苏里格气田苏5‐1H井大井斜套管内垂直向上开窗钻井技术

苏里格气田苏 ５‐１H井是国内第一口井斜超过 ８０°垂直向上开窗井 ,施工作业面临有线仪器 、斜向器下入较为困难及铣锥受重力作用 、垂直向上不易开出窗口等技术难题 ,但该井仅用了 １９h便垂直向上开窗成功 。 为此 ,总结了大井斜垂直向上开窗施工作业要点 ：① 一次性斜向器开窗侧钻方法有利于垂直向上开窗侧钻 ;② 采用复合式铣锥可一次性完成开窗及修窗作业 ;③ 强化斜向器坐封 、定向侧钻的井眼准备措施 ;④ 细化套管开窗施工作业参数 。 该井用时 ６h即完成 ２ ．５m进尺 ,返出大量粗丝状铁屑 ,１２h后见大量泥砂及水泥 ,判断已开窗成功 ,反复修窗后起钻 ,优质高效地完成了整个高难度开窗任务 ,其施工作业要点可供今后同类型井借鉴使用 。     

一体式斜向开窗工具的完善及推广应用

针对侧钻井实施过程中用于开窗的常规工具因施工工序多而影响侧钻井的时效与成本问题,研制了一体式斜向开窗工具。该工具主要由多功能铣锥、连通管、多折面斜向器、一体式封隔器、护套等部分组成。它采用液压式坐封,不易转动,相比机械式坐封更为可靠;多折面斜面加长加宽了开窗后的窗口,有利于特殊工具的下入。现场应用表明,该工具可一次性成功完成开窗作业,在吐哈油田2000m的侧钻井中,只需16～18h即可完成起下钻、开修窗作业,相比以往常规开窗工具平均可缩短时间12～16h。     

KCZ140-J型机械式套管开窗侧钻工具的研制

为解决常规液压式套管开窗侧钻工具操作复杂、坐封成功率低的问题,研制了KCZ140-J型机械式套管开窗侧钻工具。该工具由高效铣锥、导斜器和锚定封隔器组成,在井眼准备完成后,实现一次下钻完成开窗(包括定向、固定导斜器、套管开窗、修窗等)的全部工艺过程。介绍了该工具的结构特点、工作原理及现场使用情况。新型锚定封隔器结构设计合理,可在原井眼开窗处套管固井质量较好的情况下,确保在开窗或开窗后正常钻进时不会出现导斜器下移、导斜器旋转的事故,降低了油井侧钻成本,提高了侧钻的成功率,建议在各油田推广应用。     

南堡35-2-A6mh井复杂套铣工艺探讨

南堡35-2-A6mh井设计为一口多底水平分支井,下主支完成后,通过下入膨胀管,斜向器进行开窗侧钻上主支作业,并在上主支下入Ф177.8 mm尾管,然后套铣尾管及斜向器沟通上、下主支。介绍了NB35-2-A6mh井套铣尾管及斜向器的作业难点及现场施工作业中遇到的问题,探讨了该井未套铣成功的原因,并提出几点保证套铣作业顺利进行的建议,为以后海上4级完井作业中套铣尾管及斜向器提供借鉴和参考。     

海上油田一趟钻套管开窗技术

针对常规开窗工具串难以通过狗腿度较大井段、锥式磨鞋易偏离导斜面、斜向器和磨鞋需要两趟钻送入等技术难点,研制了通过节流压差坐挂的斜向器及与其配套的次级磨鞋、挠性短节、开窗磨鞋等工具,形成了可一趟钻套管开窗钻具组合,该钻具组合实现了斜向器送入、坐挂及开窗作业。将一趟钻套管开窗作业分为5个阶段,推荐了相应阶段的磨铣参数,并制定了处理作业过程中复杂情况的技术措施,形成了较为完善的一趟钻套管开窗技术。渤海油田203口井应用一趟钻套管开窗技术进行了套管开窗,开窗成功率100%,平均开窗周期10.5 h,平均修窗周期2.6 h,与应用两趟钻开窗技术的井相比,开窗时间平均缩短2.4 h,提效22.8%。现场应用表明,一趟钻套管开窗技术能够提高开窗效率、降低钻井成本,可为海上油田稳产和提高采出程度提供技术支持。     

魏城2-1井双层高强度套管开窗工艺技术

魏城2-l井是一口事故侧钻井，由于固井时钻杆被上返水泥浆固死，无法打捞，决定在落鱼上部进行套管开窗侧钻，开窗位置有Φ177．8及Φ244.5两层高强度厚壁套管，开窗难度大。魏城2-l井选用自制的槽式斜向器及复式铣锥只用了24h就成功地完成开窗，从而高效快速地完成了开窗侧钻任务，解除了事故，并顺利钻达靶区完钻。     

超深井155V高钢级厚壁套管开窗技术

ST102井是部署在四川盆地川西北地区双鱼石构造的一口重点探井,该井因井下事故处理困难需进行开窗侧钻.该项施工开窗点深、开窗套管钢级高壁厚大,国内外尚无成熟的开窗工具及技术借鉴.为此,分析了以往开窗工具的设计与使用情况,结合该井开窗作业面临的难点和风险,重新设计制造了适用于深侧钻点、高钢级厚壁套管开窗的斜向器和铣锥,并...     

