苏金205B侧钻井尾管固井技术

论述了在１３９．７ｍｍ套管开窗侧钻井中１０１．６ｍｍ尾管固井的难点，并提出了相应的技术措施。首次在１１８ｍｍ小眼井内成功应用了矿渣ＭＴＣ固井技术及刚性套管扶正器和刮泥器等措施，从而提高了小环隙下尾管固井质量，为小尺寸套管开窗侧钻井固井开辟了一条新途径     

双心巴拉斯钻头在中原油田小眼井中的应用

小尺寸双心巴拉斯钻头是１３９．７ｍｍ套管开窗侧钻作业的较理想选择。初步分析了中原油田用这种钻头钻４口小眼井的参数优选、扩眼效果、自然增斜及钻头磨损情况，同时探讨了１３９．７ｍｍ套管开窗侧钻井的井眼轨迹控制、机械钻速及固井质量等问题。     

通61-侧123井套管开窗侧钻技术

介绍了胜利油田通６１－侧１２３井套管开窗定向侧钻施工工艺技术的应用，并通过该井的实施，探讨１３９．７ｍｍ套管开窗定向侧钻的技术问题和小直径套管开窗定向侧钻的难点和相应技术措施，为今后套管开窗侧钻短半径水平井和多分支井打下了坚实的基础。     

任324-斜1井φ178mm套管开窗侧钻设计与施工

简单介绍了任３２４－斜１井１７８ｍｍ套管开窗侧钻的工程设计情况，分析了套管开窗侧钻井现场施工的难点和成功经验，探讨了磨铣开窗、井眼轨迹控制、侧钻作业、钻井液体系选择及固井施工等技术问题。     

小眼井固井技术在辽河油田的应用

分析了φ１３９．７ｍｍ套管开窗侧钻小眼井固井的难点,介绍了辽河油田采用的小眼井固技术技术,并以３口井为例对固井过程进行了描述,辽河油田１４口小眼井全部实现了碰压固井,并且不用通井,电测一次完成,固井质量优质率为１００％。     

双层套管固井质量控制与评价方法

通过地面模拟试验研究和现场施工对比分析验证，找出双层套管固井质量控制规律和评价方法，从而解决了φ１３９．７ｍｍ套管内下φ１０１．６ｍｍ套管固井质量控制与评价的难题，对新开发井局部双层组合套管固井和老井悬挂小套管完井质量控制及评价，也具有借鉴指导作用。     

套管定向开窗侧钻小眼井钻井技术

胡５—２７井是中原油田胡状构造胡５断块上的一口生产井，因１３９７套管错断，被迫停产。为恢复生产，完善注采井网，决定在１３９７套管内定向开窗侧钻。本文详述了该井施工过程中的重点工艺技术，包括１３９７套管开窗技术、小眼井轨迹控制技术、小眼井事故填井裸眼侧钻技术及小眼井落鱼打捞技术等。     

Φ118mmP433型PDC钻头在通61-侧223井的应用

１１８ｍｍＰ４３３型ＰＤＣ钻头在通６１－侧２２３井的应用张旭升薛风臣王振光（山东德州２５３００５）（山东东营２５７０１７）一、套管开窗侧钻小眼井技术特点在１７７．８ｍｍ以下老井眼中通过套管开窗并侧钻出新井眼，可以显著增加地层裸露面积，达到复活“死...     

川孝93井固井事故处理措施

简单分析了川孝９３井８８．９ｍｍ钻杆在１７７．８ｍｍ套管中被固住的原因。决定采用套铣打捞方案处理事故，较顺利地打捞出全部被固住的８８．９ｍｍ钻杆，打捞成功率１００％。     

Φ139.7mm套管内定向开窗侧钻技术

东部油田经过多年开发，因各种原因造成停产的事故井达数千口之多，如何再利用这些老井，恢复老井产能，是“稳定东部”战略的重要组成部分。近几年，东部油田针对各自的特点，不同程度地开展了Φ１３９．７ｍｍ套管内定向开窗侧钻工艺，技术水平也有一定的提高。本文根据中原油田老井的基本特点，着重介绍了Φ１３９．７ｍｍ套管内定向开窗，侧钻轨迹控制，完井作业等工艺技术，并提出了小井眼定向侧钻存在的普遍问题有解决办法。     

