南海深井裸眼斜向器侧钻的应用

在深井裸眼段使用斜向器进行侧钻,主要是由于老井有落鱼,综合考虑海洋石油钻井船费用,节约在硬地层中侧钻时间,并最终能成功钻至地质勘探层位的一种较为快速的方法[1].本井设计为一口定向探井,老井眼最后一趟钻使用马达钻具组合,钻进过程中憋扭现象严重,钻进至4225 m起钻过程中开泵倒划发现泵压突然下降,起钻发现马达本体断裂....     

喇7-2702井超短半径径向侧钻水平井挖潜试验

超短半径径向侧钻水平井技术是利用老井眼中的油层套管在剩余油富集油层开窗侧钻,采用柔性钻杆、导向筛管等特制井下工具,通过一体式联动机构带动特制钻头进行钻进施工,钻出曲率半径不大于3.2m,水平段长度15~30m的水平井。该工艺具有建井周期短、见效快、成本低等优点。     

小井眼侧钻分支水平井技术

侧钻分支水平井是一项集合了套管开窗侧钻、水平井钻井、分支井钻井等技术于一体的综合钻井技术,冷37-71-596CH井是冷家油田的一口侧钻水平分支井,位于冷42块,完钻井深2 128.00 m,水平段垂深12 8 4. 4 1m,累计裸眼长度10 6 3m。由于该井所钻地层疏松,目的层薄,且该井设计井身轨迹复杂,给施工带来较大的难度。通过优选合理的钻具组合、钻进参数、泥浆性能,较好的控制了轨迹。为完井创造了良好的条件,同时也为其他水平分支井提供了丰富的经验。     

一口三维反抠井的悬空侧钻浅析

在定向井现场作业过程中,由于水泥塞强度不够或者作业者出于控制成本考虑不想起一趟钻打水泥塞而选择在钻完一口领眼井后直接裸眼侧钻一口井,悬空侧钻是最佳的解决方案。良好的侧钻设计是作业成功的基础,尤其是在对老井的整个作业过程和轨迹情况充分了解的基础上,优选出一个可钻性较好的层位和有利于新老井眼尽快分离的侧钻点将会起到事半功倍的效果。侧钻过程前10 m严格控钻进是悬空侧钻成败的关键。     

苏东15-36H井大斜度段开窗侧钻技术

随着各油田深入开采,套管开窗侧钻已经成为老井再利用和处理复杂事故必不可少的工艺技术。本文以苏东15-36H水平井在7"套管内76°井斜段进行开窗侧钻并成功钻进1023米水平段的成功经验为例,主要从现场应用出发,在侧钻点选择,侧钻前准备,侧钻过程等方面来对套管开窗侧钻进行详细了介绍。     

SQMWD-T小径无线随钻测斜仪(带伽马)在埕13-侧平14井的应用

随着胜利油田油气勘探开发的推进,老井侧钻及小井眼开窗井随之增多,由于国产无线随钻测量仪器(YST-48R等)外径较大,钻进风险及仪器风险都比较大,所以迫切需要一种小径随钻测斜仪。我们通过埕13-侧平14井的实验,介绍了SQMWD-T小径无线随钻测斜仪(带伽马)的结构、基本原理、性能参数及与国产随钻仪器相比较的优缺点等。     

定向井侧钻技术在山西临兴区块的首次应用

老井侧钻作为各油田挖潜的重要手段,比打新井节约成本,又比常规的大修手段更能恢复老井油气产量。本文结合山西临兴先导区块油藏特点和水平井开发实例,介绍了临兴105-1H井施工过程。该井设计是一口双阶梯水平井,在实际钻进过程中,部分井段气测值含量较低,目的层钻遇率偏低,难以满足投产要求,决定放弃该部分井段,后采用悬空侧钻技术成功地解决了该问题。本文主要介绍该井悬空侧钻的难点和施工过程,为今后同类型的水平井侧钻提供了经验。     

马26-侧4井Φ139.7mm套管深部开窗侧钻井固井技术

中原油田已进入勘探开发中后期,老井套管损坏情况日益增多,开窗侧钻是完善井网、节约开发成本的一项重要措施。马26-侧4井是在Φ139.7mm套管内开窗侧钻,下入Φ101.6mm套管进行尾管固井的一口定向井。通过下套管前调整好泥浆性能,优化送入钻具组合,确保了套管的顺利到位;通过优选尾管悬挂器,优化抗高温水泥浆配方,采用紊流、塞流复合顶替,循环加回压等固井工艺技术,圆满完成了该井的固井施工,固井质量达到优质。该井的成功经验,为今后深层开窗侧钻固井提供了技术支持。     

花深1X井深井侧钻技术

花深1X井是海南福山油田第一口井深超过5 000m的风险探井,设计井深5 713m,由渤海钻探钻第一钻井公司70 125钻井队承钻。该井钻进至井深5 207m时发生卡钻事故,经多日处理事故未能解除,被迫打塞侧钻。主要介绍该井的侧钻技术。     

复合式连续管钻机定向钻完井一体化工艺试验研究

复合式连续管钻机集成了连续管作业机与常规修井机功能,通过连续管作业系统与井口转盘作业系统两者间的无缝切换与互补,实现老井侧钻完井施工;通过以一口井案例,开展了复合式连续管钻机老井钻完井工艺研究,并进行现场试验,得出了该形式复合钻机极大的简化了老井钻完井工艺现场施工流程,提高了老井连续管钻完井效率,为将来老井连续管侧钻完井工艺技术的开展具有借鉴意义。     

