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柯深1井是四川石油管理局川东7016钻井队在塔里木盆地西南地区承钻的一口深预探井。设计井深6800m,1991年12月27日使用φ660.4mm钻头钻至285.36m,φ508mm套管下深283.96m;1992年5月3日使用φ444.5mm钻头钻达3544.20m,下入φ339.7mm技术套管3504.93m。超长大套管下井及双级注水泥是一项难度大的综合性工程。由于井眼大而深、裸眼段长、套管大而重、地层岩性复杂多变及具有易卡水层和凝析油气层、多压力系统等,为了取得套管下井及固井作业的成功,采取了一系列特殊的工艺技术措施。套管强度设计φ339.7mm套管下深3540.93m是支撑井口装     

兴9-12X井“凸”形井眼固井实践

兴9-12X井二开钻至井深4 312m处下入φ177.8 mm套管,至井深3 769.93m时套管被卡死,被迫在套管未下到设计井深的情况下固井,下部留有φ241.3 mm井眼542m,决定三开用φ152.4 mm钻头钻至井深4 405m后,下入φ127mm尾管对φ241.3 mm井眼进行补救固井,形成了上部井眼小、下部井眼大的“凸”形井眼,给保证固井质量带来了极大难度.通过采用高黏度钻井液携砂,特制φ127 mm×φ210mm异型全焊接弹性套管扶正器,使用大量前导低黏度、低切力钻井液稀释、冲洗大井眼内“死”钻井液,用黏性隔离液顶替大井眼内钻井液,实现“黏性推移”的塞流顶替及“稠浆慢替”等技术措施,使水泥浆返到了喇叭口,固井质量合格,其中3996～4 322m井段固井质量优质.     

SHW01深水平井钻井工艺技术

新疆石西油田第一口水平井──SHW01水平井,φ339.7mm表层会管下深500m,φ244.5mm技术套管下深4013.37m。三开用φ216mm钻头,第一次在井深4060m造斜钻至4390.18m(井外角69°)卡钻,经多次处理无效,注水泥封固。第二次在4066.21m侧钻,用双弯和单弯螺杆钻具增斜,于4472.05m(井斜角88°)进入水平段。后用转盘钻、单稳定器钻具钻进,于4484.70m进入水平段窗口,并较好地控制了稳平钻进,因冬季施工和井下情况复杂,为确保安全提前完钻。完钻井深4800.10m,垂深4385.20m,开封角90.3°,闭合方位7.06°,水平位移550.33m,采用φ177.8mm×4288.43m+φ139.7mm×503.67m复合油层套管,油层段为打孔套管和普通套管相间的结构完井。     

夏53─斜6井事故处理工艺

夏53─斜6井设计垂深3220m，最大井斜角41°25′，最大水平位移497m。该并于1997年3月13日开钻，φ444．5mm钻头钻至302m，φ340mm表层套管下至300m。3月30日用φ216mm钻头二开，至2570m走向成功。4月5日增斜钻进至2959m，井斜角38°，泵压从15MPa降至12MPa，上提钻具时系压为9MPa，下放加压为12MPa。检查地面设备没问题，误认为是水眼刺，就进行测斜作业，然后起钻。测斜照相后，在起钢丝的过程中被拉断，测斜仪器及部分钢丝落井，计有：φ2mm单股钢丝1250m＋φ4mm软绳50m＋φ45mm测斜仪3m。起钻后发现φ159mm钻挺公扣断，落鱼长54m，…     

裸眼事故复杂高压气井注侧钻水泥塞技术

SBC-200井是委内瑞拉东部油气田的一口复杂油气井,三开φ244.5 mm技术套管下深4864 m,四开φ215.7mm井眼钻至4945.12 m卡钻,多种方法处理未解卡,套铣爆破松扣,鱼顶深度4897.56 m。使用的油基钻井液体系密度为1.415g/cm3时发生油气侵,密度为1.44 g/cm3时建立井下压力平衡,当量密度1.49 g/cm3发生井漏。为了完成钻井进尺,对鱼顶以上35.53 m裸眼井段实施水泥回填侧钻。固井采用高致密、高强度、低失水水泥浆,复合功能前置液体系及相应工艺技术措施,完成注水泥塞作业,满足侧钻质量要求。      

