验；系列水泥外加剂和系列固井工具附件的加工生产；可完成低压漏失井、高温井、高压井、热采井、长封固段井等特殊工艺井的施工。年固井可达1600多口，为雪佛龙、法马斯特等外国公司固井服务10余口井次。胜利黄河固井公司是国内惟一通过原中国石油天然气总公司长城钻井公司认证的固井专业公司，并于1997年通过法国BVQI公司ISO9001质量体系认证。
海洋钻井技术
胜利海洋钻井从事浅海和极浅海钻井，拥有8条钻井平台，其中3条坐底式平台，5条自升式平台。平台作业水深从2.5米～40米，钻井能力可达1万余米。该公司至今在中国渤海湾地区已有20多年的钻井经验，先后与科麦奇、阿帕奇、阿吉普和EDC等外国油公司进行了成功的合作。该公司固井拥有9套固井橇和配套水泥罐组及码头供给设施，能为钻井平台提供水泥输送及化验服务、流量计量及管汇试压服务、完井设计及固井施工服务。公司具有浅气层井、低压漏失井、深井、高压气层井、长封固段井、大井眼井、小间隙井、丛式井组、定向井、大位移井、水平井、综合完井方式井的固井施工经验。并熟练掌握无候凝固井技术、内管固井技术、内管胀封隔器技术、分级注水泥技术、尾管固井技术、管外封隔器及分级箍、尾管悬挂器等配套完井技术。1998年通过ISO9002质量体系认证，多次为阿吉普、阿帕奇、EDC等国外公司提供技术服务。
钻井取心技术
胜利取心服务公司是由60年代初期的一支专业技术队伍发展而来的，目前已发展成为一个以设计、研制各种钻井取心工具、取心钻头，进行陆地或海洋钻井取心技术服务为主的专业化公司。公司于1996年经原中国石油天然气总公司（CNPC）审查获资格认证，批准
为CNPC长城专业服务公司，并正式命名为“中国胜利取心服务公司”，成为中国惟一具有资格对国内外进行取心承包服务的专业化公司。1999年再一次通过中国石油集团与中国石化集团联合进行的资质审查。公司已于1998年7月通过ISO9001质量资证体系认证，是中国最有影响、最具实力的取心公司之一。公司目前拥有国家级、省部级和局级科研成果24项，获得国家专利13项（一项发明专利）。公司在中长筒、长筒取心技术、密闭取心技术、保形取心技术、水平井取心技术、常规取心技术以及各种规格尺寸和取心目的层需要的金刚石取心钻头制造技术等方面都拥有明显的技术优势。
油气层保护技术
为实现油田持续稳产，提高油田开发水平和综合经济效益，胜利油田从上个世纪90年代初起，结合11个采油厂37个重点勘探开发区块（层位）的储层深度、岩性、温度、油藏理化性质、矿物组合等储层特点，到1996年先后编制并实施了保护油气层钻井（完井）液技术要求，开展了油气层保护的先导性试验研究。油气层保护工作包括以下内容：一是把钻井液和油气层保护措施纳入钻井工程设计中，要求按设计、施工、检查。二是针对不同油气藏岩性、理化性质、选择有利于保护油气层的钻井液。三是探井和重点区块开发井一段都聘用有实践经验的钻井液技术人员当监督。全面负责油气层保护指导与监督，并和井队一起做好钻井液的转化、维护处理工作。四是坚持使用屏蔽暂堵技术。选好与储层岩石孔喉半径相匹配的架桥离子和变形粒子。五是在平衡压力钻井基础上，1999年又引进了7套平衡钻井装置、一套旋转防喷器和欠平衡钻井设计软件，对适合欠平衡钻井的储层开展欠平衡钻井。到2000年底，欠平衡钻井试验7口井，取得了较好的经济效益。
优化钻井液技术
胜利钻井研制推广了正电胶钻井液、可循环泡沫钻井液等10多种优质钻井液和多种油气层保护技术，研制生产了高分子聚丙烯酰胺、正电性降滤失剂等多种油田化学助剂。在胜利油田完成了一万多口井的钻井液技术服务，其中水平井100多口。与美国白劳德路安公司合作完成了GB－1和GB－2井高难度定向井的钻井液技术服务。为美国路安公司在渤海提供技术服务，为美国斯伦贝谢公司在南海提供钻井液技术服务。与贝克休斯合作为雪佛龙公司提供钻井液技术服务。钻井液体系包括聚合物润滑钻井液、氯化钾聚合物钻井液、无固相钻井液、油基钻井液、正电性聚合物、可循环泡沫钻井液、高温钻井液、合成基钻井液、聚合醇钻井液、盐水钻井液等。
钻井信息技术服务
胜利钻井信息中心（北京超思唯科石油软件开发有限责任公司）是一个人才和技术密集型的现代化IT企业。公司主要从事软件及电子商务研发、卫星数据传输、系统集成、网络工程设计与施工、油田自动化产品研制、计算机网络安全产品开发，并提供企业信息化解决方案、信息技术培训与咨询等全方位IT技术服务。
凤参1井钻井工艺技术及问题处理 篇3
关键词：凤参1井；井漏；钻头优选；防斜打直；贵州页岩气
1 概述
凤参1井是贵州页岩气公司部署在扬子准地台黔北台地隆起遵义断凸凤冈北北东向构造变形区蜂岩背斜北东翼一口页岩气参数井，位于贵州省遵义市凤冈县党湾乡刘家寨村，目的层寒武系牛蹄塘组，钻穿牛蹄塘组进入灯影组38m完钻，完钻井深2585m。本井钻井周期82.25天，建井周期88.13天，平均机械钻速4.21m/h。
2 技术难点
①凤参1井是该区块施工的第一口页岩气参数井，勘查区内无钻井资料，不可预见情况较多，施工风险大。②清虚洞组以上地层以白云岩以及白云质灰岩、泥岩等岩性为主，地层胶结疏松，漏层多，漏失严重，钻井液消耗量大，小排量钻进，机械钻速较低。③为了满足地质录井需要，三开段全部用牙轮钻头钻进，起下钻次数较多，制约了钻进速度，延长了钻井周期。④寒武系明心寺组、牛蹄塘组含有碳质泥岩、泥页岩，地层不稳定，易水化膨胀发生井壁失稳，造成坍塌。
3 主要工艺技术
3.1 井身质量控制 一开、二开主要采用钟摆钻具组合和PDC+螺杆配合减震器钻具组合，严格执行定点测斜措施，井斜有较大增斜趋势时及时调整钻井参数，并加密测量，每次起钻投测多点；三开地层倾角较大，采用单弯螺杆复合钻进，井斜有超标趋势及时随钻调整，全井段井身质量满足设计要求。
3.2 钻头优选 ①一开Ф444.5mm井眼，使用一只ST517GK牙轮钻头，一只KS1662SGAR PDC钻头，由于该勘查区无钻井资料参考，只能实钻过程中不断总结试验，通过对实钻岩屑分析研究，结合设计提供岩性预测，牙轮钻头钻进至149m后，换为PDC钻头，PDC钻头机械钻速远远高于牙轮钻头。②二开井段共使用Ф311.15mm钻头8只、Ф215.9mm钻头1只（钻电测口袋）。PDC钻头机械钻速高于牙轮钻头，上部1000m以上地层DM664H钻头使用效果理想，进入高台石冷水组后（1000m以下）优选HS6133SBGH使用效果较好。③三开地质录井需要，使用牙轮钻头钻进，平均机械钻速3.52m，选型合理；一只MD517X高速牙轮钻头用于纠斜，主要是滑动钻进，机械钻速较低；两只取心钻头平均机械钻速相差较大，GC315使用理想。本井段使用牙轮钻头6只，取芯钻头2只。
3.3 取芯技术 本井取心进尺171.00m，共取心11次，岩心长度171.00m，取心收获率100%。
3.3.1 钻具组合。Φ215.9mm取心钻头+川7-4取心工具+Φ158.8mm钻铤×6根 +Φ127mm加重钻杆×18根+Φ127mm钻杆。
3.3.2 取心技术参数。排量20～25 L/S，转速50～60 r/min，钻压10-60kN。
3.3.3 取心技术措施。①严格执行地质、工程设计，与甲方、地质人员做好沟通，卡好取心层位和井段。加强取心各项技术措施，保证取心质量。②取心前检查取心工具，确保灵活好用。所有钻具与接头水眼必须经过专门检查，保证畅通无阻。③取心前调整好钻井液性能，充分循环干净井眼，进行短程起下钻作业，确认液柱压力能够平衡地层压力。井眼不畅通、井底不干净或没有压稳显示层不允许进行取心作业。出现掉块的井需要适当提高钻井液粘切或用稠钻井液清洗井眼。④简化取心钻具组合，减少钻铤数量，适当增加加重钻杆数量，能够满足取心所需钻压即可；若有条件时可在钻铤上部加随钻震击器。⑤将取心工具在地面装好，而后平稳上钻台，防止碰坏钻头与工具。无台肩的光杆外筒与接头坐井口时（包括起下钻）必须使用安全卡瓦。⑥出筒完毕，及时保养岩心筒，并戴好护丝。