大斜度井套管开窗技术

套管开窗侧钻即用专用工具将老井眼套管磨铣出一个与地层连通的窗口而后进行侧钻。套管开窗侧钻工艺技术主要应用在分支井、事故井处理和老井二次开发等。渤海地区应用的套管开窗工具主要有SZ系列开窗侧钻工具(胜利石油管理局)、Trackmaster Plus Wellbore Departure Systems(SMITH)、One TripTM StarburstTM Whipstock System(Weatherford)。     

小井斜侧钻定向井过煤层技术难点与对策分析

LU1112井是陆9区侏罗系西山窑组一次性成功实施的小井斜过煤层侧钻定向井。在侧钻过程中发生了多次井漏,并且成功的实施了堵漏。对西山窑组的煤层坍塌机理做了研究。从钻穿煤层时泥浆性能的调整,钻进参数的有效控制,及多项防止煤层坍塌措施等多个方面进行了论述。对此次过煤层侧钻技术及难点进行了思考,并展望了大井斜过煤层侧钻技术的发展趋势。对陆梁陆9井区侏罗系西山窑组的煤层侧钻有很好的参考意义。     

大斜度井开窗侧钻技术在辽河油区的应用探讨

随着辽河油区油井开发进入中后期,降本增效是辽河油区亟待解决的问题,故对老井的二次开发在逐年增加。目前,套管开窗侧钻钻井是老井二次开发的首选技术,所以大斜度井开窗侧钻钻井技术在辽河油区颇受青睐,施工了很多井次,积累了一些大斜度井开窗侧钻的宝贵经验。本文针对大斜度井开窗侧钻在辽河油区的应用进行探讨,希望能为其他油区进行大斜度井开窗侧钻提供参考依据。     

9-5/8″套管开窗侧钻技术在渤中25-1E3井的应用

随着开采的延续,渤海区块部分老油田产量逐渐降低,为了盘活老井、提高老油田采收率,采用套管开窗侧钻技术。通过对渤中25-1油田的基本情况和E 3井的井身结构进行了调研,确定了侧钻点深度,介绍了此次开窗工具,重点讲述了开窗磨铣步骤,优化了开窗钻进参数和对钻井液性能要求,总结了施工过程中的成功经验。通过套管开窗侧钻技术的成功应用,为此类老井油田的高效开发提供了必要的借鉴。     

9-5/8"套管开窗侧钻技术在渤中25-1E3井的应用

随着开采的延续,渤海区块部分老油田产量逐渐降低,为了盘活老井、提高老油田采收率,采用套管开窗侧钻技术.通过对渤中25-1油田的基本情况和E3井的井身结构进行了调研,确定了侧钻点深度,介绍了此次开窗工具,重点讲述了开窗磨铣步骤,优化了开窗钻进参数和对钻井液性能要求,总结了施工过程中的成功经验.通过套管开窗侧钻技术的成功应用,为此类老井油田的高效开发提供了必要的借鉴.     

T型井钻井技术在海上某油田的应用研究

在油田调整阶段,用T型井代替普通侧钻井是一种开发思路。该井型主要通过新钻井侧钻或者老井过路油层侧钻1个或多个分支井眼进行开发,适用于低孔、低渗和低产的老井或停产井。南海东部某油田实施了1口T型井,实施后增油效果显著,开发效果良好,对南海东部油田后续实施T型井,提高油井产量,挖潜剩余油等方面具有重要的指导意义。     

塔河超深侧钻定向井钻井提速技术研究与分析

随着油田开发进入后期,套管损坏、井内落物、单井产量下降等原因造成部分油井形成低产井或停产报废。为此老井小井眼侧钻技术是老井修复盘活、提高采收率的重要手段,特别是开采薄层油层、裂缝型、尖灭型等油藏。针对目前塔河油田老区块在老井基础上进行套管内开窗或裸眼侧钻(中)短半径水平井,本文从套管开窗或裸眼侧钻开始,对老眼侧钻过程中存在技术难题从钻井提速方面进行探讨研究。     

伊朗海上水平分支井技术的应用

水平分支井钻井技术是一种综合利用水平井、侧钻井技术提高单井采收率的钻井技术,是一种更有效、科学和经济的储量动用方式和油藏开发方式。本文针对着陆控制,裸眼悬空侧钻施工,侧钻窗口的成型与保护,避免分支井眼再入进行了重点分析。通过对施工难点的分析,总结出了水平分支井的关键技术,针对着陆控制的原则,钻进方式的选择、裸眼悬空侧钻及侧钻窗口的成型与保护,减小摩阻扭矩等提出了相关的施工建议。     

小井眼老井开窗侧钻尾管固井工艺研究与应用

二连油田老井因套变等原因无法继续开采，需要重新处理井筒，打通新的生产通道，且其老井多采用φ139.7mm套管完井。针对老井小井眼侧钻采用尾管悬挂固完井工艺中存在的尾管段间隙小导致固井作业蹩堵等复杂情况，从锥体流通结构设计、整体式复合钻杆胶塞结构优化，改进悬挂器关键结构设计，研究出座挂可靠性高、承载能力大、环空过流面积大、循环压耗低的带顶部封隔的尾管悬挂器，为小井眼老井侧钻安全高效施工提供了有力支撑，有效提高了固井效果和使用寿命，满足了侧钻需求，提高了尾管封固质量。     

新疆塔河油田TP335H井卡钻事故处理及原因分析

TP335H井是西北油田分公司部署在沙雅县境内阿克库勒凸起西南斜坡部位的一口四开制开发水平井，目的层为奥陶系中统一间房组。该井三开81/2″井眼，钻进至井深6447.80m发生失返性井漏，下光钻杆堵漏替浆过程中发生卡钻事故，经强力活动钻具、测卡点、爆炸松扣、泡解卡剂、套铣打捞事故解除。本次卡钻的根本原因为钻遇失返性漏失和地层出水破坏泥浆性能导致井眼不稳定。