埕北21—平大位移水平井的设计与施工

埕北21-平大位移水平井是我国第一口水平位移突破3000m的陆上水平井.介绍了该井井身结构及井身剖面设计和现场施工情况,从理论上对井身剖面优化进行了分析,着重介绍了井眼轨迹控制和钻井液技术.该井的成功为扩大大位移水平井的应用范围奠定了良好的基础.     

埕北21-平1大位移水平井测量技术

埕北21-平1井是胜利油田在陆地布置的第一口大位移水平井，其主要目的是为了探索大位移定向／水平井成套钻井技术，以实现海油陆采、解决油田近海油藏的开发难题。结合该井测量技术方面的设计、施工情况，介绍了该井施工过程中测量仪器选择、仪器测量精度及性能要求、测量施工措施、实际施工及测量误差分析等。该井测量成功，为大位移定向／水平井的测量施工积累了一定的经验。     

辽河油田锦2-平1井水平井钻井技术

详细介绍了锦2平1井钻井过程中应用的井眼轨迹控制、轨迹测量、待钻井眼设计、邻井防碰、钻井液及安全钻进等技术措施。该井准确命中A靶，使A靶处的垂深、井斜、方位都达到了设计要求．实现了“软着陆”．运用钻时和全烃值参数，结合邻井技术资料，控制井眼轨迹始终位于油层中，提高了油层穿遇率。     

孤平1井超长水平段水平井钻井技术

孤平1井是胜利油田第一口水平段超千米的预探水平井，通过优化工程设计、采取相应的工程技术措施，克服了超长水平段井眼轨迹控制难度大、中靶要求高、地层易漏失、扭矩和摩阻大、大井斜段及水平段取心困难等技术难题，顺利钻至设计井深，并圆满完成了地质任务。孤平1井实钻水平段长1054．15m，创全国陆上水平井水平段最长的纪录。在分析该井施工难点的基础上，详细介绍了该井工程设计、井眼轨迹控制及钻井液技术，并总结分析了钻井过程中采取的一些成功作法，例如防卡技术、井眼净化技术、合理使用PDC钻头、大井斜段及水平段取心技术等。     

辽河滩海海南1 5-3大位移定向井设计与施工

海南15—3井是辽河油区第一口水平位移超过2000m的井。本文主要论述海南15—3井的井身轨迹设计与控制、井眼净化措施、减小扭矩和摩阻措施等技术问题，其结果为推广大位移定向井技术提供了可借鉴的实践经验。     

垣平1井长水平段水平井设计与施工

为确保大庆油田第一口长水平段水平井垣平1井的安全顺利钻进,开展了该井钻井工程设计方案研究。针对该井水平段较长,钻井过程中存在钻柱易屈曲、摩阻/扭矩大、井眼净化难、套管难以下入等技术难点,运用Landmark软件对不同设计剖面、不同靶前距和井眼曲率下的摩阻/扭矩及钻柱屈曲情况进行了模拟,以模拟结果为基础,设计了该井的井眼轨道;根据Landmark软件模拟钻柱滑动钻进与旋转钻进时的钻柱屈曲情况,对三开水平段钻具组合进行了优化设计;根据钻井参数对岩屑床厚度影响的模拟结果,优化了三开水平段的钻井参数;模拟计算结果表明,采用漂浮接箍下套管工艺能降低下套管时的摩阻和屈曲程度,因此该井三开采用漂浮接箍下套管工艺。该井钻井过程中没有出现井下故障,完井、电测及下套管安全顺利,说明该井工程设计合理,有效克服了钻井过程存在的技术难题。      