4 钻井液技术
凤参1井金顶山组以上地层碎屑灰岩、白云岩和粉砂岩互层胶结疏松，分散度高、对流体冲蚀敏感，地层承压能力差，漏失段长；明心寺组下部、牛蹄塘组灰黑色泥岩、碳质泥岩水敏性强，极易吸水膨胀剥落坍塌，造成井壁垮塌。施工中一开、二开漏失井段主要采用膨润土浆加入适量随钻堵漏剂，采取边漏边钻方式穿过漏层；三开采用高效能无固相聚合物钻井液体系，进入明心寺组前，钻井液中加入足量的防塌剂、抑制剂以及降虑失剂，后期加强维护，保证泥岩段井壁稳定， 三开施工顺利，电测一次成功。
5 井漏处理
一开、二开长井段漏失，均采取降低排量，边漏边钻的技术措施，机械钻速受到一定影响，施工过程中出现水供应不足等现象，钻进过程中加强井下情况判断，一旦发现摩阻、扭矩异常，及时采取措施，停钻循环或者打入高粘切钻井液充分循环。该井施工边漏边钻井段共1305m，施工风险较大。
6 结论与建议
钻井新工艺 篇4
随着信息公路的快速发展, 科技创新是第一生产力, 推动了工业化飞速发展, 使得石油勘探开发领域发生了深刻的技术变革。
根据各个地区, 各个油田的地质情况不同, 储藏能量的大小和原油的性质、成分等因素的差异, 对不同油田的勘探开采应据实际的具体环境出发, 开采方式据采油难度及技术要求具体分析、合理实施。开采之前做到了把握好方向, 认真研究、合理布局。做好合理的勘测, 既考虑了布置生产井的具体位置, 也考虑到合理的控制油田出产量。同时, 对钻井技术的考量方面因地因时制宜, 钻井控制合理。
石油的钻井开发技术不仅影响钻井的开发速度及成本, 还影响到出油的产量及效益。就目前而言, 如何保持和改善油层驱油条件的开发方式, 如何优化井网有效应用采油技术的开发方式, 如何提高采收率的强化开发方式等等一系列的问题还得依赖新科技。
2 钻井提速新工艺的概况
2.1 简析钻井提速新工艺
钻井提速工作的有效实施, 能够推动钻井公司各项管理实现更规范、更严细的目标。钻井提速是一个综合指标的反映, 具体体现在整个基础管理工作中, 包括安全管理、质量管理、技术管理、施工现场管理等管理水平的提高。而科技的创新与进步推动了钻井提速的有效运行, 对钻井提速产生了重大影响。
在施工方面, 如果各家钻井公司组织钻机搬迁或者联系相关单位, 再对油田钻井开发进行大幅度的提速, 显然具有一定的技术难度。但是通过对油田每口井的钻井施工环节, 即钻前、钻进、完井等各个环节进行深入的分析。对地层特点进行精准分析、优化钻具组合及钻井参数, 从而提高钻井提速。
2.2 简析影响钻井提速新工艺的主要因素
影响钻井提速的因素有许多。
(1) 就地质因素及钻井工程技术因素而言, 对井身结构、钻井设备及钻井液分析不清, 很可能影响整个油田的钻井速度及施工进程。因而制定合理的设计方案, 依靠科技、优化井身结构, 采用先进的钻井工艺技术, 尤其优选了钻头, 有利于钻井提速, 实现开采开发的效率, 节约成本, 提高社会和经济效益。
(2) 作为影响钻井提速的不确定性因素之一, 工程事故复杂直接影响了钻井周期的长短。安全是提速的前提, 工程技术服务企业要把握“提速必须安全、安全才能提速”的原则, 做到“不安全的进尺一米不打、不安全的速度一秒不抢、不安全的效益一分不要”, 始终把提速放在扎实稳固的基层基础工作之上。对事故进行有效地事前预测和防止, 能够有效地减少工程事故复杂发生率, 有助于避免不必要的人身、财产损失, 因而, 降低工程事故复杂度也是实现钻井提速的重要“突破口”。而通过强化现场技术的监督指导, 加强技术攻关, 实施降事故、防复杂等一系列技术措施和防止措施, 有利于实现钻井提速, 确保安全施工, 保障质量。
(3) 就钻井勘探技术方面角度分析, 打井速度快慢直接关系到效益的获得。区域纷歧、地层纷歧、设计纷歧等曾为钻井提速带来了许多障碍, 因此利用高科技加大推广集成技巧, 利用力度, 增强高效钻具的优选、复合钻井、欠均衡钻井、优质泥浆系统等成熟配套技巧, 进级区域钻井模式, 推广先进地区的经验, 强化重点区域等施工环节的专家驻井办法, 构建优快钻井系统, 为实现钻井提速做好充分的准备。
3 浅析钻井提速新工艺在实践中的应用
每一次技术的突破总是在实践中凸显其价值, 并在实践中得到检验和改进。钻井提速新工艺作为一项新的科研成果, 在实践中日益成熟。以钻井提速在四川油田及胜利油田的钻井提速技术做以简要的分析。
3.1 四川地区深井钻井提速技术的应用
就地质方面而言, 其地质条件复杂, 因而对深井超深井钻井速度和完井要求高、又因为勘探开发成本高, 从而制约了其深部地层油气勘探开发的进程.四川地区通过对其复杂的地质条件进行深入的分析, 通过科研与先进科技的结合, 攻克了深井超深井钻井速度的主要技术难题, 随着复合钻井技术的应用和PDC钻头的使用, 使得机械钻速明显提高, 通过使用“四合一”的钻具, 即上部直井段防斜打直、造斜、增斜、稳斜钻进等方法, 实现了对井眼轨迹的有效控制。优化全井轨迹控制思路, 搞好“四合一”钻具组合配套钻井液, 突破了大型钻机井架整体提升、耐低温材料焊接、高承载提升和传动系统加工等难题的限制, 提高深井开采的效率及效益。
3.2 胜利油田丰深区块的钻井提速新工艺在实践中的应用
据悉, 近几年来胜利油田也开始对深层油藏进行大量的开发。而其本身的地质状况也比较复杂、油区复杂, 油藏类型庞杂, 有“石油地质大观园”之称。而重点开发区丰深区块则是运用钻井提速新工艺的典范。通过对丰深区块的地质情况和井身结构特点的研究, 该区探索出了合适的防斜方法, 对钻井过程中影响钻速的各种因素, 提高深井钻井速度的问题进行深入研究, 尤其在岩膏层钻井的速度问题等做了详尽的分析与探讨, 研讨出行之有效的钻速工艺。同时还提出保持井壁稳定的作业方式。根据胜利油田丰深区块钻井过程中易斜的特点, 采用了塔式钻具, 偏心钻具, 钟摆钻具工艺, 在控制井斜方面卓有成效。并对提高钻速问题, 优化了钻头和钻井参数, 做到因地制宜。根据聚醚多元醇的特性, 将其应用在胜利油田丰深区块保护了油气层, 防止粘卡和卡钻故障的出现。采用PDC钻头+加长马达+转盘钻井的钻井方式保障了钻柱强度不受影响, 提高了钻头转速, 有效改善钻柱的受力状况的条件下, 有效地减少钻柱与套管之间的磨损与破坏, 节约了钻井成本、提高机械钻速和钻井效率与效益。
4 结束语
科技是第一生产力, 钻井提速新工艺在科技创新的同时, 也很好的在实践中得到应用, 促进科技领域的技术突破和经济领域的发展。
摘要：近年来, 随着我国石油勘探开发的快速的发展, 石油行业采用了一批工业化的大型装备和高端仪器同时, 也对钻井技术进行深入的研究。如技术集成配套与现场试验提速取得了显著地提效, 钻井新技术新工艺试验进展显著, 实现了跨越式发展, 增强了技术储备得到增强。本文就从钻井技术的现状, 钻井提速新工艺的概况以及新工艺在实践中的应用作以分析, 旨在全面而深入的了解钻井提速技术, 通过大胆创新科技, 为石油的勘探开采服务, 使其在实践中不断地取得突破, 提高石油的开采率和利用率。
关键词：钻井提速新工艺,科技创新,工程事故复杂率
参考文献
[1]韩永明.胜利油田丰深区块钻井技术研究中国石油大学, 2007
钻井新工艺 篇5
1、进入目的层后，每次起下钻要试关防喷器一次以检查（B）。A、助封效果 B、封井效果 C、开关效果
2、环形防喷器的胶芯使用时（A）使用。
A、先旧后新 B、先新后旧 C、没有要求
3、常用的钻具内防喷工具有（A）方钻杆旋塞阀等。
A、钻具止回阀 B、投入式止回阀 C、手动止回释放阀
4、在高含硫，高压地层和区域探井的钻井作业中防喷器上应安装（B）
A、全封闸板 B、剪切闸板 C、半封闸板 D、变径闸板
5、进入汽层后，（B）应当开关闸板一次，检查是否灵活好用。
A、每班 B、每天 C、每周 D、每月
