尾管悬挂器超高压封隔及回接技术应用研究

为满足后期的压裂要求,页岩气井完井管串要求具有很好的密封完整性,目前国内页岩气井生产套管基本采用全井一次性固井的方式。为使湖南省的一口页岩气探井保页1井达到回接管柱压裂后回收、便于后期可能进行的开窗侧钻等要求,首次尝试采用尾管固井再回接管柱不固井的完井方式。为此研发了实现70MPa超高压封隔及回接的尾管悬挂器系统,核心技术主要包括超高压尾管顶部封隔技术、超高压回接密封技术和尾管悬挂器大过流技术。该技术在保页1井顺利实施,成功完成尾管固井、回接和回收上部生产套管串,工具整体密封性满足后期的泵送桥塞压裂要求。     

大位移井固井技术分析

针对大位移井固井过程中存在的问题,分析了套管居中度、水泥浆体系、顶替效率对固井质量的影响,提出提高套管居中度、实施低密度高强度水泥浆作业、优化钻井液性能、调整前置液结构以及提高顶替技术等措施,从而提高大位移井的固井质量。     

大斜度井挖潜断层边部剩余油实践

应用井震结合技术对大庆长垣油田储层构造进行了深入研究,对断层的分布认识更加细致。断层附近局部区域剩余油仍相对富集,是进一步挖潜的重点。对断层边部剩余油潜力进行了评估,明确了影响断层边部剩余油富集程度的影响因素;利用数值模拟技术研究分析了断层边部储层动用情况,断层上下盘对采出程度没有影响,剩余油潜力主要分布在非主力油层中,断距大的断层附近剩余油更为富集。在井震结合三维精细地质研究成果基础上,优选潜力区域、找准剩余油富集部位,对大斜度井井轨迹进行优化设计,近年来已设计投产42口大斜度井,取得了很好的开发效果。     

大位移井动态损害评价仪和试验方法研究

国内关于钻(完)井液储层保护能力的评价方法仍以直井为主,现有的试验设备和评价方法不能达到真实模拟储层条件的要求。笔者利用CQDP-1高温高压动态损害评价仪模拟X盆地高温高压气藏钻(完)井过程,通过将高温高压钻(完)井液与储层岩心相互作用来评价钻(完)井液储层保护性能。该试验设备能够更真实地模拟储层情况,满足现场需求,从而为勘探开发的决策提供一种更科学、更准确、更全面的依据。     

平湖PH-ZG1大位移井钻完井液技术实践

平湖PH-ZG1井是一口井斜大、水垂比高的超深大位移水平井,地层以砂泥岩互层为主,成岩性差,为中孔高渗储层,易产生井壁失稳,摩阻扭矩大,井眼净化困难,安全窗口密度窄,储层伤害等问题。该井首次应用Drillbench软件,实时模拟井下循环当量密度(ECD),为该井工程作业提供了合理的钻井液流变性能和钻井参数。根据不同井段特点制定出相应的处理措施:?17?in井段采用开路循环;?12?in井段和?8?in井段使用低黏高切MO-DRILL油基钻井液,保障了井眼清洁,而且ECD值较低,降摩阻效果好,有效地保护好了套管完整性;在?8?in井段采用减阻型隐形酸完井液,有效降低摩阻,保护了储层。平湖PH-ZG1井钻井作业非常顺利,未出现井下复杂情况。     

适用于大位移井作业的油基钻井液研究及应用

油基钻井液在井壁稳定和润滑性方面有很好的体现,满足大位移的作业要求,但存在流变性调控不好造成井眼不清洁等问题。因此需要对常规油基钻井液的流变性进行调控以满足大位移作业的携岩要求。通过评价油包水乳液乳化率、固相颗粒润湿率、配伍性等指标优选满足油基钻井液体系构建要求的主乳化剂、辅乳化剂、润湿剂、降滤失材料,同时引入流型调节剂来有效地提高油基钻井液的动切力、流变等参数,形成大位移井携岩要求的油基钻井液体系。该钻井液体系现场使用效果好,为现场作业提供了技术保障。     

大位移井井眼清洁技术在PH-ZG1井的应用

井眼清洁不干净极易导致钻头早期磨损、钻速降低、高扭矩和高摩阻等井下事故,直接影响到钻井效率和安全钻井,关系到大位移井钻井的成败。因此,井眼清洁技术是大位移井钻井关键技术之一。为了使现场的工程技术人员较准确地确定井眼清洁水力参数和施工参数,从工程控制角度定性地分析井眼清洁的4个关键参数,包括钻井液流变性、钻井液环空返速、钻井液排量以及机械转速,从理论上推导出适用于现场井眼清洁的一套计算方法,并在PH-ZG1大位移井的现场工程施工中大获成功,达到了指导实际工程的目的。