冷41-平14"L"型水平井轨迹优化与控制技术

冷41-平14井受地面条件的限制,靶前位移小,为保证中间套管和完井管柱的顺利下入,剖面设计为“反向造斜-稳斜-降斜-正向造斜-水平段”的“L”型。简要介绍了冷41-平14“L”型水平井的设计概况,详细介绍了该井井眼轨道优化设计原则和设计结果,以及实钻井眼轨迹连续控制技术。该井精确命中A、B靶,两靶处的井斜角、方位角和垂深等达到了设计要求,在A靶实现了软着陆。该井井眼轨道优化设计和井眼轨迹控制技术为类似水平井的井眼轨道设计和轨迹控制提供了有益的借鉴。     

冷66-平1水平井钻井技术

冷66-平1井是冷66区块部署的第一口探井水平井,参考井少且远,油藏埋深不准确性较大,钻井施工和地质跟踪有一定难度,其目的层为S33Ⅱ油层组(超稠油油藏).通过精心设计钻具结构和钻井参数,采取适当轨迹控制技术,以及良好的钻井液体系和得力的井下安全措施,并加强现场地质跟踪能力,使该井完全满足了甲方要求,全井安全无事故.该井用φ311.1 mm大钻头在造斜段水平钻进80 m左右,电测、下套管正常顺利,为辽河油田首创.     

金平1浅层大位移水平井钻井工程设计技术及应用

胜利油田重点预探井金平1井是一口高难度大位移浅层水平井,也是中石化重点课题"长水平段水平井钻井技术研究"的第一口阶段试验井,初始设计位垂比达2.4以上。从钻机和设备选型、井眼轨道优化、井身结构设计、摩阻扭矩分析、钻井液性能控制要求等方面简要介绍了该井的钻井工程设计技术及应用效果,为胜利油田浅层大位移水平井的设计和施工提供了技术支持和经验。     

高平1井大位移水平井钻井设计与施工

胜利油田高平1井完钻井深4 535.00 m,水平位移3814.33 m,垂深948.87 m,位垂比4.02,是目前国内陆上油田位垂比最大的大位移水平井。该井在钻井过程中存在浅层定向造斜不易控制、技术套管下入困难、水平段滑动钻进加压困难、井眼轨迹控制要求高、井壁稳定及安全钻进对钻井液性能要求高等技术难点,为此,采取了优化钻井设计、优选大角度单弯动力钻具、应用高性能乳化防塌润滑钻井液体系、优选钻具组合、应用LWD控制井眼轨迹、采用复合钻进等工程技术措施,有力地保证了该井的顺利完钻。详细介绍了该井的设计与施工情况。      

侧位抛物线大位移井轨道设计

优选井眼轨道是大位移井获得成功的关键之一。由于大位移井轨道的自身特点，进行轨道设计时，不仅要考虑摩阻和摩扭的大小，而且要考虑套管磨损和井眼长度以及施工的难易程度。提出了一种新的大位移井轨道即侧位抛物线轨道及其设计方法。计算分析表明侧位抛物线大位移井轨道井眼长度、摩阻和摩扭均小于同条件下的二次抛物线和悬链线轨道，而且不需要圆弧过渡段，给设计和施工带来了方便，因此，侧位抛物线轨道要优于二次抛物线和悬链线轨道。与圆弧形轨道相比，侧位抛物线轨道的旋转钻进摩扭稍大，但其起钻摩阻和滑动钻进摩阻均小于圆弧形轨道，而且井眼长度比圆弧形轨道小得多；因此，侧位抛物线优于圆弧形轨道。除给出侧位抛物线大位移井轨道设计全部计算公式外，还给出了计算实例，对现场设计施工具有一定的指导意义。     

濮2-平1水平井落物打捞技术

中原油田井深，断块多，结构复杂，给水平井钻井带来一定困难。通过总结濮2—平1井在Φ139．7mm套管内水平段的落物打捞技术，掌握了水平井施工的主要施工参数和技术手段，为今后水平井落物打捞积累了经验。     