6、正常情况下，闸板防喷器关闭压力为（B）MPa A、7 B、10.5 C、21 D、34.5
7、浮阀总体主要由阀体限位坐（C）密封垫组成
A、销子 阀盖 B、阀盖密 封套 密封盘 C、阀盖 销子 密封套
8、闸板防喷器的开关，一般情况下由（A）控制。A、司控台 B、远控台 C、手动 D、辅控台
9、离心式常压除气器的处理量取决于下底距液面的距离（沉没度）和钻井液（D）A、失水 B、比重 C、切力 D、密度
10、什么情况下需要换闸板？(B)A、起下钻杆时 B、钻杆尺寸改变 C、换钻头 D、以上都对
11、闸板防喷器的观察孔（渗漏孔）的主要用途是什么?（B）A、观察孔可允许目测闸板轴是否渗漏，不检查时应用丝堵上死。B、观察孔可用于观察闸板轴盘根是否漏油、钻井液或混合液。C、观察孔可装黄油嘴，以便润滑闸板轴。
D、观察孔可防止通过闸板轴盘根由井内向油缸开启腔的渗漏或相反的渗漏。
12、已启动司钻控制台上的总控制阀。当搬动司钻控制台上的手柄来关闭上闸板防喷器时，后果如何？(B)A、该手柄打开司钻控制台后面的液动阀，并且液压油流向防喷器。
B、该手柄打开司钻控制台后面的气阀，该气体推动控制台上的活塞，使三位四通换向阀换位。
C、该手柄打开司钻控制台后面的电路开关，电流启动储能器系统上的液控阀并且使液压油流向防喷器。
13、安装闸板防喷器时，需配装的半封闸板规格是依据（C）。
A、钻铤直径 B、技术套管直径 C、使用的钻杆直径 D、闸板防喷器的规格
14、液压闸板防喷器开井操作完毕后，应到（A）检查闸板是否全部打开。A、井口 B、远程控制台 C、司钻控制台 D、控制箱
15、旋转防喷常用于（B）钻井中。
A、平衡钻井 B、欠平衡钻井 C、钻进 D、起下钻
16、旋转防喷器（A）进行带压起下钻作业
A、可以 B、不可以 C、看情况而定 D、以上都不对
17、关闭旋转球形防喷器时，液压油从下壳体上的进油口进入防喷器里面的活塞（B）A、上腔 B、下腔 C、中腔 D、上壳
18、主动密封式旋转球形防喷器在静态时最大额定压力是（D）MPa A、10.5 B、14 C、21 D、35
19、主动密封式旋转球形防喷器在静态时液压关闭定压力是（D）MPa A、14 B、21 C、28 D、38 20、7100型旋转控制头的额定连续旋转工作压力是（B）MPa A、10.5 B、17.5 C、21 D、35
21、（A）型密封垫环仅用于6BX型法兰连接。A、BX B、RX C、R
22、定期检查法兰（B）松紧程度和完好情况，检查各处法兰连接是否有漏气。A、密封圈 B、螺栓 C、本体
23、钻井四通主要用于连接防喷器和（A），侧口连接放喷或压井管线。A、套管底法兰 B、环形防喷器 C、旋转防喷器
24、螺纹式套管头安装时，扣引好后用法兰上扣器上紧，用转盘（A)档转动即可。A、1 B、2 C、3 D、4
25、FKQ800-7C型控制装置中800的含义是（B）
A、控制装置的储油量为800L B、储能器的公称容积为800L C、储能器的最大储气体积为800L D、储能器的最大储油量为800L
26、压力继气器不同于压力继电器，无需调节（A）
A、下限油压 B、上限油压 C、上下限油压 D、下限气压
27、国内现场要求溢流量在（B）以内被发现，称之为早发现。
3333 A、0.5m B、1m C、1.5m D、2m
28、根据井控内容和控制地层压力程度的不同，井控作业通常分为（C）。A、一级 B、二级 C、三级 D、以上都有
29、“三高”一般是指具有（ABC）特征的井。A、高产 B、高压 C、高含硫化氢 D、高温
30、H2S在空气中燃烧是（A）火焰并产生（）气体。A、蓝色 SO2 B、红色 S C、黄色 H2O D、蓝色 H2
31、对含硫油气井连续使用超过（C）个月，一般油气井连续使用超过（）个月的闸板胶芯予以更换。A、4个月 12个月 B、1个月 12个月 C、3个月 12个月
32、压力的单位是（B）。
A、N（牛）B、Pa（帕）C、T（吨）33、1KPa等于（A）Pa。
A、10³Pa B、10²Pa C、10Pa
34、我国石油行业现场有（C）种压力表示方法。A、2 B、3 C、4
35、某深度的压力等于具有一定密度的流体在该点所形成的液柱压力，则可以用（C）表示该处的压力。A、深度 B、粘度 C、密度
36、井底压差是造成油气层损害的主要因素之一，压差（A），对油气层的损害越轻。A、越小 B、越大 C、等于0
337、中国石油天然气集团公司对附加当量钻井液密度值规定为：气井附加密度为（C）g/cm。A、0.05－0.10 B、0.05－0.14 C、0.07－0.15
38、合理的钻井液密度必须根据所钻地层的孔隙压力、破裂压力以及钻井液的流变参数加以确定，正常情况下压力附加值油层为1.5-3.5 MPa，气层为（C）MPa。A、1.0－3.0 B、2.0－4.0 C、3.0-5.0
39、压力梯度在（B）Kpa/m为正常压力地层。
A、6.8－7.8 B、9.8－10.4 C、9.8－12.0 40、平衡压力钻井，是指井底压力（C）地层孔隙压力。A、等于 B、小于 C、稍大于
41、井底压差越大，对油气层损害（C）。A、越轻 B、越不明显 C、越严重
42、增大井底压差，会使机械钻速（B）。A、不变 B、减小 C、增大
43、静夜压力的大小只与（B）有关。
A、长度，宽度 B、密度，高度 C、粘度，切力
44、能引起井内压力瞬时降低的是（A）。
A、抽汲压力 B、地层压力 C、波动压力
45、在正常沉积地层环境中，随着井深的不断增加，上覆岩层压力增大，孔隙度（B）。A、增大 B、减小 C、不变 D、不能确定
46、钻头在油气层中和油气层顶部以上（C）m井段内起钻速度不得超过0.5 m/s。A、100 B、200 C、300 D、50～100
47、一般在进入油气层前（A）m，按照设计最高钻井液密度值对裸眼地层进行承压能力试验。A、50～100 B、100～150 C、150～200 D、200～300
48、下列处于全开状态的阀门是(B)。A、J1 B、J2a C、J3b
49、发生溢流后软关井的优点是（C）。
A、关井用时长 B、关井速度快 C、不容易产生水击效应
50、理论压井液是压力平衡条件下计算的结果，是一个平衡地层压力的（C）密度值，是不能直接采用进行压井的。
A、最高 B、标准 C、最低
51、用（B）方法，压井中所产生的套压最低。A、司钻法 B、工程师法 C、循环加重法
52、假如井底压力不变，立管压力随着静液压力增加而（B）A、不变 B、下降 C、上升
53、气体与液体最显著的差别在于其可压缩性和（C）A、溶解性 B、易燃性 C、膨胀性 D、不变性
54、从玻义耳-马略定律（P1V1=P2V2）可以看出，气体压力增加一倍，体积减小（A）A、1/2 B、1/3 C、1/4 D、1/5
55、在正常钻进期间，气体侵入井内，则井底压力（C）A、不变 B、增大 C、减小 D、不确定
56、垂直井深2000米，原钻井液密度1.25克/立方厘米，关井立管压力为4兆帕，压井用的钻井液密度为（C）。
3333A、1.30 g/cm B、1.40 g/cm C、1.45 g/cm D、1.50 g/cm
57、如图所示选择答案
泵速已达到压井排量，立管压力已达到初始循环立管总压力，应（C）。A、开节流阀 B、关节流阀
C、以钻杆压力10兆帕作为控制压力 D、以环空压力6兆帕作为控制压力
58、如图所示选择答案
关井以后，已经读出钻杆和环形空间压力，开泵调整节流阀保持最初的关井套管压力直到（A）。A、泵速率达到压井排量 B、气体侵入超过套管鞋处 C、气体上升到井口 D、气体已经被充分循环出井内
59、关于压井作业下列叙述正确的是（ABD）。
