现代水平井钻井技术（精选11篇）
现代水平井钻井技术 篇1
在石油的开采中, 水平井技术已经成为各类油气开发的主要方式。随着技术的不断发展, 水平井综合能力增加, 促进了水平井技术的不断更新, 在油田的开发中逐渐占据了重要的地位, 提高钻井的速度能够有效的节约成本、提高生产效率, 为以后的油田开发提供更多的有利条件。
1 水平井钻井技术
1.1 分支井钻井技术
分支水平井包括一个主井眼和两个或两个以上的分井眼, 可以在多个油层中同时使用。在目前的分支水平井中主要有新钻分支水平井和侧钻分支水平井。按照井眼分布方向可分为欧翅式分支水平井、鱼骨式分支水平井、音又式分支水平井等。
1.2 套管钻井技术
套管钻井技术是指利用套管使用机械的能量和水能量输送到井下, 在井下的钻具进行组合并与套管相连接, 在进行钻井的同时使套管逐渐下降, 在钻井任务完成后套管并不脱离钻井, 而是留在井中对井壁进行加固。套管钻井技术的采用是结合钻井和下套管的方式进行的。在套管中直接将钻头取下, 代替常规技术中的起下钻和下套管作业, 节约投资, 缩短了钻井时间。
1.3 连续油管钻井技术
连续油管钻井技术在使用时需要结合地质导向、旋转导向、平衡技术等进行工作。在水平钻井之中占有很大的优势。但是, 由于国内的技术和设备还不够完善, 使得该技术并没有广泛的应用。
1.4 欠平衡钻井技术
欠平衡钻井技术是指在井内的流体的流力低于地面的压力时采用的钻井技术。在进行钻井的过程中地层表面的流体会进入钻井所在的空间内, 循环出井。欠平衡钻井有利于在开发过程中及时发现低压储层, 减少对于储层内资源的破坏。在采用此种技术时, 机械的钻速相对较高, 钻井时间和费用相对减少。水平钻井的效率也相对较高。
2 水平井钻井技术应用
水平井钻井技术具有技术成本较低、污染程度较小、采集轨迹精确和石油产量高的特点, 因此在石油行业中的使用率越来越高。近些年, 水平钻井的数量呈迅速增长的趋势, 主要位于美国、俄罗斯等国中, 其中在美国和加拿大所占的比重较大, 由于石油行业的利润越来越大, 水平钻井技术得到了迅速的发展, 在油田的开采中被广泛使用。适用范围包括不整合屋脊式砂岩油藏、稠油油藏、火山喷发岩油藏等。对于石油开采后期的所剩资源和底层稠油、超稠油的开发成本较低, 且开采效率较高, 为水平井技术的发展提供了强大的动力。例如在中国的辽河油田, 建立的水平井数量大增, 提高石油的产量, 降低开采的成本, 如今在辽河油田中已经普遍使用。与此同时, 钻井工艺也逐渐升级。在钻井中增加了导向仪器定位, 为水平井位置的确定和建设奠定了坚实的基础。
在国外的水平井钻井成本大幅度的降低, 而其他井型的成本却明显增加, 水平井的产量相当于直井产量的4倍, 而在我国, 水平钻井的成本为直井的2倍, 投资总值为直井的3倍。随着我国对于油田开发的重视, 钻井技术日渐成熟和完善, 钻井成本呈现出明显的下降趋势。对于各类难以开采的油井进行储量升级, 水平井成为了油气藏的开发的有效手段之一。
在最初的阶段, 水平井大多用于减少低渗透地层气水推进。然而随着钻井技术的不断提升, 钻井的适用范围也越来越大。在常规技术应用中, 水平井已是一种常见的技术, 并出现全新的使用趋势:对于提高注入井的产量和进行多层开采, 对于老油区的剩余油进行充分开采, 实现多目标产层的开发, 保证开采油气量的持续增长等有着明显的作用。
3 现代水平井钻井技术的推广
现代水平钻井技术正朝着集成系统的方向发展, 目的在于保证钻井的成功率和整体经济效益。综合分析地下油层的地表地质、油层的物理性质和钻井的各项工程使用技术, 在此基础上对水平井进行合理的规划和施工。现代水平钻井技术具有以下特点:
3.1 技术设备的更新使得石油工业的发展变得多样化
受多学科的综合影响, 在原先的钻井技术中出现了大位移井技术、分支井技术和欠平衡钻井技术。新的测量设备具有准确性更强的特点。新的钻井工艺技术多样, 测试工具和钻具使用功能较强, 提高了钻井技术适用于不同环境和不同条件的能力。
3.2 钻井工具和施工集成化、自动化、智能化
对于钻井作业中的导向和测试工具的控制具有智能化的特点。导向钻井技术由最初的导向钻井发展为全自动井下导向钻井, 验证了工具和作业的智能化发展趋势。
4 水平井钻井技术发展的趋势和建议
在我国石油钻井技术的发展中, 石油开采量不断增加, 因此开采环境也越来越复杂, 这对于石油钻井行业来说无疑又是一个新的挑战。因此, 应在原有技术的基础上进行不断的改进, 提高开采效率。就开采技术而言, 要从现有技术入手加以改进, 使其足以满足不断发展的石油开采环境, 同时也是促进钻井技术不断发展的主要因素。加强对于已开采井的再开发技术, 对资源进行充分的利用。在进行深海石油的开发工作中, 对已有技术要进行充分的利用, 扩大石油来源的生产途径, 在石油钻进中采用信息化和智能化的新技术, 保证钻井智能化施工。在钻井工程的管理中, 要加强各部门的团结、协作, 保证钻井工程的顺利进行。因此, 在对于技术进行改进时要结合有效的管理, 以新技术降低生产成本, 在进行管理的同时保证生产的顺利进行, 保障石油钻井的经济利益和社会利益。
在石油钻井技术的发展中有着明显的智能化和信息化的发展趋势, 在未来发展中要大力强调钻井设备的改进和进一步的研发, 力争在短时间内与国际水平相符合。我国的钻井技术中, 优势最大的是水平井, 在现阶段的石油钻井中, 数量最多的是水平井。国内水平井的稳定技术仍有很大的提升空间。在我国, 由于对分支水平井的技术内容研究和投入的使用较少, 在很大程度上使水平井的经济效益受到了影响。在水平井技术的发展过程中, 应当加大对其的控制力度, 使其保持平衡发展的状态。
过去的发展历程中, 钻井工程的主要内容是打通油气通往地面的空间通道, 在对工程效益进行考核时, 工程成本是主要的参考内容, 保证在短时间内所建油井的质量是保证工程成本在控制范围内的主要方法。
随着钻井技术的迅速发展, 钻井的质量也受到了更加严格的要求, 在对油气管道进行监督管理的同时还要提高产量, 保证油田的采集率。因此, 在开采过程中, 操作人员和技术人员要不断加强学习, 提高理论知识能力和实践的效果。
5 结束语
经济快速发展的今天, 科学技术的改革也日新月异, 在此基础上, 石油钻井技术的发展也有了重大的突破, 以其自动化和智能化的优势为油、气田的开发做好了良好的技术准备。今后的时间里, 对钻井技术仍然需要做好继续的研究工作, 保持钻井技术的可持续发展, 为我国资源的开发和经济的发展做出巨大的贡献。
摘要：水平井是在石油采集的重要技术之一, 随着科技的进步, 现代水平井的钻井技术, 日趋自动化、智能化、轻便化和经济化。但由于受到地质条件的限制, 钻井技术也暴露出它的不足之处, 这样就对水平井的经济效益产生了影响。本文主要针对现代水平井的钻井技术进行分析, 指出其在技术中的不足, 并提出相关的对策。
关键词：水平井,钻井技术,改进措施
参考文献
[1]张学文, 方宏长, 裘怿楠.低渗透率油藏压裂水平井产能影响因素[J].石油学报, 2009 (4) [1]张学文, 方宏长, 裘怿楠.低渗透率油藏压裂水平井产能影响因素[J].石油学报, 2009 (4)
[2]裴柏林, 黄登峰, 刘裕威.水平井物理模型及其试验[J].石油钻采工艺, 2003 (6) [2]裴柏林, 黄登峰, 刘裕威.水平井物理模型及其试验[J].石油钻采工艺, 2003 (6)
现代水平井钻井技术 篇2
4使用水平钻井设备的相关注意事项分析
