摘要：X24井是渤海某油田为进一步完善注采井网,提高储量动用程度而部署的一口采油井,是该区块井深最深、水平位移最大的一口大位移井。为了解决该井面临的断层及潜山地层易漏失、起下钻及下套管易发生阻卡、储层压力亏空易受到污染、井壁失稳等钻井技术难题,从钻井工程设计源头出发,通过对井眼轨迹、井身结构、钻具组合、钻井液、固井设计等进行优化,形成了大位移井高效钻井关键技术。现场施工结果表明,该井平均机械钻速48.38 m/h,钻井周期23.00 d,相比设计钻井周期节省了9.8%,钻井生产时效95.0%,钻井施工过程顺利,无事故复杂,安全优质高效的完成了钻井任务。该井的顺利实施也为渤海油田同类大斜度井、大位移井的钻井设计与施工提供了重要的参考和借鉴作用。

摘要：东海既有十余个生产平台,设施附近5km范围内存在多个“小、碎、散”目标,利用在生产平台的进行内部挖潜、滚动扩边是支撑东海增储上产、实现新老产能有序接替的重要方式。大位移井是利用有限的平台实现更深、更远、更快、更经济有效开发的关键支撑。东海油气藏存在储层埋藏深,温度压力高,岩性复杂等特点,大位移井自身难点叠加东海典型地质特点,对现场的实施提出更大的挑战,聚焦以上技术瓶颈,从钻井设计、井筒安全保障、钻井提速提效方面开展了的重点攻关,形成了具有东海特色的大位移井钻井关键技术体系,助力东海完钻井深不断突破,大幅扩展了有效动用范围,为东海增储上产迈上新台阶做出突出贡献。

摘要：针对东海油气田大位移井在钻井过程中易形成岩屑床,井眼清洁困难,导致摩阻扭矩大甚至频繁出现憋泵憋扭矩等复杂的问题,提出了一种基于井眼清洁效果的钻井参数设计和钻井液性能优化方法。首先,分析大位移井井眼清洁的主要影响因素,使用VIRTUALMUD软件对影响大位移井井眼清洁性能的钻井液排量、机械钻速等工程参数和钻井液6转3转读数等钻井液参数进行优化设计。然后,通过优选合适的基础油、乳化剂和重晶石等方法对现场使用的油基钻井液进行性能改进。在大位移井A井应用优化后的钻井参数及钻井液体系,井眼清洁效果好,钻井液携岩效率高,在作业过程中未发生憋钻卡钻等复杂情况,起下钻顺利。现场应用情况表明,该方法具有较好的可行性和有效性,对于提高钻井效率和降低钻井成本具有重要意义。

摘要：超深大位移井的井眼轨迹复杂、井斜大、稳斜段长,常规套管程序为ϕ244.5 mm套管与ϕ177.8 mm尾管复合,且刮管洗井阶段存在随钻预校深为射孔备用的需求,常规采用两趟管柱分别实现井筒清洁、随钻预校深的功能,造成井筒清洁效率低、作业周期长。通过集成优化组合多功能清洁工具、可变径刮管器、随钻测井工具和分流转向阀工具,设计形成了高效井筒清洁与预校深一体化管柱结构,重点开展了水力学模拟、管柱安全评价、工艺流程优化,实现复合井筒一趟式高效清洁和随钻预校深一体化功能,相比常规两趟式方案提效30%。该技术在东海3口超深大位移井中成功应用,井下工具工作正常,相比同类井型常规工艺单井平均缩短43.6 h,具有显著的提速提效作用。

