大牛地气田水平井优快钻井技术
大牛地气田水平井优快钻井技术
大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部，主要含气层位为二叠系山西组和下石盒子组、石炭系太原组。本工区钻井施工主要有以下特点：钻遇地层多，地层变化大，地层非均质性强，地层研磨性强，地层可钻性差。根据以上特点及对临井资料的对比分析，通过优选钻头，制订合理的技术措施，做好防斜工作，提了高机械钻速，取得了很好的成果。
标签：大牛地气田；水平井；优快钻井
1 大牛地气田的地层特点及钻探难度
1.1 地层简介
大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部，伊陕斜坡为一西倾的平缓大单斜，整体呈东北高，西南低，平均坡降为10m/km，平均倾角不到1°，区内构造、断裂不发育，只发育一些东北向和近东西向宽缓的鼻状隆起。
1.2 钻探难度
该地区主要目的层为二叠系石盒子组、山西组和石炭系太原组。在钻井施工中发现，这一地区地层极为复杂，岩性变化大，地层非均质性强、研磨性强、可钻性差，给钻井施工带来一定的难度。
2 提高机械钻速的技术措施
通过借鉴国内外提高机械钻速的经验，结合本工区实际情况，从钻头优选、技术措施制定、防斜几个方面进行了分析研究，采取了相应提高机械钻速的方法。
2.1 钻头优选
①一开钻头优选：此段地层比较松散，胶结性能差，可钻性好，但易井斜，故一开井段选用小钻压下机械钻速高的PDC钻头。
②二开上部钻头优选：从安定组至延长组井段，由于该段地层胶结疏松，地层抗压幅度变化大，夹层多，软硬交替，故宜选用大复合片，短圆弧、深内锥的PDC钻头。如GD1605TQ型PDC钻头在DPH-44使用过程中进尺912m平均机械钻速20.42m/h。
③二开中部钻头优选：延长组至和尚沟组属于河流相沉积，胶结疏松、可钻性较好，有多套夹层。刘家沟地层埋藏深，成岩性较好，泥岩塑性值较大，可钻性差，而在此段地层钻进时机械钻速较低。通过对二开中上部现场使用后的钻头破坏情况进行分析发现，该井段使用的PDC钻头主要损坏特征为冠部PDC复合
片碎裂、掉片。根据损坏特征分析，认为PDC钻头的损坏有以下原因：a.地层中存在砾石；b.地层硬夹层较多。
针对以上原因，对上部地层所使用的PDC钻头重新进行了优选，通过对复合片、水利结构、冠部形状的综合对比分析，我们选用了M1655FC、GD1605TQ型PDC钻头，无论是进尺、还是机械钻速都有较大的提高，尤其是M1655FC钻头，实现了单只钻头进尺达2145m，实现了从二开到目的层验收一趟钻完成，提高了机械钻速。
④二开下部：从石千峰组至马家沟组。此段地层地质年代古老，埋藏较深，岩性变化大，地层研磨性强，可钻性差。据此我们有选出耐磨性较强的GD1605TX型PDC钻头，使用效果较好。
通过对钻头的优选，提高了单只钻头的进尺，减少了起下钻时间，提高了平均机械钻速。
2.2 技术措施
在优选钻头的同时，还必须根据现场的实际情况采取相应技术措施，这样既可以控制好井身质量，又可以预防复杂情况的发生，同时也是提高机械钻速的有力手段。
①一开井段：钻头为311mm的PDC钻头，由于井眼尺寸较大，大钻压时容易导致钻具弯曲而造成一开井斜超标，在钻柱中加大尺寸钻铤增加钻柱刚性，采取低钻压（10-30KN），高钻速（80-100r/min），大排量（30-32l/s）的技术措施，既可以很好的控制一开井斜又可以提高机械钻速，在完钻后间歇性的双泵大排量洗井。
②二开上部井段：此段地层夹层多，易井斜采取如下技术措施：采用螺杆加扶正器的钻具组合及时纠斜，钻进过程中的工程参数为：钻压20-100kN，钻速60-80r/min，排量30-32l/s。
