5000 m井架式修井机在金县1-1油田的应用

为了适应海上油田后期灵活、适时调整开发,在钻修井机具选型方面,渤海金县1-1油田修井机创造性地配备了315t提升系统（具备5000 m钻完井作业能力）,循环系统和其它配套设备仍按照180t常规修井机配置。5000 m井架式修井机在多功能生活支持平台的配合下,可实现油田后期钻完井作业。该设计能在兼顾油田修井、调整井作业的同时,有效降低油气田开发初期钻完井作业投资,提高油气田开发效益。     

渤中34-1N钻井帽在锦州9-3油田井口平台上的应用

渤中34-1N钻井帽始建于2009年,计划在渤中34-1N油田利用其与非悬臂式钻井船(渤海5号)在导管架上方进行钻完井作业。但在钻井帽建造后期,悬臂式钻井船的紧张局面得到缓解,钻井帽被放置于建造场地4年。鉴于锦州9-3油田综合调整项目新建1座四腿井口平台,初步考虑利用钻井帽在锦州9-3油田井口平台的导管架上进行钻完井作业。因此,需要对钻井帽进行适应性改造。     

浅谈海上油田钻完井项目中的服务商管理

钻完井项目是一项复杂的系统工程,需要多学科交叉密切合作才能完成。创造性地提出服务商提前介入钻完井项目的项目管理新模式。此模式应用于渤海湾NB35-2油田钻完井开发项目,结果证明,服务商代表提前进驻项目组,实时掌握项目进度和原始生产数据,针对作业中出现的问题展开讨论并在各学科团队间实现无缝沟通,不仅能大大提高项目组的工作效率,提高钻完井作业质量、降低作业费用,而且对今后中海油成功开发海上边际油田和提高稠油油田的采收率都有着非常重要的指导意义。     

中海油在海上油田开发中的钻完井技术现状和展望

本文总结中国海洋石油总公司在海上油田勘探、开发和生产中,结合海上油田开发的需要和特点,通过不断的探索和实践,逐步的掌握了在中国近海开发油田的关键技术及其特点。同时根据目前国外的开发技术发展现状,结合中海油自身的特点,针对海上油田开发的具体不同的需求。经过改革开放20多年来的不断努力,中海油已经掌握并形成了一整套的海上油气田开发的钻完井工程技术。并且形成了以海上油田开发为目标的优快钻完井技术体系;大位移钻井技术体系;     

HH42P1井优快钻井技术实践与认识

镇泾油田长8油藏开展水平井获得一定成功,探索了镇泾油田长9油藏有效开发方式,评价水平井开发长9油层单井产能,部署水平井HH42P1井。根据HH37P1井和HH37P2井的钻井经验,通过缩小一级井身结构,二开使用8 1/2!钻头,水平段使用6!井眼完井,优选高效PDC钻头,优化钻压、排量等钻井参数,加强现场施工人员和设备的管理,使提速取得突出进展。在保证成井率的前提下,平均机械钻速较HH37P1和HH37P2井提高50%以上,平均钻井周期缩短20%以上,目的层平均井径扩大率控制在10%以内,单井套管较HH37P1井节约70t,钻井费用降低20%以上,为镇泾油田水平井优快钻进提供技术经验。     

海上钻完井成本控制的持续探索

随着渤海油田3 000万t持续稳产战略目标的不断推进,工作量持续激增,在卖方市场背景下,钻完井作业面对严峻的成本压力。为控制成本进行多方面改进尝试,通过制定海上钻井米成本指标、改进公共成本分摊方法、改进成本跟踪方法、开发新系统以及制定新举措等途径,降本增效初见成果。     

径向水平井侧钻工艺的试验与应用

针对低渗透油田的开发现状,开展径向侧钻水平井技术的研究应用,详细论述了径向侧钻水平井钻井的工艺技术,使老井改造、加深、侧钻小井眼钻井技术及径向水平井等钻井完井配套技术得以快速发展,对低渗透油田开发剩余油气,提高采收率和综合经济具有十分重要的意义.     

