摘要：鄂尔多斯盆地东部气田深层煤岩气水平井目的层本溪组8^(#)煤层埋藏深,非均质性强,钻井过程中存在机械钻速低、井壁易失稳垮塌、井下故障复杂频发、水平段延伸难度大和完井套管下入困难等技术难点。为此,在分析本溪组8^(#)煤岩地层特征和钻井技术难点的基础上,进行了倒划眼高效PDC钻头研制、提速工具优选和无稳定器防卡导向钻具组合优化,研究了水平段精细导向井眼轨迹控制技术、旋转下套管技术及微纳米强抑制高效水基钻井液技术,形成了鄂尔多斯盆地深层煤岩气水平井水平段安全钻井关键技术。该技术在鄂尔多斯盆地东部气田绥德-米脂区块10口深层煤岩气水平井进行了应用,应用井在水平段钻进过程中未发生井壁失稳等井下故障,顺利钻至设计完钻井深,套管顺利下至设计位置,平均机械钻速9.00m/h,较未应用该技术邻井NL1H井提高了48.51%。现场应用表明,鄂尔多斯盆地深层煤岩气水平井水平段安全钻井关键技术可以克服该盆地东部气田深层煤岩气水平井水平段钻进过程中的技术难点,提高水平段机械钻速及煤岩储层的钻遇率,为该盆地深层媒岩气的开发提供技术支撑。

摘要：SN0144i-XX井是一口目的层为马家沟组碳酸盐岩储层小井眼井,完钻井深3805 m,152.4 mm裸眼段长3040 m,最大井斜24°,最大狗腿度4.05°,钻井液密度1.16 g/cm^(3)。井口起仪器过程中Φ57 mm测井仪器串落井,因井眼、仪器尺寸较小,仪器串结构复杂,仪器串抗拉抗压参数受限,落井仪器状态不明等问题,采用常规打捞技术已不能满足Φ152.4 mm小井眼中Φ57 mm测井仪器串的打捞要求,为此,通过分析测井仪器结构,每趟打捞出井仪器结构及落鱼在井筒内的相对位置及状态,开展套捞一体式专用打捞工具的设计制作、打捞方案的制定等研究,采用磁定位仪器确定鱼头技术,精准确定鱼头位置,提高仪器打捞成功率,设计制作了Φ146 mm大引鞋+Φ110 mm卡瓦打捞筒、Φ143 mm套铣头栽钢丝+内嵌式Φ110 m卡瓦打捞筒、Φ143 mm套铣管开窗+内嵌式Φ110 mm卡瓦打捞筒等套捞一体式打捞工具,进行26次的连续打捞作业,耗时45 d成功捞出落井仪器串19 m。阐述了小井眼裸眼井测井仪器落井后开展的套捞一体式非常规打捞工具设计加工、打捞方案编制及关键打捞措施,为今后类似测井仪器落井非常规打捞作业提供了一定的技术参考。

摘要：长庆油田近几年大量施工水平井,但储层非均质性强,迫切需要开展水平井水平段取心及其后续分析工作,精确掌握储层展布规律,为后期油藏整体有效开发提供理论依据和技术支撑,决定在合水油田GP41-65井进行水平井水平段取心试验。为减少取心施工风险,在该井设计阶段甲方、设计单位与施工方沟通交流,优选取心井段,设计水平井轨迹有利于取心。施工方优选取心工具,精准控制井眼轨迹,优化钻井液性能,优选钻具结构、钻井参数。积极试验螺杆钻具加取心工具钻具组合取心,水平段连续取心8趟取心进尺53.53 m,收获率100%,取心质量及井身质量合格,该水平井水平段取心成功,为2015年长庆油田水平井钻井技术新突破,为后续水平井水平段取心具有重要的指导意义。

摘要：从优化剖面设计、二开后使用"四合一"钻具、斜井段钻具组合的优选、轨迹控制以及PDC钻头的选型、钻井液技术等方面着手,通过现场的实践、摸索、总结,研究出了一套提高苏里格丛式井钻井速度的配套技术,取得了良好的经济效益和社会效益。

摘要：榆37-2H井设计原则:采用最小曲率法计算,剖面采用增-增入窗双增两段制设计,第一增斜段剖面设计狗腿度17.98°/100 m,起始造斜采用三牙轮钻头连续造斜,设计进尺100 m,井斜造到18°;第二增斜段设计狗腿度8.04°,采用PDC钻头滑动+复合增斜钻进,随时调整井斜,满足轨迹控制需求,在实钻过程中可以充分发挥动力钻具和转盘钻具各自的优势,提高钻井速度,尽量延长PDC钻进井段,提高PDC钻头的使用效率,必要时及时使用三牙轮钻头调整轨迹,精确入窗。