A、井底压力必须大于或等于地层压力 B、控制节流阀保持井底压力不变 C、控制泵速保持井底压力不变 D、控制立管压力保持井底压力不变 60、在压井过程中，钻头水眼被堵，但未堵死时的显示是（A）。A、立管压力升高，而套管压力不变；B、立管压力不变，套管压力升高； C、立管压力与套管压力都升高；D、立管压力与套管压力都不变
二、判断题
3（√）
1、H2S的安全临界浓度为30mg/m（20ppm）。
（√）
2、在井下的油气水层中，无论地层压力高低，只要地层压力高于当时井筒内静液柱压力，都有可能导致井喷。
（×）
3、防喷器组检验维修后，应按井场连接形成组装后进行变压和额定工作压力试压。
（√）
4、在含H2S油气井发生井喷失控，在人员生命受到严重威胁、撤离无望且短时间内无法恢复井口控制时，应按照应急预案实施弃井点火。
（×）
5、地层压力小于正常压力时称为异常低压，这种情况通常发生于衰竭的产层和小孔隙的老地层。（×）
6、关井压力是指关井时钻具水眼内的液柱压力与地层压力之间的差值。（√）
7、下钻划眼时的井低压力最大。（√）
8、流体在某点的压力在各个方向均相等。
（√）
9、同一深度地层的地层压力系数等于该压力的当量密度。
（×）
10、在其它条件相同的条件下，钻具井底起钻的抽汲压力小于在其它井深的抽汲压力。（×）
11、关井后，地面有压力显示是溢流的可靠信号。
（√）
12、关井后，立压等于零，套压大于零，说明井下一定发生了溢流。
（√）
13、在钻井作业的任何过程中都有可能发生溢流，在钻井施工期间及时发现溢流，并才用正确的操作程序迅速地控制井口，是防止发生井喷的关键。
（√）
14、盐水侵入钻井液会使钻井液的密度、黏度下降。
（√）
15、综合录井检测范围主要包括钻时、悬重、钻压、立压、扭矩、泵速、出口流量、出口温度、出口电导率、出口密度、总池体积、全烃、氯根、H2S、CO2 等参数。（√）
16、溢流检测是在停泵状态下观察井口是否存在自动外溢以确定是否有溢流发生，检测时间一般为5～10min。
（×）
17、在发生气体溢流长时间关井时，会直接威胁到井口安全，但不会发生地下井喷。
（√）
18、长期关井将引起井口、井壁及井底产生过高的压力。
（×）
19、司钻法压井时环空受侵钻井液排完后关井套压应大于关井立压。
（√）20、所谓压井就是发生溢流后，在井内重新建立一个钻井液液柱压力来平衡地层压力的工艺过程。(√)
21、压井循环时，最理想的情况是在打开节流阀的瞬时启动钻井泵。(√)
22、在压井过程中，当套管压力达到最大时，作用于井底压力保持不变。（×）
23、压井循环时的立管总压力可作为判断地层压力的压力计来使用。
（√）
24、掌握地层破裂压力，对于搞好井控工作是十分必要的，它是确定关井和压井最大套管压力的重要依据之一。
（√）
25、闸板防喷器的手动锁紧装置只能关闭闸板，不能打开闸板。要打开唯一的办法是：先解锁，然后用液压打开。
（×）
26、闸板防喷器的侧门开关守则两侧门可以同时打开。
（×）
27、闸板接触端有其它物质，或沙子、泥浆块淤积不会造成闸板关不到位。
（×）
28、闸板防喷器应试压到额定的工作压力，稳压时间不的少于15min，压力下降小于0.7MPa为合格。（√）
29、液动闸板防喷器关井后，用机械方法将闸板固定住，然后将液控压力油的高压卸掉，其目的是防止长期憋压损坏油路。
（√）30、在闸板关井过程中，由于井内压力对闸板前部的助封作用，关井液压油的油压值并不需要太高，通常调定为10.5MPa。
（√）
31、闸板防喷器的活塞杆密封圈具有方向性，只有正确安装才起密封作用。
（×）
32、闸板在手动锁紧或手动解锁操作时，两手轮必须旋转足够的圈数，确保锁紧轴到位，不必回旋（√）
33、闸板防喷器按驱动方式可分为手动闸板防喷器和液动闸板防喷器。（×）
34、闸板防喷器按连接方式分为法兰式和栽丝式两种。（√）
35、闸板防喷器在必要时用半封闸板能悬挂管柱。
（√）
36、严禁在未打开闸板防喷器的情况下进行起下管柱作业。
（√）
37、旋转防喷器由底座，液压卡箍，大直径高压密封元件，现场测试装置，高压动密封旋转轴承总成等组成。
（×）
38、7100型旋转控制头具有结构简单，工作可靠性高，配套件多，使用与维护方便等优点。
（√）
39、欠平衡钻井中，使用被动密封式防喷器时，如果钻具重量能克服钻具上顶力自由下落，那么就可以去掉加压装置，恢复正常下钻作业直至下完钻具。
（√）40、Shaffer旋转球形防喷器控制胶芯密封压力不能太高，否则密封胶芯磨损严重，使用寿命短。（√）
41、Williams7100型旋转控制头是强制润滑方式，润滑油可直接排放到井筒内，不能回收。（√）
42、环形法兰，盲板法兰分6B型，6BX型（√）
43、盲板法兰主要作封堵和试压用。
（√）
44、RX和BX型垫环是增压型的，井压作用在垫环内表面帮助密封。
（×）
45、套管头四通法兰及旁侧口通径均符合API SPEC6A标准，不具有互换性。
（×）
46、技术套管、油层套管悬挂采用WE型双锥面卡瓦悬挂器时，依靠套管自重卡住套管、使卡瓦与套管形成牢靠连接。
（√）
47、目前，国内使用较多的套管头是双级和三级卡瓦式法兰连接套管头。（√）
48、司控台各个气转阀的阀芯机能均为“Y”形并能自动复位。
（╳）
49、三位四通换向阀的阀芯、阀座采用压差密封，油压力越低密封性能越好。（╳）50、旁通阀如果采用二位二通阀时开关换位时储能器有液压损耗。
（√）
51、FKQ800-7C型控制装置的储能器由20个单瓶公称容积40L的钢瓶组成。
（╳）
52、当储能器钢瓶内油压达到21MPa时，胶囊里的氮气体积约为钢瓶的容积的3/4。（×）
53、一般压井管汇在钻井四通的右翼，节流管汇在四通的左翼。（方向反了）（√）
54、节流压井管汇的主要参数包括最大工作压力和管汇的公称通径。（√）
55、当已井喷时可以通过压井管汇往井筒强注灭火剂以助灭火。
（√）
56、节流管汇控制箱的型号JY2 70 BJT中的B代表起泵冲计数器。
（╳）
57、下钻过程中装有止回阀下钻时，下钻至主要油气层顶部前应灌满钻井液后方可继续下钻。（╳）
58、钻柱最小内径要大于投入止回阀的最大外径1.55mm 以上，不必用通径规做通过实验。（╳）
59、方钻杆在井内发生井喷或井涌时，可先关防喷器，再关闭旋塞阀，以防止井涌或井喷时钻具内失控。（√）60、箭形止回阀可直接接入钻柱中，也可在发生溢流时在将它接入钻柱中。
三、简答题
1、做好井控工作的对策有哪些？
答：（1）做好井控工作的重要环节
①思想重视 ②措施正确 ③严格管理 ④强化培训 ⑤装备配套（2）抓好浅气层钻井井控工作（3）重视低压油气井的井控工作
（4）做好含H2S井及“三高”井的钻井井控工作
2、溢流的预兆都有哪些？ 答：溢流的可能预兆有：
（1）机械钻速增加；（2）后效增加；（3）扭矩及起钻阻力增加；（4）dc指数变化；（5）岩屑尺寸和形状改变；（6）钻井液性能变化；（7）页岩密度减小；（8）温度变化；（9）泵压变化；（10）综合录井参数的变化。
溢流的可靠预兆有：（1）循环池液面上升；（2）钻井液返速增加；（3）起下钻灌浆量异常；（4）停泵后井口外溢。
3、钻开油气层后，起钻前的准备工作应如何做？
答：①开始起钻前，钻井液应处于良好状态，至少循环一个循环周，达到没有井漏、没有油气水侵显示，进出口钻井液密度差不超过0.02 g/cm。油气上窜速度不超过10m/h。
②卸开方钻杆或顶驱前，应将灌浆罐充满合适密度的钻井液并倒好流程，处于待命状态。
③起钻前应准备内防喷工具，包括钻具安全阀（旋塞阀）。钻具止回阀以及所有所需的钻杆、配合接头及专用工具，放在钻台上相应的地方，钻具安全阀及抢接装置应处于全开状态。
④起钻前可将一段重浆顶替到钻柱中，做到干起以防止钻井液返喷。
4、钻开油气层时溢流的预防应该做哪些工作? 答：（1）钻井队应严格按照工程设计选择钻井液类型和密度值，钻井中要进行以检测地层压力为主的随钻监测，绘出全井地层压力梯度曲线。