英科1井深井高压差小间隙长套铣工艺实例

英科1井是重点探井,钻至6260m时严重气侵,在处理钻井液时发生压差卡钻,φ213mm钻头位置5080m,出φ244.5mm套管鞋280m。经泡解卡剂、降密度减压差,不仅没有解卡,反而导致盐水更大程度地污染钻井液,最后堵水眼失去循环。后倒扣压井成功,用φ206mm套铣筒两次套铣倒扣,鱼长193.29m。第三次决定长套铣,争取一次解卡。在间隙小、压差大、井段长的情况下,由于落实了各项措施,经32h顺利套铣192.48m,后下钻对扣,上提解卡。     

苏49-2井钻井液技术

工程地质简况 1.工程简况 苏49-2井是位于霸县凹陷苏桥油田苏49潜山的一口生产井。一开使用444.5 mm刮刀钻头钻至井深204 m,下入339.73 mm表层套管至井深202.44 m;二开钻至井深3152 m,下入244.5 mm套管至井深3148.2 m;三开用215.9 mm钻头钻至井深4823.54 m,下入177.8 mm套管至井深4821.49 m;四开用152.4 mm钻头钻至井深5170m,下入127 mm套管至井深5169.21 m。     

套管锻铣技术

1．钻探目的及基本数据 在滚动开发坨71断块沙三下油藏过程中，由于钻具及地层原因，导致原井眼报废，通过锻铣套管、开窗、侧钻，最终达到钻探目的。基本数据如下：244．5mm技术套管下探2899．86m；水泥返高935m。1777．8mm尾管悬挂器位置2696．15m。地质要求：垂深必须超过3390m，留足口袋完钻。工程要求：侧钻井眼防止和相邻井眼相碰。     

柯深一井钻井液工艺

柯深一井是新疆石油管理局在昆仑山前柯克亚油气田上为寻找深部原生油气藏而钻探的一口重点探井,井深6481m,所钻地层复杂,φ339.7mm技术套管下深至3540.93m,φ244.5mm枝术套管下深至5025.68m,这在我国均是首次;使用的钻井液密度范围大,从1.02g/cm~3～2.12g/cm~3;针对不同井段分别使用高膨润土含量钻井液、聚合物低密度钻井液、聚磺钻井液及聚磺钾屏蔽钻井液。介绍了为解决钻井过程中遇到的诸如大直径井眼、压差卡钻、井壁稳定等问题所应用的钻井液工艺。提出要在山前构造上快速、安全地钻探一口深井,必须建立地层破裂压力剖面、地层坍塌压力剖面和地层孔隙压力剖面,根据这三条压力剖面决定各层技术套管下入的深度,选择使用最佳的钻井液密度。     

胜科1井大井眼及盐膏层钻井技术

胜科1井是中国石化在胜利油田部署的一口重点科学探索井,完钻井深7 026 m，φ339.7 mm技术套管下深2 922.78 m,φ311.1 mm大井眼井段深达4 155 m,采用了阶梯式大井眼结构设计与钻头优选技术,提高了大井眼钻井速度。为解决盐膏层蠕变挤毁套管问题,裸眼段全部使用φ250.8 mm厚壁（壁厚15.88 mm）VM140HCVA进口高抗挤套管,并采用尾管固井技术。针对胜科1井钻井过程中钻遇的大段复合盐膏层、软泥岩、膏泥岩和极易水化膨胀的红泥岩,分析了其蠕变规律,发现胜科1井盐膏层间软泥岩的蠕变速度对钻井液密度具有很强的敏感特性,从而确定对易蠕变缩径的地层采用先释放后平衡地层应力的技术,保证了电测和下套管需要的安全时间。试验表明,钻井液密度提至2.27-2.30 kg/L时,获得了50 h套管安全下入时间,成功完成了下套管和固井作业。     

