河3支平1井TAML5级分支井钻完井技术

为满足分支井眼可以合采也可以分采的要求,验证TAML5级完井分支井技术对胜利油田复杂地质环境的适应性,胜利油田在河3区块部署了1口TAML5级完井分支水平井——河3-支平1井。该井施工工艺复杂,操作难度大,对井径扩大率要求高,对井眼轨迹要求严格,复杂尾管串下入难度大,对井眼连接器总成和上分支井眼回接的密封性能要求高。该井在钻完井过程中综合应用了地质导向钻井、井眼轨道优选、套管开窗侧钻、陀螺定向、防碰绕障、井径扩大率控制与井壁稳定技术,确保了该井的顺利完成,为TAML 5级完井分支井技术的推广应用积累了经验。分析了该井钻完井的主要技术难点,介绍了该井的工程设计、钻完井技术措施,重点介绍了该井的完井过程。      

四川盆地“三高”气井TAML5级分支井钻完井核心技术

分支井可大幅度地降低油气开发成本，是今后深层、超深层油气开发的主要井型之一。为探索分支井在深层碳酸盐岩气藏的适应性和高效开发的新途径，以中国石油西南油气田在四川盆地高石梯—磨溪区块龙王庙组气藏、灯影组气藏部署的2口分支井（MX023-H1井、GS001-X52井）为例，在综合分析该区块地质特点以及TAML5级完井分支井井身结构设计的基础上，系统进行5级分支井眼钻完井技术先导性试验。现场试验表明：(1)分支连接处均实现了机械+固井密封，满足了后期完井管柱选择性重入条件，达到了TAML5级完井要求；(2)现场施工过程中，壁挂式悬挂器是否成功坐挂是分支井施工成败的关键，应用陀螺测方位判断壁挂式悬挂器坐挂情况的方法准确、可靠，为后期井眼的可选择性重入提供了保障；(3)在分支井眼通井、尾管管柱下入过程中，应用设计的弯管将管柱导入开窗窗口，顺利进入分支井眼，充分证实了弯管导入工艺的准确性和可靠性；(4)实践细化形成了分支井眼开窗、通井、套管入窗、套管下入、壁挂式悬挂器坐挂等系列规范化操作流程。结论认为，分支井是今后油气田降低钻井成本、提高采收率的重要技术手段，所形成的一套适合“三高”气井的分支井钻...     

四级分支井钻完井技术在曹妃甸11-1油田的应用北大核心CSCD

渤海曹妃甸11-1油田综合含水率高、原油采出程度低、平台槽口少,该油田剩余油挖潜亟需采用四级分支井钻完井技术。结合曹妃甸11-1油田地质油藏特征及开发要求,深入分析井眼重入难度大、侧钻窗口质量和钻井液性能要求高、下尾管“盲找”困难、水平段固井质量难以保障、井眼清洗质量要求高、完井工具下入难度大等分支井钻完井技术实施难点,形成了主井眼/分支井眼重入技术、套管侧钻开窗技术、聚合物钻井液技术、下尾管固井技术、配套完井防砂管柱优化设计等四级分支井钻完井技术。该技术已在曹妃甸11-1油田3口分支井取得成功应用,日增产油200 m^3,控水增产效果良好,可有效解决老井低产、剩余油挖潜难题,为渤海油田中后期调整提供了新的思路。     

四级分支井钻完井技术在曹妃甸11-1油田的应用

渤海曹妃甸11-1油田综合含水率高、原油采出程度低、平台槽口少,该油田剩余油挖潜亟需采用四级分支井钻完井技术。结合曹妃甸11-1油田地质油藏特征及开发要求,深入分析井眼重入难度大、侧钻窗口质量和钻井液性能要求高、下尾管"盲找"困难、水平段固井质量难以保障、井眼清洗质量要求高、完井工具下入难度大等分支井钻完井技术实施难点,形成了主井眼/分支井眼重入技术、套管侧钻开窗技术、聚合物钻井液技术、下尾管固井技术、配套完井防砂管柱优化设计等四级分支井钻完井技术。该技术已在曹妃甸11-1油田3口分支井取得成功应用,日增产油200 m~3,控水增产效果良好,可有效解决老井低产、剩余油挖潜难题,为渤海油田中后期调整提供了新的思路。     