对于水平钻井设备而言，为了保证其能够正常发挥其工作效果和质量，必须首先掌握一定的技术要领和基本原理，在综合使用过程中就显得非常重要和关键。水平钻井设备及相关技术在当前的使用过程中已经较为成熟和可靠，但在具体使用过程中仍然会出现各种各样的问题，例如钻井设备扶正器的问题，在常规的定向钻井设备中，当井倾斜角度小于5°时下伸设备，并采用直螺杆小钻压纠斜;双扶正器螺杆，螺杆本身的尺寸一般都比常规扶正器小2~4mm，例如216井眼，一般用214mm常规扶正器，在螺杆上尺寸一般为212或210mm。下双扶正器如果采取复合钻进，只能起到稳斜的作用，而且井斜可能越来越大。如果采取转盘定向的话，下弯螺杆，螺杆本身的扶正器尺寸与螺杆上部的常规扶正器尺寸不要超过2mm石油钻井。
5结束语
伴随石油化工行业的飞速发展，我国的石油开采行业日新月异，其综合开采和生产能力已经跻身世界前列。伴随我国相关勘察技术和开采设备的进一步升级和提高，我国的石油初步实现了安全、高效、可持续的发展态势，为世界上石油资源的高效、合理、安全使用奠定了基础和条件。积极推进和开展各类新的钻井技术的使用和普及对石油开采行业的健康发展意义深远，是所有石油从业者必须努力的方向。
参考文献
现代水平井钻井技术 篇3
关键词：致密砂岩；非常规水平井；钻井技术；小井眼；压裂管柱
中图分类号：TE242 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）05-0112-03
根据中石化总部制定的“非常规大发展”工作部署，胜利油田在樊154、樊162、义123、义173、滨435等致密砂岩油气区部署了119口井，开展了非常规油气勘探开发会战。2011年，在樊154区块完成了第一口致密砂岩油气井樊154-平1井，取得了初步勘探效果。樊154块位于胜利纯梁采油厂大芦湖油田的东部，区域构造处于东营凹陷博兴洼陷中部，构造位置位于济阳坳陷东营凹陷金家-樊家鼻状构造带东翼樊154断块，樊154-平1井之后又完成了多口井的施工。施工中通过优选钻头和钻进参数、优化钻具结构和钻井液性能、精心设计完井通井方案，满足了钻井施工的要求，克服了地质条件复杂带来的不利影响，保证了施工井的顺利完成。尤其樊154-平2井井眼轨迹平滑、井眼畅通、井壁稳定、施工过程顺利，创全国陆上小井眼水平段最长、水平位移最大、二十段制压裂管柱首次下入等三项纪录。
1 施工难点
樊154区块致密砂岩水平井存在如下施工
难点：
（1）储层埋藏深：樊154区块水平井设计垂深2690-3400m，斜深均超过3800m，造斜段长，滑动钻进多。
（2）造斜段泥岩厚度大，断层发育，井壁不稳定等问题突出，钻井施工存在较大风险。
（3）水平段轨迹控制精度高（全角变化率不能大于6°/100m）。完井压裂管柱的安全顺利下入需要高度平滑的井眼轨迹，水平段的全角变化率不能大于6°/100m，常规马达导向钻具实现难度高。
（4）钻井液技术要求高（井眼扩大率要求小于5%）。胜利油田砂岩储层相对松软，且长水平段钻进周期长，要求钻井液技术在保障井下有效携岩、润滑的基本前提下，还需要具有较低的失水和良好的护壁性，以保证封隔器有效座封。
（5）水平段长，摩阻扭矩大，后期轨迹控制难度大。随着水平井段的延伸，施工后期摩阻18～20t，复合钻进扭矩10～12kN·m。常规导向钻具滑动钻井钻压传递十分困难，井眼轨迹控制难度高，后期滑动钻井控制轨迹占用时间长、效率低、效果差，严重影响钻井效率。
（6）水平段井眼尺寸较小，循环压耗大，泵压高。水平段井眼尺寸为Φ152.4mm，相对较小，钻具组合水眼小，循环压耗大，泵压高达23～24MPa，已接近常用循环系统（泥浆泵、高压管汇、水龙带、顶驱）额定压力，长期在极限工况下工作，安全隐患大。
（7）裸眼段长，局部井段失稳问题严重。馆陶组及以上地层经长时间浸泡容易坍塌掉块；水平段平面及垂向非均质性强，泥质含量较高造成井段稳定性差；要求钻井液具有良好的携岩能力、泥饼质量和防塌性能。
（8）Φ177.8mm技套施工存在隐患和难点。在施工中井眼轨迹可能出现曲率高、技术套管刚性大和难以下入的问题；固井水泥返至地面，封固段长，施工过程中易发生井漏等复杂情况；斜井段井眼曲率较大，固井质量很难保证。
（9）Φ152.4mm井眼施工存在隐患和难点。水平段长，岩屑携带困难，形成岩屑床，造成起下钻阻卡；水平位移长1233m，在滑动钻进中，钻具与井壁的接触面积增大，摩阻增高，脱压严重，钻速低；水平段地质岩性和井眼的特殊性要求钻井液具有良好的携岩能力、强抑制能力、泥饼质量和防塌性能；完井压裂管柱管串外径大，管串结构中放置12级封隔器，刚性强，下入困难。
2 施工技术应用
2.1 长水平段井眼轨迹优化控制技术
2.1.1 转变井眼轨迹控制观念。常规水平井以“靶盒”为控制目标，需要较多的滑动钻进控制井眼轨迹，造成井眼全角变化率超过6°/100m的情况较多，井眼轨迹圆滑度较差，不利于完井压裂管柱的下入。
针对低渗透储层特点，以“井眼圆滑度为核心，尽量控制井眼轨迹在储层中上部穿行”的轨迹控制原则，井眼全角变化率过高的情况减少，从而提高井眼轨迹的圆滑度。
2.1.2 井眼轨迹控制主要措施。
（1）结合地层可钻性，优选底部钻具结构，优配钻进参数，多复合少滑动。
（2）应用国产LWD随钻测量技术，评价地层岩性，预判井眼轨迹变化规律。
（3）适量简化钻具结构，减少测量另长（层位稳定后，甩掉电阻率短节）。
（4）地层变化异常井段，进行加密测斜，避免井眼轨迹出现异常。
（5）以全角变化率为主要控制指标，适量放宽地质靶盒要求。
2.1.3 井眼轨迹控制关键技术。
（1）底部钻具组合优选。
优选原则：增斜段单弯度数适中，满足轨迹控制需要，避免出现较大狗腿度；水平段通过调整钻进参数即可控制井斜的增降，“少滑动，多
复合”。
增斜段底部钻具组合：“Φ241.3mm钻头+Φ197mm1.5°单弯螺杆+……”（单弯单稳）
优化措施及效果：采用1.5°单弯螺杆，但弯角到钻头距离比常规距离稍远0.3m，实钻造斜率介于常规1.25°～1.5°单弯螺杆之间，刚好满足该井设计造斜率的要求，同时避免出现较高的狗
腿度。
水平段底部钻具组合：“Φ152.4mm钻头+Φ120mm1.0°单弯螺杆（本体扶正块Φ146～147mm）+欠尺寸扶正器（Φ145～147mm）+……”（单弯双稳）。优化措施及效果：选择1.0°单弯螺杆，避免滑动钻进调整井斜时出现较高的狗腿度；对螺杆本体上的扶正块进行了优化，减少1～2mm，并搭配合适尺寸的欠尺寸扶正器，增强了稳斜效果，提高了复合钻进的比例。
（2）合理使用欠尺寸扶正器。使用原则：带欠尺寸扶正器的钻具组合复合钻进或滑动钻进的增斜率较小；不带欠尺寸扶正器的钻具组合复合钻进或滑动钻进的增斜率较大。
2.2 摩阻扭矩分析监测技术
通过实测摩阻扭矩，反算摩阻系数，预计摩阻扭矩，有针对性地采取调整措施。
2.3 高效PDC钻头优选技术
优选目标为提高机械钻速，减少产层浸泡时间，减少泥页岩缩颈，保障完井管串下入。
钻头特性：双排切削结构，适用于研磨性较强的地层，能延长钻头使用寿命，增加单只进尺；大排屑槽，减少重复破碎，提高机械钻速同时延长钻头
寿命；优化水力布局，为钻头提供较好水力覆盖。
为樊154-平1井水平段设计的P5235MJH-152.4型PDC钻头实现单只钻头水平段进尺1088m，仅用两只就完成了水平段进尺。
2.4 地质导向技术应用
实现目标：探油层着陆和水平段钻进过程中引导轨迹准确进入目的层并获得最大的油层穿透率。
技术思路：探油顶时，加强随钻电阻率和伽马曲线与领井测井图对比分析；进入目的层后，及时分析曲线的异常变化，结合录井数据综合判断轨迹在储层中的层位和底部钻具造斜趋势，及时调整轨迹走向。
2.5 钻井液技术应用
考虑到施工井三开Φ152.4小井眼水平段长达1230多m，可能钻遇泥岩段，要求井径扩大率小于5%，经充分论证，选用高性能铝胺水基钻井液体系，利用其优良的抑制防塌性能、良好的流变性能，很好地解决了本井井眼不稳定、钻具磨阻扭矩大脱压现象严重、小井眼携岩和泵压高等难题。
2.6 完井通井技术
