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随钻导向钻井提速技术在埕海油田的应用 总被引:2,自引:0,他引:2
由于大位移井和水平井井眼轨迹水垂比较大,容易产生大扭矩、高摩阻等难点,导致埕海油田使用常规钻具组合技术时井眼轨迹控制差、机械钻速低、建井周期长。因此,为了提高机械钻速、降低钻井成本,埕海油田在311.1mm和215.9mm井眼中大量采用随钻导向钻井技术,即PDC钻头+导向马达+MWD钻具组合钻井技术。对该技术的提速机理进行了简要介绍,通过对实钻资料分析表明,在埕海油田一区和二区2个区块完钻井的相同井段该技术比其他钻具组合技术取得更高的机械钻速,提速效果显著,建议在埕海油田大规模推广该技术。 相似文献
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大庆地区姚家组以上地层造浆严重,钻井液流变性不易控制,钻头易泥包,井眼易缩径,起下钻阻卡,严重影响了钻完井周期,钻井成本增加;为实现提速提质提效,我们借鉴在伊拉克鲁迈拉和其它钻井液公司的KCl聚合物体系施工经验,根据大庆地层特点,研发了适合大庆油田的KCl聚合物钻井液体系,并在AN区块进行了现场应用3口井,取得了良好的应用效果,各井施工顺利,钻头无泥包,钻完井周期和固井质量均有较大提高。 相似文献
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大庆油田研究形成了超薄油层鱼骨井钻井完井设计与实钻技术,成功地解决了钻井中主井眼与分支井眼安全分离、松散地层的夹壁墙形成工艺、主井眼的钻柱及完井管柱安全下入等关键性问题。并综合应用地质导向钻井、复合钻进、井眼轨迹控制、悬空侧钻等配套技术,完成了州72-平54Z和高8-33-平1Z井等两口井现场试验,单井水平段总长达到1410.69m,实现厚度在1.5m的储层内侧钻分支,是目前国内钻遇油层最薄的鱼骨井,已经投产的一口两分支鱼骨井初期产量是周围临井的10倍,稳定产量为3.5倍,增产效果显著。 相似文献
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大庆油田齐家区块致密油水平井钻井提速技术 总被引:2,自引:0,他引:2
宫华 《探矿工程(岩土钻掘工程)》2016,43(9):38-41
水平井技术是实现致密油开发的重要途径。自2013年开始,大庆油田在齐家、长垣等3个致密油区块开展了水平井井组开发先导性试验,其中齐家区块施工难度最大,针对该区块水平井水平段长、位移大的特点,及钻遇地层岩石可钻性差、三维扭方位难度大、机械钻速低、钻井周期长等主要技术难点,在分析地层特征的基础上,通过优化井身结构,井眼轨迹控制,优化三维井眼轨迹,开展个性化钻头、降摩减扭措施和配套工具的技术攻关及现场应用,初步形成了一套大庆油田齐家区块致密油水平井钻井提速技术,并取得了较好的应用效果,为大庆油田致密油长水平段水平井进一步提速及规模应用奠定了基础。 相似文献
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南堡滩海大位移井钻井关键因素优化设计 总被引:1,自引:0,他引:1
大位移井钻井实施过程中表现最为突出的问题是摩阻扭矩大,它制约着井眼轨迹的有效延伸,尤其在常规钻完井技术时表现得更为明显。冀东油田近年来基于常规钻完井技术条件下,通过对井眼轨道优化设计、钻具组合优化、摩阻扭矩精细预测与控制、井眼延伸极限评估等方面的精细研究与优化设计,有效地模拟分析和论证了南堡滩海中深层大位移井钻井井筒力学行为,提升了对大位移井钻井实践可行性认识和指导了钻完井方案的设计。在南堡滩海成功实施了几十口水平位移大于3000 m的大位移井,最大水平位移达4940 m,为南堡滩海在常规经济技术条件下大位移井的钻井实施提供了技术支持。 相似文献
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孙妍 《探矿工程(岩土钻掘工程)》2019,(8)
为了保证松辽盆地首口基岩水平风险探井安全钻进、缩短施工周期,开展了井眼轨道、井身结构、钻井提速、复杂事故预防等优化设计,建立了不同开次套管抗内压强度计算方法,确定了有针对性的技术措施。通过地震剖面连线,确定了地质靶点,根据邻井实钻统计,12in井眼设计采用1.5°螺杆,造斜率控制在(5°~7°)/30 m,设计了井眼轨道。基于气体与流体压缩系数的不同,研究了不同开次套管抗内压强度,发现生产套管井底是抗内压薄弱点,而其它开次套管抗内压薄弱点则是井口处。在井震结合的地质预测基础上,采用复合钻头、强化钻井参数等措施,比邻井钻速提高13.38%,采用复合堵漏技术,配套施工工艺,累计减少钻井液漏失247 m~3。通过上述技术的研究与应用,隆平1井钻井周期同比隆探2井缩短21.16 d,从而为松辽盆地基岩风化壳勘探开发提供了技术支撑,为以后同类井的实施提供了依据。 相似文献
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隆平1井钻井设计与施工 总被引:1,自引:0,他引:1