平落006-5井空井固井初探

平落006-5井是平落坝低压易漏地质构造上的一口排水井。设计311.2mm井眼采用空气钻井技术钻至井深1650m下入244.5mm技术套管。为了解决空气钻井达到设计井深后,替入水基钻井液再下套管、注水泥固井面临井壁水化失稳和井漏等问题,第一次实施了空井正注水钻井液固井作业。分析了空井固井的7项技术难点。空井通井采用了模拟钻具配合划眼、加大排气量清扫技术,下套管采用了加长铝质引鞋配合平稳控制下放速度技术,注水泥采用内插管配合施工参数动态监测技术。介绍了现场施工过程中井眼准备及管柱下入、注水泥等工序,值得借鉴和推广。施工顺利,固井质量合格,创造了该地区244.5mm套管空井固井最深纪录,丰富了空气钻井技术。     

渤海油田水平分支井钻完井关键技术

为了进一步挖掘油田潜力,在渤海油田A区块部署了一口水平分支井。该井在钻完井中存在浅层造斜率高、侧钻开窗难度大、钻井液性能要求高,尾管下入难度大,防砂管柱下入阻卡风险高等难点。针对存在的问题,研究形成了包括开窗位置优选、Φ215.9mm井眼着陆段与水平段一趟完钻技术、满足壁挂式悬挂器坐挂条件的侧钻开窗技术、钻井液性能优化技术、下尾管技术、分支井眼重入技术和分支井完井技术等系列关键技术,有效保障了该井的顺利实施。该井是A区块的第1口水平分支井,该井的成功实施,有效节省了井槽和开采成本,为水平分支井技术在低产低效井治理和油田挖潜中的应用提供了经验,在渤海油田中后期的大规模调整开发中有广阔的应用前景。     

埕北A22侧钻水平井四级完井技术

埕北A22井侧钻水平井采用四级完井技术实现了分支井眼与主井眼同时开采、扩大单口井的采油面积、提高采收率、降低开发成本的目的。该井首先在主井眼中下入易钻式膨胀管封隔器以及可回收式斜向器,对主井眼进行开窗作业,侧钻分支井眼,然后在分支井中下入筛管和尾管,利用特殊的内管胀封工具实现1趟钻具完成封隔器定位、胀封以及固井作业,确保分支井尾管与主井眼套管连接处的密封性。开发过程中可首先开采侧钻分支井眼,待新井眼的含水率与老井眼含水率接近时,再套铣、回收斜向器,连通老井眼,实现新老井眼合采,达到剩余油的高效开采。该井的成功完井为老油田的增产、稳产起到了保障作用。     

龙16井高温高压小井眼尾管固井技术

龙16井是四川盆地川北低平褶皱带九龙山构造上的一口重点预探井,原设计四开四完井身结构,213mm井眼钻至下二叠系志留系完钻。钻井过程中由于地质条件复杂,认识程度有限,纵向上分布多套产层并具有超高压特点,地层裂缝发育,多次出现涌漏同存复杂情况,被迫提前在飞仙关地层下入177.8mm套管固井以封隔上部复杂井段。为科学评价九龙山构造二叠系深部主要目的层和为油气开发创造条件,采用149.2mm钻头钻至5988.00m茅口组地层完钻并进行了尾管固井作业。固井作业前井下条件十分复杂,钻井液密度高达2.34g/cm3仍有强烈的油气显示,井温达139.6℃,该井固井集中体现了典型高温高压深井小井眼尾管固井的重大技术难点,该井的施工成功和各项配套工程技术措施的综合应用,为高温高压深井固井作业积累了可贵的经验。     