每次通井钻具结构的刚性依次加强，模拟完井管柱；通井下钻中，精细划眼技术避免划出新井眼，保障通井顺利；单次通井到底循环参数优化设计，确保清除岩屑床。
3 现场施工情况
通过优选钻头和钻进参数、优化钻具结构和钻井液性能、精心设计完井通井方案，满足了钻井施工的要求，克服了地质条件复杂带来的不利影响，保证了施工井的顺利完成（如下表1）。
4 积累经验和取得成绩
通过樊154-平1、樊154-平2、樊154-平3等多口非常规井的施工，积累了一定的大位移水平井和致密砂岩井施工经验，掌握了同类井施工的技术：高效钻头优选技术；井下钻具组合的优选技术；井身轨迹剖面的优选技术；磨阻扭矩分析监测技术和地质导向的预测技术；高性能铝胺水基钻井液体系应用技术；套管防磨技术；长水平段通井技术；多级压裂管柱下入技术。
樊154-平2井，完钻井深4916m，最大井斜
92.93°，水平段长2015m，最大水平位移2384.87m。成功下入Φ114.3mm二十段制完井压裂管柱至预定位置4851.9m，创全国陆上小井眼水平段最长、水平位移最大、二十段制压裂管柱首次下入三项纪录，为非常规油气藏勘探开发积累了大量
经验。
作者简介：赵学军（1969-），女，胜利石油管理局黄河钻井总公司钻井四公司经济师，研究方向：钻井技术和经营管理。
浅谈现代水平井钻井技术 篇4
1 水平井钻井技术
1.1 分支井钻井技术
分支水平井在构成上有一个主井眼、两个或两个以上的分井眼, 能够满足多个油层的同一时间运行。现阶段, 分支水平井有两个主要分类, 分别是侧钻分支水平井与新钻分支水平井。依据主井眼的布局朝向又可以分为:音又式、鱼骨式、欧翅式分支水平井等。
1.2 套管钻井技术
套管钻井技术, 是利用套管发挥机械的能量, 在水能量的共同作用将液体传送至井下, 组合井下已有的钻具同时将其连接在套管上, 一边进行钻井一边慢慢沉降套管, 在其完成了钻井任务后将套管与井中的井壁固定在一起。套管钻井技术在通常在实际工作中将钻井与下套管配合应用法。直接把套管中的钻头卸下来, 以此替代普通技术里面的起下钻与下套管的流程工序, 在时间方面提升了钻井效率, 也节约了投资成本。
1.3 不间断油管钻井技术
在不间断油管钻井技术的实际应用中, 必须与平衡技术、旋转导向、地质导向等相关技术结合在一起运行。其在水平钻井技术领域具备更多的优势和亮点。然而, 因为我国的相关技术与装备尚未达到尽善尽美, 因此现阶段连续油管钻井技术上处于小范围的应用阶段。
2 水平井钻井技术的推广应用
现阶段, 在石油开发领域, 水平井钻井技术因为其具备高产油量、较小的污染程度、较低的技术成本与精确的采集轨迹的优势和特征, 其使用和推广程度越大越大。尤其是近年来, 全球范围的水平钻井呈现出数量猛增的趋势, 多部分处在美国、加拿大和俄罗斯, 尤其集中在美国与加拿大。基于石油行业的经济收益越来越大, 需求越来越多, 水平井钻井技术在这种情形的趋势之下发生了快速的进步和发展。现在已经广泛应用在油田开采领域, 涵盖了稠油油田、火山岩油田与非整合屋脊砂岩油田等类型。因为石油开采后期剩余资源、底部稠油及超稠油的开发, 所需要投入的投资成本非常低, 开采效率又非常高, 这些都是水平井技术能够得到快速发展的重要因素。比如我国的辽河油田, 近年来新增了大量的水平井, 水平井钻井技术已经被广泛推广应用, 使得产油量取得了大幅度的提升, 开采成本获得了极大的降低。与此同时, 钻井工艺也越来越进步和成熟。钻井过程中广泛的使用导向仪器进行准确定位, 对水平井准确位置的定位, 打下了良好的根基。
国外的水平井钻井技术已经相当成熟和完善, 所以其成本降低幅度很大, 然而其他井型的钻井成本呈现出不降反增的趋势, 水平井产油量达到了直井产油量的4倍之多。但是在我国, 水平钻井技术还不够成熟, 其成本是直井的双倍, 投资比直井翻了3翻。近年来, 我国对油田开发的越来越关注, 钻井技术也更加成熟, 钻井成本较之以前有了很大的降低。面对各种开采难度大的油井储量升级的需要, 水平井成为了其首选的高效途径。
3 现代水平井钻井技术的发展趋势
现代水平钻井技术的发展趋势是:能够确保钻井的一次成形与提升油田经济效益的集成化体系的使用推广。其涉及到对地下油层在地表上的地质条件、油层的物性特征等方面的深入研究分析和钻井的各项工程应用工艺, 基于此对水平井开展科学的计划与实践。其具体特征包括:
3.1 不断更新的技术装备促进了石油工业的多学科发展
因为其涉及多个学科领域, 分支井技术、大位移井技术、和欠平衡钻井技术都在最初的钻井技术中出现过。随后, 出现了准确性更强的新测量设备;新的钻井工艺技术呈现出多样化的趋势, 研究出了使用功能更强大的测试工具和钻具, 使得钻井技术能够适应多种环境和条件。
3.2 钻井工具和施工工艺日趋智能与系统向钻井技术已经发展成为全自动井下导向钻井, 进一步指明了工具和作业的智能化发展的总体趋向
4 关于水平井钻井技术的未来方向
我国石油开采量越来越大, 所面临的开采环境也较以前复杂的多, 这些严酷的现实对于石油钻井行业而言是机遇更是挑战。所以, 必须不断的改进和完善原有技术, 不断提升开采的效率。对于开采技术来说, 应该从对已有技术的改造开始, 逐渐使其适应千变万化的石油开采条件, 这也是提高钻井技术的关键因素之一。进一步增强对已开采井的再开发技术的研究, 达到资源的最优配置。在深海石油领域, 主要是对原有工艺进行充分利用, 扩展石油的源头;在石油钻井领域, 广泛使用自动化程度高的新工艺, 以大幅度提钻井的自动化技术工艺。在管理钻井领域, 各部门有效协作才能确保钻井流程的正常进行。所以, 要通过科学的管理进行生产技术的升级改造, 推广新工艺降低和缩减生产成本, 以管理的力量促进生产的提升和进步, 获得经济和社会效益的双丰收。石油钻井技术不断地朝着自动化、系统化的方向在发展, 今后要更加注重钻井装备的改善与研发, 争取第一时间与国际水平接轨。在我国的现有的钻井技术中, 水平井是优势最大, 数量最多的, 其稳定技术尚有相当大的上升空间。现阶段, 我国对于分支水平井的技术的研发与投入不足, 使得水平井的经济效益波动明显。促进水平井技术不断进步, 我国要做的是增强对其的控制能力, 保持其均衡进步。
5 总结
随着时代的不断进步, 经济的飞速发展, 科学技术的改革也在不断进步和发展, 在这个过程当中, 石油钻井技术的研究取得了跨越式的进步, 利用系统化、智能化、经济化、轻便化的优势, 为油气田的进一步开发打好了技术基础。未来, 对于钻井技术领域的研究还需进一步深化, 实现钻井技术向着可持续发展的趋势向前迈进, 为我国石油资源的进一步开发贡献更大的力量。
参考文献
现代水平井钻井技术 篇5
《现代钻井技术》大作业
注意事项：
1、非重修学员、08秋及以后重修学员要通过网络在线提交的方式上交大作业，不接收和
批阅书面材料；
2、08春及以前重修学员要以书面（纸张大小为A4纸）形式上交大作业；
3、抄袭、雷同作业一律按零分处理。
一、解释下列基本概念（每题5分，共20分）
1、特殊工艺井
2、大位移井
3、欠平衡压力钻井
4、地质导向钻井
二、回答下列问题（每题10分，共40分）
1、欠平衡压力钻井的优越性？
2、钻井过程中地层伤害的主要方式？
3、大位移井的特点？
4、发展特殊工艺井钻井技术的意义？
三、论述题（每题20分，共40分）
1、结合本油田油气藏的特点，谈谈如何用钻井的手段提高采收率。
现代水平井钻井技术 篇6
关键词：石油生产；钻井技术；石油资源；石油产业；石油开采 文献标识码：A
中图分类号：TE951 文章编号：1009-2374（2015）22-0152-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.22.075
1 现代石油钻井技术50年进展分析
1.1 井下测量与评价技术
