茂加6582井双分支超短半径水平井钻完井技术

为了进一步完善超短半径水平井钻完井技术,提高单井产油量,大庆油田设计施工了茂加65-82双分支超短半径水平井。针对2个分支井眼曲率半径不一致导致井眼轨迹控制难度大、分支井眼与窗口密封难度大等技术难点,根据茂加65-82井原井眼情况,对双分支水平井眼的井身结构、井眼轨道进行了优化设计,并在钻头体与导向管之间设计了倾角,以满足造斜要求,顺利完成了曲率半径分别为5.9和3.2 m的上下分支水平井眼,井眼轨迹达到了设计要求。茂加65-82侧钻双分支水平井初期日产油量2.5 t,与原井产油量相比提高了8.3倍,目前日产油量1.0 t,已累计增油380 t。茂加65-82双分支超短半径水平井的顺利钻成为大庆油田剩余油挖潜提供了一种新的技术手段。      

超短半径侧钻分支水平井曙1-23-0370CH井设计与施工

曙1-23-0370CH井是辽河油田第1口超短半径侧钻分支水平井,设计、实施的主要目的是运用超短半径侧钻技术恢复老井产能,挖掘大凌河油层潜力.针对油层特点及采油要求对曙1-23-0370CH井井身结构和井眼轨迹、钻进参数、施工步骤等进行了优化设计,设计分支井眼轨迹狗腿度最大为18.62(°)/m,在5.7 m的轨迹长度内实现从开窗到水平钻进.现场严格按照设计要求施工,运用柔性钻具及喷射钻具组合实现造斜段和水平段钻进;运用筛管和喷射钻具同步下入技术实现了钻进和完井一次完成,最终顺利完成了钻探目的.曙1-23-0370CH井的成功设计、实施对超短半径分支侧钻水平井钻井技术在辽河油田的应用具有重要指导意义.     

DH1-H3超深复杂水平井快速钻井实践

DH1-H3井是目前国内完成的最深的双台阶水平井,完钻井深6326m,水平位移720m,水平段长470m（包括两水平段之间过渡段）,从定向造斜至完钻仅用39d17h。该井钻井速度快,施工周期短,中靶精度高,做到了优质快速,创造了良好的经济技术指标和经济效益。该井从井身结构、剖面设计、定向井专用工具选用,到轨迹控制技术等方面,为以后超深双台肩阶梯式水平井施工积累了经验。文中从井身结构和剖面设计、施工难点、施工 技术措施及井眼轨迹控制技术等方面做了详细的介绍。     

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。     

C2256长靶前位移侧钻水平井水平段轨迹控制

常规侧钻水平井靶前位移一般定在200m以内,C2256侧钻水平井由于侧钻基井和地面条件限制靶前水平位移高达347.55m,而该井地质设计为了避开上部复杂井段,窗口选的很低,造斜点距靶区A点垂深段长98.73m,靶前位移是造斜点至靶区A点垂深段长的3.52倍。由于垂深限制和扭方位的需要该井设计造斜段造斜率19.2°/30m,靶前有250m井斜达85°～88.28°的水平段,井斜造至71.54°后设计轨迹要求方位由251.81°方位扭至280.51°。该侧钻水平井井眼小、井眼曲率大、钻具刚性小,较长的靶前位移和靶前水平段以及施工过程中作业区又要求将入靶前垂深下调两次,使轨迹控制难度较常规水平井大大增加,同时也增大了施工过程中井下事故的发生几率。就2次C2256井实施侧钻水平井施工对其长靶前位移长水平段井眼轨迹控制进行了探讨。     

河南油田直井钻机钻浅层水平井钻井技术

井楼油田拥有丰富的浅层稠油资源,采用常规直井钻机钻浅层稠油水平井开发因地面距离目的层垂直井段短,使得钻井完井工艺面临一些特定的技术难题。属超浅层中短丰径大位移水平井,防碰绕障问题比较严峻,施工难度较大,针对施工难点,采取了表层造斜、优化井身结构和井眼轨迹及钻井液性能等相应的技术措施,实现了安全优质钻井。其中楼平1井完钻井深528m,完钻垂深159．88m,井斜94．75°,水平位移414．17m,位垂比2．59,成为当时国内应用常规直井钻机所钻位垂比第一的水平井。对同类似浅层大位移水平井施工有着重要的借鉴意义。     