建35-3井空井固井技术

建35-3井是建南南高点低压易漏地质构造上的一口开发井,该井在φ311.2 mm井眼采用空气钻井技术钻至井深2 690 m,然后下入φ244.5 mm技术套管.为了解决空气钻井达到设计井深后,替入钻井液再下套管、注水泥固井面临井壁水化失稳和井漏等问题,决定在该井直接进行空井固井作业.通过分析固井技术难点,并采取非插入武正注反灌注水泥固井作业,选用双凝双密度水泥浆体系,用增韧防漏水泥浆作尾浆,该井实现了低压易漏地层全井封固,而且施工顺利,固井质量合格,值得借鉴和推广.     

河南油田张28井油层套管固井技术

张28井是河南油田第一口大斜度、多靶心定向井。设计井深2961m,三开钻头216mm井眼,完钻井深3034m,最大井斜74·9°,140mm油层套管下深3004m,水泥返高1973m。由于固井难度大,如果采用常规固井方法,固井质量很难保证。采取了切实有效措施,包括井眼准备,扶正器的选型和加量,所用的冲洗液,隔离液及水泥浆。保证了套管的顺利下入,固井质量达到了设计要求。     

兴古7-H208保留深层水平井导眼技术

水平井导眼填井侧钻是导眼实施的通常做法,但是在兴古7块,水平井导眼位置较深,导眼钻井周期长、钻井成本高,且导眼有一定产能或可另作他用。通过深层高钢级、厚壁套管开窗技术完善与精细施工控制、分支水平井井眼轨迹优化控制和分支井眼上固下裸眼内插管固井工艺的实施,在兴古7-H208井中的深层潜山油藏段内的?244.48 mm技术套管上开窗侧钻水平分支井眼,成功实现了深层导眼的保留。现场施工发现现有磨铣类工具对硬度8级以上地层的套管开窗适应性较差,最后通过取换造斜器、多次磨铣、钻头辅助破岩等方式得以完成。兴古7-H208井目的层埋深4000 m、导眼井段长875 m、钻井周期43 d,利用分支井保留水平井导眼技术节约了大量钻井费用,具有推广应用价值。     

平顶山盐穴储气库固井技术

平顶山盐穴储气库含盐地层厚度大,目的层埋藏深,泥岩夹层多,固井难度大、要求高。在分析前期固井施工过程中存在的易漏失、胶结质量差、未返出井口等难题的基础上,通过开展有针对性的盐水水泥浆配方优选、井眼准备、前置液优化、钻井和下套管施工等综合性技术措施的研究,保障了固井顺利施工和固井质量。PT1井是平顶山盐穴储气库的一口探井,该井生产套管一次封固井段长,井眼尺寸大,井筒条件复杂,通过采用综合性能好的抗盐水泥浆体系,避免了固井期间漏失问题的发生,解决了平顶山盐穴储气库固井难题,为该地区后续的固井施工提供了宝贵经验。     

非常规油气水平井固井关键技术研究与应用

非常规油气水平井固井由于其井眼特点和质量要求,提高固井质量的难度较常规水平井更大。围绕非常规油气水平井固井的难点,从通井、下套管、钻井液性能调整、固井前置液和水泥浆设计、施工参数设计与控制等方面提出了提高顶替效率的关键技术措施,并在F116-1HF等井施工中进行了实践,取得了良好效果,为非常规油气水平井固井提供了积极的借鉴意义。     

吉林油田致密油水平井优快钻井完井技术

吉林油田致密油水平井钻井成本高、钻井周期长、机械钻速慢,井眼易失稳,且摩阻和扭矩大、套管下入困难,针对这些问题,开展了二开长水平段水平井优快钻井完井技术研究.为了从设计源头降低钻井成本、缩短钻井周期,将前期采用的三开小井眼井身结构简化为浅下表层套管的二开井身结构,节省了一个开次的中完时间;同时,研究形成了以井眼轨道优化...     