③二开下部井段：地层埋藏较深，均质性较好，地层的研磨性较强，在钻进过程中应根据不同的岩性采取相应的技术措施。从石千峰组到本溪组采取钻压：40-120KN，钻速：50-70r/min，排量：30-32l/s的技术措施，马家沟组采取钻压：80-140KN，转速：50-60r/min，排量：30-32l/s的技术措施，此段所用的钻具组合同二开上部。
2.3 防斜
通过分析发现，大牛地气田的表层井斜的原因是由于钻具的不对称切屑引起的，延安组底部-延长组井段是地层的“软硬交错”引起的。针对于此，我们分别采用不同的技术措施，对于一开，前文已经强调过，这里就不赘述。对于二开井段，我们主要采取以下技术措施：①采用带有螺杆加扶正器的钟摆钻具组合；②
控制好二开初始阶段的井斜，在扶正器未出套管前均采用10-30kN的小钻压钻进；③及时测斜。坚持每30m测斜一次，及时掌握井下井斜的情况及变化趋势；④如果2000m以內井段井斜超过2°并且还有增大趋势及时定向纠斜，吊打后测斜有效果后才能正常钻进。
通过采取以上技术措施，有效地控制了全井的井斜，保证了井身质量，确保了正常进尺时间，提高了机械钻速。
3 应用情况
2012年以来，通过开展大牛地气田提高机械钻速研究以后在大牛地气田进行了应用， 2013年所钻2口井，平均机械钻速为6.55m/h，2014年所钻水平井平均机械钻速为7.46 m/h，平均机械钻速提高了13.89%，具有较好的推广前景。
参考文献：
[1]李德红.鄂北工区钻头型号及钻井参数的优化[J].探矿工程（岩土钻掘工程），2005（8）：50-54.
[2]李百盛，孙光明.用于含砾石且软硬交错地层的新型PDC钻头设计[J].石油机械，2004（9）：32-34.
加快推进天然气大发展——专访中国石化油田勘探开发事业部主任孙焕泉
加快推进天然气大发展——专访中国石化油田勘探开发事业部主任孙焕泉
何世念;宋玉春
【期刊名称】《中国石化》
【年(卷),期】2017(000)009
【总页数】5页(P15-19)
【作 者】何世念;宋玉春
【作者单位】
【正文语种】中 文
“十三五”，中国石化油田板块将瞄准2020年天然气产量达到400亿立方米的奋斗目标，突出发展质量和效益，立足四川盆地、鄂尔多斯盆地和海域三大主阵地，狠抓高效勘探工程、新区上产工程和老区稳产三大工程，实现量效齐升，为战寒冬做大贡献。
目前我国正处于经济转型发展和能源消费结构深层调整的重大历史转折时期，中国石化审时度势，制定实施天然气大发展战略，将天然气业务放在优先发展的地位。近些年，中国石化紧紧依托科技创新和高效管理双轮驱动，在天然气勘探开发领域取得了一个又一个辉煌的成就：从国内丰度最高的海相整装大气田普光气田，到国内埋藏最深的海相大气田元坝气田，再到全球除北美最大的页岩气田涪陵气田。这给处于低油价困境中的油田板块带来了希望。
怎样看待我国天然气产业快速发展的历史背景？中国石化近年来在天然气勘探开发领域不断突破的原因何在？目前还面临哪些挑战和问题？未来推动天然气大发展的思路和着力点是什么？带着这些问题，本刊记者采访了中国石化油田勘探开发事业部主任孙焕泉。
记者：中国石化长期以来重视天然气业务，为什么在“十三五”作出了“推进天然气大发展”的决策部署？
孙焕泉：天然气是优质高效、绿色清洁的低碳能源，在目前全球推进能源清洁化革命、限制化石能源使用的历史大背景下，其优势越来越凸显。目前我国天然气消费水平很低，2016年在一次能源消费结构中占比仅为6.4%，而世界的平均水平是24%。所以我国天然气产业发展潜力很大。