（2）发生卡钻需泡油、混油或因其他原因需适当调整钻井液密度时，井筒液柱压力不应小于裸眼段中的最高地层压力。
（3）发现气侵应及时除气，气侵钻井液未经除气不得重新注入井内。（4）每只钻头入井开始钻进前及每天白班开始钻进前都要以正常排量的1/3～1/2做低泵冲试验，并做好泵冲数、排量、泵压记录，当钻井液性能或钻具组合发生较大变化时及矜持超过150m之后应及时补测。
（5）钻进中发生井漏，应将钻具提离井底，方钻杆提出转盘，以便关井观察，观察时采取定时、定量反灌钻井液措施保持井内液柱压力与地层压力平衡，防止发生溢流，其后采取相应措施处理井漏。
5、在压井作业中如何操作节流阀? 答：当泵速或排量达到压井排量时，保持其不变。调节节流阀的开启程度，使立管压力等于初始循环立管总压力。重钻井液由地面到达钻头的这段时间内，静液压力不断增大，通过节流阀控制立管压力，使其按照“立管压力控制表”的变化。一旦停泵，节流阀必须迅速关上以维持预定压力。若压力降到计划值以下，地层流体就会侵入。另一方面，高压可能导致地层破裂。在调整节流阀的开大或关小，立压呈上升或下降，由于压力传递需要一定的时间，因此，存在着一迟滞现象。其迟后时间取决于液柱传递压力的速度和井深，液柱传递压力的速度大约300米/秒。、四、计算题
1、已知钻井液密度为1.27g/cm³，套管鞋深度为1067m，破裂压力当量密度为1.71 g/cm³，求最大允许关井套压？
解：Pamax=10¯³(ρf-ρm)gHf=10¯³*（1.71-1.27）*9.81*1067≈4.606（MPa）答：最大允许关井套压为4.606MPa。
钻井平台中新材料的焊接工艺研究 篇6
1. 材料分析
L780自升式钻井平台的桩腿齿条材料为ASTM A514 GR Q, 厚度为127mm和154mm两种规格。在公司各型产品的建造中, 该材料的焊接尚属首次, 因此没有先前经验可以借鉴。在齿条材料供货阶段与业主的谈判过程中, 曾交流过与其相关的焊接工艺, 供货商也提供给了船厂供参考的焊接工艺, 经过我们的分析, 该工艺不适合船厂的焊接施工, 为此船厂必须自主开发出适合于船厂实际的焊接工艺, 确保海洋工程产品的顺利建造。
桩腿齿条材料调质钢ASTM A514GR.Q, 屈服极限为690MPa, 抗拉强度为770/931MPa, 纵向冲击要求在-40℃时不低于34J。美国材料实验协会对A514的规定如表1所示。
由表1可以看出, 该齿条材料的性能要求要比传统意义的A514材料高出许多, 因此, 在焊材选配及试验参数的调节过程中不可能按部就班, 必须重新设计新的满足设计要求的参数。
2. 焊接方法及接头设计
根据船厂的实际情况, 本产品桩腿齿条的焊接方法确定为手工电弧焊。焊接接头坡口型式的设计要以其选择的焊接方法为依据。本齿条的厚度有127mm和154mm两种规格, 焊接建造阶段分为胎上组立 (立焊位置, 3G) 阶段、构件预合拢 (横焊位置, 2G) 阶段及船坞合拢 (横焊位置, 2G) 阶段。同时, 根据ABS、CCS船级社规范对焊接接头的设计要求以及齿条材料的来料精度要求, 最终与结构设计部门确定如下的焊接接头坡口地式, 图1为横焊位置 (2G) 阶段, 图2为立焊位置 (3G) 阶段。
3. 焊接材料的选择
根据AWS D1.1钢结构规范、ABS和CCS海洋工程规范, 结合本产品的建造特点, 该齿条ASTM A514改良型材料的手工电弧焊条选择为如表2所示的材料。上述材料经过熔敷金属试验, 满足技术规格书的要求
4. 预热的要求
对于本产品齿条的焊接, 合适的预热温度能够大大提高焊接接头的抗裂性, 防止冷裂纹的产生, 同时降低热影响区组织的硬度, 并提高其低温冲击韧性。预热能降低马氏体转变时的冷却速度, 通过马氏体的自回火作用来提高抗裂性能。但是预热温度是要严格控制的。预热温度过低达不到预期的效果。当预热温度过高时, 不仅对防止冷裂没有必要, 而相反会使800℃~500℃的冷却速度低于出现脆性混合组织的临界冷却速度, 使热影响区出现明显的脆化。选择适当的加热温度, 焊接时保持合适的层间温度, 焊后采取后热、缓冷等措施进行后热处理, 不仅能消除部分焊接残余应力, 而且有利于扩散氢的排除, 从而使焊接接头的低温冲击韧性得到提高。通过大量的分析和试验, 在本试验中最后确定焊前预热温度为≥120℃, 控制层间温度在适当范围, 焊后进行后热处理, 保温时间2小时。
5. 焊接工艺认可试验及编制焊接工艺规程
按照ABS和CCS海洋工程规范, 采用上述焊接方法和焊接材料, 在焊接试验室进行了焊接工艺评定试验。焊后的试验板焊缝成型良好, 符合焊缝外现质量评定标准。焊缝的无损探伤检验 (NDT) 完全合格。焊缝试样的机械性能试验, 包括拉伸试验、弯曲试验和冲击试验等, 其结果完全满足规范要求, 获得了ABS和CCS的认可。
焊接评定试验是制定焊接工艺的依据, 根据焊接试验结果及现场施工条件, 制定了焊接工艺规程, 并同样获得了ABS和CCS船级社的认可, 该工艺可作为实用指导文件用于L780海洋钻井平台ASTM A514改良型材料的桩腿齿条的焊接建造。表3为ASTM A514GR.Q厚度 (127mm) 的焊接工艺参数, 以横焊 (2G) 为例。
6. 结束语
浅层水平井钻井工艺相关探讨 篇7
关键词：浅层水平井,钻井工艺,固井,完井
在油田的开发中, 对于埋藏较浅, 深度约为三百米到五百米之间的油藏, 采用普通的钻井技术就无法保证全部储量的开发。在实际作业中, 对于190米以下的的油藏可以通过浅层定向井钻井技术来开发, 但是对于300米以上的油藏, 通过采取水平井钻井工艺就可以使得其得到较好的开发, 能有效的提高采收率, 为油田的稳产和生产起到促进作用。在浅层水平井的作业区别于常规的水平井, 由于其井比较浅, 就会出现较大的井深和位置, 钻井和下管过程中的井眼摩擦也会较大, 这些都是浅层水平井钻井过程中需要解决的一些问题, 因此对浅层水平井钻井工艺的研究具有较为重要的意义。
1 浅层水平井的现状研究
在对浅层水平井进行相关研究分析后, 可以发现其存在着一些特点和难点。由于造斜点浅, 直井段的钻柱重量较轻, 就会给大斜度段和水平段施加钻压带来困难。在地层相对松软的地区, 很难确定工具实际造斜率, 这就需要井身坡面的调整性较好, 能满足对垂深误差的调整需求, 这就使得井眼轨迹的控制难度加大。浅层水平井的井浅, 直井段短以及造斜率较高, 测井的过程中很容易出现遇阻的情况。小型直井钻机配备多为单泵, 在大斜度段出现的岩屑床会影响到井眼轨迹控制以及下套管。完井套管在下至钻井深的时候会因为井浅、直井段套管重量轻和水平段大等因素而不容易实现。在作业中, 钻井液的选用要多方面考虑润滑、井壁稳定、携岩、油气层保护和钻井成本等, 这些因素也给钻井液的选择带来了一些难度。处于采油压裂的需求, 需要保证水平套管居中和完井固井的油气层保护问题, 加大了浅层水平井固井和完井的难度。
2 浅层水平井的钻井技术研究
2.1 井眼轨道的分析
在浅层水平井井眼轨道控制和预测上, 其关键技术就是对各种造斜具组成的造斜能力进行综合计算, 这压是控制好水平井井眼轨迹的最重要步骤。作为井眼轨迹控制技术的重要组成和基础部分, 井眼轨迹预测有着很重要的作用, 随着水平井钻井技术的逐渐发展和成熟, 井眼轨迹控制与水平井钻井优化设计显得更加密不可分, 出现了越来越多的交叉互溶。钻井设备、仪器能力、工具这些都是设计中需要考虑到的, 通过对钻井组合造斜能力进行计算分析, 优化设计井眼轨道, 制定合理的方案来保证其有效的在钻井施工中发挥出预测的作用。通过与随钻轨迹预测想结合, 实现井眼轨迹的精确控制, 提高作业的中靶率。作业前对下步钻具造斜能力的计算能降低施工的盲目性, 使得钻具下入有了更多的依据, 整个过程更为科学、优化, 缩短了施工工期, 提高钻井的综合效益。