气体介质条件下的固井技术

近年来,四川油气田大力推广应用了气体钻井技术,对于大幅度提高机械钻速和避免井漏等钻井复杂情况起到了十分重要的作用。为了避免气体钻井结束后替入钻井液可能引发的井漏、井眼不稳定等复杂情况,缩短钻井周期、降低钻井成本,进一步提高固井质量,在川渝地区探索实践了气体介质条件下339.7 mm表层套管和244.5 mm技术套管共18井次的干井筒固井作业,基本形成了一套气体钻井后干井筒（井眼内为纯气体时的井筒简称为干井筒）固井工艺技术方案与措施。在干井筒固井施工过程中,主要作业环节的工艺技术包括：气体介质条件下井眼准备及下套管技术、非连续液相注水泥技术等,并介绍了防井漏、防井壁失稳、防环空堵塞等技术。实践表明：干井筒固井施工的固井质量明显高于常规固井的质量;注水泥浆施工工程风险小;可消除气体钻井结束后替入钻井液再固井作业可能带来的井下复杂情况。     

吉木萨尔页岩油水平井JHW00421井钻完井关键技术

JHW00421井是吉木萨尔油田第1口超长水平段页岩油水平井,设计水平段长度3 027 m,面临钻进摩阻及扭矩大、井壁易失稳、井眼轨迹控制难度大、井眼清洁难度大、油层套管下入困难等诸多钻井难题。为攻克以上技术难题,开展了以下技术研究和现场实践:优化井身结构并将?244.5 mm技术套管下至A靶点以实现水平段专打;采用旋转导向工具对水平段轨迹进行精准控制并减小井眼曲折度;采用油水比85∶15的油基钻井液,降低长水平段井壁失稳风险、钻井管柱与井壁摩阻系数;基于水平井井筒清洁“传输带”理论,制定详细的井筒清洁技术方案以确保井筒“干净”;优选套管柱摩阻计算模型并合理选取摩阻系数,准确预测套管柱下入能力并优选下套管方案;采用多扶正器通井钻具组合、优化套管扶正器类型及安放位置以降低下套管阻力;采用油基冲洗型隔离液并优选注水泥参数来提高水平段固井质量。该井完钻井深5 830 m,实际完成水平段长度达3 100 m,水平段固井质量测井解释为优质,对今后同类超长水平段水平井设计和施工有借鉴和指导作用。     

井筒无钻井液固井技术

空气钻井完井后需要转化好钻井液才能下套管进行固井作业。转化钻井液不仅浪费材料，还会带来诸如井壁稳定、防漏、套管挤毁、环空封固质量差等一系列技术问题。通过优化水泥浆性能，采用正、反注水泥工艺，实现了空气钻井后不转化钻井液直接下套管进行固井作业，既保证了施工安全和质量，还缩短了完井周期。现场进行了9口井的实际应用，最大井深3000 m，固井一次成功率100%，固井合格率100%。     

RPN-0085复杂地层高压气井固井技术

RPN-0085井是委内瑞拉ANACO油气田EL ROBLE区块的一口气井。三开?311.2 mm井眼,油基钻井液密度1.48 g/cm3,自上而下钻遇多套高压气层和漏失层,钻井液安全密度窗口窄,多次发生严重井漏和气侵,边堵漏、边压井完成三开进尺,下入?244.5 mm技术套管3 127.13 m。套管到底开泵循环发生严重气侵,出现溢流,低排量压井,节流循环13周,钻井液密度逐渐调整到1.51 g/cm3,建立脆弱平衡,但井下开始出现漏失迹象。针对又溢又漏的井下复杂情况,固井采用防漏、堵漏、改善水泥界面胶结强度的硅酸钠固井前置液,双凝双密度机体抗侵防气窜水泥浆体系及低排量施工和关闭井口环空候凝等系列措施,完成固井施工作业。固井检测水泥浆返至设计高度,封固质量优质,满足气井封固要求。