可钻式钻鞋在套管钻井中的应用

简要介绍了可钻式钻鞋的结构及套管钻井技术的工艺特点,详细介绍了φ339.7mm套管钻井技术批钻井的应用情况.针对套管钻井用φ431.8mm钻鞋,进行了现场应用效果分析.结果表明,应用可钻式钻鞋不但可以大大缩短作业周期,节约钻井费用,而且可以解决钻井液漏失、套管下不到位等问题,具有广泛的推广应用前景.     

乐东221气田A14H井表层定向及扩眼钻井技术

为解决南海莺歌海盆地乐东 22-1 气田表层松软地层定向造斜扩眼钻进困难、邻井相碰及易产生新井眼等钻井工程技术难题,提出了一种先钻小尺寸领眼,再用新型三级固定翼扩眼器定向扩眼,然后下入套管的海洋表层钻井技术.结合随钻测量仪和电子陀螺测斜仪钻进乐东 22-1 气田A14H井表层时,先用φ250.8 mm钻具定向造斜、钻小领眼,再用φ254.1 mm×φ349.3 mm×φ444.5 mm新型扩眼器将领眼定向扩眼至φ444.5 mm,下入φ339.7 mm表层套管并固井.现场应用表明,该技术解决了丛式井表层防碰难题,保障了疏松地层的造斜钻进效果,防止了钻井中扩眼钻具对领眼井造斜效果的不利影响,对后续类似井的钻井具有一定的借鉴价值.      

膨胀管封隔复杂地层钻完井技术在侧钻井的应用

塔河油田为避开老井水体,老井侧钻上提造斜点钻遇上覆石炭系巴楚组或奥陶系桑塔木组泥岩井段,泥岩垮塌掉快堵塞采油井筒。为此,通过深井侧钻技术难点分析、扩孔工具优选、膨胀管关键技术分析及深井φ130.0 mm小井眼定向钻井技术配套,形成了一套适用于塔河油田深井侧钻井的随钻扩孔、膨胀管封隔复杂地层及后续小井眼定向钻井的非常规钻完井方案。同时布置了THA井进行试验,试验井创造了国内单次作业最长428 m和施工最深5 508 m 2项记录。现场应用结果表明,膨胀管封隔复杂地层钻完井技术解决了塔河油田φ177.8 mm套管开窗侧钻泥岩垮塌带来的技术难题,确保了钻井、完井和采油等作业井眼稳定;配套的深井φ130.0 mm小井眼定向钻井所需的钻杆、动力钻具和MWD,可以确保泥岩封隔井二开小井眼顺利钻至完钻井深。     

堵漏与尾管作业

内蒙哈南油田的哈10井,于1985年8月3日一开。二开使用φ215毫米钻头钻至1739.45米时发生严重井漏而导致井垮(当时泥浆密度为1.24克/厘米3).后改用φ244.5毫米钻头扩眼至1720米,下入φ177.8毫米套管至1717.22米。1986年3月27日三开,改用φ152毫米钻头钻至1800.25米完钻。     

胜利油田郝科1井套管挤毁的启示

郝科1井是胜利油田为在东营凹陷盐岩层下深层寻找大气田的科学探索井,设计井深5500m,目的层孔二段。?244.5mm技术套管为高强度SM-110T套管,下深4324.80m,封住了3395.50~4250m厚854.50m的盐岩、青盐和紫红色软泥岩,并于1996年5月12日固井。1997年2月20日用?215.gmm钻头取心钻进至5476.33m,起钻至3945.90m突然于钻,套管变形量6.48mm,变化率0.72mm/月。由于未钻到目的层,也未见油气显示,决定用?200mm钻头加深。同年5月30日钻至5807.81m,起钻到3759.33m卡钻,经强力震击和上提2090kNK卡。推算52d套管变形量159mm,变化率为9.17mm/月。后下?89mm测井仪检查套管,上起时在3850m卡死.解除后用?152mm钻头通并,结果下到3594.42m就下不去了,只得结束施工。文中介绍了套管变形情况和得到的几点启示。     