近年来，为大力发展清洁能源、推进生态文明建设、优化调整能源结构，我国把加快天然气发展作为重要的战略举措，国家《天然气发展“十三五”规划》确立了力争2020年、2030年天然气占一次能源消费比重分别达到10%和15%的发展目标。同时，持续的低油价给中国石化上游石油勘探开发业务带来了严重冲击，迫切需要加快油气结构调整，加大天然气发展力度，培育新的效益增长点。为此，中国石化集团公司党组审时度势，在2016年初的集团公司年度工作会上明确提出，要全力推进天然气大发展，力争2020年国内天然气产量达到400亿立方米。我们油田板块瞄准这个目标，继“十二五”提出“天然气再翻番、非常规大发展”的发展战略后，再次提出了“天然气快增长”的发展战略，并把各项指标进行了细化分解落实，全力推进。2016年产气216亿立方米，比2015年增加9亿立方米；油气产量结构中天然气占比达38%，提高5个百分点。
提高钻井速度的措施
提高钻井速度的措施
1、从钻井设备的安装开始，必须保证天车、游车、井口三点一线，方钻杆校直，套管头和防喷器也要与井口垂直一线，这样既保证采用高转速钻进，又可避免在钻进时磕碰防喷器。
2、参考邻井的钻井资料（以近几年为主），瞄准邻井的钻井速度最高指标，制定出可行的优快钻井方案。
3、对于直井
1）在钻头优选上下工夫，上部地层以大复合片PDC钻头为主（如KM226、KM243、KM227等），牙轮钻头以HAT127、FAT127等高效能钻头为主。
2）优化钻井参数，二开第一只钻头如采用牙轮钻头泵压必须要达到16—18MPa，钻压适当加大（100--120KN），转速二档以上，达到120rpm左右。采用PDC钻头时，高转速配以适当钻压，泵压也要提高，14—16Mpa为宜。钻进上部地层时，要配以大排量，满足快钻携砂要求。
3）对于深直井，下部井段可采用PDC+螺杆的钻井技术，提高深井的钻井速度。
4）租用或购置无磁钻铤，随时检测直井的井身质量，避免测连斜检测井身质量（由于大部分直井没有使用无磁钻铤，测斜仪只能测量井斜，不能测量方位，井身质量得不到准确检测，故常常在靶点以前200m左右测连斜来检验是否脱靶）。
5）根据邻井资料，对于易起井斜、易发生方位漂移的区块和地层，采用常规钻具组合无法控制时，要加大资金投入，在此地层采用PDC+导向马达+MWD快速穿过该地层，防止扭方位。
4、对于定向井
1）造斜点>1000m（深定向）时，上部直井段使用PDC或高效能牙轮钻头，在保证井身质量的前提下，适当解放钻井参数，实现优快钻井。
2）深定向采用合适的定向工具和仪器以及钻具组合，优选使用PDC钻头， 定向、增斜一次完成。
3）对于大位移井、施工难度大的定向井以及在一些关键的井段要使用PDC+导向马达+MWD钻井技术，尽量缩短施工时间，以快取胜。
4）加强对定向井的监管并密切协作，确保定向井施工措施合理有效并能付诸实施，尽量减少定向仪器无信号、扭方位等现象。
大牛地气田注醇工艺系统优化
第２６卷第４期
２００８年８月 天 然 气 与 石 油
Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ Ａｎｄ Ｏｉｌ Ｖ０１．２６．Ｎｏ．４
Ａｕｇ．２００８
大牛地气田注醇工艺系统优化
林丽娜 ，胡智勇 ，张文才 ，钟志伟
（１．中国石化股份公司华北分公司第一采气厂，陕西榆林７１９０００；
２．河南思达高科技股份有限公司，河南郑州４５００００）
摘要：大牛地气田地处鄂尔多斯高原，全年最低气温可达一４０℃。气井产量多为１．１ ｘ
１０ ｍ ／ｄ以下，平均万方产液量为０．５ ｍ 。由于气井产水，极易在井口附近的油管和地面采气