套管开窗侧钻技术在海上某气田中的应用

套管开窗作业广泛应用于处理井下事故,老井眼侧钻等作业中,其目的在于可以尽可能多地利用老井眼、从而适当地节约钻完井作业时间,从而到达节约作业成本的目的。此次侧钻开窗应用在海上某气田X1S井,取得了成功。该井存在侧钻点深、井斜大、井眼深、钻井周期长、起下钻次数多等困难。本次开窗侧钻作业应用了一种新型的快速开窗侧钻工具,一趟钻实现斜向器坐挂、套管开窗并钻出一个口袋,是深井开窗侧钻作业的一次成功实践。为今后套管开窗侧钻作业提供了宝贵的技术实践。     

优快钻井技术在土库曼某油田的应用

优快钻井技术是提高钻井速度和效率的有效手段。在国外石油钻井行业中,由于人员工资高、技术服务费昂贵,造成钻井作业的施工成本非常高,促使作业者广泛应用新工艺、新技术,大胆改进施工作业程序,来缩短钻井作业的周期,达到节约施工成本的目的。介绍了国内目前的优快钻井成熟配套技术,重点阐述了在土库曼某油田应用的套管钻井技术、先进的钻井工具使用、先进的固井工艺技术、钻井液和保护油气层技术。与相关工程技术人员进行交流,促进优快钻井技术快速发展。     

抑制钻屑形成泥球的钻井液研究

针对渤海QHD32-6油田钻井中钻屑形成泥球的突出问题,依据钻屑形成泥球的原因分析,采用粘结法、全角滚动法等实验方法,评价了自己研制的“FNJ-1”型防粘结剂的抑制钻屑粘结作用效果,并应用该剂于渤海QHD32-6油田上百口井的钻井试验中,取得抑制钻屑形成泥球的显著效果。     

充氮气欠平衡技术在柳108井深井钻完井中的研究与应用

玉门油田青西区块存在油层埋藏深度大、地层可钻性差、油藏孔隙压力小等问题,常规钻井不利于低能量小层的勘探发现,对储层污染也较大,致使油气井产量低、后期改造作业量大,同时压持效应严重影响钻井机速,导致建井周期长、钻井成本高。为了更准确、及时地发现和评价青西凹陷柳沟庄构造的含油气性,提高区块储量整体动用程度,同时在钻井过程中减少对储层的污染、提高钻井速度,玉门油田在青西区块柳沟庄构造带上的柳108井率先开展了充氮气欠平衡钻完井试验,通过优化井身结构、钻具组合,优选钻头、钻井参数、氮气注入量,在确保井下及井口压力控制安全的前提下最大限度的释放储层能量,起到了探明与保护储层和钻井提速的双重功效。该井欠平衡作业井段机械钻速同比提高85%,欠平衡钻完井点火成功23次,投产后自喷采油,日产液约29 m3,日产油约27 m3。     

一种新的气井井身结构在苏里格气田的应用

长庆苏里格气田的成功开发历经了井身结构优化、特殊工艺井技术试验和以PDC钻头复合钻井技术为核心的快速钻井3个重要阶段.随着钻井工艺技术的不断进步,平均井深3 441 m的直井钻井周期由原来的平均36 d缩短至目前13 d左右,丛式定向井平均钻井周期逐步降至目前的20 d以内.钻井速度的提高空间逐步减小,而降低材料成本的技术再次引起人们的关注,为了应对国际金融危机带来的负面影响,进一步降低钻井成本,首次在苏里格气田采用Φ88.9 mm无油管完井技术试验了两口井,这种新的气井井身结构可以节约生产套管费用,降低钻完井成本.     

控压钻井技术在伊朗雅达油田S03井的应用

伊朗雅达油田多口井钻遇活跃沥青侵害问题,由于活跃沥青层分布规律不明、井间地层压力差异大、活跃沥青黏稠、易出现涌漏复杂等,给钻井施工带来极大挑战。根据对活跃沥青层地质特征认识、钻井工程施工难点分析和置换性涌漏室内模拟实验结论,形成了优化井身结构、优化钻井液性能措施的控压钻井强行钻进方案。在雅达油田S03井进行现场应用,同比邻井相同井段作业周期缩短39%,节约了钻井液消耗量,为雅达油田解决活跃沥青侵害提供了技术手段,具有推广应用价值。     

海上油田固井作业费用关键影响因素分析

固井作为钻完井工程中不可缺少的一个环节,其作业费用的高低会对钻完井作业产生很大的影响.该文通过调研海上油田固井作业费用的实际情况,分析了海上固井作业费用的主要构成,并研究了影响海上固井作业费用的关键因素,对于合理利用固井费用和有效提高固井质量具有积极地指导作用.     