第一次在钻定向井中使用MWD是在20世纪80年代，将MWD与近钻头测斜器配合使用，能够有效地得出钻井的方位角与井的斜度，并求出井眼的实时偏差矢量，实现几何向导的功能。在20世纪80年代末期，随钻测井仪（LWD）的问世，又进一步促进了石油钻井工艺的发展。随钻测井仪除了能够将井下的信息实时传输到地面并进行详细记录以外，还能够实时检测异常高温层，及时调整钻井液的性能，形成保护油气层和近平衡钻井，另外，随钻测井仪还具有不占用钻机时间的特点，因此该项技术能够有效降低油气层浸泡的时间以及完井的时间，同时也大大减少了油气层对环境所造成的污染。
随着MWD与LWD发展的逐渐成熟，在20世纪90年代，这两项技术便进行了有机的结合，形成了新的随钻地层评价测试技术（FEMWD）。同时产生的还有集成钻井信息系统，该系统不仅具有实时测试的功能，同时还能够对钻井液密度、应力状况、扭矩波动以及流动压力与井斜等数据进行传输，另外该系统还能对钻底层的电阻率以及岩石的密度等进行详细的测量，因此该系统能够分别所钻岩石的层位边界，从而能够有效避免误入其他层位现象的发生。
1.2 井下钻井数据的实时采集与应用技术
在进行旋转钻井时，钻柱在钻井时会存在扭转、转向以及横向的振动，在振动式钻头便很可能出现短暂离开井底，出现钻头空转的现象，这便会加大钻头的磨损程度，甚至会造成扭转振动、钻具脱落以及滑扣等事故的发生。传统的检测方法都是在地面对钻柱的振动进行监测，没有根据钻柱的特性以及钻具的具体情况建立相应的监测模型，因此传统的监测方法不能准确地将钻柱的真实状况进行准确的反应，也不能进一步减少钻柱相应事故的发生。20世纪90年代以后，随着我国科技技术的迅猛发展，尤其是微电子技术与传感技术的发展，开发出了动态的传感元件以及高效的监测与应用系统，实现了钻井动态数据的采集与应映，并且该项技术能够将应用结果及时地反馈到地面，因此地面的工作人员便能够实现对地下钻井钻柱情况实时监测与控制。
1.3 大位移井与水平井
大位移井主要是指的是水平井，当井的水平位移与垂直深度的比值大于2时，则称该井为水平井或者是定向井，当比值大于3时，则称该井为特大位移井。根据相关研究显示，在全球水平位移超过7000m的井约有20口，而水平位移在10000m以上的全球仅有三口。大位移井的斜井段较长，一般来说大位移井的井段几乎在3000m以上，因此在大位移井中进行钻井应该特别注意井眼的清洁以及井下钻柱的摩擦阻力。水平钻井技术发展至今已经取得了一定的成就，现代的水平钻井技术与传统的水平钻井技术相比较，不仅钻井成本得到了显著的降低，同时钻井的效率也得到了成倍的提高。
1.4 多分支井与重入井钻井技术
在20世纪90年代后期，西方等一些发达国家开始大力发展多分支的钻井技术，并且当时该项技术被认定为21世纪石油工业的重要技术。多分支井技术是在一口主井眼的底部钻出两口或者是多口进入油气藏的分支井眼，主井眼既可以是直井，也可以是水平井，甚至可以是斜井，而分支井则多为水平井、波浪式水平井以及定向斜井。多分支井可以在同一个主井中实现多个油气层的开采，同时多分支井还可以从老井中钻分新的分支井，老井中钻分支井就是人们所说的重入钻井。重入钻井不仅能够充分利用已有的油田管道以及井场和设施，同时还能将老井作为新的主井，这样不仅能够极大地简化了石油的开采步奏，同时也在一定的程度上提高了石油开采的经济效益。
1.5 欠平衡井钻井技术
虽然欠平衡井钻井技术在20世纪初期便提出来了，但是该项技术一直到20世纪80年代才得到解决。欠平衡压力钻井又称为有控制的负压钻井，其具有以下的优良特征：（1）能够避免井内液体渗入地层，减少油气层渗漏对环境的污染程度；（2）能够及时发现新的油气层；（3）能够有效消除钻井时井内液柱压力对岩屑的“压持效应”，大幅度提高机械的钻速，提高石油开采的效率。总而言之，欠平衡井的钻井技术能够及早发现油气层，同时还能进一步提高石油的开采效率与油井的产能，因此在20世纪90年代该项技术便得到了广泛的推广与应用。
2 现代石油钻井技术的发展趋势
通过对近50年石油钻井发展进程的分析并结合国际石油工业发展的趋势，我们可以清楚地知道我国现代石油钻井技术的发展趋势主要有两方面：
2.1 向有利于新油气藏与高油田的采收率方向发展
进入20世纪以后，油田的发展开始步入产业的中后期，寻找新的石油资源越来越困难，并且随着石油的不断开采，石油的产量开始迅速下降，寻找新油气层和提高油田的采收率必然是石油钻井技术发展的必然。信息化技术的发展为钻井技术的进一步发展创造了良好的基础条件，同时现有的水平井钻井技术、欠平衡压力钻井技术以及多分支与重入钻井技术也为其在这方面的发展提供了相应的技术支持，因此我们可以说现代石油钻井技术向有
利于新油气藏与高油田的采收率方向的发展是大势所趋。
2.2 向信息化、智能化发展
随着科技的迅速发展，目前很多产业已经逐步向信息化、智能化进行转变，石油钻井技术未来也必将向信息化、智能化靠拢。在进行井下作业时，可以将钻井的参数以及导向工具的状态以及液体参数等进行实时的测量，然后以全数字的方式进行实时的反馈，这种全数字化的信息化发展，不仅能够有效地降低人们经验主义对石油开采所造成的不良影响，同时全数字的信息化产业模式还能有效地提高石油生产的效率。当前的很多测试工具、导向钻头都开始向智能化进行发展，特别是近年来随着钻地层评价测试系统与自动控制的导向钻井工具的成功研发与应用，更进一步地体现了现代石油钻井技术向智能化发展的必然性。
参考文献
[1] 杨春旭，韩来聚，步玉环，等.现代垂直钻井技术的新进展及发展方向[J].石油钻探技术，2007，35（1）.
[2] 胡书勇，张烈辉，寥清碧，等.现代钻井技术的发展与油气勘探开发的未来[J].天然气工业，2005，25（2）.
作者简介：王一鸣（1992-），男，黑龙江大庆人，供职于大庆油田采油五厂，研究方向：自动化。
径向水平井钻井技术的探讨 篇7
关键词：径向水平钻井,钻杆,完井技术
1 水平井钻井技术的应用现状分析
目前, 水平井数量的不断增长与石油钻采行业对钻井技术的“两低一高”要求有着密不可分的关系。在短短的几年里, 全世界的水平井完井总数呈几何数增长, 多分布在美国和加拿大这两个国家, 我国也逐渐开始重视水平井钻井技术, 并在多个油田中获得了非常迅速的发展, 应用的油藏类型主要包括低压低渗透砂岩油藏、火山喷发岩油藏、稠油油藏等等。从经济性的角度上讲, 边际油藏开发的低成本、高效率是推动水平井钻井技术快速发展的主要动力之一。现如今, 在我国有很大一部分油田的水平井和定向井的年增长数量都超过直井数量, 如胜利油田等等, 随着水平井数量的不断增多, 使石油钻采的成本大幅降低, 究其根本原因是水平井的产量来远远大于直井产量, 单井产量的提升实质上就是单井成本的降低, 这也是水平井在国内各大油田获得广泛应用的根本原因之一, 相应的水平井钻井技术也获得了进一步发展和完善。与此同时, 与该技术相配套的工艺也获得了显著提高, 由原本单一的随钻测量发展为随钻地质导向仪, 这为水平井的钻井施工提供了强有力的技术保障。就国外一些发达国家而言, 他们的水平井钻井总费用已经降至直井费用的1.5倍左右, 有些水平井甚至仅为直井费用的1.2倍, 同时水平井的产量相当于直井产量的4-8倍, 由此可见推广应用水平井对于提高油田的经济效益意义重大。受各方面技术成熟和钻井数量增加的影响, 国内水平井的钻井和完井成本呈现出直线下降趋势, 水平井钻井技术也逐步成为提高油田采收效率的有效途径。
2 径向水平井钻井技术研究
2.1 钻杆与焊接
(1) 钻杆的选材径向水平井钻井用钻杆与普通钻杆的选材不同, 必须经过0.3m的弯曲半径转向, 以及拥有承受70MPa高压的能力, 这就使得径向水平井钻井钻杆的选材具备一定特殊性。在调研和试验国产不同钢管的基础上, 笔者认为可将 32×3mm无缝钢管作为径向水平井钻井钻杆, 该无缝钢管可通过100MPa水压试验和在55MPa系统压力下7次以上转向器试验, 完全符合径向水平井钻井的要求。