西藏伦坡拉盆地井眼失稳原因与对策

从地质构造应力、井位选择、岩性特征及工程施工四个方面对伦坡拉盆地已钻７口探井的井眼失稳问题进行了分析，认为井眼失稳的主要原因是裂隙面处的泥岩膨胀和地层裂缝发育，并给出了相应的控制井眼失稳的方法与对策     

��ԭ����φ118mm�����꾮�̾�����

作为一项钻井新技术，小眼井钻井可大幅度降低钻井成本,正愈来愈受到国内外各油气田的重视。小眼井钻井技术在中原油田主要用于φ139.7mm套管开窗侧钻井裸眼段的钻进，根据中原油田20余口φ139.7mm套管开窗侧钻井的钻井实践，探讨了中原油田φ118mm井眼钻 井的若干技术问题，其中包括钻头选择、钻井参数的优选、钻具组合和轨迹控制、固井技术及井下复杂情况和事故处理技术等。     

小井眼固井工艺及效益初探

辽河科尔康油田属低压、低渗、低产油田,井深1000~2200m。过去二开用φ215mm钻头,下φ139.7mm全管,注水泥浆25~35m3.固井用水泥车7台、灰罐车4~5台。现改用φ165mm钻头,下φ127mm套管。由于属小井眼,给固井带来许多困难。但通过套管扶正器的合理加放,运用流变学注水泥设计结果及对有关参数的选择与修改和优选水泥外加剂配方等,经7口井试验,固井质量合格,初步解决了小井眼固井技术难题。但由于小井眼钻井完井技术刚起步,设备、工具不配套,还只是在管材、水泥及外加剂、套管附件消耗和施工动用车辆等比常规井眼有所减少。     

采用膨胀套管技术优化复杂深井超深井下部井身结构

为了探索采用膨胀套管技术优化复杂地质条件下的深井、超深井井身结构的可行性，采用理论分析与计算机有限元模拟研究手段，对在?244.5 mm套管以下采用?193 mm和?139.7 mm膨胀套管的新的井身结构方案进行了分析论证，并对膨胀后的套管强度进行了有限元模拟计算。结果表明，相对于传统设计，新的井身结构可以在?244.5 mm套管以下多增加2层套管，并且膨胀套管的膨胀幅度可以根据需要进行优选，而且110 ksi和80 ksi钢级的膨胀套管膨胀后的强度是能够满足要求的。认为应用膨胀套管技术优化深井、超深井下部井身结构是解决复杂地质条件下深井、超深井钻井问题的一个值得探索的好方法。     

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。     

φ139.7套管内侧钻水平井弯螺杆钻具通过能力分析

考虑φ139．7套管内侧钻水平井环空间隙小，基率大等因素，应用间隙元法对下部钻具组合进行非线性静力学分析，求得钻具的变形，应力，摩阻力的接触力，结合φ139．7套管内弯螺杆钻具的提放试验结果，建立了弯螺杆钻具组合通过能力的判定条件和计算公式，并在大庆油田侧钻水平井中得到应用和验证。     

南1-斜1井套管锻铣技术

介绍了国内２４４．５ｍｍ套管锻铣位置最深的南１－斜１井套管锻铣及侧钻情况。从６个方面分析了深部井段锻铣施工难点。提出了两种锻铣刀具的选择与使用技术措施。探讨了套管锻铣位置的确定及锻铣效果的判断等问题。     

河南稠油热采井φ139.7mm套管完井探讨

为节约稠油热采成本,从套管尺寸变化对钻井、固井的影响,完井、注汽工艺、举升工艺及采油工艺措施等多方面对套管尺寸的要求,分别对Φ139.7mm、Φ177.8mm套管井进行了计算对比分析,阐述了Φ139.7mm套管井生产的可行性。研究成果和现场应用表明Φ139.7mm套管完井可满足热采生产需要。