塔河油田短半径水平井侧钻技术

塔河油田侧钻短半径水平井造斜井深在5300m以深,施工难度大。通过介绍侧钻短半径水平井的技术难点,结合TK405CH井的设计与施工情况,论述了该油田通过对井下工具、仪器的改进及工艺技术配套,进行短半径水平井作业的成功经验,探讨了短半径水平井中井眼轨迹控制技术、高造斜率下钻具的受力分析、摩阻扭矩分析等多项技术难题,并给出了相应的技术措施。塔河油田短半径水平井的成功钻成并获得良好的产能,为国内深井短半径水平井钻井技术的进一步发展奠定了基础     

楼平3井超浅层大位移水平井钻井技术

井楼油田拥有丰富的浅层稠油资源,采用常规直井钻机钻浅层稠油水平井开发因地面距离目的层垂直井段短,使得钻井完井工艺面临一些特定的技术难题。楼平3井是河南油田的一口超浅层中短半径大位移水平井,防碰绕障问题比较严峻,施工难度较大。针对施工难点,采取了相应的技术措施,实现了安全优质钻井,该井完钻井深569m,完钻垂深184.34m,井斜88.29°,水平位移453.95m,位垂比2.39,成为当时国内应用常规直井钻机所钻位垂比居二的水平井。对类似浅层大位移水平井施工有着重要的借鉴意义。     

大庆油田超短半径水平井钻井技术

针对超短半径水平井钻井存在的造斜段井眼曲率大于10°/m、常规钻具无法顺利通过大曲率造斜段、筛管完井困难等技术难题,大庆油田成功研制了旋转自封器、Φ139.7 mm导向锚定系统、多功能导向管、高强度柔性钻杆、特制Φ117.5 mm三牙轮钻头等工具,形成了一套较为完善的超短半径水平井钻井技术。该技术采用纯机械造斜原理,不需弯螺杆等动力钻具即可完成3.2 m曲率半径的造斜段施工,造斜能力达到(15°～20°)/m;高强度柔性钻杆的应用确保了井下钻具组合顺利通过大曲率造斜段及水平段的稳斜钻进;并实现Φ117.5 mm井眼防砂筛管完井,满足后续修井作业要求。自2009年以来,大庆油田已完成16口超短半径水平井施工,平均钻井周期12.14 d,平均井眼曲率15.21°/m,中靶率100%。介绍了大庆油田超短半径水平井钻井技术的关键技术研究与现场应用情况。      

冀东油田开窗侧钻定向井钻井工艺

冀东油田南堡4-2侧井是一口长裸眼、大水平位移、多目标的套管开窗侧钻定向井,井身剖面为"直-增-稳-降-直"五段制"S"形井眼。完钻井深3796m、水平位移1173.89m。文中介绍了井的工程设计、施工难点,论述了套管开窗侧钻的施工情况,详细分析了井身轨迹控制技术的特点,钻具组合的特征以及钻井液技术措施。通过南堡4-2侧井的钻井实践,探索出了一套避免井眼相碰、加快钻井速度的有效办法,为冀东油田的同类型定向井施工提供了宝贵经验。     