2.2 固井、完井的分析
油藏的深度较浅、油水层较多、井底温度较低, 且在长期的高压注水开发后进入到了高含水阶段。在固井的过程中, 会出现地下流体侵入环空冲蚀水泥环, 导致层间流体窜通、水泥浆漏失低返和固井质量达不到要求等多方面严重的危害。为了提高固井的质量, 减少套管损伤和延长油井寿命, 需要加强固井、完井相关工艺技术。
2.2.1 固井施工
在固井的水泥浆选用上, 多采用双凝双密度防窜水泥浆体系。上部选用密度为1.85~1.88g/cm3的G级水泥原浆, 初凝时间从150min到250min, 终凝时间一般小于50min, 下部的密度为1.92~1.94 g/cm3, 初凝时间从35min到50min。双凝结构式为了防止水泥浆失重, 以免出现层间窜动以及高压地层水窜入井筒的情况, 也提高了油水层段封固程度。双密度结构式为了减小水泥浆液柱静压力和顶替动压力, 以免出现上部水泥浆漏失, 减少套管损伤保证水泥浆顺利返回。
冲洗液的选用是依靠其中的研磨剂来对井壁进行磨洗, 去掉浮泥饼和清洗环空。降水剂的使用是为了保证冲洗液的失水量, 减轻自由水对产层带来的危害。通过添加高分子聚合物, 可以提高冲洗液的液相粘度, 使其携带能力加强。小阳离子粘土稳定剂还可以减轻自由水对产层粘度和页岩的伤害, 避免出现迅速膨胀, 堵塞油气流孔道, 实现提高第二界面的封固质量。为了保证第二界面的胶结有一个清洁的井筒环境, 需要对泥饼和隔音泥浆进行清洗, 这就需要清洗液失水量低、有较好的相容性、较强的稀释作用。为确保紊流顶替的实现, 需要使用大功率固井车, 结合现场实际制定合理的现场工艺, 保证施工环节的最佳要求。
2.2.2 完井施工
下套管前需要保证井眼干净, 井下通畅, 进行认真的通井洗井。在安全和井壁稳定情况保证的情况下, 可以调整钻井液性能来减少其粘度和切力, 以实现钻井液性能做到低粘、低切、低含砂量、低失水和较小的摩阻, 井下不出现漏失和涌等情况, 钻井液平稳压稳地层。对于在钻井和通井作用中的十楼情况, 必须进行及时的堵漏处理, 尽量将井漏控制在固井施工之前。
2.3 相关配套
对于钻井设备, 在装卸套管的过程中不要出现碰撞, 按顺序卸车、摆放, 对套管进行数量、壁厚、钢级、短套管和联顶节等情况观察, 防止存在外表缺陷以及丝扣损伤的套管下井。对于固井设备, 需要对水泥车动力和液压控制操作机构进行彻底检查, 保证其能正常工作, 能达到排量和水泥浆密度的要求。另外还需要检查的设备包括压风机、下灰车的气路。对车辆进行合理摆放, 通过试运转后发现问题并及时解决。
在固井施工前必须检查前置液和钻井液、水泥浆的相容性等, 水泥浆的凝结时间要大于前置液。对于添加的外加剂必须进行性能检测, 满足要求后才能进入作业现场。水泥浆的密度、注水泥浆排量以及置替水泥浆排量都需要进行严格的设计和控制。替浆的计算要保证精准, 避免出现碰压过高或替空的情况。钻井液的返出需要配备专人观察, 出现异常情况时能及时进行施工指挥。
随着油田开发的不断深入, 浅层水平井钻井工艺技术会得到越来越广泛的推广使用, 这种技术的开发应用也是对油田的稳产和发展提供了有力的技术支撑。
参考文献
[1]高明春.浅层稠油水平井采油工艺技术优化[J].西部探矿工程, 2012.4[1]高明春.浅层稠油水平井采油工艺技术优化[J].西部探矿工程, 2012.4
[2]张庆良, 张海雄, 秦雪峰, 常海军.河南油田浅层稠油水平井钻井工艺技术研究[J].复杂油气藏, 2012.1[2]张庆良, 张海雄, 秦雪峰, 常海军.河南油田浅层稠油水平井钻井工艺技术研究[J].复杂油气藏, 2012.1
钻井新工艺 篇8
中原石油工程公司多年来服务于厄瓜多尔钻井市场, 见证了钻井装备的更新及工艺技术的发展, 在采用新工艺、新装备后钻井周期明显缩短, 井眼质量大幅提高, 人员、井下安全系数增加, 使经济效益得到最大化发展。
Sinopec rig119钻井队2016年8月份施工的Auca149井采用了旋转导向技术和顶驱下套管装置, 通过与同井场之前的Auca148井对比发现新工艺及装备具有极大的优势, Auca148井采用常规定向和下套管工具下套管, 平均机械钻速46.4 m/h, 完井周期29.5天。Auca149井采用了旋转导向技术, 平均机械钻速70 m/h, 完井周期22.4天。两口井完钻井深、井眼轨迹及井身结构基本一致。因此具有可比性, 根据数据, 不难看出新工艺、新装备对经济效益的影响。下面将介绍下施工过程中使用的斯伦贝谢的旋转导向技术和TESCO的小顶驱下套管装置的原理, 应用范围和其先进性。
1 先进技术工艺和装备情况
1.1 斯伦贝谢Power Drive旋转导向技术
(1) Power Drive系统的组成及原理。
Power Drive是调制式全旋转导向的一种典型代表, 利用推靠钻头的偏置原理来实现导向。该系统由井下旋转导向工具、MWD随钻测量系统、地面井下双向信息通讯系统和地面计算机监控系统组成。
Power Drive工具把旋转钻井条件下测得的井斜角、方位角和工具面角等数据上传到地面, 地面计算机监控系统根据实钻井眼与设计井眼的相对位置来产生改变工具面角等参数的下传指令, 经钻井液同步传输到井下仪器, 微处理器对钻井液脉冲信号加以识别, 与储存在仪器里的指令对比解释后, 由井下旋转导向工具执行指令, 从而实现钻柱旋转状态的三维全导向。
(2) 旋转导向技术的应用。
钻具组合:16"PDC×0.35 m+8¼"Power Drive 900AA6.54 m+8"MWD Tool×7.94m+8"NMDC×7.96 m+转换接头+8"DC×18.64 m+转换接头+5"HWDP×192.71 m+5"Drilling Jar×9.86 m+5"HWDP×110.28 m+转换接头+5½"DP。
泥浆性能及钻进参数:密度1.21 g/cm3, 粘度32s, 排量75 L/S, 泵压18 Mpa, 钻压10~20 t, 转速120~150 r/min。
Auca149井作业时, 为控制好轨迹, 严格按照设计要求施工, 勤跟踪、预测轨迹变化趋势, 避免轨迹控制上的”大起大落”。
(3) 应用效果。
Auca148井采用常规定向和常规下套管工具下套管, 平均机械钻速46.4 m/h, 完井周期29.5天。Auca149井采用了旋转导向技术, 平均机械钻速70m/h, 完井周期22.4天。Auca149井井眼轨迹平滑, 狗腿度明显小于Auca148井。
(4) 旋转导向系统Power Drive的优点。
①反映和降低了所钻井段的真正狗腿度, 使井眼更加平滑, 从而减少了在起下钻和钻进过程中钻具实际所受的拉力和扭矩, 减少了以后下套管和起下钻完井管串的难度。②使用Power Drive钻出的井径很规则。使用传统泥浆马达在滑动井段的井径扩大很多, 而转动井段的井径基本不扩大。这种井径的忽大忽小是井下事故的隐患, 也不利于固井时水泥量的计算。③Power Drive钻具的不停旋转, 大大降低了卡钻的机会。使用传统泥浆马达在滑动钻进时除了钻头外, 其他钻具始终贴在井壁上, 容易造成卡钻。④Power Drive钻具的不停旋转, 有利于岩屑的搬移, 大大减少了形成岩屑床的机会, 从而更好的清洁井眼。这对于大斜度井、大位移井、水平井意义很大。⑤Power Drive钻具的不停旋转, 特别有利于水平井、大斜度井的3000m以下井深中钻压的传递, 可以使用更高的钻压和转速, 有利于提高机械钻速。使用泥浆马达在大井斜滑动钻进时送钻特别困难, 钻压难以传递到钻头上。
1.2 小顶驱下套管装置
顶驱下套管装置是将顶驱钻井的优势应用在套管下放作业中。将它与顶驱连接, 通过其执行器机构实现夹持机构与套管的松开或夹紧。从而完成套管上扣、上提及下放套管等作业, 通过皮碗涨开后密封套管, 可以在套管下放的同时循环钻井液, 达到减少或避免复杂事故的发生的目的。