孙莉 《探矿工程(岩土钻掘工程)》2019,(6)
隆平1井是大庆油田首口在沉积盆地基底层施工的水平井,设计斜深4532.72 m(垂深3111.50 m),勘探钻井目的是为了探索通过水平井大幅度提高古中央隆起带基岩风化壳储层天然气产能。针对该井在钻井过程中可能遇到的难点与风险,进行了井身结构优化设计、井眼轨道优化设计、钻井参数优化、钻头优选及配套提速试验等。实钻情况表明,该井全井平均机械钻速5.15 m/h,相比设计钻速提高45.89%,现场施工提速效果明显,为探索该区域基底构造提供了宝贵的经验。 相似文献
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《西部探矿工程》2017,(6)
新疆风城油田为整装的稠油油藏区块为提高采收率,新疆油田公司已大范围建立SAGD实验区,以SAGD技术开采风城油田的稠油油藏,提高稠油油藏的开采效率。相比常规的SAGD水平井,鱼骨型SAGD水平分支井是在注气井I井的水平段多钻4个分支,即在水平段主井眼左右两边各排列2个分支。常规SAGD只有注气井水平段产生蒸汽腔,鱼骨型SAGD是除了主井眼外,4个分支都可以注气形成蒸汽腔,大范围地增加了稠油层的加热面积,有效地提高了泄油量。鱼骨型水平分支井实际上包含了定向井系列的水平井、分支井、侧钻水平井等多种钻井技术,鱼骨型水平分支井的技术难点主要有:利用悬空侧钻使主井眼与分支井眼安全分离,主井眼钻进中钻井管柱能否保证重入,完井下筛管时,能否保证筛管柱顺利进入主井眼而不是各分支井眼,筛管是否下到预定位置等。 相似文献
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徐深21-平1井轨迹控制技术 总被引:8,自引:3,他引:8
徐深21-平1井完钻井深4955 m。在火山岩储层中横向穿行905 m,井眼轨迹控制精度要求高,并在登二泥岩段岩石可钻性达8级的情况下裸眼侧钻成功,为后续施工奠定了基础。简述了井身结构及轨迹剖面设计,分析了井眼轨迹控制难点,详细介绍了增斜段、侧钻段、水平段井眼轨迹控制情况。该井的成功钻探,为该区块水平井施工积累了宝贵经验。 相似文献
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扭力冲击器在大庆油田肇深17井的试验应用 总被引:4,自引:2,他引:4
大庆油田深井提速已经开展多年,取得了良好的效果,2012年不断试验提速新技术,在肇深17井试验引进TorkBuster扭力冲击器,取得了新进展,获得了较高的机械钻速.扭力冲击器工作井段平均机械钻速达到4 m/h,最高达8 m/h,相同井段同比常规钻井节省起下钻至少5趟以上,节省周期13天.与同区块肇深井比较,钻速有较大的提升.扭力冲击器在肇深17井的试验成功,为大庆油田营城组及以下地层钻井提速提供了新途径. 相似文献
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塔河油田位于塔里木盆地北部,是中国第一个古生界海相亿吨级大油田,是西北油田分公司在塔里木盆地发现并重点开发的油田区块.主力油藏埋藏在5000m以下地层,钻遇地层多而且复杂,钻井过程中易发生钻井液漏失、井眼坍塌、卡钻等井下复杂情况和事故,开采难度大.S3-4H井是西北油田分公司在塔河油田S3井区轮台断凸轮台1号构造上布置的一口重点开发水平井,钻达井深5126m,该井接近山前构造,地质构造复杂,钻遇多套地层压力系统,上部地层存在高压水层,地层易缩径,地层坍塌应力高,易发生卡钻事故,地层倾角大,对井斜控制困难,中下部地层岩石可钻性差;该井二开井段裸眼段长,井眼大,环空岩屑携带困难,同时该区块施工井数少,可参考邻井资料少等一系列问题增加了该井钻井施工难度.本井通过前期认真调研分析地层岩性特征、地层压力系统变化规律,与生产厂家一起对钻头进行了优选,对钻井参数和泥浆性能等进行优化,取得了良好效果,极大地提高了二开井段的机械钻速,同时减少了复杂情况的发生,节约了钻井成本. 相似文献
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TK233X井是塔河油田一口施工难度较大的“S”型长裸眼斜直井,二开φ241.3mm裸眼井段长达4346m,裸眼段长,钻遇地层复杂,地层压力存在较大差异,井身结构与井眼轨迹特殊,在井深4966m以下,定向钻进。该井的关键技术是控制好井眼轨迹,提高钻井液的防缩径阻卡、稳定井壁能力和润滑性,通过合理的钻具组合及MWD的随钻监测来调整钻井参数,根据实钻情况,基本实现了井眼畅通,携岩能力强,井眼稳定无阻卡现象,定向造斜顺利,测井下套管一次到位,确保了安全、快速、优质施工。被甲方评为了优质井。 相似文献
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盲钻井段1400多米,下套管一次性成功.固井质量合格。本井的盲钻施工,开创了大段井眼盲钻的先河,这在伊朗油田钻井史上实属罕见.为国内外大井段盲钻施工提供了经验。 相似文献