(2) 钻杆、钻头焊接通常情况下, 径向水平井钻井需要用20-30m的钻杆, 但是国产无缝钢管单根长度却为5-9m, 所以必须对钻杆选材进行焊接, 建议采取钨极氩弧焊方法, 单面焊接双面成型工艺, 以及钨极氩弧焊打底、填丝, 小线能量多层焊并逐步降低热输入的焊接工艺, 以此确保无缝钢管焊接满足钻杆要求。
2.2 径向水平钻井试验台
径向水平钻井试验台共分为室内和室外两个部分, 下面分别进行介绍。
(1) 室内试验台。为了进一步验证钻杆敢接、钻杆转向以及运动控制等技术的可行性, 在初始阶段需要先研制室内试验台, 其具体包括以下几个部分:数据采集系统、基础底座、扶正机构、转向器架、柱塞泵以及液压缸总成等。
(2) 室外试验台。为满足全尺寸条件下1:1流体运动以及相似性的试验要求, 并真实反映出径向水平钻井工具的实际试验情况, 需要研制室外综合模拟试验台, 它能够全尺寸模拟出径向水平井钻井系统地面以及井下各部件的连续工作状况, 并自行采取相关数据, 同时还能对各个部件的具体工作情况进行实时监控。
2.3 径向水平井的钻井施工工艺研究
(1) 钻点的选择。在径向水平井当中, 可将斜向器的位置视作为造斜点, 这样一来只要准确确定出斜向器的位置, 便可以确定出窗口的实际位置。首先, 造斜点应当尽可能选择在较为稳定的地层上, 最好不要选在漏失地层、岩石破碎带上面, 不得选在流砂层和容易发生塌陷的复杂地层上, 防止发生井下事故, 从而影响整个钻井施工的顺利进行;其次, 造斜点应当选择在可钻性较为均匀的地层位置上, 不得在硬夹层上进行定向造斜;再次, 造斜点的实际深度应当按照预先设计好的水平井垂直井深和水平位移情况进行确定, 并充分考虑才有工艺的具体要求。在对垂深长度进行设计时, 应当充分利用原有的井眼, 这样有利于减少裸眼钻进井段, 如果垂深果断, 既会造成裸眼钻进的长度增加, 而且还会导致技术难度增大。
(2) 井眼曲率的确定。井眼曲率是径向水平裸眼钻井过程中一个非常重要的参数, 若是曲率过大有可能增大钻井、采油作业的困难程度, 如果曲率过小, 会造成斜井段的井眼长度增加, 这样会影响钻井的速度。根据相关资料显示和大量工程实践结果表明, 在径向水平钻井过程中, 井眼的最佳曲率应当控制在 (30-65°) /10m。
(3) 造斜钻进。该工序的最终目的是为了确保所开出的窗口能够保持井斜, 且不会出现较大的变化。在进行造斜钻进的过程中, 可以选用铣鞋等工具进行开窗。
(4) 水平段钻进。就常规的径向水平井钻井而言, 在裸眼的钻进过程中, 除了应当确保钻深至目的层以外, 还应当采取相应的措施避免形成键槽的狗腿井段, 这是非常值得注意的一点。钻进驱动方式除了转盘之外, 也可以采用井下动力钻具, 钻进轨迹的控制主要是凭借对钻具的选择、钻压、排量以及转速等的控制。
2.4 完井技术
径向水平井常用的完井技术主要有以下几种:
(1) 尾管完井。具体的技术要求如下:尾管的最大外直径应当小于套管内直径8-10mm左右, 同时还应符合生产要求;应当对尾管串进行弯曲稳定性计算;尾管的喇叭口位置处应当超出窗口至少30-50mm。
(2) 筛管完井。具体的技术要求如下:因筛管完井基本不用于砂井当中, 故此可以采用圆形筛眼的筛管, 或是割缝筛管;管外的封隔器应当置于井径规则或是相对比较坚硬的井段上;当水泥注入完毕后, 应当采用小型钻头通井直至井底位置, 并进行洗井清洁处理。
参考文献
[1]梁壮, 葛勇, 李洁, 石兆彬.水力喷射径向水平井技术在煤层气开发中的应用[J].辽宁工程技术大学学报 (自然科学版) , 2011 (3)
[2]董国昌.吉林油田深层致密气藏小井眼水平井钻完井技术[A].创新驱动, 加快战略性新兴产业发展——吉林省第七届科学技术学术年会[C].2012 (10) .
[3]岳前升.刘书杰.向兴金.适于疏松砂岩稠油油藏储集层保护的水平井钻井液[J].石油勘探与开发.2010 (2) .
[4]芦学惠, 王连生, 栾海军, 魏新春, 陈容.超短半径侧钻水平井提高浅层稠油采收率应用[A].2012油气藏监测与管理国际会议暨展会[C].2012 (8)
坨826区块水平井钻井技术 篇8
关键词：坨826区块,薄层特超稠油,水平井,井壁稳定
坨826区块位于东营凹陷北部陡坡带, 油藏是由三角洲沉积控制的多期次油砂砾岩体组成, 又受构造和断层控制, 属于构造-岩性相结合的薄层特超稠油油藏。因此, 本区块多利用水平井泄油面积大的特点开发生产。
一、技术难点
1.本区块地质特征复杂, 地层缺失多, 不整合面及断层多, 易造成井漏等复杂情况;
2.造斜点浅, 地层欠压实;
3.区块位于东营凹陷北部陡坡带, 直井段较之正常地层, 易斜, 应注意防斜打直;
4.目的层垂深浅 (本区块目的层垂深在1354m左右) , 因此井壁稳定的控制贯穿整个钻进过程;
5.井眼曲率大 (设计23°/100m) , 井身轨迹控制难度大;
6.油层厚度薄, 测斜盲区较大, 卡层位难度大;
7.本区块生产井采用241.3mm钻头二开, 钻头直径大, 大大增加了井身轨迹控制及井壁稳定的难度。
二、技术措施
为确保施工的顺利, 针对以上分析的技术难点, 各个施工阶段作出了具体的措施。
1.一开
钻具组合:444.5mm SKG124+178mm无磁钻铤+178钻铤*45m+127mm钻杆
针对上部地层成岩性差、井壁稳定难度大的特点, 一开钻进主要的技术措施是“快”, 一开开钻就不能停, 直至下完套管, 保证从开钻至下完套管等工序的连续性。可采用老浆开钻, 防止上部流沙层的危害, 稳定井壁;控制起下钻速度, 防止拔塌井壁。
2.二开直井段
钻具组合:241.3HAT127+ (630*410) +178mm无磁钻铤+178mm钻铤*9.21m+238mm扶正器+178mm钻铤*63.53m+127mm加重钻杆139.77m+127钻杆
区块位于东营凹陷北部陡坡带, 防斜打直是直井段施工的关键。直井段的施工质量是全井井身轨迹优劣的保证。为确保直井段的的质量并达到优快钻进的要求, 主要措施:
(1) 下部钻具采用十八米扶正器的钟摆钻具钻进;
(2) 采用较小钻压进行吊打, 为实现优快钻进, 也可以采用间断性的吊打, 每百米井段吊打钻进20-30m, 以保证井身轨迹;
(3) 保证钻铤的数量, 钻铤可以由6根增加到9根, 以增加下部钻具的刚度, 亦可以达到防止井斜的目的。
另外, 直井段明化镇组底部有易缩径泥岩段, 是本区块应重点关注井段, 对本段泥岩的处理是本区块井井眼畅通的关键。钻至该井段适当提高排量, 冲洗井壁, 钻成较为开放性的井眼, 避免下部施工时, 此层位缩径引起复杂。并且在钻下部地层时, 可在钻具上接238mm修壁器, 修整该段井壁, 保证井眼畅通。
3.定向段/水平段
钻具组合:241.3mm钻头+197mm动力钻具+ (631*410) 回压凡尔+178mm无磁钻铤+178mm无磁悬挂+ (521*410) +127mm钻杆458m+127加重钻杆111.6m+127mm钻杆
本区块所钻井完钻井深在1700m左右, 而造斜点1100m左右, 定向段只有600m, 使用一个牙轮钻头就可完钻, 因此, 为缩短建井周期, 定向段一开始可直接采用倒装钻具下井, 并保证加重钻杆始终处于井斜小于40°的井段, 以保证对钻头的有效加压。
定向段主要目的是全力增斜, 调整方位。主要的难点在于造斜段短, 井眼曲率大, 而且是9寸半的大井眼, 又加大了造斜的难度。为此, 主要措施:
(1) 定向段提前20m左右造斜, 保持一定的造斜余量, 调整轨迹接近设计轨道并且水平井轨迹控制中“井斜超前、位移滞后”的原则, 防止后期难以造斜而造成工期延误;