海油陆采水平井桩147-平1井钻井技术

桩147-平1井是胜利油田在桩西滩海地区部署的一口重点海油陆采井,同时也是该地区第一口开采沙2段储层的深层水平井。该井井眼尺寸大、水平段长、摩阻大,上部地层泥岩造浆严重,中部砾岩层不稳定,下部地层泥岩易剥蚀坍塌。采用拟悬链线剖面、选用“PDC钻头+单弯螺杆+FEWD”导向钻具组合,控制和监测摩阻与扭矩,降低了摩阻,保证了实际井眼轨迹与设计井眼轨道重合,确保了水平段始终在油层最佳位置穿行;采用短起下钻、分段循环等手段有效清除了岩屑床,保障了井眼清洁和井下安全;采用高效润滑防塌钻井液,根据地层特点合理调整钻井液性能,满足了全井井壁稳定、携岩和润滑的要求;采用在水平段不同位置下入两段筛管而中间可疑层段加管外封隔器的完井方法,提高了水平井的产能。系统介绍了桩147-平1井井眼轨迹控制技术、摩阻与扭矩控制与监测技术、井壁稳定与井眼净化技术、钻井液维护处理措施、完井技术措施。      

复合射孔技术在×53-平37水平井中的应用

水平井复合射孔由于射开厚度大,设计药量多,施工风险高,极易发生安全事故。为了保证施工安全,采取了7项技术措施,包括复合射孔枪优选;射孔枪身耐外压检测;枪身盲孔泄压检测;起爆方式优选;压裂火药用量设计;管柱应力分析;施工安全控制。通过7项技术措施,保证了施工的安全性,圆满完成了该水平井的复合射孔施工,为水平井复合射孔继续深入研究积累了经验。     

汪深1-平1井轨迹控制技术

汪深1-平1井是大庆油田一口深井水平井,完钻井深4205m,水平段长1009．51m,因地质原因2次填井侧钻,施工中轨迹控制难度加大。直井段4,311．1mm井眼采用大尺寸塔式钻具组合既可以控制井斜,又能释放钻压;造斜段做好二次剖面设计及施工预案,优选螺杆度数,使实钻轨迹尽量接近设计轨迹;水平段施工做到滑动钻进和复合钻进的合理分配．尽量使轨迹平滑。侧钻选用1．5°单弯螺杆,摆好工具面后小钻压侧钻,同时取砂样分析水泥与岩屑比例,水泥量减少后逐渐加压．禁止启动转盘。该井轨迹控制及2次成功侧钻为该地区水平井施工提供了借鉴。     

TK202H深水平井的设计与施工

ＴＫ２０２Ｈ水平井是中国新星石油公司利用自己引进的乎套无线随钻测斜仪（ＭＷＤ）进行独立设计及施工的第一口深水平井,介绍了该井的地质、钻井工程设计思路及现场施工情况,并分析了钻井过程中出现卡钻事故的原因且给出具体的处理措施。     

超大水垂比大位移井钻井技术

南海东部海域流花11-1油田(简称流花油田)经过8年生产后,因综合含水上升,产量递减较快,急需采取措施增储上产。从2001年开始,先后利用原生产井槽侧钻,以超大水垂比大位移井和侧钻井方式开发距离主开发区东翼4.5 km的3井区的油藏,至目前已实施4口侧钻大位移井, 3口侧钻井作业(按照国际上的定义标准,此3口侧钻井也属于大位移井范围), 7口井部分井段采用了旋转导向钻井技术,钻井施工过程顺利,其中B3ERW4大位移井最大水平位移5634.07 m,水垂比达到4.58,是国内水垂比最大的1口井,并排列在世界第10位。同时,这一批超大水垂比大位移井连续刷新并创造了海洋石油钻井多项新记录。实践证明,采用侧钻大位移井或侧钻井的方式,对于流花油田生产后期的增产是一种比较经济有效的措施和途径。这种综合开发技术对于浅滩油田和已开发油田周围的卫星构造的开发具有十分重要的借鉴意义。