摘要：苏里格南部区块大斜度井平均完钻井深3 900 m,平均水平位移1 200 m,施工过程中存在井深、位移大、轨迹控制难度大、地层可钻性差等技术难题,严重制约钻井速度。为此,从优化剖面设计、轨迹控制、钻具组合及钻头、螺杆选配等技术出发,形成了一套苏里格南部气田大斜度井高效钻井关键技术:"直-增-稳-微降"剖面、"两趟钻"轨迹、稳斜能力强的"四合一"钻具组合、适合该区块快速钻井的钻头及螺杆。通过关键技术的应用,2017年平均钻井周期缩短至11.95 d,较2016年平均钻进周期缩短2.56 d,提速17.64%,提速效果显著。

摘要：长庆页岩油井区在2019年完成亚洲陆上首口4000 m级水平段水平井的基础上,2021年施工完成了5000 m级水平段水平井,该井采用了水基钻井液技术进行施工。超长水平段水平井的关键问题是钻井液润滑性和井眼清洁,为了较好地解决这两个技术难题,以天然材料为骨架,通过基团接枝、发酵等方式进行改性,自主研发了高性能提切剂TQ-8和高效润滑剂HTZ,并以这2种处理剂为核心研制了5000 m水平段高性能水基钻井液体系。体系的主剂配方为(4%~6%)高效润滑剂HTZ+(0.5%~2%)高性能提切剂TQ-8+(0.5%~2%)泥岩抑制剂YYZ-1+(1%~2%)PAC-LV+(1%~2%)BLA-LV+(3%~4%)成膜封堵剂FDJ-1+(20%~80%)可溶性加重剂+烧碱,该体系在井眼清洁、润滑性和抗污染等方面,均比4000 m水平段水基钻井液性能更优。该技术在长庆页岩油华H90-3井进行了试验应用,下套管前的钻具摩阻为400 kN,下完套管后钩载余17 t,具备将水平段长度进一步延长的能力。

摘要：长庆油田陇东地区页岩油超长水平段水平井钻井过程中存在井眼轨迹控制困难、机械钻速低、水平段堵漏难度大、井壁易失稳和完井套管下入困难等技术难题,为此,进行了井眼轨道设计及井眼轨迹控制技术优化,优选旋转导向钻具组合,应用高性能水基钻井液和套管漂浮下入技术,根据漏层特点和漏失速度采取不同的堵漏技术措施,形成了页岩油超长水平段水平井钻井技术。该技术在陇东地区华H50–7井进行了应用,顺利完成长度4088.00 m的超长水平段钻进,创国内陆上油气井最长水平段纪录,表明该钻井技术可以满足陇东地区页岩油高效开发的需求,也为国内其他地区超长水平段水平井钻井提供了借鉴。

摘要：文章引入偏移比、偏垂比、纠偏难度系数等概念,提出了具有普遍适用性的三维水平井难度系数的确定方法,通过现场选取了固平24-23井为例,根据当前井垂深、偏移距、靶前距、造斜点、位移等数据,统计分析了偏移比系数、偏垂比系数、位垂比系数等,并就实钻中钻具组合、轨迹控制、摩阻扭矩等对施工难度和效率进行了评价,验证了不同系数不同取值条件下对施工中造成的困难程度,其工程意义简洁明确,适应于水平井施工前准确把握施工难度,提前做好详细的钻井设计和设备、工具技术准备,做出严密的可行性研究。

摘要：为了保护生态环境,提高单井产量,长庆气田部署了多口水平段超过3 000 m的井。针对超长水平段井裸眼段长,存在井下摩阻大、扭矩大的问题,选取了S135钢级钻柱和清砂钻杆减阻工具,采用旋转导向井眼轨迹控制技术,优化了钻进参数:最佳钻井液环空返速为1.20~1.30 m/s、最低钻柱转速为60 r/min,选用氯化钾、石灰石和高性能润滑剂提高钻井液及其所形成滤饼的润滑性,控制钻井液有害固相含量,其动塑比提高至0.5 Pa/(mPa·s),最终形成了一套长庆致密气田超长水平段降摩减阻技术。将该技术应用于水平段长度为5 256 m的靖51-X井,其水平段平均全角变化率为0.74 (°)/30 m,钻井液固相含量最高为16%,完钻后最大起钻摩阻为380 kN,下钻最大摩阻为280 kN。实践表明在超长水平段应用该技术具有良好的降摩减阻效果。