(2) 采用大弯度的动力钻具, 保证造斜效果的可靠性, 一般采用1.75°弯接头的动力钻具, 但是弯度大, 下钻要控制速度, 尽量不划眼, 防止出新眼;
(3) 根据造斜效果, 施工中采用定向半根、复合半根的措施, 防止较大的狗腿, 使井眼轨迹平滑。
水平段钻进的主要问题:1、位移较长井斜大造成携岩困难, 扭矩和摩阻较大 (尤其在滑动钻进时) ;2、若钻进参数选择不当, 会造成井斜变化较大, 必须增加滑动钻进的比例来调节井身轨迹。因此, 钻进过程中主要采取了以下措施:
(1) 优化钻井液性能, 保证钻井液各项指标最优, 以降低摩阻和扭矩。同时, 每钻一个单根划眼1-2次, 保证井下安全;
(2) 钻进过程中, 根据摩阻显示及钻井液携砂情况, 进行短程起下钻作业并在钻井液中适量混油或其他润滑剂, 保证井眼畅通及携岩能力;
(3) 根据实钻数据及地层特征制定合理的钻进参数, 通过改变钻压达到增斜、降斜或稳斜的目的, 尽可能以复合钻进方式钻进, 加快钻进速度。
4.目的层的确定
坨826区块油藏是由三角洲沉积控制的多期次油砂砾岩体组成, 又受构造和断层控制, 属于构造-岩性相结合的薄层特超稠油油藏。超薄油层加大了确定目的层的难度, 在施工中主要采取了以下措施:
(1) 钻时是地层压实程度最直接、最迅速的反映, 钻进中时刻注意钻时的变化, 以确认目的层, 值得注意, 本区块目的层钻时较上部地层大, 目的层钻速反而较慢;
(2) 结合LWD随钻测斜仪器的自然电位、电阻率的显示确定目的层;
(3) 参照邻井资料, 本区块为近几年开发, 但是地质条件了解比较清楚, 邻井资料较为准确;
(4) 可根据地层返出岩屑, 判断所钻地层, 目的层返出大量沥青质油砂。
结论与建议
(1) 通过对坨826区块的施工, 总结出以上的具体措施, 并且得到了较好的应用。
(2) 直井段易缩径地层宜钻成开放性井眼, 严防井眼缩径导致井眼不畅通。带动力钻具下钻若在此处遇阻, 坚决不用此钻具划眼, 出新眼的几率大。
(3) 定向段造斜率大, 宜采用1.75°单弯进行造斜;钻至水平段, 如果必须起钻, 建议可采用1.5°或1.25°动力钻具, 起下钻容易。
(4) 本区块目的层浅, 为保证井壁稳定及井眼质量, 全井段杜绝定点循环及长时间循环。
郑32区块水平井钻井技术 篇9
1. 地层特征
1.1、根据郑32-6井钻井取心分析, 郑32井区沙三上1砂层组3小层岩性以含砾砂岩为主。储层物性好, 压缩校正后的平均孔隙度31.5%, 平均渗透率1483×10-3μm2, 属高孔高渗储层。
1.2、本块沙三段储层地面原油密度0.98~1.006g/cm3, 50℃时地面脱气原油粘度高达1.1~10×104m Pa·s, 本水平井区粘度大于10×104m Pa·s。属薄层特超稠油油藏。
1.3、地层水总矿化度11226~13977mg/l, 平均12694mg/l;氯离子平均含量为7440mg/l;水型为氯化钙型。
二、施工难点
井斜、位移大, 斜井段长, 钻井液携沙困难, 起下钻困难。该区块馆陶组及以上地层泥岩含量高, 容易造成钻头泥包、缩颈、引起起下钻及电测阻卡、划眼、甚至键槽卡钻。定向井井深轨迹难控制, 上部地层造斜率低, 井斜跟不上, 造斜阶段已造成狗腿较大, 后期钻进至油层由于油层较薄, 井斜难控制, 定向钻进时间长易粘卡。
三、钻井技术措施
1. 工程施工措施:
(1) 一开直井段井段:0.00~261m地层:平原组井斜角:<15′
主要措施: (1) 必须采用钻井液开钻; (2) 吊打钻进, 控制井斜角<15′; (3) 口袋长度≤1 m; (4) 起钻测电子多点。
(2) 二开直井段地层:明化镇组~馆陶组井斜角:<45′
主要措施: (1) 电子单点监控井斜<45′, 否则吊打钻进; (2) 优选参数, 提高机械钻速; (3) 起钻充分循环好钻井液; (4) 直井段钻完测电子多点
(3) 二开斜井段地层:馆陶组~沙三段井斜角:0~91°
主要措施:采用MWD随钻随测监控井眼轨迹。根据实际情况采用滑动钻进和复合钻进两种方式施工, 随时调整井斜方位;
下钻前认真检测弯套度数, 检查MWD仪器的组装;下钻前钻井液性能稳定, 达到设计要求, 净化设备运转正常;动力钻具钻进完, 短起下钻5个立柱;
(4) 水平段井段:1520~1700m地层:沙三段井斜角:91°
主要措施: (1) 采用MWD随钻随测监控井眼轨迹。根据实际情况采用滑动钻进和复合钻进两种方式施工, 随时调整井斜方位;
(2) 动力钻具钻进完, 短起下钻5个立柱;
(3) 采用柔性钻具组合通井。
2. 施工中注意事项
(1) 定期校正指重表, 保持灵敏、准确。
(2) 尽量提高排量, 保持合适的上返速度, 清洗井眼, 防止大斜度井眼底边形成岩屑床。
(3) 采用短起下钻或分段循环的方法改变岩屑的沉积状态和位置, 同时改变钻井液的流变参数, 增强钻井液的携岩能力, 达到减少岩屑床厚度, 清洗井眼之目的。
(4) 在斜井段起钻一律用Ⅰ档, 当下部钻具组合起到造斜点以下100m时, 特别注意指重表显示。严防拔死。
(5) 控制下钻速度, 井深500m以后应用辅助刹车, 以防下钻速度过快, 产生压力激动造成漏失。
3. 完井作业钻井液施工措施:
1.钻井液主要性能要求:密度:1.12~1.15g/cm3, 粘度:45~60s, 切力:2~6/3~12Pa。, API滤失量:≤4ml, p H:9~10
2.完钻后充分循环, 起钻通井, 或长短起下至表层内, 大排量循环2~3周, 确保振动筛上基本无岩屑后, 方可起钻电测。
3.保证钻井液中润滑剂的有效含量, 下套管前加入2~3%的液体润滑剂进一步提高钻井液的润滑效果。
4.170mm缸套, 保证有足够的泵排量 (达到32L/S) , 能够将钻屑充分携带到地面
四、认识与体会
1. 利用单弯螺杆滑动定向钻进和转盘复合钻进技术相结合, 能够连续控制井眼轨迹, 很好的解决丛式水平井及水平井组间距小防碰难度大、轨迹控制要求严格、靶区苛刻等技术难题。
2. 优选钻井液体系是岩屑上返的关键, 同时应从工程方面入手清除沉砂, 以防卡钻等井下事故的发生。
3. 全井使用HAT127钻头, 工具面稳定, 造斜率容易控制, 既提高了钻井速度, 又节省一定的钻井成本
摘要：郑32区块构造位置为济阳坳陷东营凹陷郑家——王庄潜山披覆构造带郑32区块, 施工井直井段浅, 造斜率高、位移大, 油层较薄, 主要以稠油为主, 中靶后钻时较快井斜难控制、斜井段长, 钻井液携沙困难、馆陶组及以上地层泥岩含量高, 容易造成钻头泥包、缩颈、引起起下钻及电测阻卡、划眼、甚至键槽卡钻。
孤东高密度水平井钻井技术 篇10
(一) 地层特点。
孤东油田是我局开发多年的老油区, 近年来, 随着后备储量接替的不足, 对老油区剩余油藏的开采 (即顶部油层和超薄油层) 已成为增储上产的主要手段。该油藏属于馆陶中部即Ng4-Ng6, 为获得更好的开发效果, 水平井工艺的优点, 使之成为钻井开发方案的首选。钻遇的地层有新生界第四系平原组、上第三系明化镇组和馆陶组。明化镇组以泥岩为主, 蒙脱石含量高、造浆能力强, 易缩径、泥包;馆陶组以砂岩和泥质粉砂岩为主, 地层疏松、胶结性差、渗透性好, 井壁易跨塌、易形成塑性泥饼。
(二) 工程简况。
孤东地区高密度水平井一般位于四、六、七、八区的高压区块。七、八区交界处临近断层, 要下入Φ244.5mm技套1400~1420m, 封过断层线。六、七、八区交界线的井一般采用1.30~1.35g/cm3的钻井液二开, 预防注水井穿层引起井涌、井喷。一开Φ444.5mm钻头钻至井深401m, Φ339.7mm表层下深至400m, 二开后, 定向点选择在900~1050m左右。造斜率25~30°/100m, 靶前位移150~200m, 水平段长依据开发储层需求在300~800m间。