TP2CX超深开窗侧钻中短半径水平井钻井技术

新疆沙雅地区奥陶系中统一间房组油气藏埋深超过6 900 m,未知因素多、钻井难度大、成本高。为此,在TP2井基础上套管开窗侧钻完成了1口评价井——TP2CX中短半径水平井。该井钻进中遇到开窗点超深、地层可钻性差、小井眼泵压高、深井测量信号传输困难、地层温度高、设计油藏埋深累计误差较大等技术难点。为此,对设计的井眼轨道进行了修正,采用卡瓦坐封式斜向器进行开窗作业,选择适合小井眼和耐高温的无线随钻仪器、螺杆钻具,优化了钻井参数,选择了钻头,调整了钻具组合,形成了适用于超深开窗侧钻中短半径水平井的钻井技术。TP2CX井设计井深7 305.33 m,全角变化率78.40°/100m,水平位移465.85 m;轨道修正后全角变化率为66.67°/100m,实际开窗点井深6 789.42 m,完钻井深7 453.00 m,水平位移565.88 m。该井实现了超深开窗一次性成功,有效解决了油藏埋深误差较大的问题,避免了在超深井中无线随钻仪器和螺杆钻具易失效而引起的起下钻作业,比设计钻井周期缩短26 d,提高了钻井时效,大大降低了钻井成本。      

“连续管+柔性钻具”超短半径水平井钻井技术研究与现场试验

超短半径水平井在油气田老井改造、剩余油挖潜方面作用很大,但常用的柔性钻具超短半径水平井钻井技术存在起下钻周期长、作业成本高的问题。考虑连续管钻井具有钻井效率高、成本低和安全可靠等优点,提出了将连续管与柔性钻具相结合的钻井新思路,并研制了高速和低速大扭矩螺杆、改进了柔性钻具结构、研制了叠加式斜向器和造斜PDC钻头等关键工具,优化了配套施工工艺,初步形成了“连续管+柔性钻具”超短半径水平井钻井技术。该技术在江汉油田陵72-5CZ井开展了首次现场试验,成功完成了长30.21 m的超短半径水平分支井眼,平均机械钻速0.8 m/h,实钻井眼轨迹与设计井眼轨道吻合良好,水平段平均稳斜角为88.17°。现场试验结果验证了“连续管+柔性钻具”超短半径水平井钻井技术的可行性,为剩余油挖潜和低渗油田高效开发提供了一项新技术。     

伊朗北阿首口双分支井AZNN-022井眼轨道设计与控制

伊朗北阿油田自2011年进入了整体开发阶段,以savark3为目的层,钻成了大量水平井。已完钻的水平井井深均在4 000 m以上,平均钻井周期3个月以上。为了提高单井采收率,缩短钻井周期,部署第1口双分支井AZNN-022井,该井分支井眼的完钻层位与主眼不同,且水平偏移距短,曲率设计高,防碰施工难度大。采取开窗位置优选、轨道优化设计、精确轨迹控制、防碰扫描技术等措施,成功解决了上述难题,顺利地钻完分支井眼,实现了井下安全。这对于该区块的后续双分支井施工和斜井段开窗侧钻井的施工具有重要的借鉴意义。     

水平井段注水泥塞侧钻技术在半潜式平台的首次应用

南海西部珠江口盆地W油田区域水深123 m,超过自升式平台作业能力,需采用半潜式平台进行开发井钻井作业,其中1口水平开发井C2H井?215.9 mm井段因未钻遇较好的油气显示层,决定在该井水平段注水泥塞后钻侧钻C2H1。侧钻过程中,通过优化钻具组合、优选短保径、侧向攻击性强的新型PDC钻头配合Power Drive旋转导向工具,通过滑槽、造台阶及控时钻进等措施成功在水平段实施侧钻,克服了该井侧钻位置深、地层强度高、半潜式平台升沉大等困难。整个侧钻实施过程顺利、侧钻井眼轨迹平滑、砂岩钻遇率高、筛管下入顺利并成功进行完井。C2H1侧钻井的顺利实施,为今后类似开发井的作业提供了良好的借鉴意义,为海上钻井作业降本增效提供了强有力的技术支持。     