管线内形成天然气水合物甚至冰堵管线，严重阻碍正常生产。为彻底解决这一难题，通过生产
实践优选出甲醇作为水合物抑制剂。但甲醇具有中等毒性，因此需要对原有的简单投注方式
进行改善。优化了注醇系统特别是对泵和计量仪表进行优选。经过长时间的工业性试验，证
明优化后的注醇工艺系统实现了甲醇的零泄漏和精准注入，同时还大大降低了气田产出水的
处理成本。现已取得明显的经济利益和社会效益。
关键词：大牛地气田；水合物；注醇工艺；注醇泵；优化；零泄露；经济社会效益
文章编号：１００６－５５３９（２００８）０４－０００５－０４ 文献标识码：Ａ
０ 前言
大牛地气田开发主力储层是上古生界山西组、
石盒子组和太原组，其孔喉半径偏小、结构复杂、孔
隙度２％～１０％，平均渗透率为０．１９６×１０ ｐ．ｍ 。
产层深度均小于３ ０００ ｍ，温度在８５℃左右。气井产
量多为１．１×１０ ｍ ／ｄ以下，平均万方气产液量为
０．５ ｍ 。
气流由地层经井筒进入采气管线，温度、压力因
沿途摩阻而不断降低，同时有液态水凝析出来…。
在某一特定的压力、温度下形成天然气水合物 。
通过大量试验和数学模型分析各层水合物生成条件
得出了以下结论 （见图１）：
在高压下组分差别对水合物生成温度影响不
大，但低压下影响却极其明显。大牛地气田采气管
线压力在１０～２０ ＭＰａ，该压力条件下天然气水合物
水平井钻井地质设计方法
水平井钻井地质设计方法X
孙建双
(大庆油田有限责任公司采油工程研究院,黑龙江大庆 163453)
摘 要:水平井因控制储量大,产量高,生产压差低等特点近年来得到飞速发展。随着水平井钻井技
术的不断发展,利用水平井开发油田越来越受到国内外石油行业的重视。虽然水平井数量在逐年增多,
但一些水平井的生产并不理想,如产量不高、投产时间很短就见水、含水上升快、产油量下降快等。本文
分析利用水平井开发油气田的主要优缺点,提出了成功利用水平井开发油气田的关键和基础是做好水
平井钻井地质设计。阐述了如何让做好水平井钻井地质设计,在设计过程中应该注意的一些问题。
关键词:优化;钻井地质设计;靶点;跟踪设计
中图分类号:TE22 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)09—0066—02
1 水平井开发油气藏的主要优缺点
用水平井开发油气藏的三大优点:水平井较之
直井的一个优点就是它增加了井筒和生产层的直接接触面积,且能钻穿多层陡峭的产层;同时也有利
于更好地了解目的层的性质;水平井的第二个优点
是它可以在地面上同一位置钻成几口水平井,这样
可以控制一个很大的含油范围,同时也有利于环境
保护;水平井的第三个优点在于它可以开采产层非
常薄的油藏,这种油藏用于直井采油时,由于裸露生
产层的井筒太短造成经济效益较差,而采用水平井
这一矛盾就能够得到很好的解决。用水平井开发油
气藏也有不利的方面:钻井成本较高;一般只能开采
1个产层;见水后难以控制,对产量影响大;水平段
测井有难度,而且由于钻井液向下方渗透,侵入带与
井筒不对称,电测解释的含油气饱和度不准确。
油田开发中研究水平井的主要流程见图1。
图1 水平井开发流程图2 优化水平井钻井地质设计
2.1 优化水平段长度和方位
水平段长度直接影响水平井的泄油面积、控制可采储量等,要使水平段对其控制储量有较高的动
用能力及采收率,应重点考虑的地质因素有油层厚
度及物性、原油性质(如黏度等)、所控制的经济合理
大牛地气田固井防窜水泥浆体系研究与应用
・９４・ 钻 采 工 艺 ＤＲＩＵ＿ＩＩＮＧ＆ＰＲＯＤＵＣＴＩＯＮ ＴＥＣＨＮ（）１ｏＣＹ ２ＯＯ６年３月 Ｍｍｖｈ ２０ｏ６