加拿大Tesco公司顶驱下套管装置由导向器、皮碗、抓管器、执行器、上接头、液缸支撑的吊环和专用吊卡等组成, 导向器引导工具进入套管, 皮碗涨开后密封套管, 抓管器抓住套管内壁, 执行器可以使皮碗涨开抓管器抓住套管, 上接头连接顶驱使套管旋转, 液缸支撑吊环用于单根管柱的起吊作业。
2 与常规下套管工具对比得出的结论
2.1 常规下套管的缺陷
(1) 遇到缩径、狗腿等复杂井段强行压入, 存在风险, 而且有可能起出套管, 用钻杆通井后再次下入套管。
(2) 一旦井底沉砂, 套管就很难下到设计位置。
(3) 套管下入时需要专门的灌浆设备和时间。
(4) 下套管期间, 安装套管头进行泥浆循环程序复杂。
2.2 顶驱下套管的优势
(1) 操作安全性高。取消了下套管时两个最容易出现的伤害事故的操作岗位 (套管扶正台的井架工和操作套管钳的钻工) 。
(2) 一套工具三个作用。边下套管, 边灌泥浆, 不需要专门的灌注设备。利用顶驱上套管扣, 不需要专门的液压套管钳。套管重量作用于顶驱中心管, 不需要大吨位的吊环和吊卡。
(3) 节约施工时间。节约通井、短起下时间。通过旋转、划眼顺利通过复杂井段, 减少施工风险, 节约施工时间。在井架任意位置可以及时方便的进行泥浆循环, 不用安装循环头。可划眼到井底。
(4) 经济效益高。节约人员、时效及处理事故的时间。
3 结论
(1) 钻井技术经济指标随着科技进步而不断变化, 采用新装备、新工艺后缩短了钻井周期, 极大的提高了经济效益。
(2) 新装备、新工艺的使用确保了井下安全, 设备安全及人员安全。
中国钻井技术正处于高速发展阶段, 中海油服已成功研制出“贪吃蛇”旋转导向技术, 但与西方成熟的石油服务公司相比仍有较大差距, 因此新工艺、新装备研究攻关是我们以后的工作重点, 要提升我国石油钻井技术, 必须在引进、消化、吸收的基础上, 强化自主创新, 形成具有自主知识产权的核心技术, 从而促进石油工程技术迈入全新发展阶段。
摘要：厄瓜多尔位于南美洲大陆, 赤道从其境内穿过, 在东部亚马逊盆地石油资源十分丰富, 地质条件较好, 油层储藏丰富。目前在厄瓜多尔聚集着世界各顶尖的石油工程服务公司 (Schlumberger、Baker Hughes、Halliburton、Tesco、Weatherford, 中国石化等等) , 因此各种新型的工艺、装备在最短的时间内得到了应用, 斯伦贝谢旋转导向技术、TSCO顶驱下套管装置为安全、快速、优质钻井施工提供了保证。
关键词：钻井,厄瓜多尔,旋转导向,顶驱,下套管
参考文献
[1]韩飞, 纪友哲, 等.顶驱下套管装置的技术现状及发展趋势, 石油机械, 2012年第40卷.
[2]彭勇, 闫文辉, 李继博.旋转导向钻井工具导向力优化设计[J].石油钻探技术, 2006, 32 (2) .
钻井新工艺 篇9
1 工作原理
图1和图2为CCV接头的结构,图1为上部分,图2为工具下部分。
从图1、图2中的CCV接头结构图中可以看出,图1和图2实为一整体,只因标注需要才把他们分2图,顶部接头和下部公扣扣型一致,扣型为168.28mm(6讙讌″)REG或114.3mm(4讓讈″)IF,长度约3m,外带一组不绣钢球(投球时用),接头中部有4个直径25mm的旁通循环孔,具体的内部结构和工作原理如下:
(1)钻具组合,下到预定位置,此时钻具组合处于正常的工作状态,相当于一个接头。投球后,泥浆运送球到达球座后,压力升高,憋压,打开泥浆循环孔,继续憋压,使球通过上球座而进入球篮,
此时泥浆循环孔处于开的位置,可以提高泥浆泵的泵冲,以提高环空返速,在工具内部仍有部分泥浆通过钻头进行循环,保证冷却和润滑的作用。
(2)在这个位置,CCV接头可以用来打堵漏剂,如果堵漏剂会损坏井下工具,例如CCV接头下接有MWD,为了不损坏MWD,我们可以再投入一个球,把流向钻头的泥浆关闭,此时100%的排量经过环空。
(3)如果想使钻井液再次全部从钻头通过,则再投一个球,泥浆运送球到达球座后,压力升高,憋压,使球能过球座,压力下降,工作球和用于关循环孔的球将一起被泥浆送到球篮,而CCV接头上的循环孔也同时被关闭,开和关能够使用多少回,主要取决于接头里的球篮容量,可以容纳8个或12个不等。
2 应用情况分析
2.1 DIFFRA-2R井
中原油田钻井一公司757钻井队2004年3月所钻进的DIFFRA-2R井是DIFFRA-2井的重钻井,既是一口探井也是定向井,长城钻井公司打的DIFFRA-2井由于钻遇裂缝性漏层而最终报废,所以施工难度非常大,我们同样钻遇到该漏层,最后我们下CCV接头,采取边漏边钻法在井口一直不返泥浆的情况下连续用清水钻井3d,可以说创造了一个奇迹,穿过漏层后顺利下入244.48mm(9讙讌″)技术套管。
(1)首先,加强对DIFFRA-2井及其邻井进行研究分析,发现该井和邻井都在钻进AMAL地层中钻遇漏层,且漏失量都在15～20m3/d,例如DIFFA SOUTH-1井的漏失量如表1所示,而DIFFA-2井直接由于井漏导致卡钻,原井眼报废。
(2)打完二开后,钻具组合为:钻头+螺杆+MWD+CCV接头+钻铤+加重钻杆+钻杆。2004年3月10日,工况为正常钻进,钻井参数:钻压为2～3t,顶驱转数为60r/min,泵冲双泵75,泵压20MPa,钻时28m/h,当钻进至1 847.65m时,司钻发现钻具突然放空,泥浆工程师和井架工发现泥冰浆槽不返泥浆。立即起钻至套管鞋1 497m,同时不停地向环空灌浆,环空泥浆不能灌满,接方钻杆,小排量泵冲25进行循环,泥浆不返,泥浆工程师准备堵漏剂,堵漏剂主要是云母片和果壳,颗粒比较大。
(3)下钻至1 820m,打开CCV接头,打7 950L(50bbl)的堵漏剂,成份为MICA,NUT SHELL(果壳),CaCl2,泥浆不返,没有立压;起钻5柱,往环空灌浆5m3,不返;再次下至1 820m,再打12 720L(80bbl)堵漏剂,泥浆不返,没有立压;起8柱,往环空灌浆5m3,泥浆不返;起钻至1 495m(套管鞋在1 497m),当天累计漏失225.5×104L(1 465bbl),约23m3。
(4)起钻,下光钻杆打水泥塞,再起钻,组合钻具,钻具组合为:钻头+钻铤+CCV接头+钻铤+加重钻杆+钻杆。打水泥塞,泥浆不返。
准备好清水和高黏堵漏剂,打开CCV接头,用清水和高黏堵漏剂继续钻进,在钻进的过程中,活动钻具,没有遇阻和多拨的现象,钻至1 995m,钻时1～2m/h,三开完钻,循环井眼,再次打开CCV接头,打19 500L(100bbl)高黏堵漏剂,短起下,到井底后,再打29 250L(150bbl)高黏堵漏剂,起钻,并成功下套管至1 986m,开泵冲到1 995m井底,固完井。该井顺利穿过漏层,为该井下一步施工奠定了坚实的基础。
注:1bbl=159L;1ppg=0.1198g·cm3
2.2 NEEM-11井
2.2.1 该井发生井漏的原因和事故处理过程中的难点
2006年12月,757钻井队施工的NEEM-11井发生严重的井漏井下复杂事故,该井在事故的处理过程中难点和发生的原因主要有以下几个方面:(1)漏层在2 213～2 250m之间,为裂缝性漏失;(2)井眼在800～700m之间为易缩径井段;(3)1 350～1450m之间有流沙层,井壁垮塌严重,井径很大;(4)井壁已经彻底破坏,井眼状况不好;(5)处理过程中,泥浆已经漏完,新配泥浆性能达不到处理复杂的要求;(6)漏失越来越严重,泥浆液面在什么位置不得而知,套管以下地层垮塌、缩径在所难免,施工难度非常大。
2.2.2 事故发生的经过和前期处理情况
2006年12月11日10:00在钻至井深2 217m后进行随钻测斜,测斜完循环过程中发现井漏。(钻具组合为:250.8mm(9讙讎″)PDC+Motor+MWD+247.65mm(9讕變″)STB+177.8mm(7″)DC)