摘要：由于岩屑存在,浅层大位移井井漏频发、扭矩传递困难,对其安全、高效钻进构成严重威胁。在动态岩屑运移模型基础上,考虑到岩屑分布对浅层大位移井ECD和摩阻扭矩的影响,建立了井眼清洁效果评价模型。结合某实钻大位移井对ECD和扭矩进行了定量分析,计算结果表明:随着裸眼段的延长和井筒内岩屑的增加,ECD和井口扭矩增幅可能为清洁状态下的一倍或数倍,井漏风险加大;为了减小浅层大位移井钻进风险,需要对钻井设计和钻井施工方案进行全面优化,控制井筒内岩屑,进而降低井筒内ECD和扭矩消耗。

摘要：大位移井是海洋油气资源开发的重要方式,可以减少生产平台的建造以及实施油气滚动勘探开发,近年来中国海洋石油大位移井钻井技术有了新发展。阐述了大位移井井眼轨道优化设计与定量评价、钻井液与含油岩屑处理、井眼高效净化与监测方法、降摩减扭安全钻井、套管高效下入等技术研究现状,总结了拟悬链线轨道设计、海上岩屑深度固控处理、井眼清洁监测方法、降摩减扭工具、管柱下入辅助工具等技术进展。在此基础上,对未来大位移井面临的需求和挑战进行了展望,指出应持续加大大位移井裸眼延伸能力、水力延伸能力、机械延伸能力的科技创新研究,进一步满足各海域边际油气田开发、老油田二次调整对大位移井技术的更高需求。

摘要：对东海某大位移井钻杆本体断口进行室内检验分析。结合该井实际作业情况,对钻柱进行力学有限元模拟分析。结果表明:钻杆材质符合有关标准规定,钻杆断裂属于疲劳过载断裂。揭示出井壁失稳造成局部严重“狗腿”是导致钻具疲劳失效的重要因素。给出大位移井钻井设计与钻具使用管理方面的相关建议,可有效指导后续大位移井钻井作业。

摘要：大位移井钻井已成为目前复杂地区油气勘探开发的重要手段,合理的井身结构设计是大位移井钻井作业成功与提高作业效率的关键。大位移井井斜大、稳斜段长、水平位移大、裸眼井段长、水垂比高的特殊属性导致钻井作业难度大且风险高。通过对大位移井钻井技术特点进行分析,确立了大位移井井身结构设计原则与思路,制定了大位移井身结构设计流程,设计过程应综合考虑长裸眼段井壁稳定性差、摩阻扭矩高、管柱屈曲严重、井眼清洁难度大等影响因素并形成一体化的技术思考。研究思路与成果在渤海油田某大位移井设计中得到了成功应用,创造了渤海油田大位移井水垂比3.22的纪录,从而为大位移井井身结构设计优化与安全施工提供了技术参考。

摘要：在实际井眼中,由于存在重力效应,造成套管偏心的形式有两种:一是套管贴向下井壁的整体偏心;二是扶正器间的套管屈曲变形产生的局部偏心。这两种偏心都极大地影响套管的居中度,在大位移井中体现得更为明显。在分析SY/T 5334—1996中居中度标准由来的基础上,得出目前国内采用套管居中度标准的局限性,引入最优顶替效率情况下的极限偏心距理论,建立极限偏心距条件下的套管居中度计算模型,并分析各因素对套管居中度的影响规律,提出利用极限偏心距理论和国标对大位移井套管居中度进行综合优化设计的思想,提高大位移井的套管居中度,满足水泥浆的顶替效率需求。结果表明:适当提高水泥浆动切力、降低钻井液动切力及提高水泥浆与钻井液的密度差的方法可以弥补井斜角对套管居中度的要求,但在90°的水平井段改变密度差的方法不适用。

摘要：针对渤海油田钻 40 0 0m水平位移井遇到的技术难题 ,进行了摩阻 扭矩预测及评价、井眼净化计算、井壁稳定计算 ,设计了软件集成平台 ,研制了可变径稳定器及井下闭环可变径同心稳定器 ,开发了用于大位移井的水基泥浆。这些技术及设备在渤海秦皇岛 3 2 6等油田 6口大位移井中应用 ,均取得了良好的效果。