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塔深1井四开井斜控制技术 总被引:1,自引:1,他引:0
塔深1井设计井深8000m,四开用241.3mm钻头从5460钻进到6800m,所钻油藏岩性以泥微晶灰岩为主,岩性复杂,主要表现为地层裂隙发育、破碎,井漏失严重,给井斜控制带来了极大困难。为确保井身质量,将井斜控制在设计范围内,本开次采用了塔式钟摆钻具组合、刚柔钻具组合、欠尺寸单扶正器钟摆钻具组合、光钻铤大钻压打快钻井技术,最终优质地完成了本开次钻井任务。该开次的顺利完钻,为安全顺利地完井奠定了坚实的基础。该技术的成功应用也为其它超深井深部地层的井斜控制提供了经验。 相似文献
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超深井井斜控制是一项复杂的技术难题。目前国内海相地层第一口超深重点科学探索井——川科1井具有超高温、超高压的特点。为确保其井身质量,除采用常规防斜打直技术外,在对国内外井斜控制理论与技术进行深入调研的基础上,提出针对该井从第一次开钻到第四次开钻分别采用大尺寸钻铤塔式钻具、垂直钻井技术、遥控可变径稳定器、机械式无线随钻测斜仪和测斜接头等一系列防斜打直新技术,收到了预期效果:不仅井斜控制在设计范围内(井斜设计小于10°),井底水平位移仅60.35m,而且大大提高了机械钻速。防斜打直配套新技术在该井的成功应用,为类似的超高温、超高压、超深井的防斜打直提供了经验。 相似文献
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莫深1井中完井深4436m,低密度水泥浆一次封固3000m,超长封固段温差约为65℃,为保证足够的注水泥时间,其封固段项部的水泥浆可能会过度缓凝,不利于水泥石强度的发挥,针对这一固井难题,通过室内大量实验,对水泥浆体系进行研究、改进和优化,优选出了合适的水泥外加剂,设计了满足施工要求且领浆封固段项部48h强度达到8.5NPa的水泥浆体系,解决了长封固段返高面强度发挥问题。并结合固井施工技术,很好的解决了中完固井难题,顺利的完成了莫深1井φ339.7mm+φ346.1mm的中完固井作业。 相似文献
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宝龙1井是四川盆地川中龙女寺构造上的一口典型的压力窗口窄、漏喷共存的预探井。宝龙1井下177.8 mm尾管至井深2 250.05 m发生井漏失返,下至井深4 569.70 m井漏未返,反灌钻井液4.6 m3见返,循环井漏,采用桥浆堵漏仍然井漏,不能建立循环。为此,提出采用正反注水泥法来固井施工的技术思路。正注水泥施工结束后出现溢流不能起钻,决定在喇叭口处直接反注水泥然后起钻,反注水泥完仍然出现高压低渗透溢流,被迫循环排除水泥浆。在管内注入密度为2.42 g/cm3的加重钻井液,在环空有限溢流的前提下把钻具起至设计位置,进行反注水泥施工作业,固井成功,电测固井质量合格率为84.33%、优质率为76.79%。该技术为高压低渗透气井欠平衡固井提供了新的途径。 相似文献
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坨33-12-14CH井原井完钻井深1 560 m,部署目的层在该地区油层发育程度不均,全区高角度裂缝较发育,实施侧钻水平井可以充分动用井间剩余油,提高采收率。于是对该井进行了侧钻水平井方案设计。应用一体化开窗工艺技术、三维绕障轨迹优化控制技术、井底减摩传压技术、引鞋扶正器通井技术和侧钻水平井新型完井技术等对该井施工,测井和完井1次成功。这样既节约了钻井成本、缩短了钻井周期,而且还可确保井下安全。 相似文献
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南堡1-8井是南堡油田一口大斜度、大位移预探井。该井完钻井深4503m,最大水平位移2910m,最大井斜61.94°,其中Φ444.4mm大尺寸井段长1979m,水平位移1080m。该井面临井壁稳定、井眼净化、润滑防卡、定向托压等四大难题。通过采用具有特殊流变特性的MMH-XC聚合物钻井液体系,利用配套钻井液技术手段,在该井的钻进中顺利的解决了大斜度、大水平位移条件下有效携砂、清理岩屑床、降低扭矩、降低摩擦阻力,提高钻井液的防卡润滑性等技术难题,安全快速地完成了该井的钻井施工作业。 相似文献
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昆2井优快钻井及油气层保护技术 总被引:1,自引:0,他引:1
昆2井是一口位于柴北缘西段的昆特依凹陷潜伏Ⅰ号圈闭上的风险探井,设计井深为5950m。针对柴北缘深探井存在的主要技术难题,制定了昆2井的技术对策。通过对钻井设备的优选、井身结构的优化、钻头及钻具组合的优选、钻井参数及钻井液性能的优化、油气层保护技术的研究与应用,形成了一套适合于柴北缘的优快钻井技术,使昆2井的完钻井深达到5950m。与邻区的深探井平均水平相比,在井深增加888m、大尺寸井眼段更长的前提下,昆2井的钻井、完井周期分别缩短了98.75d、124.2d,钻机月速度增加了317m/台,平均机械钻速增加了0.82m/h。根据“理想充填新理论”,确定了保护油气层的最优复配暂堵方案,利用该方案所配制的钻井液其渗透率恢复值达到了87.5%以上,流变性能良好,滤失量低,对改善泥饼质量、增强井壁稳定性有明显的效果。 相似文献