侧明151井φ139.7mm套管走向开窗侧钻小井眼技术的研究

侧明151井是中原油田φ139．7mm套管定向开窗侧钻小井眼技术攻关的第一口井。该井斜向器陀螺定向、φ139．7mm套管开窗、修窗一次成功，整个裸眼段φ116mm小井眼轨迹控制良好，完全达到设计要求，为中原油田老井侧钻、特别是小井眼套管定向开窗侧钻小井眼技术的提高打下了坚实的基础。文中详细介绍了该井的施工情况及技术特点。     

?139.7mm套管开窗侧钻技术现状及其展望

油层套管开窗侧钻是老油田盘活报废井、提高采收率的重要手段。为加快开窗施工速度、保证固井质量,国内研究侧重于开窗工具的改进及小间隙井固井工艺的完善。开窗工具以研究铰式复合铣锥、卡瓦液压锚定式斜向器为主,采用扩径增大环空间隙和优化水泥浆性能来提高封固质量。推广一体化开窗工具,实现一趟钻完成封堵、定向、开窗、修窗和近距离钻进;完善小井眼钻井配套技术提高井眼轨迹控制水平;开发适合于微间隙的新型水泥浆体系如纤维水泥浆、韧性水泥浆体系,以此来提高小间隙井封固质量。针对?139.7 mm套管开窗侧钻技术现状,提出了解决小井眼固井质量的途径,指出了套管开窗技术发展方向,并给出了建议。     

Φ139.7mm套管开窗侧钻技术现状及其展望

油层套管开窗侧钻是老油田盘活报废井、提高采收率的重要手段。为加快开窗施工速度、保证固井质量,国内研究侧重于开窗工具的改进及小间隙井固井工艺的完善。开窗工具以研究铰式复合铣锥、卡瓦液压锚定式斜向器为主,采用扩径增大环空间隙和优化水泥浆性能来提高封固质量。推广一体化开窗工具,实现一趟钻完成封堵、定向、开窗、修窗和近距离钻进;完善小井眼钻井配套技术提高井眼轨迹控制水平;开发适合于微间隙的新型水泥浆体系如纤维水泥浆、韧性水泥浆体系,以此来提高小间隙井封固质量。针对Φ139.7 mm套管开窗侧钻技术现状,提出了解决小井眼固井质量的途径,指出了套管开窗技术发展方向,并给出了建议。     

DK68C井双层套管开窗施工工艺

套管开窗侧钻是降低成本、增加产量的一种有效途径 ,由于设计的需要 ,有时需对老井的技术套管和油层套管的两层套管进行开窗 ,这就对工具的选择和施工工艺提出了一定的要求。DK6 8C井选取槽式斜向器及初磨式、窗口式、西瓜式等系列铣刀对该井 16 8及 2 4 4两层套管只用了 35 .2h就成功地实现开窗。文中提出工具和工艺的选择对套管开窗至关重要 ,特别影响开窗的周期和成本 ,而采用文中所提及的工具、工艺则能在较短的时间内实现双层套管的开窗 ,同时能有效地保证井下安全。该工艺对单层套管的开窗也有一定的指导意义     

轮古40C井套管开窗侧钻小井眼定向钻井技术

在老井改造措施中,采用套管开窗侧钻比较普遍,而在侧钻过程中经常会遇到不同的地层压力系数,必须增加一层套管,这样就得用更小尺寸的钻头钻进,施工难度也随之加大。轮古40C井所遇到的正是此种情况。为了预防窗口小影响下步施工,在塔里木油田深井中,套管开窗侧钻一般采用锻铣套管开窗,为减少施工工序,该井使用了斜向器开窗,并在?152.4 mm井眼顺利下入了?127 mm尾管并固井,然后用?104.8 mm钻头钻达设计井深。通过该井的成功探索,说明使用一次性斜向器开窗侧钻是可行的;钻?104.8 mm小井眼时,防止发生钻具事故是关键,如果钻具脱落,首选公锥进行打捞。     