石油钻井完井清洁生产初探

近年来,随着能源需求增加,石油天然气勘探开发的力度不断加大,由此对环境造成的污染也急剧增加。尤其是在油气钻探过程中产生的废气、废水以及固体废弃物,如果处理不当,极易对自然环境造成污染。如何正确有效地对这些钻完井废弃物进行无害化处理,已经成为当今石油勘探开发过程中的必要研究环节。笔者以川渝地区罗家1井、帽儿1井钻井完井废弃物无害化处理实例,论证钻井完井清洁生产的必要性。     

深水钻井隔水管与井口技术研究进展

钻井隔水管与井口系统是深水钻井装备中重要而薄弱的环节,其正确设计与使用直接关系到钻完井作业的顺利完成。系统开展了面向南海的深水钻井隔水管与井口技术研究,建立其力学分析方法,形成一套深水钻井隔水管与井口系统钻前设计与作业技术体系;提出隔水管与井口系统的波激疲劳、涡激疲劳、磨损以及隔水管接头完整性评估方法,并进一步完善深水钻井隔水管与井口完整性管理方案;建立深水钻井隔水管关键装备与作业风险评价框架,探索台风环境下的隔水管系统安全保障的关键技术;在此基础上开发深水钻井隔水管作业管理软件,承担中国南海6口自营深水井的隔水管与井口系统钻前设计与作业技术研究工作,成功将科研成果应用到深水钻井实践中,并取得良好的应用效果。笔者对这些进展进行总结和回顾,并对今后的研究方向进行展望。     

特低渗透油藏入井流体顺序接触储层损害评价

特低渗透油气资源在剩余油气资源中的地位越来越凸显。由于低孔低渗的特点,特低渗透油层在钻井、完井、采油、增产改造、EOR 等全过程均会发生储层损害。以镇泾油田长8 组为研究对象,对钻井完井液、压井液和压裂液顺序接触储层对储层的损害进行了方法探讨和实验评价。结果表明,钻井完井液对储层的损害最严重,压裂液次之,压井液最轻。分析表明,流体敏感性损害和漏失损害是钻完井液损害储层的主要因素。压裂液乳化、残渣、液相圈闭、浸泡时间损害,天然裂缝与水力裂缝堵塞,压裂液的冷却效应是压裂液损害的主要因素。最终提出了加入封堵剂改善钻完井液性能,从压裂工艺、压裂液体系出发改善压裂液的解决方式,实现全过程储层保护是特低渗油藏开发的关键。     

渤海油田开发调整井密闭取心技术应用浅析

渤海油田部分开采区域为了研究油田水驱效果、水淹规律、小层剩余油分布状况等地层流体最真实情况,通过研究决定在渤海油田部分开发调整井,优选合适的取心钻头、密闭液等进行开发调整井密闭取心作业。近年来该项密闭取心技术在渤海油田开发调整井中得到推广和应用,对于渤海油田开发调整井开展不同油层水淹程度与剩余油分布情况的研究,优化开采方案,进一步识别区域岩性组合特征,提高油田的采收率及原油产量起到了重要作用。     

海上油田高效开发技术探索与实践

在我国渤海湾相继发现40多亿t地质储量的原油,但这些原油多为稠油和重油,难以开发,在陆上油田开发经验不能用于海上,又无国际先例可借鉴的情况下,基于海上稠油开发历程及现状,深入分析了海上稠油油田开发面临的主要问题与挑战,有针对性地集成、创新了适合于海上稠油开采的先进技术,逐步建立完善了海上稠油高效开发思路和技术体系。该技术有效降低了油田开发成本,并成功地开发了被国际石油公司称为“21世纪挑战”的海上最大稠油油田。成功研发了开发海上边际油田的“三一模式”和“蜜蜂模式”,应用于渤海边际油田开发实践,并探索出一套适用于海上油田开发的优快钻完井技术。在此基础上,为了实现渤海油田产量进一步增长和大幅度提高采收率,经过长期技术探索与矿场实践,大胆提出了海上稠油高效开发新模式,即模糊一、二、三次采油界限,通过技术创新和创新技术集成,使油田在投产初期迅速达到高峰产量并高速开采,始终保持旺盛生产能力;采取多枝导流、控制适度出砂、早期注水、注水即注聚、注水注聚相结合等技术;通过以聚合物驱为主的提高采收率技术、多枝导流技术、电潜螺杆泵举升技术和地面除砂工艺等技术体系,在最短的时间内采出更多的原油,达到最大采收率。基于高效开发新模式思想,成功开发了迄今为止世界海上最稠的渤海南堡35-2油田,并已在多个油田进行应用。这一创新的认识与实践,不仅为我国海上油田开发探索出一条新路,也为世界海上油田,特别是稠油油田的开发提供了新思路的思考。     

表层钻井技术在LD10-1油田的应用

ED10—1油田共设计，6个槽口，为4×9结构，井口间距为2．0×1．8m，其中一期开发的生产井、水源井、注水井共计26口，采用分井段批钻方式进行。在集中钻表层作业时，极易造成井漏及井与井之间相互窜槽等事故。重点阐述了为避免上述事故所运用的一些钻井技术措施。