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半潜式钻井平台水平井裸眼侧钻技术 总被引:1,自引:0,他引:1
注水泥塞侧钻是在原井眼一定位置注水泥填井,再侧钻出新井眼的钻井工艺。文昌某油田一口水平开发井因?215.9 mm井眼钻遇油层显示不理想,决定在裸眼注水泥塞后进行侧钻。为克服侧钻点深、地层强度高、半潜式平台升沉大等难点,采用了短保径、强侧向攻击性能的PDC钻头和Power Drive旋转导向工具,通过滑槽、造台阶及控时钻进等技术措施控制井眼轨迹,利用岩屑录井和近钻头井斜等资料及时监控侧钻实施情况,成功完成了侧钻作业。该侧钻井作业顺利,轨迹平滑,后续防砂筛管顺利下入,为今后半潜式平台水平井侧钻作业提供了较好的借鉴经验。 相似文献
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D2- 19井是江苏油田为开发湖底油田,采用常规ZJ45钻机装备施工的1口位移与垂深比约为1的定向大斜度井。最大井斜角65°,完钻井深3046m,垂深2185.49m,井底位移1795m。介绍了该井在井身剖面设计、井壁稳定控制、井身轨迹控制、钻井液性能的维护处理、安全钻井技术等方面所采取的技术措施。实践证明,所采取的工艺措施是行之有效的,其复杂时效仅为1.8%,事故时效为0。该井的钻探成功,为利用常规装备和工艺技术施工位移垂深比约为1、井底位移在2500m以内的定向大斜度井提供了一定的经验。 相似文献
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裸眼完井中螺旋钻孔-射孔套管力学性能分析 总被引:1,自引:1,他引:0
结合套管室内材料试验及有限元仿真分析,分别对祼眼完井中螺旋钻孔-射孔套管在不同深度的直井和水平井中承受非均匀载荷的力学性能进行分析。结果表明,随着井深增加,垂直完井和水平完井套管所受的应力和最大位移都逐渐增加;在同一井深情况下,套管无孔、螺旋钻孔、螺旋钻孔同时射孔3种状态下,随着孔眼数量和孔眼面积的增加,套管最大位移增加,最小应力减小,应力集中加剧,应力集中是降低螺旋钻孔、射孔套管强度的主要因素。研究方法和结论可为合理选择、设计套管,确定套管钻孔和射孔的孔径、密度等提供一定的理论依据。 相似文献
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北堡西3x1大位移井钻井技术 总被引:1,自引:1,他引:1
北堡西3x1井是首次部署在冀东滩海水平位移超过3000m的大位移井,完钻井深4189m,完钻垂深2452.16m,水平位移3049.79m,最大井斜角67.18°,位移垂深比1.24:1,钻井周期59.98d。该井应用3压力剖面预测技术开展了井壁稳定技术的研究,为井身结构的设计和合理钻井液密度的设计提供了科学依据;通过摩阻、扭矩的分析,为井身剖面的选择、设备的选型和减摩减扭措施制定等提供了理论指导。该井应用了顶部驱动、MWD监测+导向钻具井眼轨迹控制、大位移井水基钻井液、高速线性振动筛、非旋转钻杆保护器、摩阻扭矩预测分析、套管滚轮扶正器和大满贯测井+钻杆输送测井等技术。系统地介绍了该井的钻井设计和现场施工技术、取得的经验和存在的问题,对今后利用大位移井钻井技术勘探开发滩海油田具有一定的借鉴意义。 相似文献
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胜利油田东营深层盐膏地层发育,盐膏段厚度大,分布范围广,地层岩性十分复杂,钻井中经常发生喷、漏、塌、卡,遇阻、划眼、电测遇阻等井下复杂事故。郝科1井是在该区设计的一口重点深探井,宅钻井深5807.81m,井底最高温度230℃。介绍了深层盐膏层钻井液体系的转化工艺、性能控制、维护处理、防漏、堵漏、固相控制、抗污染和钻具缓蚀等技术,以及MMH聚合物饱和盐水钻井液在郝科1井的成功应用。结果表明,该钻井液在高密度下对盐膏层具有较强的抑制性、悬浮携砂性和抗污染性,抗温220—230℃。MMH聚合物饱和盐水钻井液体系及其配套技术满足了深层盐膏层钻井施工需要。 相似文献
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JZ25-1S 油田水平井在钻进过程中,随着水平段长度增长会发生井漏问题,为此应用了控制压力钻井技术,控制井底循环压力低于地层漏失压力来解决该问题。首先根据地层漏失压力、井底循环压力和单位井段环空压力损失,计算井斜角90°时的安全钻进水平段长度,如果该水平段长度不符合开发要求,则再根据油气层厚度、油水界面、产层以上井段循环压力以及单位井段环空压力损失,计算安全钻进的最大井段长度和最大井斜角。JZ25-1S 油田JZ25-1S-A17 井水平段井斜角为90°时,安全钻进水平段长度只有965.00 m,通过计算得知,如果产层井段井斜角不大于86.67°便可以增加产层段长度,从而提高单井产量。实钻表明,该井控制产层井段井斜角不大于86.67°,使产层井段长度达到1 068.00 m,且未出现井漏。表明该方法能有效解决 JZ25-1S 油田水平井段钻进过程中,随水平段增长发生漏失的问题。 相似文献