元坝12-1H超深井开窗侧钻技术

元坝气田长兴组气藏储量巨大,但由于气藏埋深接近7 000 m,面临多压力系统、井底高温高压、高含硫化氢等诸多技术难题。元坝12-1H井作为第1口实施开窗侧钻的开发井,钻井过程中遇到开窗点超深、地层可钻性差、超深井测量信号传输困难、地层温度高等技术难点。根据目标靶点结合实钻井眼轨迹,优化井眼轨道设计方案,优选开窗点位置,避开套管接箍和复杂层位,采用卡瓦坐封式斜向器+硬地层专用铣锥进行开窗作业,选择适合小井眼和耐高温的无线随钻仪器和螺杆钻具,优化调整钻具组合,形成了适用于元坝超深井的开窗侧钻钻井技术。该井自6 330 m处开窗,开窗时间26 h,侧钻至井深6 955 m完钻,最大井斜62.4°,全角变化率控制在16(°)/100 m以内,侧钻总进尺625 m,钻遇各类气层88.6 m,保证了地质目标的实现,为同类井的施工提供了较强的技术支撑。     

顺北评2H超深小井眼侧钻水平井技术

顺托果勒北区块是顺北油田重点勘探开发区域,地质构造属于走滑多断裂带类型,目的层为碳酸盐岩海相油气藏。顺北评2H井是该区块的一口直导眼侧钻水平井,评价新断裂带油层发育特征及含油气性。该井具有储层埋藏深、侧钻点超深、井底温度高、轨迹调整空间小及可借鉴经验匮乏等钻井技术难题,现场施工通过优化超深小井眼侧钻水平井轨道设计、采用降摩减阻措施、配套钻井液技术、优选抗温工具及侧钻水平井轨迹控制技术,顺利完成超深井直导眼侧钻,井眼轨迹平滑,增斜段平均全角变化率15.5（°）/30 m。完钻井深8433 m,创最深井和最深水平井2项亚洲纪录,为超深中短半径水平井技术发展及超深油气藏勘探开发奠定了基础。     

塔河油田超深侧钻水平井钻井技术研究与应用

油井开采后期,单井产量下降,部分探井、开发井由于各种原因在完井后没有获得油气流而形成了低产井和无用的“空井”。为了有效地将这些资产盘活,充分利用老井剩余资源对油区进行更经济有效的开采,塔河油田布置了多口超深侧钻短半径水平井。超深侧钻短半径水平井与常规中、长半径水平井相比较除具有提高油气采收率共性外,还具有成本低、周期短、见效快等特点。从侧钻短半径水平井施工特点、剖面设计、开窗工具及开窗方式的选择、轨迹控制、测量方式及测量工具的选择以及钻井液设计等方面对塔河油田小井眼超深侧钻水平井技术进行了介绍,并结合实钻经验总结出了各阶段相应的钻具结构、技术措施及注意事项等。塔河油田采用小井眼超深侧钻短半径水平井钻井技术对奥陶系油藏进行了勘探开发并取得了较好的经济技术效益。     

塔里木油田超深井超小井眼定向钻井技术研究与应用

针对塔里木油田超深井超小井眼钻井机械钻速低、圧耗大、卡钻风险大以及钻具和井下仪器的局限性大等问题,根据YueM6C1井超小井眼钻井先导试验的工程技术和地质要求,重点对螺杆钻具、无磁钻铤和钻头的优选,以及钻具组合、水力参数和MWD的优化等关键技术进行了分析研究,形成了Φ104.8mm超深井超小井眼定向钻井技术。YueM6C1井一趟钻完成7340.00～7409.00m超小井眼井段钻进,精准钻穿目的层至设计井深,平均机械钻速达到3.5m/h,是同规格常规钻具的2.5倍,提速明显。该技术较好地解决了塔里木油田超小井眼钻井技术难题,可为同类井的钻井工艺改进提供技术参考。     

元坝气田超深小井眼侧钻技术浅析

元坝气田超深小井眼侧钻点井深超过6 000 m,施工中面临小钻具抗拉抗扭能力弱;泵压高、循环排量小,上返速度低,携砂困难;小螺杆、小钻具定向难度大;井温超过150 ℃、钻井液液柱压力超过135 MPa,对定向仪器和工具要求高;卡钻风险大等技术难题。为此,通过优化井身结构设计、优选开窗侧钻点、采用抗175 ℃高温及抗172 MPa的MWD定向仪器+螺杆钻井技术、优化钻具组合、精确控制钻井参数等侧钻关键钻井技术措施,并将其成功地应用到YB272-1HC井、YB10-3C井、YB27-1HC井等超深小井眼开窗侧钻施工作业中。结论认为,通过现场实践形成的进行超深小井眼侧钻配套技术为今后类似侧钻井施工提供了较高价值的应用参考。     