大牛地气田圃并防窜水泥浆体系研究与应用
巢贵业 ，陈 宇 ，方 彬２
（１中石化华北分公司勘探开发研究院钻采所２西北分公司质检站）
巢贵业等．大牛地气田固井防窜水泥浆体系研究与应用．钻采工艺，２００６，２９（２）：９４—９６
摘要：大牛地气田具有低压、低渗、个别井段易漏和固井后易气窜的明显特点，因此，对于储层的保护显得
相当重要，气田对固井工程来说，在保证固井质量的同时尽量减少进入地层的水泥浆滤液和水泥浆颗粒，最大限度
地保护气层。在２０Ｏ４年之前大牛地气田固井质量极不稳定，通过分析研究，发现水泥浆的性能严重影响固井质量。
针对水泥浆性能影响固井质量的原因分析，通过水泥浆体系和水泥石的室内试验与评价，优选出适合本工区的水
泥浆体系，固井质量取得了比较理想的效果。
关键词：大牛地气田；低压低渗；水泥浆；水泥石；室内评价；防气窜；固井质量
中圈分类号： ＩＥ ２５６．６ 文献标识码：Ａ 文章编号：１０（１６—７６８Ｘ（２００６）０２一ＯＯ９４—０３
大牛地气田主要目的层为下石盒子、山西组和
太原组。孔隙度为７．４ｌ％ ９．５％，孑Ｌ隙压力梯度
当量密度为０．８９—０．９９ ｇ／ｃｍ３，渗透率为０．４８４～
１．３５７ｘ １０Ｉ３ ，破压梯度当量密度为在１．５４～ １．９５ ｇ／ｃｍ３之间。储层属于低压低渗气藏。一开井
身结构：０３１１钻头×３０１ ｍ＋０２４４．５套管×３００ ｍ；
二开井身结构：０２１５．９钻头×２ ９５０＋０１３９．７套
管×２ ９４８ ｍ。
表１ 防气侵水泥浆配方及性能
配方 流体 密度／ｇ・ｃｍ一 稠化时间／ｍｉｎ 过渡时间／ｍｉｎ 失水／ｍｌ 析水／％ 抗压强度（２４ｈ） 六速读数
Ｇ级水泥＋ＧＳＪ＋ 领浆 １．７５ １５０ １５ １８ ３．０ １５．５ ４８ｆ强／１５／９ ＧＨ一３＋ＵＳＺ 尾浆 １．８９ １２４ １２ ６．０ Ｏ．０ ２３．４ １ ｆ ／蟪仡
JMSR页岩油水平井优快钻井关键技术
JMSR页岩油水平井优快钻井关键技术
摘 要:JMSP油田页岩油钻进过程中面临井眼轨迹控制难度大、易发井漏、井壁稳定性差、造斜至水平段存在托压、摩阻扭矩大等技术难题，影响了页岩油的勘探开发效益。为提高长水平段钻井技术水平，首先对不同的技术难题进行原因分析，针对问题并结合现场实际情况提出了优化井深结构、旋转导向控制井眼轨迹、设计激进式水力参数、优化泥浆性能、优选钻井提速工具等技术措施，提高了钻进效率，形成了JMSP页岩油长水平段优快钻井技术，并在10口页岩油水平井进行了现场应用，水平段平均机械钻速提高17%，创造了JMSP油田多项记录。研究与应用表明，JMSP页岩油长水平段优快钻井技术提高了钻井效率，也为国内页岩油长水平段高效钻进提供了借鉴和指导。
关键词：页岩油；水平井；长水平段；钻井；油基钻井液；JMSP凹陷
概述
JMSP油田位于ZGR盆地东部JMSP凹陷，属于典型的页岩油油藏，自上而下依次为第四系，新近系，古近系，白垩系吐谷鲁组，侏罗系齐古组、头屯河组、西山窑组、三工河组、八道湾组，三叠系克拉玛依组、烧房沟组、韭菜园组，二叠系梧桐沟组、芦草沟组等层位。主要储层为二叠系芦草沟组，已落实共控储量超
xx亿吨，已成为国内首个规模化开发的陆源碎屑沉积页岩油藏，已获批建立国家页岩油勘探开发示范区，旨在示范中国陆相页岩油资源的规模效益建产[1-3]。JMSP页岩油是实现XJ油田持续上产规划目标的重点领域，按照十三五规划要求，XJ油田原油产量至2025年达到XXXX万吨。其中JMSP页岩油产量达到XXX万吨以上，将有力支撑规划目标的实现[4-8]。该区域在钻井过程中，存在井漏、井壁失稳、定向托压等难题，制约了钻井效率。为此，优化了井深结构、井眼轨迹控制、钻井参数，优选了钻井设备和提速工具，制定了一系列技术措施，形成了JMSP页岩油水平井优快钻井关键技术，并进行了现场试验且效果良好，值得在该区域推广应用。
