摘要：本文针对南海东部油田钻井施工PDC钻头泥包问题,从地层岩性、钻井液性能、钻头设计、钻井参数、井队操作角度进行技术分析,制定南海东部油田PDC钻头防泥包技术措施。该技术措施在南海东部油田B井中成功应用,现场施工表明泥包现象得到有效控制,对于预防南海东部油田PDC钻头泥包具有借鉴意义和推广价值。

摘要：深水高温高压井钻井技术方面的论述全面回顾了该领域的要点。首先简述了其重要性和范围,然后深入讨论了面临的挑战,例如地质条件的复杂性和设备可靠性。接下来详细介绍了关键技术,包括井身结构设计、深层钻井技术、油基钻井液和高温乳胶防窜水泥浆体系。最后展望了未来的发展趋势,包括新技术应用、设备研发和数据分析与人工智能的运用。希望通过本文论述为相关单位或者个人提供借鉴价值。

摘要：海洋石油钻井作为全球石油产业的重要组成部分,其成本对整个石油产业链的经济效益产生深远影响。随着海洋石油开采技术的不断进步,钻井成本也日益显著。因此,研究海洋石油钻井的成本影响因素及寻求有效的成本节约策略,对于提高石油产业的经济效益具有重要意义。

摘要：为开发南海东部某油田边际油藏,设计了一口水垂比高达4.90的大位移井M井,钻井过程中面临储层埋深浅、稳斜裸眼井段长、安全密度窗口窄、井眼清洁困难和套管下入摩阻大等技术难点。通过研究与应用井眼轨迹控制、井身结构优化、井筒当量循环密度ECD控制工艺和安全高效下套管工艺等技术,顺利完成了该井的钻井作业。应用结果表明,五开井身结构显著提高了井壁稳定性;使用连续循环阀系统及岩屑床破坏器,井底ECD变化率降低至小于1.9%;应用漂浮下套管及全掏空旋转下尾管工艺,顺利下入ϕ244.5 mm套管×4200.00 m及ϕ177.8 mm尾管×5772.00 m。超大水垂比大位移井钻井关键技术在M井应用后,创下了中海石油海上油田最大水垂比大位移井钻井作业纪录,为后续类似大位移井的开发积累了经验。

摘要：影响密封加强型快速连接特殊螺纹性能的主要因素包括密封面结构、扭矩台肩结构以及连接螺纹结构参数,对这些结构进行优化设计可以降低应力集中、保证密封性能、减少塑性变形,从而保障油套管的结构完整性和密封完整性。为了改善密封性能,提高连接强度、抗扭矩能力和承载能力,使其能适应更复杂的工作环境,对主要螺纹结构参数进行了优化设计。通过有限元分析和模拟计算研究了不同参数条件下的连接性能,结果表明,螺纹两端应力大、中间部分应力小,所以螺纹因拉伸应力过大而产生的失效容易发生在螺纹两端。

摘要：在深水井进行测试作业时,旋转坐封测试管柱因平台升沉,封隔器坐封困难,且旋转坐封容易损坏水下树脐带缆,导致井下防喷屏障失效,影响作业安全和时效。采用上下活动管柱坐封的新型非旋转坐封封隔器和井下声波无线遥测式直读压力温度计,优化改进测试管柱设计和操作程序,形成了一套适用于深水的非旋转高效APR测试管柱。该测试管柱利用电缆测量地层伽马、套管及钻杆放射性标记校正射孔深度,通过非旋转坐封封隔器和管柱内灌入轻质液垫或留空实现负压射孔,采用管柱内加压或投棒方式点火,在南海东部X井现场应用达到了测试目的和取样要求。该管柱设计为深水井提供了一种安全高效的测试技术。

摘要：水平井裸眼完井是一种最大限度提高储层开采能力的方式,海上油田常采用无固相钻井完井液并辅以破胶完井的方式来完成钻完井作业。直接返排钻井完井液是在此基础上开发的,对其在参数设计、材料选择、完井工艺等方面进行了分析与评价,并分析了其储层保护机理。该体系基本组成为海水+纯碱/烧碱+流型调节剂VIS+淀粉降滤失剂STARFLO+可溶盐+高纯粒径匹配碳酸钙MBA,3种功能材料均能够被0.3%HTA隐形酸螯合剂溶液液化,液化后无任何残留,使井筒内及近井地带的泥饼全部转化为清洁盐水,MBA由5种不同粒径的碳酸钙复配而成,且和淀粉可以达到互相"镶嵌"的作用,使泥饼更加致密。通过实验评价,该钻井完井液的低剪切速率黏度控制在30 000 m Pa·s左右,具有最佳防止污染和返排的能力,且渗透率恢复值最高,可抗15%左右钻屑污染,渗透率恢复值大于80%。该体系在南海东部3个油田、1个气田已应用12口井,井底最高温度为60~130℃,密度最高为1.20 g/cm3,3口井属于低孔渗油藏,9口井属于中、高孔渗油藏,钻井过程顺利。该技术简化了完井方式,节省了作业时间与费用,并具有较好的储层保护效果。

摘要：随着地质勘探油田开发技术发展,裸眼侧钻技术是当今重要的钻井技术之一。本文主要以某地区大型奥陶系碳酸盐岩油藏裸眼侧钻为工程实例,对裸眼侧钻剖面设计、水泥塞质量、裸眼侧钻井眼选择及轨迹控制、钻井液性能设计等重要钻井工艺技术进行探究,对超深井裸眼侧钻钻井工艺技术进行全面剖析,以期提高油田开采水平。

摘要：恩平油田群钻完井开发一期项目包括XJ24-3(24-1区)、EP24-2和HZ25-8三个油田。该区水平井完井过程采用传统水平井完井方式,存在无法连续灌浆、裸眼段空置时间长、容易造成近井地带污染等缺点,为降低开发成本和作业风险,对传统的完井工艺技术和完井工具进行优化创新:下部完井管柱底部采用STARSE新型完井工具双向洗井装置,将引鞋、洗井密封筒、短盲管及限压自动灌浆阀有机结合,实现连续灌浆,同时降低了地面和地层的污染。在恩平油田群3个油田32口井的现场作业中,下部完井管柱均顺利下放至设计深度,单向阀打开和关闭密封功能可靠,单井灌浆时间节约3.5h左右,显著提高作业时效,增加经济效益,充分贯彻了"节能增效"的指导思想,具有良好的推广前景。

摘要：海上油气田完井普遍采用分采完井管柱,用于分隔的顶部封隔器和隔离封的隔器坐封位置非常关键,尤其对于层间距较小,隔离封隔器坐封位置要求十分苛刻的情况下,坐封位置将直接影响分层开采工艺的成败。不同的管柱结构设计其管柱的力学模型以及在不同工况下的受力情况是不一样的,必须进行针对性的分析,本文结合一种优化的分采完井管柱结构,并对封隔器坐封深度影响因素及管柱受力状态进行分析,探讨封隔器坐封深度的确定方法和计算方法。经过在惠州25-8油田的某口井现场应用,隔离封隔器有效地封隔了2米的薄夹层,效果非常理想,为今后类似井的作业提供借鉴。