剪切帽技术对PDC切削齿的保护原理及应用

套管开窗侧钻施工或套管钻井结束后,需要使用专门的钻头或磨铣工具磨铣套管或钻穿浮鞋、套管钻头等套管组件,然后才能进行后续地层的钻进。传统工艺是采用两趟钻或一趟钻完成,两趟钻浪费时间和成本,一趟钻对PDC切削齿的伤害较大。Varel钻头公司研发的剪切帽技术,其原理是在套管开窗或钻穿浮鞋、套管钻头等套管组件时可提供剪切作用,同时保护主PDC切削齿面。进入地层后,剪切帽快速磨损脱落,使切削齿高效钻进地层。现场测试结果表明,剪切帽可有效保护PDC切削齿不受损坏,提高机械钻速。介绍了剪切帽技术原理及其现场测试情况,以期推动我国用于套管开窗和套管钻井施工的一趟钻系统的发展。     

锦2-4-05侧钻井工具浅析

锦 2 - 4- 0 5侧钻井是一口 16 8 2 75mm (6 英寸 )套管开窗侧钻井 ,因在原井套管6 18m处发生严重变形 ,用 14 6mm通径规和铣锥均不能通过 ,据此研制了YD— 133导斜器、 14 0mm钻铰式铣锥和双胶塞碰压式悬挂器等小尺寸开窗工具。这 3种侧钻工具从室内研究、试验到现场应用均获得成功。但在选用开窗工具时应注意 :非常规套管开窗应尽量选用性能好的开窗工具 ;套管开窗应尽量选用与其内径接近的开窗工具 ;开窗工具外径不宜过小     

套管开窗侧钻斜向器中途坐封卡钻事故处理技术

在小套管开窗侧钻下卡瓦锚定式斜向器过程中,有时会发生斜向器中途坐封卡钻事故,导致无法在预定位置开窗侧钻。由于斜向器本身结构、形状及材质比较特殊,一旦中途坐封遇卡,处理难度大,成功率低。为此,从现场操作、工具质量和井筒质量3个方面对事故原因进行了分析,指出了处理该类事故的技术难点,总结了针对不同坐封情况分别采取活解、换套、提高开窗位置以及先磨后套分步处理等技术措施,在实例应用中取得了良好效果,为处理类似事故提供了借鉴。     

兴古7-H208保留深层水平井导眼技术

水平井导眼填井侧钻是导眼实施的通常做法,但是在兴古7块,水平井导眼位置较深,导眼钻井周期长、钻井成本高,且导眼有一定产能或可另作他用。通过深层高钢级、厚壁套管开窗技术完善与精细施工控制、分支水平井井眼轨迹优化控制和分支井眼上固下裸眼内插管固井工艺的实施,在兴古7-H208井中的深层潜山油藏段内的?244.48 mm技术套管上开窗侧钻水平分支井眼,成功实现了深层导眼的保留。现场施工发现现有磨铣类工具对硬度8级以上地层的套管开窗适应性较差,最后通过取换造斜器、多次磨铣、钻头辅助破岩等方式得以完成。兴古7-H208井目的层埋深4000 m、导眼井段长875 m、钻井周期43 d,利用分支井保留水平井导眼技术节约了大量钻井费用,具有推广应用价值。     

潜山油藏水平井套管开窗侧钻技术

马42平2井是华北石油管理局第1口独立设计、独立施工完成的在?177.8 mm套管内开窗侧钻的小井眼侧钻水平井,目的是开发古潜山地层油气藏。选择在清白口系的长龙山组致密地层(2617 m)下入斜向器,使用铣锥开窗侧钻、侧钻降斜、稳斜、增斜进入潜山地层,在施工中合理选用?152 mm斜向器,配合使用无线随钻测斜仪(MWD)一次坐封成功,优选碎硬质合金作为主切削刃的?154 mmXZ系列铣锥开窗侧钻一次成功。使用无线随钻测斜仪及时准确地掌握了井眼轨迹的变化,配合使用不同规格小井眼导向马达确保侧钻井眼轨迹的控制,提高了井眼剖面符合率和中靶精度,实现了优质、快速、安全钻进。?177.8 mm水平井开窗侧钻技术的成功应用为今后小井眼的开发和应用提供了依据。     

新型PDC钻头的防斜打快效果及评价

大庆油田海拉尔地区的地层倾角大、岩屑录井荧光级别低,亟待解决满足岩屑录井要求的防斜打直问题。为了能够在获得足够大的岩屑颗粒和提高机械钻速的基础上达到防斜打直的目的,制定了采用大切削齿B425型PDC钻头配以小钟摆钻具组合的现场试验方案。试验表明:B425钻头与牙轮钻头所破碎的岩屑颗粒基本相当,能够满足地质岩屑录井的要求;与牙轮钻头相比,B425钻头显著地提高了机械钻速,降低了钻头费用,减少了起下钻次数;单只B425的进尺可达1000m以上,相当于2~3只牙轮钻头的进尺;采用PDC钻头配以小钟摆钻具组合,可以较好地解决防斜打直问题。此外,针对试验中遇到的问题,通过改进井身结构和调整钻井参数,形成了一套适合于海拉尔地区的防斜打快技术。