大井眼快速钻进技术
第３Ｏ卷第２期 ２００２年４月 石 油 钻 探 技 术 ＰＥＴＲ０ＬＥＵＭ ＤＲＩＬＬＩＮＧ ＴＥＣＨＮＩＱＵＥＳ Ｖｏｌ＿３Ｏ．Ｎｏ．２ Ａｐｒ．．２００２ ．．Ｉ钻井与完井
吴玉禄，汪志强 （吐哈石油勘探开发指挥部钻井公司，新疆鄯善８３８２００） 摘要：大井眼（４３１１．１ｒａｍ及以上尺寸）钻井由于受钻头尺寸大、破碎面积大、钻头类型单一、机械及水力能量 不足等因素的影响，钻井速度慢，成本高。从地层可钻性研究及钻头选型、ＰＤＣ钻头的使用、强化机械及水力参数、优 化钻具组合、采用先进工具及工艺等方面提出了提高大井眼钻井速度的途径，在吐哈油田的应用表明，能显著提高机械 钻速，缩短钻井周期。 关键词：大井眼；机械钻速；钻头；钻具组合；钻井参数；吐哈油田 中图分类号：ＴＥ２４７；ＴＥ２４９．１ 文献标识码：Ｂ 文章编号：１００１—０８９０（２００２）０２—００１９－０３ 大井眼常被设计应用在新区域、新构造的探井、深 井和复杂井中，随着小井眼（夺２１５．９ｍｍ）钻井速度的 逐步提高，大井眼速度慢、周期长、成本高的矛盾越 来越突出。随着吐哈油田深部油气藏的不断发现，特 别是西部地区所钻深井数量的不断增加，占深井井深 总井段８０ ～８５ 的大井眼的钻井速度问题更加突 出，为此，吐哈油田对大井眼快速钻井技术进行了研 究，并取得了较大进步。 １ 大井眼快速钻井技术难点［ ］ １）国内大尺寸钻头结构单一、型号少，不能满足 深井岩性变化的要求。随着井深的增加，地层压实程 度增大，钻遇致密硬塑性泥岩等地层时钻速很低，现 有型号的夺４４４．５ｒａｍ牙轮钻头很难满足地层变化的需 要。 ２）４３１１．１ｍｍ钻头所钻地层一般埋藏在中深井段 （２０００￣４５００ｍ），压实程度较大，且以大段泥岩为主， 可钻性差，井段较长。 ３）钻头破岩面积大，４４４４．５ｍｍ钻头井底面积是 ４２１５．９ｍｍ钻头的４．２４倍，４３１１．１ｍｍ钻头井底面积 是４２１５．９ｍｍ的２．０７倍，产生的扭矩和岩屑量也相对 较大，要求的排量高，在一定程度上限制了转盘转速 和钻头水功率的发挥。 ４）破岩机械能量不足，４４４４．５ｍｍ钻头单位井底 面积的机械能量是＋３１１．１ｒａｍ钻头的５Ｏ ，是 ４２１５．９ｍｍ钻头的３５ 。 ５）水力能量不足。在额定泵压及满足井下正常钻 进的排量的条件下，４４４４．５ｒａｍ井眼９２．５ 的水功率 用于循环损耗，只有７．５ 作用在钻头上；４３１１．１ｍｍ 井眼７０ 的水功率用于循环损耗，只有３Ｏ 作用在钻 头上；４２１５．９ｒａｍ井眼３８ 的水功率用于循环损耗，有 ６２ 功率作用于钻头上。由于＋４４４．５ｍｍ钻头面积大， 比水功率只相当于４３１１．１ｍｍ钻头的Ｉ／７，相当于 ４２１５．９ｍｍ钻头的１／２０。 ６）ＰＤＣ钻头配套使用技术不完善，效果不理想。 ２钻井技术措施 ２．１根据地层可钻性研究，优选钻头类型 利用“微钻头钻速法”、“ｄｃ指数预测岩石可钻性 法”及“测井资料计算岩性可钻性法”，测定了不同地 区、不同地层可钻性级值与井深关系的变化规律，根 据可钻性级值确定了钻头选型的最优方案（见表１）。 在５６口井的现场试验表明，该方案符合率达到９０ 以上，取得了良好的经济效益，满足了钻井的需要，现 已全面推广使用。 ２．２选用ＰＤＣ钻头 在不断完善ＰＤＣ钻头使用的地层条件、井眼条 件、井底条件、最优钻具组合、相关技术的具体要求、 使用操作要领的基础上，目前，４３１１．