DP19井小井眼欠平衡长水平段水平井的钻井技术

DP19井是中国石油化工股份有限公司在鄂尔多斯盆地大牛地气田部署的第一口小井眼氮气泡沫全过程欠平衡长水平段水平井。该井为探索在小井眼条件下开发低压低孔低渗致密砂岩的自然建产潜力,设计水平段井眼尺寸为Φ152.4 mm,水平段长1 200 m。针对该井所面临的技术难点,在施工过程中采取了以下技术措施：应用了小井眼钻井、长水平段钻井、裸眼悬空侧钻、氮气泡沫钻井液、全过程欠平衡及地质导向等多项国内先进技术,在氮气泡沫钻井液条件下应用了英国GEOLINK公司生产的E-LINK MWD无线随钻测量仪器, 跟踪传递井底井眼轨迹参数和地层特性参数,使井眼轨迹能够安全有效地沿着目的层钻进;在地层自然伽马值稳定的井段,成功地实施2次裸眼悬空侧钻作业,保障了钻遇泥页岩夹层后井眼轨迹的顺利调整。多种先进适用技术在该井集成应用成功,为低效气藏的高效开发提供了新的工程技术手段和思路。     

南堡13-1706大位移井钻井技术

冀东油田南堡滩海油田受端岛面积限制,需要部署水平位移大于3 000 m的大位移井开发。针对大位移井钻井施工中存在摩阻扭矩大、轨迹控制难、循环泵压高、井眼清洁难度大、长裸眼井壁失稳、深部井段定向托压等技术难题,开展了人工端岛大位移井钻完井技术研究。通过对井眼轨道优化设计、装备升级改造,提升大位移井井眼延伸极限,利用Landmark软件对摩阻扭矩、钻井参数进行分析,研究了KCl抗高温钻井液复配新型固壁剂和封堵剂强化钻井液封堵能力及套管安全下入技术。采用井眼轨迹控制、降摩减扭、优化钻井液、套管安全下入等常规技术的优化和集成应用,成功实施了大位移井南堡13-1706井。该井完钻井深6 387 m,最大井斜83°,水平位移4 941 m,为水平位移大于4 500 m的大位移井钻井实践积累了经验,为加快南堡滩海中深层油藏的勘探开发提供了技术支持。     

滨古14-侧平1侧钻短半径水平井钻井技术

滨古14-侧平1井是胜利油田承担的国家"九五"科技攻关项目侧钻水平井钻井采油成套技术实施的1口试验井,也是胜利油田第一口古潜山侧钻短半径水平井。文中介绍了该井的地质及钻井设计、侧钻施工、井眼轨迹控制、测量技术等,对施工同类侧钻水平井具有一定的借鉴意义。     

委内瑞拉奥里诺克胡宁区块丛式三维水平井安全钻井技术

委内瑞拉奥里诺克胡宁区块储层埋藏浅,地层疏松,丛式三维大位移水平井具有位移大(1 300 m以上),水垂比高(3.1~4.5),井眼曲率大(7°/30 m~10°/30 m)的特点,钻井作业面临井眼轨迹控制难、摩阻扭矩大、井壁稳定性差以及尾管下入困难等技术难点。为此,通过对平台内不同偏移距下的三维井摩阻扭矩分析、井眼轨迹优化设计、极限井深模拟计算以及钻井液体系与配方优选,有效解决了因垂深浅、水平段长引起的钻具摩阻扭矩大与托压问题,以及弱固结性疏松砂岩储层井壁失稳和储层保护等技术难题;采用漂浮下套管并配合井口加压的复合技术来解决套管下入设计深度问题。该研究成果在胡宁区块现场应用7口水平井,其中E3-23井完钻垂深仅375.3 m,而斜深为1 984.1 m,水平位移达1 688.4 m,水垂比达到4.5,成为目前已钻完井中水垂比最大的三维水平井。该项技术可为国内浅层油气田高效开发提供借鉴。     

小曲率半径水平井径向分支井技术在渤海花岗岩中的应用

渤海石油公司在已钻成的CFD1-6-2D井的基础上,于1995年3月在井深2938m、井斜角72°处,用小曲率短半径水平井径向侧钻技术,在花岗岩地层钻成一口径向分支井,钻井进尺34m,最小曲率半径4.78m,平均曲率半径29m。最大降斜率93.02°/30m,最大狗腿度118.2°/30m,达到了设计要求,获得高产商业油流。通过实践,对当今世界上先进的小曲率短半径水平井技术和工具有所了解和认识,并着重介绍了CFD1-6-2DS任向分支井的一些技术特点和技术措施。