灌泥浆,但无返出。测得泥浆漏速为95m3/h,共计漏失243m3。发现井漏后队上组织人员快速起钻,同时配高黏堵漏泥浆。起钻至1 700m,泥浆准备完毕,下钻至井底堵漏,使用19 500L(100bbl)堵漏泥浆,泥浆返出。5min后再次漏失,继续灌入堵漏泥浆至返出后起钻至套管鞋(700m)静止1.5h,泥浆漏失轻微。
下钻至2 215m,下钻泥浆返出正常,开泵后发现泥浆继续漏失。泵入堵漏泥浆15m3,同时发现泥浆返出。鉴于井下钻具组合复杂而贵重的事实,起钻更换牙轮钻头,甩掉螺杆、MWD和扶正器后下钻。下钻到底后,我们边漏边打,强穿漏层,钻进至2 220m,井内不返泥浆。又泵入15m3高黏泥浆堵漏后起出套管鞋,静止1.5h后再次下钻至井底,循环过程中发现漏速没有减小,泵冲稍有提高井眼不返泥浆,随即起钻。
下光钻杆准备堵漏,下钻到2 213m沉沙遇阻,由于下不到漏失层位,决定起钻。组合18m钟摆钻具,下入井底后发现轻微漏失,按指令钻进至2 225m,泥浆无返出。起至2 213m,重新建立循环。在井中泵入9.5m3堵漏泥浆,起钻下光钻杆到井底,用斯伦贝谢水泥车泵入20m3堵漏剂。起钻至1 800m循环,无漏失。
2.2.3 使用ccv(可多次开关式循环分水接头)处理井漏事故过程
起钻并组合18m钟摆钻具带CCV工具下钻。
下钻到井深2 170m遇阻,划眼到井底,泥浆一直有漏失,钻进至2 228m,不返泥浆,停泵投球,泥浆不经过钻头从CCV接头旁通建立循环,泵入堵漏剂到漏失层位后起钻至井深1 820m,关封井器在1.7MPa(250psi)蹩压10min,将堵漏剂挤入漏层,继续起钻配堵漏泥浆,泥浆到位后下钻至2 219m遇阻,泵入较大颗粒堵漏剂后起钻。
起钻至792m后上提遇阻,多次活动无法起出,接方钻杆,投球建立钻头循环,循环期间多次采用上提钻具、坐卡瓦倒划眼的方法依然无法起出,下钻至1 800m后起钻至792m依旧遇阻,多次开泵,上提活动数次起出,起出钻具后发现分水接头损坏,泥浆从离钻头3.2m旁通阀处短路循环,钻头水眼、钻头接头全部被堵漏剂填死。
更换新的牙轮钻头、分水接头(CCV)、震击器,组合钻具下钻,鉴于井下复杂的事实,分段循环下钻至井深2 162m遇阻,划眼至井深2 218m时发现不返泥浆,泵入堵漏剂提高泵冲后泥浆返出,边漏边划到井底2 228m,钻进至井深2 232m时再次不返泥浆,循环配堵漏剂,由于漏速太快,立即起钻,起钻到井深834m开始遇阻,同时755～756m之间遇阻严重,上提下放都有遇阻现象。起至737m时,井底钻具无法起出,循环开泵下放转动都正常采取了反复倒划眼的办法后,遇阻钻具顺利提离遇阻点。起钻过程平稳。
钻具起出后,扶正器泥包。钻头及CCV良好。
简化钻具组合,甩掉扶正器分段循环下钻处理泥浆,循环下钻期间无漏失。下钻到2 202m在循环划眼时开始缓慢漏失。为了保证最大限度地揭开漏层,利用CCV打堵漏泥浆,采取边漏边打的办法,强行穿越漏层。期间钻具放空2次,漏速加快,泵压下降,在钻进至2 250m时泥浆消耗完了起钻。
下钻至1 057m,遇阻,划眼至1 111m。下钻至1 422m,遇阻,划眼。划眼过程中,钻具上提遇阻,钻具无法提出,阻点井深2 151m。采取了通过下放钻具循环的办法,在震击器的作用下多次上提解卡。在划眼至漏层顶部2 200m时,下划至2 225m时开始不返泥浆,强划到井底,漏速比前几次更快,泵压很低,下钻进2m后因泥浆数量不充足,起钻。起至2 232～2 222m遇阻,上提下放在震击器的作用下解卡,上部井段起钻正常,但一直灌不满泥浆。
起钻,换牙轮通井,下光钻杆固井,井眼恢复正常后组合螺杆+MWD+CCV接头钻具下钻钻进。
2.2.4 从该井使用的情况得到的结论
从该井的处理过程中可以看出CCV在处理井下漏失及漏失后的遇阻有以下3大优点:
(1)下钻分段循环,打堵漏剂,特别是大颗粒的堵漏剂,避免堵水眼,为边漏边钻提供了技术保障。
(2)在发生重大漏失以后,泵入大颗粒的堵漏材料后,造成水眼和井下动力工具堵死,仍可通过CCV进行旁通循环,避免了在起钻过程中遇阻无法开泵而导致井下更复杂更难处理的现象。
(3)CCV接头可以用来分段打堵漏剂,对深井、超深井的承压试验打入大小不同、类型不同的堵漏剂提高很好的技术保障。
3 结论
用CCV接头进行堵漏,在井漏发生时能够及时地进行堵漏或预堵漏,提高环空排量等方面技术有着极大的优点,而其最大的钻井工艺就是进行边漏边钻,成功的边漏边钻技术大大地降低了钻井成本,节省了泥浆材料,缩短了钻井时间,由于漏失后井底的压持效应降低,机械钻速得到了大幅度的提高,节省了大量的堵漏时间和堵漏材料。
CCV接头的其它功能也在其它的区块和井队生产中得到了广泛地应用,但也有一些缺点,例如,在边钻边漏的钻井过程中,还没有考虑对生态环境的破坏。CCV接头在我国的使用具有广泛的前景。例如,在新疆塔地区,该区块在石炭系下统巴楚组5 000～5 500m这个范围含有上百米厚的盐膏层,所以上部地层就需要进行预堵漏,为提高井液密度穿盐进行试压试验,且封堵的层位不同,堵漏剂要求也不一样,其中T726井在承压试验中就花了15d的时间,如果使用CCV接头,则能够节约好多起下钻的时间,从而提高效益。
摘要：在油气勘探开发中,研究先进的钻井工具、新工艺、新技术对降低钻井成本、降低事故发生率、提高钻井效率有着重要意义。钻井过程中发生的轻微的漏失会使钻井工作中断,如井漏得不到及时处理,还会引起井喷和卡钻等事故,CCV(Centurioncirculate valve(可多次开关式循环分水接头))接头的出现,对处理井漏事故复杂提供了工具保证和技术支持。
关键词：井下工具,井漏,分水接头
参考文献
[1]徐同台.井壁稳定技术研究现状及发展方向[J].钻井液与完井液,1997,14(4).
[2]赵辉.加快深井钻井速度的几点建议[J].民营科技,2008(3).
沁水盆地煤层XX-1井钻井工艺 篇10
1各次开钻施工要求
第一次开钻钻进井段
1.1井眼要保证打直打好, 必须旋转开钻, 禁止不转钻具直接冲出井眼。
1.2钻进井段地层易漏失, 做好地层防漏工作, 井场储备适量的堵漏材料。
1.3上部地层松软, 易垮塌, 钻进时, 适当的提高泥浆的粘、切值。
1.4钻达设计井深, 或钻至基岩稳定地层后, 加重泥浆密度维持井壁稳定, 下套管前大排量循环洗井两周, 确保下套管顺利。
1.5钻进过程中使用好固控设备, 保证泥浆性能满足钻井的要求;
1.6各岗位加强坐岗, 并做好坐岗记录;
1.7按照相关操作规程和设计执行现场操作, 安全生产。
2地层可钻性分析以及钻具选择
从表1以及邻井实际钻井数据分析可以看出:沁水盆地南部煤层适合使用抗研磨性强、保径的钻头。
3井身结构设计
一开采用D374.7mm牙轮钻头, 钻遇基岩20m后, 井深约60m (以实钻地层为准) , 下D273.1mm表层套管, 封固地表疏松层、砾石层。下入深度约60m, 固井水泥返至地面。二开采用D241.3mm钻头, 预计3#煤层顶界以上1.0m完钻, 深度约790m, 下入D193.7mm技术套管固井, 注水泥封固至井深280m。三开采用D171.5mm钻头, 保持在3#煤层中钻进, 钻进至井深1488m与直井连通, 钻至井深1498m后完钻, 下入139.7mm套管。
4钻井液优化设计
5结语
通过对SN-1井钻井设计, 合理处理钻井过程中遇到的突发情况, 降低突发情况机率, 降低施工成本, 保证煤层气钻井的成功率。
参考文献
[1]倪荣富.石油部召开钻井设计经验交流会[J].石油钻采工艺, 1983 (01) .
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