１ｍｍＰＤＣ钻头一 次入井能钻穿多套地层，由在泥岩地层使用发展到非 泥岩地层，由中软地层发展到中硬、硬地层。２０００年 施工的青科１井，使用了一只４３１１．ＯｍｍＭ１９７５ＳＴ ＰＤＣ钻头，从井深２５６３．４５ｍ入井，进尺１５６３．８６ｍ， 纯钻８５０．２５ｈ，平均钻速１．８４ｍ／ｈ，穿过３套地层，创 玉门地区ＰＤＣ钻头行程最长、纯钻时间最长的纪录， 收稿日期：２００２—０１—１９ 作者简介：吴玉禄（１９６４一），男，山东青州人，１９８４年毕业于华 东石油学院钻井专业，经理，高级Ｉ程师。
海蓝MWD常见故障
MWD在大牛地气田的应用
我公司自2005年以来，陆续引进北京海蓝公司YST-48R型MWD无线随钻测量系统8套，应用于水平井、大位移定向井的随钻监控，先后为600余口定向井、水平井提供随钻定向服务。通过近几年的现场应用，我公司的水平井技术和MWD仪器现场应用都得到了很大的提高，为大牛地气田缩短水平井钻井周期、降本增效提供了技术支持与保障。
1、YST-48R型MWD结构及原理
YST-48R型MWD无线随钻测斜仪由地面设备和井下仪器两部分组成。地面设备包括压力传感器、专用数据处理仪、远程数据处理器、电缆盘等。井下测量仪器主要由测斜探管、测斜探管、伽玛探管、电池、脉发生器、打捞头、六翼扶正器等。
该仪器以钻井液作为信号传输通道，测探管中的磁通门传感器和重力加速度传感器测量井眼状态(井斜、方位、工具面参数等)，并由探管内的编码电路进行编码，将数码转换成与之对应的电脉冲信号。这一信号通过功率放大，驱动电磁机构控制主阀头与限流环之间的泥浆过流面积，由此产生钻柱内压力的变化。在主阀头提起时，钻柱内泥浆可以顺利通过限流环；在主阀头压下时，泥浆流通面积减小，从而在钻柱内产生了一个正的泥浆压力脉冲。主阀头提起或压下的时间取决于脉冲信号，从而控制了泥浆脉冲的宽度和间隔。安装在立管上的压力传感器可以检测到这个脉冲序列，再由远程数据处理器完成对泥浆脉冲的采样、滤波、识别、编码和显示，并将相关数据传送给专用数据处理仪进行解码处理。
可以通过选择主阀头的外径和限流环的内径尺寸来控制信号强弱，使之适用于不同井眼、不同排量、不同井深的工作环境。 2、YST-48R型MWD的优、缺点
与国内外其他仪器比较YST-48R型MWD具有以下优点：
(1)轻便、灵活。YST一48R型MWD外径为48mm，总长为6．8米（不加伽玛探管），外径小、重量轻、组装、运输、使用都相当方便。
(2)可打捞。该仪器是坐键在专用循环套内，在遇到井下复杂情况(例如卡钻)钻具不能起出时，可用电缆绞车将专用打捞工具下入钻具中将其打捞出井，这样最大限度地避免了仪器埋井的风险。
水平井斜井段几例典型事故的分析及预防
水平井斜井段几例典型事故的分析及预防
摘要:水平井已发展成为尽最大能力动用储量、增大泄油面积、提高采收率的常规技术,在中石化华北分公司大牛地气田勘探开发建设中逐渐发挥着重要的作用,但在该气田现场施工中存在斜井段滑动时间长,机械钻速底,容易发生掉牙轮、钻具失效和煤层垮塌等事故,严重影响钻井速度,成为影响水平井施工进度的瓶颈。本文通过具体实例的分析,找出牙轮脱落以螺杆转速高,井底扭矩大为主要因素,钻具失效以疲劳断裂为特征,煤层垮塌以煤层段长,钻井液性能稳定不了井壁为主要技术难点。最后,初步给出了预防这三种事故的技术对策,为今后该井段预防同类型事故提供了参考和指导。
关键词:大牛地气田 斜井段 牙轮脱落 钻具失效 煤层垮塌
分析。
1 水平井斜井段施工技术难点