侧明151井φ139.7mm套管走向开窗侧钻小井眼技术的研究

侧明151井是中原油田φ139．7mm套管定向开窗侧钻小井眼技术攻关的第一口井。该井斜向器陀螺定向、φ139．7mm套管开窗、修窗一次成功，整个裸眼段φ116mm小井眼轨迹控制良好，完全达到设计要求，为中原油田老井侧钻、特别是小井眼套管定向开窗侧钻小井眼技术的提高打下了坚实的基础。文中详细介绍了该井的施工情况及技术特点。     

LG37井φ177.8mm×φ193.7mm复合尾管悬挂固井技术

LG37井在四开钻进过程中钻遇漏失层、大段膏盐层、高压盐水层,井下条件十分复杂。现场决定四开钻至5900m中途完钻,下φ177.8mm×φ193.7mm复合尾管固井。采用一级三凝加砂、防窜、防漏、抗盐加重水泥浆体系,该体系具有良好的控制失水和防漏失、防窜性能;采用一次注水泥至设计返高,下入特殊厚壁高抗挤、抗硫的φ193.7mm套管至膏盐层段,在盐水层位下入管外封隔器等工艺,圆满完成了作业。该井复合尾管悬挂固井的成功经验可为同类复杂井固井施工提供借监。     

一次下入射孔钻枪

美国Halliberton公司研制的可钻射孔系统,由射孔枪、高性能射孔弹和EZ型封隔器组成。可用于一资助射孔,放置封隔器和油管注水泥等作业,还可在欠平衡状态下固井和射孔,对报废井实施堵塞报废作业,用干净钻井液进行修井和固井,压放在钢丝绳上回堵井底,还可做有限的进入钻杆柱试验。用钻杆将该系统传送到目的层,不需钻井液系统(干净的钻井液只供修井作业时用),系统一旦就位,通过油管施加压力驱动点火头,射孔后,用常规钻井方法将枪钻通。 经营商在4464～4588m深的φ194mm尾管处进行3段挤水泥固井作业,套管后无水泥,井液密度为1.2g/cm3盐水和1.86?g/cm3钻井液。第一只钻枪在射孔深处用29.61MPa欠平衡压力进行固井,另2只钻枪下井,接上一个挡环,置于对套管挤水泥的深度,以便对套管挤水泥,每次仅增加1h。用这3只钻枪在钻击时间钻碎水泥塞,估计可节省52000美元成本。在路州近海有一项长套管柱固井项目,由于井底堵塞,不能对φ244mm套管进行首次固井作业,这时在套管鞋接头上方,放置一只φ244mm钻枪,此时套管后面出现未察觉的过平衡情况,该钻枪挡环利用静液压控制解决了这一问题。这样不用试井绞车,井控也无损失,从而节省160000美元。 一楠摘译自Hart＇s?E&P,2000,73(4)：82     

侧钻Φ88.9 mm套管井抽油泵举升工艺研究及应用

对老井眼开窗侧钻后,侧钻段一般采用φ88.9 mm套管完井,因而造成一般井下工具采油困难。江苏油田试采二厂通过对已有的定向斜井采油工艺、工具进行适应性改进,解决了在φ88.9 mm套管下抽油泵生产的难题,应用效果良好     

TK602井套管打捞及侧钻施工

TK602井φ177.8mm套管在下入过程中发生卡套管事故,在注解卡液四次无效的情况下,决定采取套管切割及打捞后侧钻。介绍了该井套管打捞及侧钻施工情况,并分析了套管卡钻的原因。