小井眼长裸眼侧钻水平井钻井实践

近几年,随着油气田的开采,由于地质原因、套管原因、套管内特殊作业造成事故等原因,深井小井眼开窗侧钻水平井日益增多,这项工作风险大,难度高,给钻井工作带来诸多困难。文章以塔里木一口深井小井眼长裸眼侧钻水平井LN2-H2C（0152．4mm井眼长达1878m,完钻井深5140m）为例,分析了小井眼长裸眼开窗侧钻水平井的钻井难点,介绍了在套管开窗、侧钻、长裸眼水平井钻井、钻井液、扩眼及完井固并方面的一些关键钻井技术,浅谈了对施工同类井的认识与建议。该井的成功钻探不仅为开发生产提供了一口高产水平井,而且为今后钻探小井眼长裸眼水平井积累了重要的实践经验。     

元坝101-1H酸性气藏超深水平井优快钻井技术

针对元坝高含硫气藏超深水平井钻井过程中存在的陆相高压层钻速慢、海相产层漏失严重、超深高温高压定向困难等问题,元坝101-1H井通过延伸气体钻井深度、应用扭力冲击器和直螺杆配合PDC钻头复合钻井技术,实现了陆相致密砂岩硬地层的有效提速;采用等壁厚直螺杆配合EM1316 PDC钻头,实现了海相高强度低研磨均质地层直井段有效提速;在水平段采用可调式抗高温螺杆,配合欠尺寸双稳定器稳斜钻具组合,既提高了复合钻进比例又保证了井眼全角变化率,效果相当于旋转导向钻井工具;采用双效防磨技术,减少了套管磨损,保证了管柱密封性能。现场应用结果表明,元坝101-1H井完钻井深7 971 m、垂深6 946.44 m,创元坝工区高含硫超深水平井完钻井深最深记录;钻井周期380 d,较设计周期缩短54 d、较前期开发评价水平井平均周期缩短149.92 d,提速效果显著,为同类井的施工提供了较好的经验。     

TX-1H井水平段悬空侧钻技术

TX-1H井是一口设计井深为5815m的水平井,钻至5313m时发现井斜异常,全角变化率最大为65.34°/100m,严重影响后期施工安全,因此必须进行侧钻。悬空侧钻避免了深井水平段打水泥塞,克服了侧钻井眼小、侧钻地层研磨性高的施工难点。文章介绍了悬空侧钻的施工过程、侧钻中遇到的问题及采取的工艺技术,总结施工经验,为今后类似的施工提供宝贵的经验。     

深井小井眼定向随钻扩孔技术研究与应用

深井小井眼斜井段钻后扩孔存在扭矩大、工具易折断、周期长、扩孔效果差等技术难题,为此,开展了定向随钻扩孔研究与试验。在分析国内外主要扩孔工具的特点和现场应用效果的基础上,优选CSDR型双心钻头作为扩孔工具,配套475K4570型可调式单弯螺杆钻具为其提供动力。根据水功率合理分配原则,优化了钻头喷嘴组合和水力参数,在THA井进行了现场试验。THA井一趟钻钻进153 m,成功实现了井斜14.13°~42.50°段内的定向随钻扩孔,作业段井眼轨迹平滑,平均全角变化率5.554°/30m,平均井径173.99 mm,作业周期较设计周期缩短50%。现场试验表明,双心钻头配合螺杆动力钻具可以实现深井小井眼大斜度段的定向随钻扩孔作业,扩孔效果好,作业周期短,是进行斜井段扩孔作业的有效技术手段。      

小井眼侧钻短半径水平井钻井技术

侧钻短半径水平井与常规中、长半径水平井相比较除具有提高油气采收率共性外,还具有成本低、周期短、见效快等特点。从侧钻短半径水平井施工特点、剖面设计、开窗工具及开窗方式的选择、轨迹控制、测量方式及测量工具的选择以及钻井液设计等方面对小井眼侧钻水平井技术进行了介绍,并结合实钻经验给出了各阶段相应的钻具结构和技术措施及注意事项等,采用小井眼侧钻短半径水平井钻井技术,对塔河油田奥陶系油藏进行了勘探开发并取得圆满成功,取得了较好的效果。对今后同类型井的钻井设计、施工有一定的指导和借鉴意义。     