(1)打导眼钻井技术的应用,打完导眼回填侧钻,周期长,机械钻速低,增加了施工风险;(2)侧钻初期存在夹壁墙,地层不均匀,易憋坏钻头;(3)钻遇多套地层,特别是煤层段避免不了且部分地区煤层段较长,煤层厚易漏、易垮;(4)斜井段以滑动钻进为主,操作者对井下情况判断较困难。(5)泥岩段长,摩阻大,易粘卡,复合钻进扭矩较大,已发生钻具疲劳破坏;(6)预防和清除岩屑床困难。
2 事故实例及原因分析 2.1 实例1
(1)事故过程。
DP11井导眼回填后自2953m开始侧钻,滑动钻进至井深2963.38m(井斜68.35°),发现岩屑中有铁屑,无进尺,起钻。钻头三个牙轮全部落井。
(2)事故原因分析。
①地层存在夹壁墙:该钻头进入侧钻段仅10.38m,井底地层属半水泥半新地层,钻头切削不均匀。
②滑动钻进多:钻头自入井即采取滑动钻进增斜,井底转速较高。
③操作者送钻不均匀:司钻对钻井参数反应出的数据判断不准。
④钻头质量存在问题:钻头纯钻时间只有31h。
2.2 实例2
(1)事故过程。
DP13井钻至井深2752.45m(井斜38.7°)处,发现泵冲由67冲/泵上涨至79冲/泵,立压下降2.8MPa。怀疑泥浆泵内有空气,打回水,检查地面设备都正常。静止后发现悬重下降3T,经判断后起钻,发现定向接头母扣断裂。 井内钻具组合:121/4”牙轮钻头+1.5度单弯螺杆+定向接头+8”无磁+631×410接头+7”DC×3根+4A10×411接头+61/2”DC+4A11×410接头+5”加重×30根+5”DP+方保+旋塞。
陕224_区块储气库水平井钻完井关键技术优化
文章编号：1000 − 7393(2023)01 − 0031 − 07 DOI: 10.13639/j.odpt.2023.01.005
陕224区块储气库水平井钻完井关键技术优化
倪华峰
中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆钻井总公司
引用格式：倪华峰. 陕224区块储气库水平井钻完井关键技术优化［J］. 石油钻采工艺，2023，45（1）：31-37.
摘要：针对前期长庆区域储气库采用四开大尺寸井眼水平井施工过程存在大井眼携砂困难、机械钻速低、轨迹控制难度大、井
壁失稳垮塌严重、塌漏矛盾突出、井下故障复杂时率高及固井质量要求高等难点，通过分析钻遇地层特性和工程难点，基于井壁稳定
性、提高机械钻速方面开展井身结构优化、井眼轨迹控制、强抑制强封堵钻井液体系及固完井技术研究，形成了储气库水平井钻完井
关键技术，包括：“导管+四开”小井眼井身结构、井眼轨迹控制技术、强抑制强封堵高性能水基钻井液体系及“筛管+尾管”半程
固完井配套技术，并在陕224储气库区应用完井2口，平均钻井周期120.25 d，平均机械钻速5.24 m/h，井身质量合格率100%，较
优化前完成井钻井周期缩短49.79%，机械钻速提高174.74%。该技术为长庆油田鄂尔多斯盆地储气库水平井高效、优质、快速钻井
提供了技术支撑。
关键词：储气库；井身结构优化；轨迹控制；水基钻井液体系；半程固井；长庆油田
中图分类号：TE243 文献标识码： A
Optimization on key technologies for drilling and completion of horizontal wells
in gas storage in Shan 224 block
NI Huafeng
Changqing Drilling Corporation, CNPC Chuanqing Drilling Engineering Company Limited, Xi’an 710018, Shaanxi, China