(三) 施工难点。
1、井控方面。
。 (1) 浅气层活跃, 分布散而广, 且深浅不一。 (2) 因报废井 (主要是套管断、裂) 和封固不良井的影响, 下部注水压力上窜造成不同压力的窜层。 (3) 断层遮挡和圈闭构造形成的异常高压及沿断层上窜聚集的异常高压层。 (4) 主要油层受多年注水影响形成的异常高压。 (5) 由于注采不均衡形成的局部亏空, 使该区呈现层间压力梯度不一, 密度难以准确把握, 稍有不慎, 极易引发井喷失控和恶性井漏事故。
2、泥浆和固控工艺方面。
个别区块二开须采用较高密度的泥浆开钻, 上第三系地层极易水化分散, 具有极强的造浆能力, 这样为确保井控安全既要保持一定的泥浆密度, 又要清除泥浆中的有害固相, 给泥浆维护处理带来较大的难度。这一点尤其体现在大井眼的施工中, 由于上部地层较快的机械钻速及岩屑极强的水化分散能力, 现有的固控设施和泥浆处理剂很难满足清除固相的要求, 必须采取特殊的处理方式。而进入大斜度和高密度井段, 由于疏松砂层的高渗透性, 较大的正压差, 离子吸附, 岩屑床受钻具挤压等原因, 使泥浆中的石粉、般土、岩屑在井壁形成较厚的泥饼, 极易引起缩径、粘卡、起下阻卡、划眼、蹩泵、蹩漏、找不到井眼等复杂和事故。
3、定向工艺的难点。
(1) 造斜点浅、造斜率高, 易出软键槽, 引起键槽卡钻。 (2) 由于井位密集, 防碰绕障在所难免, 使井眼呈三维立体空间轨迹, 给井下事故及钻具事故预防产生较大影响。 (3) 由于构造原因和钻探目的所需, 使水平段呈阶梯状或超过90度的弯钩状, 给钻井和完井工艺提出了更高的技术要求。
二、钻井技术措施
(一) 井身轨迹控制。
1、表层直井段 (0~400m左右) 。
表层采用塔式钻具结构, 施工中平稳操作, 均匀送钻, 确保直井段打直, 起钻测多点。保证井眼规则, 短起下畅通, 表层套管下部结构焊接好, 下完表套后采用插入法固井, 并打好水泥帽。
2、二开直井段。
由于井网密集, 二开直井段采用防斜、降斜钻具结构:Φ241.3mmH127钻头+Φ177.8mm无磁钻铤1根+Φ177.8mm钻铤1根+Φ238mm扶正器+Φ177.8mm钻铤4根+Φ127mm钻杆。
3、定向段。
定向段造斜率较高, 采用滑动定向与复合钻进相结合的方式完成造斜和稳斜段钻进。采用钻具结构为:Φ241.3mmpDC (5刀翼) 钻头+Φ197mm (1.5°~1.75°) 单弯螺杆钻具1根+Φ127mm无磁承压钻杆1根+无磁悬挂 (MWD) +Φ127mm无磁承压钻杆1根+Φ127mm斜坡加重钻杆15根+Φ127mm斜坡钻杆。钻进井斜达50°后, 起钻将无磁悬挂 (MWD) 换成无磁悬挂 (FEWD) , 同时将加重钻杆上移200m300m, 确保钻压有效传递, 控制造斜率。
4、水平段。
(1) 必须保证水平段紧贴油层顶部, 采用钻具组合与定向时相同。 (2) 强化FEWD地质导向作用, 确定油层顶界, 加强岩屑录井, 钻时录井监测, 综合分析油层变化情况, 垂深到达A点, 电阻率仍小于7Ω, 及时调整工具面角度, 确保整个水平段紧贴在油层段穿行。防止脱靶和丢失油层。 (3) 滑动定向完成的井段, 须用旋转复合钻进方式加以修整, 确保轨迹圆滑。 (4) 根据井下情况适当进行短起下钻, 以清理岩屑床。
(二) 安全施工要点。
1、开钻前首先查清井口及靶区周围注水井, 并及时停注和检查落实, 同时对附近的报废井要查清原因, 了解井深和层位。提前做好周围注水井, 注聚井的停注、泄压工作, 并每天检查落实停注情况, 发现异常及时汇报, 协调处理。2、认真做好表层套管下入连接和固井工作, 确保水泥返出地面, 并保证封固质量。严格按设计要求搞好井控设施的配套、安装和试压工作。3、二开前准备足够的重晶石粉 (90t以上) , 压井液70方 (设计密度上线加0.2~0.3g/cm3) , 以及其它所需要的处理剂。4、对浅气层和断层影响的井, 应采用不低于1.30密度的泥浆二开, 并自二开就要加强坐岗。5、为保证直井段的井身质量和井眼畅通, 应采用18m钻铤处带扶正器结构, 以利于防斜和井眼的修整。直井段打完必须短起下至表层套管。6、斜井段井身轨迹必须严格控制在设计范围内, 以利轨迹平滑和准确中靶。7、自二开始就要用好全套固控设施, 大井眼要跟足清水, 在清除固相的同时保证泥浆密度, 以确保井控安全。8、进入斜井段, 要及早混足原油, 同时加强短起下, 配合固控设施的使用, 清除泥浆中的岩屑及井壁上的虚泥饼, 保证泥浆具有良好的流动性、润滑性及携岩能力、护壁防塌能力。9、因造斜率大, 在造斜点附近的钻具上应带破键器防止出现软键槽造成卡钻。10、严禁钻具长时间定点转动, 以免造成钻具疲劳折断。动力钻具及钻头使用时要及时更换, 防止出现落物事故。11、进入注水油层前应检查好一次井控的各项准备工作, 搞好防喷演习, 重点落实好坐岗观察制度。加重泥浆应缓慢均匀, 防止出现密度不均造成的压差井漏。密度超过1.55时应提前混入堵漏剂, 做好各种井漏的先期预防工作。12、起钻应低速平稳, 防抽吸拔活塞现象, 防止拔挤卡钻。下钻控制速度, 及时开泵顶泥浆, 防止压卡, 压力激动井漏, 或下入钻具过多, 泥浆流动阻力大造成开泵蹩漏。13、无特殊情况不得轻易变更钻具结构, 如遇井下复杂, 缩径、糊井眼、起下困难等情况时, 应采用简化的柔性钻具结构通井, 并严防强压硬划, 以免造成出新眼。
三、高密度水平井防喷、防卡钻井液技术
(一) 钻井液配方。
由于明化镇组以泥岩为主, 造浆能力强, 易缩径、泥包;馆陶组以砂岩和泥质粉砂岩为主, 井壁易跨塌、易形成塑性泥饼。为满足井下要求, 通过实验钻井液体系优选出天然高分子包被抑制钻井液, 钻井液配方为:水+4%~5%膨润土+0.3%纯碱+0.6%~0.8%PAM+0.4%~0.5%IND30+0.6%~0.8%SF-4+0.4%~0.5%ZJS-1+0.5%~1%SD-301+0.8%~1%ZX-2+0.2%~0.4%SF-1+0.1%~0.2%NPAN+0.4%~0.5%KFT+10%~15%原油 (完井液固体润滑剂含量1%~2%)
(二) 施工措施。
1、一开配浆开钻, 用好振动筛、除砂器、控制钻井液密度1.05~1.10g/cm3, 粘度30~50秒, 完钻后循环好钻井液、搞好短起下钻, 确保表层套管顺利下入。2、二开用一开钻井液加清水小循环开钻, 用好固控设备, 加足PAM胶液, 控制地层造浆, 密度控制在1.05~1.10g/cm3, 粘度28~35秒, 有浅气层的区块提前加重防喷。3、根据设计提示, 做好一次井控、压稳浅气层、水层。加重后的钻井液用PAM胶液维护, 用铵盐及NaOH调整流型, 并使用好除砂器, 离心机, 降低搬土含量和清除钻屑、劣质土。4、定向前调整循环好钻井液, 搞好短起下钻, 确保定向钻具顺利下入。5、进入油层前 (注水层) 100~50m加足油层保护材料, 加随钻堵漏剂2~4%, 提高地层的承压能力, 并加重至设计密度上线, 穿油层前搞好短起下钻, 确保井眼畅通。穿油层后根据井下情况, 返砂多少, 摩阻大小, 适当搞短程起下钻, 测好后效, 一方面确保井眼畅通, 同时也可确定下部钻井液密度。6、做好水平井的润滑防卡工作, 混足原油, 并不断补充其含量, 准备2~3t固体润滑剂, 出现摩阻大、井下钻具粘的现象严重时加入。7、孤东区块浅井泥岩多, 且造浆严重, 所以必须用好固控设备, 控制搬土含量和钻屑含量。高密度钻井液要防止粘切过高, 泥饼虚糊井壁, 起下钻遇阻现象的发生, 同时高密度钻井液也要具有一定的悬浮能力和携带能力。
(三) 分段钻井液性能。
四、完井作业
(一) 完钻前50m调整处理好钻井液, 密度达到设计上线, 完钻后循环好钻井液, 搞短起下钻, 测好后效, 起钻前加1~2%的固体润滑剂封水平段、定向段, 并保证井眼畅通, 确保井下正常后再起钻电测。