?139.7mm套管开窗侧钻水平井定向钻井技术

官50-9KH井是目前国内第一口独立设计、独立施工完成的在?139.7mm套管内开窗侧钻的小井眼侧钻水平井。重点介绍了斜向器开窗工艺技术,并指出了段铣开窗工艺的不足。经多次调整钻井参数,最终在?118mm井眼完成水平井段长度138.83m,钻穿油层136.83m,最大井斜角88.8°,井底闭合方位231.08°,水平最大偏离设计线2.1m,水平段最大垂深偏差0.66m。指出了施工中遇到的10个问题,并得出在?139.7mm套管内使用斜向器开窗优于段铣开窗的结论。     

川东北超深水平井轨迹控制方法优选

川东北地区海相气藏埋藏深,水平井垂深6700m,井底温度高(超过160℃),对水平井轨迹控制技术提出了较高要求.为了提高超深水平井钻井技术水平,中国石化在川东北超深水平井进行先导攻关.针对五开裸眼水平井的实际,文中从高温对定向工具的影响、超深对轨迹控制和钻具的限制等方面全面分析了川东北水平井钻井施工的难点,并针对性地从...     

胜利油田小眼井套管开窗侧钻技术

根据套管开窗定向侧钻技术在胜利油田研究、发展和实施的具体情况,着重介绍了小眼井套管开窗侧钻定向井、水平井的开窗侧钻、井眼轨迹测量与控制等施工工艺和技术措施,并结合营66－侧37井和梁11－侧34井的具体施工情况,对小眼井套管开窗定向侧钻技术方法和效果作了进一步说明。     

?118mm侧钻水平井钻完井技术在红侧平+24-022井的应用

为了进一步挖掘吉林油田老区剩余油资源、充分利用老井网,开展了老井侧钻水平井开发试验工作。红侧平+24-022井是红岗油田的第一口?118 mm小井眼侧钻水平井,水平段长、钻进难度大。通过优选套管开窗工艺、优化剖面设计和优选强抑制性钻井液体系,确保了红侧平+24-022水平井侧钻裸眼段长度、水平段长度、平均机械钻速等技术指标都处于较先进水平。通过钻完井难点分析和现场应用,全面总结了长水平段?118 mm侧钻水平井的钻完井技术经验,对于同类侧钻水平井的施工具有借鉴意义。     

侧钻超短半径水平井J37-26-P14井钻井设计与施工

为了提高稠油热采及小规模砂体的开发效果,大庆油田设计施工了侧钻超短半径水平井J37-26-P14井。该井完钻井深629.62 m,造斜率20°/m,曲率半径仅为3.30 m,造斜段水平位移为2.90 m,总水平位移为22.70 m,水平段长19.58 m。该井施工中存在剖面设计紧凑、地层可钻性差、侧钻难度大、井眼曲率大造成钻具摩阻大等技术难点,在对超短半径的井身结构及井眼轨迹剖面进行优化设计和主要技术难点进行分析的基础上,制定了相应的技术措施,确保该井顺利完钻。该井的顺利完成,为其他侧钻超短半径水平井积累了宝贵经验。详细介绍了该井的设计与施工情况。      

中原油田老井开窗侧钻小眼井技术

中原油田自１９９５年以来开始进行了老井开窗侧钻小眼井技术，数年的努力形成了一套完善工艺。文中分析了开窗位置应遵循的原则，斜向器的定向和固定，套管的开窗及修窗的方法，以及对小眼井钻井技术中钻头的合理选择，螺杆钻具的使用，小眼井轨迹的控制，钻井液、完井技术的合理选择作了分析。     

复杂深井超深井的新型套管柱程序

国内现用的5层套管柱程序层次少,结构单一,不能满足复杂地质环境的深井及超深井钻井的需要。文中对增加套管柱层次的方法进行了研究,从增大上部井眼及套管尺寸、采用小井眼技术、采用无接箍套管和扩眼钻头、优化套管与井眼尺寸组合等4个方面考虑来增加套管柱层次。提出了6种新型套管柱程序,对复杂深井及超深井的钻井设计有一定的指导意义。     

CB3-1双分支水平井钻井实践与认识

CB3-1井是长庆钻井总公司在长北气田承担的第一口双分支水平井,每一个分支设计水平段为2000m,钻探目的层为山西组山2段。文章介绍了该井井身剖面优化设计、套管开窗及裸眼侧钻等新技术,提出井眼轨迹控制、长裸眼段施工的技术措施及分支井所面临窗口再入等关键技术。总结出煤层段钻进的技术要点及适合长北区块的双分支水平井钻井液体系,PBL循环接头、AgitatorSub等先进井下工具的应用确保水平段穿越在最有价值的产层中,CB3-1井的开发对提高该区块的产能具有重要的作用。