实体膨胀管在封隔深井侧钻井复杂泥岩段的应用

实体膨胀管不仅能有效封隔复杂地层,也能保证较大完井尺寸。但实体膨胀管在塔河油田封隔深井侧钻井复杂泥岩井段时,存在井壁失稳、小井眼定向扩孔效果不确定、实体膨胀管膨胀规律及影响因素不明确、二开小井眼定向钻进配套工具不完善,无成功经验可借鉴等施工难点。因此,对其扩孔工具、膨胀规律、二开钻进配套工具等关键技术进行了可行性分析和现场试验,并成功在试验井斜井段实现437m的复杂泥岩封隔。实践表明:实体膨胀管能够满足深井侧钻井的封隔要求,并保证二开小井眼井段的顺利钻进。     

深井侧钻井复杂泥岩封隔技术研究与应用

针对塔河油田奥陶系侧钻井桑塔木和巴楚组泥岩坍塌问题,提出了扩孔后下入139.7mm膨胀套管封隔复杂泥岩地层,然后持续钻进两开次的技术方案。优选了5in×5in×4in CSDR5211S-B2双心扩孔钻头和475K4570型螺杆进行定向随钻扩孔,并对膨胀套管、小井眼钻井等关键技术进行配套。该技术在塔河油田成功应用3口井,应用结果表明,采用定向随钻扩孔工艺平均井眼扩大率为0.50%~14.77%,解决了塔河油田侧钻井存在的扩孔技术难题;此外,膨胀套管作业长达428 m,施工深达5 508 m,固井优良率达84.9%。深井侧钻井复杂泥岩封隔技术为钻井过程中封隔复杂地层提供了新的技术手段。     

侧钻小井眼膨胀管钻完井技术研究

渤海油田老区部分油井侧钻后,下入小尺寸套管无法满足后期分层开采需求。为此,研究了侧钻小井眼膨胀管钻完井关键技术,确定了侧钻技术方案。从套管膨胀管工艺流程、开窗位置选择、井眼轨迹控制、钻完井液体系优化、射孔方案优化和油水层封隔技术等方面入手,研究形成一套适用于海上油田老井侧钻小井眼膨胀管钻完井技术。在K1S2井调整井的钻完井实践表明,侧钻小井眼膨胀管钻完井技术随钻扩孔、实体膨胀管施工和?152. 4 mm小井眼定向钻进、膨胀管射孔和分层开发均获成功,达到了地质油藏部门的要求,单井累计增油4. 3万t。研究结果为膨胀管技术解决小井眼作业开辟了一条新途径。     

塔河油田深层侧钻水平井膨胀套管钻井完井技术

塔河油田奥陶系储层侧钻水平井受老井井身结构、地层及地质避水要求等的限制,需要提高造斜点至上部石炭系泥岩段地层,而该地层与奥陶系储层为2套不同的压力系统,因此如何有效封堵石炭系易塌地层,是高效开发该地区奥陶系剩余油的关键。采用膨胀套管充当技术套管封堵钻井复杂地层,通过优化井身结构及后续的钻井工艺,为解决塔河油田深层侧钻水平井钻井、完井难点提供了一套全新的方案。针对塔河油田φ177.8 mm套管深层开窗侧钻井的钻井、完井难点,通过深入分析研究膨胀套管管材和膨胀螺纹等关键问题,完善了深井膨胀套管的施工工艺和实施程序,探索出一套塔河油田深层侧钻水平井膨胀套管钻井完井技术。该技术在塔河油田现场试验3口井,开窗层位均位于石炭系地层,开窗点深于5 100 m,侧钻后在斜井段成功封堵裸眼复杂地层,实现了国产膨胀套管首次在裸眼定向井段的封堵应用,为钻井、完井中封堵复杂地层提供了新的技术手段。      

钻井院膨胀管侧钻水平井完井技术在塔河油田施工获得成功

<正>2014年4月2日,中国石油集团钻井工程技术研究院(以下简称钻井院)钻井机械所膨胀套管侧钻水平井完井技术在塔河油田TK511CH井施工成功。该井最大井斜63.5°,刷新国产膨胀套管施工井斜记录。TK511CH井采用膨胀套管作为技术套管,封堵深层不稳定泥岩开发塔河油田奥陶系剩余油。为确保TK511CH井作业顺利完成,制定了严谨的施工方案、施工难点及风险控制预案。施工中,全部工序均按设计要求成功实现,连续下入140     

定向随钻扩孔技术在塔河油田TH10233CH井的应用

受地层及地质避水要求等限制,塔河油田部分φ177.8 mm套管开窗侧钻水平井采用膨胀管复杂地层封堵钻井技术,该技术实施的关键是对复杂泥岩进行扩孔作业。对已实施的5口膨胀管井的扩孔作业进行分析,通过优选开窗侧钻井井斜角、随钻扩孔钻头和中、高速大扭矩螺杆,优化定向随钻扩孔钻井参数及深井小井眼定向随钻测量技术,TH10233CH井在5 542.66~5 884.00 m井段进行了定向随钻扩孔。扩孔段长341.34 m,最大井斜62°,井径满足膨胀管下入和膨胀大于165 mm的要求,保证了膨胀管复杂地层封堵技术在TH10233CH井的成功应用,为塔河油田同类井实施该技术提供了经验。     

侧钻小井眼钻井携砂洗井技术分析与改进

针对小井眼钻井过程中．岩屑携带困难，导致蹩采划眼频繁、电测遇阻多．甚至造成卡钻事故，延长钻井周期．增加钻井费用的问题．进行原因分析，提出了解决这一问题的技术措施．通过现场应用证明效果显著．建议推广应用。     