(二) 电测完后通井, 循环好钻井液起钻前加1~2%的固体润滑剂封下部井眼防粘套管。
(三) 完井作业严格执行协作会制定的完井措施, 保证下套管和固井作业安全顺利。
五、结论与认识
(一) 搞好一次井控是钻井作业的基础, 特别是在孤东地区显得尤为重要。
(二) 了解和掌握各位地层压力, 并计算出使用的钻井液密度, 做到心中有数才能做到不喷、不漏。
(三) 加足PAM胶液及高分子强力包被剂是打好水平井的重要工作。因为它有絮凝、沉淀、悬浮、携带、润滑防卡、井眼清洁、井壁滑稳定的作用。铵盐配成胶液使用效果最佳, 能保特泥浆良好的流动性。
(四) 加足随钻堵漏剂, 可提高地层的承压能力防止井眼漏失, 加足油和各种润滑剂是防卡的关键所在。
(五) 使用好固控设备, 控制好膨润土含量和钻屑含量是井眼畅通的前提。
(六) 执行和落实好技术措施, 预防人为的拔喷、拔卡、蹩漏也是钻井施工的必备条件。
摘要：本文针对孤东地区高密度水平井施工难点, 从气层, 注水层防喷、防碰、轨迹控制、润滑防卡、储层防漏、完井作业方面采取了一系列钻井技术措施, 较好地满足了孤东地区难动用储量开采的要求, 为今后快速、高效地开发超薄油层积累了现场施工经验。
关键词：高密度,水平井,轨迹控制,防喷防漏,润滑防卡
参考文献
[1]赵金洲, 张桂林.钻井技术手册;
水平井钻井技术的发展探讨 篇11
我国水平井技术的发展始于90年代初期, 由于我国油气田储层条件普遍不佳, 低压、低渗稠油油藏居多, 且储层深度大、储油油层薄, 发展完善的水平井钻井技术对我国油气开采工作意义重大。
在油气田的实际开发过程中, 水平井逐渐得到了广泛的应用, 并取得了良好的经济效益。随着美国页岩气等非常规油气资源的成功开采, 水平井在各个国家的石油工业发展中的地位越来越重要, 水平井钻井技术近些年来也得到了长足的发展进步 (表1为世界各国近年水平井数量数据汇总) 。
水平井在薄油层、重油产层、不规则地层的增产效果较为显著, 随着油气层开采进程的不断深入, 水平井对于复杂地层的开采优势逐渐显露 (图1为多分支水平井3D模拟示意图, 由图示可以看出水平井与传统直筒井的相比, 其优势在于与地层接触面积增大, 增加地层导流能力, 进而提高采收率) 。
在我国, 水平井的矿场应用优越性在各大油田也得到了印证, 以大庆采油八厂水平井投产数据为例 (图2) , 可以看出, 随着油田开发中水平井数量的增多, 采油八厂的采油量逐年增加。因此, 水平井钻井技术在我国油田开发现场应用前景十分可观。
2 水平井钻井技术综述
水平井并没有十分明确的定义, 一般认为, 井斜角大于85°, 在油层中径向延伸较长距离的井即为水平井。目前, 水平井按径向长度分类可分为长半径、中半径及短半径水平井等 (分类标准见表2) 。
水平井主要应用于以下几种目标油区:
①薄油层。
水平井应用与薄油层的增产效果十分显著, 与传统直井相比, 水平井开发薄油层的泄油面积、油井产能都大幅提高, 且对地层储量的控制范围也有明显增加。
②稠油油藏。
水平井用于开发稠油油藏的理论体系建设已十分成熟, 水平井与稠油热采技术相结合可有效提高油层温度, 改善井筒附近原油流动性, 增加油层产液量, 提高稠油油层产能 (图3水平井应用于稠油油藏原理图) 。
③具有垂直裂缝体系的油藏。
水平井应用于具有垂直裂缝的油藏, 可大幅度提高地层导流能力。由于水平井延伸范围广, 地层接触面积大, 与垂直裂缝发育层理相相交交几几率率显显著著增增加加, , 因因此, 水平井应用于垂直裂缝体系油藏可提高油藏产能及采收率。
水平井钻井技术包括测井、录井、钻井、完井等各个方面, 而水平井的最终完成又是与每一个阶段都密不可分的。下面, 笔者将对水平井钻井的相关技术做出综述。
2.1 随钻测井技术及其发展
随钻测井技术是指在井的钻进过程中对所钻地层的物理参数进行测量, 并采用数据遥感测量技术将测量信息实时反馈回地面, 以提高钻进方向的准确性及控制钻井进程。目前, 该技术在海上油气、非常规油气的开采中已逐步取代传统电缆测井手段。与传统电缆测井手段相比, 随钻测井技术具有实时动态性强、测量结果准确、风险系数低、操作性能好等优点。
图4即为长城钻探工程公司拥有自主产权的随钻测井系统, 其由井下测量装置、传感器装置、地面处理器等部分组成, 地下测井设备通过发射脉冲信号获得地下测井资料, 再通过传感器及电缆传播至地面进行实时信号追踪, 从而达到随钻测量井眼轨迹, 动态调整钻进方位及角度, 达到水平井对于井斜、井眼轨迹的高精度钻进标准。目前, 长城钻探工程公司的GW—LWD (BWR) 随钻测井系统得到了较好的矿场应用效果。
2.2 井下闭环钻井技术
水平井钻井技术的发展经历了只能利用一般井下测量工具, 随钻测量技术的发展, 从人为控制井下操作的井下开环钻井阶段;再发展为有了MWD技术及可控地面操作井下工具的半自动化井下半闭环阶段;最后发展为现在的可以离开人为控制的、可自动监控井下轨迹进程、具有较先进随钻测量技术及井下调控工具、可实时反馈地下地质资料的自动化井下闭环钻井技术。井下闭环钻井技术的组成部分包括切削工具、导向机构、控制机构、实时信息采集处理机构、资料传输转化机构、可视化井下监控系统等。
图5为西安石油大学井下测控研究所研究的XTCS (西安轨迹控制系统) 的定位总成模拟实验装置图, 其中, 实线部分代表液压油路管线, 虚线部分代表了电气连接线。由图中可以看出, 定位总成双向液压控制系统是一个集机、电、液于一体的综合控制系统, 其液压油的压力传送是通过电路控制部分对电磁阀的调控来实现的, 进而控制了定位缸活塞位移。压力传感器 (美国Honeywell公司生产) 对系统压力变化进行实时跟踪监测, 直接或间接地输出电信号, 反映系统的压力变化 (即泥浆和液压油的压力变化) 。最后通过微控制单元采集其输出量, 并通过单片微控制器将采集结果进行处理。
3 我国水平井发展存在问题及对策
①我国随钻测井技术水平受限, 许多核心技术需要依靠国外技术支持或依赖油服公司, 技术支撑成本过大, 需加大核心技术的引进和消化吸收力度。
②对于井控技术, 井眼、井壁稳定技术, 我国应加大研究力度, 以提高我国欠平衡钻井技术水平。
③相关科研工作者还应加强钻井液体系研究, 改进欠平衡钻井体系中钻井液调配方案, 针对储层地质特征进行微观调控, 提高我国欠平衡钻井技术水平。
④我国三大石油公司除了保持一定的竞争关系外, 也应重视钻井技术的革新, 加强合作。对于尖端钻井技术应联合研发, 以长远的眼光看待我国钻井工业的技术发展。
4 结语
笔者介绍了水平井的应用优势及其钻井技术体系的主要技术构成, 同时也对我国水平井钻井技术体系的进一步发展进行展望并提出个人观点。水平井的钻进是未来老油田科学开发及非常规油气资源开发的必然趋势。虽然我国的水平井钻井技术已有了极大飞跃, 但距离国际先进水平还存在着一定的不足, 同时也有着许多待于完善的技术细节。我们要注意把握水平井钻井技术的发展趋势及前进方向, 加大科研力度, 进行技术创新, 为我国石油行业的进一步发展奠定坚实的基础。
摘要：我国油气储层条件普遍较差, 油品质量不高, 低渗、低压、稠油油藏多, 因此油气的开发效益一直是我们最为关注的问题。水平井钻井技术体系的完善, 可在一定程度上提高我国油气田开发经济效益。本文针对水平井钻井相关技术现状作简要概述, 并对我国水平井发展存在问题作简要分析, 为我国水平井钻井体系的完善提供参考。
关键词：水平井,钻井技术,随钻测井
参考文献
[1]熊友明, 刘理明, 张林等.我国水平井完井技术现状与发展建议[J].石油钻探技术, 2012 (01) .
[2]沈忠厚, 王瑞和.现代石油钻井技术50年进展和发展趋势[J].石油钻采工艺, 2003 (10) .