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本文介绍了中油阿塞拜疆项目B-1井施工过程中出现的钻井液性能、事故与复杂等问题，以及在施工时现场采取的一些措施,并总结了下步施工的经验和教训。
阿塞拜疆B-1井钻井实践
【摘 要】
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本文介绍了中油阿塞拜疆项目B-1井施工过程中出现的钻井液性能、事故与复杂等问题，以及在施工时现场采取的一些措施,并总结了下步施工的经验和教训。
【机 构】
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大港油田集团有限责任公司
【出 处】
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中国石油学会第12届三省一市环渤海浅(滩)海油气勘探开发技术交流年会
【发表日期】
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2007年8期
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针对SZ36-1油藏物性条件以物理模拟为研究手段,对缔合聚合物溶液在岩心多孔介质中流动性能为研究对象,分别进行了不同段塞、不同浓度聚合物溶液在多孔介质的阻力系数与残余阻力系数以及传导性能的研究。对缔合聚合物溶液通过岩心前后粘度的变化、在多孔介质的渗流规律得出了新的认识。缔合聚合物溶液能大幅降低岩心水相渗透率。
海外河油田已步人开发的中、后期,由于断层活动、注入水的影响,停产停注的油水井不断增多,造成局部井网不完善。"十五"期间,海外河油田在精细油藏描述技术支持下,通过剩余油分布规律研究、优选井位、优化设计、系统管理、优化射孔等系统攻关,使侧钻技术在挖掘剩余油潜力、提高油藏储量动用程度、提高原油采收率等方面效果更加明显。实施的88口侧钻井,当年获利润3581.6×10元。
南堡5-10井是冀东油田近年来所钻的深探井之一,完井井深为4679.94m,尾管下深4673m,该井后效严重,上窜速度曾达121m/h,全烃含量最高100％,井底静止温度为135℃,循环温度115℃,固井水泥采用嘉华G级加35％硅粉,外加剂采用工程技术研究院的胶乳水钻井液体系,固井时采用尾管固井,设计水钻井液密度1.88g/cm,实际固井水钻井液平均密度1.88g/cm。CBL测井结果表明,封固段
南堡1-平4是冀东南堡油田部署在南堡1号构造南堡1-1断鼻较高部位上的一口先导试验水平井,其目的是为了试验NgⅣ2油藏在井型、钻完井、采油方式优化条件下的最高产能和稳定性能,对南堡油田开发概念设计阶段形成的开发技术政策和指标进行验证,为总体开发方案的编制及下步投入开发提供科学依据。其水平段选用了贝克休斯的AutoTrakG3旋转导向系统进行井眼轨迹控制和地质导向。通过该技术的应用和各项资料的综合分
钻完井项目是一项复杂的系统工程,需要多学科组成的团队密切合作才能完成。本文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之间实现"无缝沟通",不仅能大大提高了项目组的工作效率,对提高钻完井作业质量、降低作业费用,同时对今后中海油成功
众所周知,钻井井下工程事故是造成钻井成本上升的主要原因之一。在石油钻井施工中,由于受地下客观原因以及钻井设计简单优化、操作不当、钻井液性能差、技术措施得不到有效落实等人为因素的影响,不时会导致井下工程事故的发生。其中,卡钻事故所占比重最高,尤其是以粘吸卡钻为主。根据资料统计,卡钻事故一般占钻井井下工程事故的70％左右。本文主要探讨如何准确地判断卡点深度。
窿9井是CNPC一口设计井深为4500m的重点探井,在完井阶段下φ177.8mm尾管时中途遇阻,被迫在井深3668.22m处固井,后采取φ152mm钻头划眼,补下φ101.6mm无接箍尾管、回接φ177.8mm套管固井的补救措施处理，最终使该井得以顺利完成。
本文详细介绍了赵东油田C-39大位移水平井的钻井工艺和技术,包括井身结构设计、井眼轨迹的控制、井壁稳定和井眼清洁、下套管固井工艺和水平段裸眼完井工艺。该井作为渤海湾浅海地区第一口大位移浅定向水平井,它的成功实施,证明了在渤海湾浅海区域(地层较软)进行大位移水平井施工的可行性,而且为渤海湾浅海地区油田的高效开发的提供了可靠的参考依据。
关家堡油田是大港油田滩海地区的重点勘探开发区块,做好该区的油层保护工作意义重大。课题组在分析该油田地层特征、完钻井情况的基础上,进行了敏感性分析研究,水泥浆对储层的损害研究,分析研究了保护油气层的固井技术要求,优选了适合该地区的保护油气层的不收缩微膨胀低密度高强度水泥浆体系。本文介绍了相关研究结果。
在K&K油田钻井过程中,最常见的井下复杂是井眼缩径、井壁坍塌和钻头泥包。井眼缩径和井壁坍塌造成起下钻时经常遇阻或遇卡(特别是当钻具组合中带扶正器时)。钻头泥包使得泵压增高,机械钻速变得极低,起钻拔活塞。本文从地层、钻井液、钻井工艺几方面分析了井下复杂的原因,提出了预防措施,并应用于钻井实践,大大减少了井下复杂情况,提高了钻井速度。