L井深井侧钻技术

L井是中原油田的一口预探井，设计井深4650．00m。在井深4235．60m处取心钻进过程中，取心钻头的底齿圈断裂落井，采用多种方法打捞处理均未获成功，最后决定填井侧钻。在井深大，温度高、地层可钻性差、工具面不易控制的情况下，采用螺杆钻具和有线随钻技术侧钻成功。文中详细介绍了该井深部侧钻工艺的施工过程。     

侧钻水平井分段压裂完井技术在气田的应用

经过多年的开发,苏里格气田部分老井产能逐渐衰减,通过对老井进行小井眼开窗侧钻分段压裂改造,能有效恢复老井的产能。介绍了适合苏里格气田小井眼开窗侧钻水平井分段压裂的完井方式、完井管柱、配套工具及施工程序。现场试验表明,小井眼开窗侧钻水平井裸眼分段压裂完井工艺技术是开采苏里格气田地层剩余储量的有效手段。     

膨胀套管技术在侧钻井完井工程的应用研究

膨胀套管技术作为一种新兴技术越来越受到石油工程界的重视,采用该技术可以改善现有井身结构,增大完井井径,有利于后续钻井、采油及修井工程作业。介绍了膨胀套管技术的原理及其在侧钻井中应用的技术优势、关键技术和国产膨胀套管技术首次在裸眼井中的应用情况。     

深层侧钻水平井膨胀套管钻井封堵技术研究

针对塔河油田部分深层侧钻井存在地质避水要求,且钻遇易漏和易坍塌地层的情况,分析了塔河侧钻井现状及难点,优选了技术方案并探讨其可行性,采用膨胀套管充当技术套管封堵复杂层。结合深层侧钻水平井的井况条件,对膨胀套管关键技术进行研究及优化,完善了技术实施方案。详细介绍了膨胀套管技术在TK6-463CH井首次封堵应用情况,现场应用结果显示,膨胀套管实施后能够满足钻井封堵和后续非常规小井眼钻井要求,为其提供了一种全新的解决方案,也为膨胀套管技术在复杂地层钻井提供了技术基础。     

套管开窗侧钻工艺研究

套管开窗侧钻是提高老油田原油产能的一项有效措施，能够节约钻井投资和地面建设投资，广泛应用于油田的大修、处理套管损坏的井和油田中后期的挖潜增效。针对套管开窗侧钻工艺进行了系统全面的研究总结，得到了一些有用的结论。     

胜利油田套管开窗侧钻技术

总结了胜利油田套管开窗侧钻井取得的主要技术成果,分析了影响侧钻小眼井钻井速度的主要因素,指出了开窗侧钻井目前存在的问题,提出了进一步提高侧钻井钻井速度及效益的建议和措施。     

套损井侧钻技术研究

套损侧钻井是根据特殊的地质特点,为了不改变原有井网而开发的一个新井种。这种井的技术要求高,难度大,它所要求的井眼轨迹需严格控制在技术指标范围内。介绍了该井型的技术原理、关键问题、解决途径,分别就施工中各阶段的技术要求进行分析,提出可行的操作要领,为油田套损井修井提供了新的方法。     

膨胀悬挂直连型尾管小井眼二开次钻完井技术

φ177.8 mm套管内的小井眼窄间隙井钻遇高压层、易坍塌地层及漏失地层时,若采用常规技术手段和井身结构则难以下入技术套管封隔漏失层实施二开次钻井及完井作业,若采用膨胀套管充当技术套管,构建"临时井壁"封隔复杂层将面临成本高、周期长等问题。为此,提出了悬挂直连型尾管代替膨胀套管的封隔方案,利用膨胀悬挂器悬挂大直径尾管和提供尾管头密封的优势封堵复杂层,然后下入随钻扩眼钻头钻至目的层,实现二开次完井。对随钻扩眼钻头和大通径膨胀悬挂器进行了设计,对尾管尺寸进行了优选,对固井附件和固井工艺进行了设计和优化。3口井的试验结果表明,该技术实现了二开次套管完井作业,能成功封隔漏失层,满足钻井及完井要求。     

Z3井侧钻找老井眼钻井技术

Z3井是一口大斜度多目标定向井 ,该井在钻完井深 3 176m后起钻到 2 43 7m划眼时发生断钻具事故 ,在处理钻具事故时又将磨铣钻具扭断 ,造成下步施工无法继续进行 ,只有填井侧钻。介绍了Z3井侧钻找老眼的施工设计、井眼轨迹控制技术以及一些与之配套的措施。     

TK602井套管打捞及侧钻施工

TK602井φ177.8mm套管在下入过程中发生卡套管事故,在注解卡液四次无效的情况下,决定采取套管切割及打捞后侧钻。介绍了该井套管打捞及侧钻施工情况,并分析了套管卡钻的原因。     

海上深井膨胀悬挂器钻完井技术研究及应用

针对尾管固井时出现的尾管头漏失现象,结合所悬挂尾管类型,研制出海上深井膨胀悬挂器。它是利用膨胀悬挂器悬挂技术套管,利用膨胀悬挂器的良好密封性能,结合密封水泥环封隔钻井过程中的复杂压力体系,彻底解决尾管头的环空漏失问题,保证后续钻井安全。室内试验及现场应用情况表明,膨胀悬挂器各部件工作正常,膨胀后密封压差45 MPa,坐挂时对技术套管无影响,技术套管与胶筒无相对位移,单段40 cm的氟橡胶筒悬挂力≥600 kN,具有较强的密封悬挂能力,能满足设计及现场要求。