大位移井漂浮下套管漂浮段管内介质密度优选

考虑套管单位长度重量对套管下入过程的影响,对漂浮段管内介质密度所需最小值进行计算,预测不同介质密度时漂浮下套管过程中的井口载荷,分析不同介质密度对井口载荷的影响,结果表明,只有漂浮段套管管内介质密度大于所需的最小密度值时,漂浮下套管技术才能保证大位移井套管的成功下入,且经过计算确定了管内介质密度取值,即当管内介质所需最低密度小于0时管内介质为空气,大于0时介质密度选取1.0g/cm3。     

延长油田大位移水平井漂浮下套管技术优化分析

大位移水平井由于水平段长、垂深浅、位垂比大、套管加压能力有限,本文通过分析漂浮下套管的技术原理与优势,对不同漂浮长度下的套管进行摩阻计算,优选出一个最佳漂浮套管长度。通过分析现场不同摩擦系数和漂浮长度情况下套管的下入能力,优化出漂浮接箍最佳安放位置,实现了套管一次性下放到位。该技术的应用可以有效的提升水平井的水平段原油的开采,为后续浅层难动用油藏的有效开发提供了一条新的途径,具有较高的技术参考价值。     

南海东部大位移井固井技术

以南海东部西江油田、惠州油田大位移井固井的成功作业为例,分析了大位移井固井的技术难点,并针对该区域大位移井的特点,优选出一套较为全面的大位移固井技术,包括采用偏心引鞋和漂浮接箍的漂浮下套管技术、低密高强防窜水泥浆体系,并顺利施工.最终提出了保证大位移井固井质量的相关技术措施,现场取得了显著效果,形成了成熟的大位移井固井技术,对大位移井固井质量的提高有指导作用.     

中国南海流花油田套管开窗侧钻大位移井钻井技术

流花油田是南海东部海域地质储量最大的油田之一,用套管开窗侧钻大位移井在南区进行先导性试验钻探,钻成了中国海上Φ215.9mm水平段最长的一口大位移井,获得了重大地质勘探成果。文中介绍了流花11-1-D4PH大位移井的设计井身结构和剖面,主要技术难点,关键技术及取得的主要技术成果。其主要技术难点是在Φ215.9mm井眼增斜、稳斜、绕障防碰、横穿产层;穿越不同的地层压力梯度,产层井漏可能引起井下事故,长段泥岩强烈的造浆性使泥浆性能难以维护等;简略地介绍了旋转导向技术(Xceed675)的使用情况和效果,钻柱设计及摩阻扭矩分析技术,大位移井参数优化及安全钻进技术,钻井液技术等关键技术和核心技术措施,同时介绍了一些大位移井钻井理念。简略叙述了施工简况、时效构成和中靶情况。文中总结了多项技术成果,得出了一些认识,提出了有益的建议和结论。     

流花11-1油田大位移井尾管作业技术

为了将流花11-1-24C3ST02 大位移延伸井的?177.8 mm尾管下到预定深度,采取了5项主要技术措施:（1）?215.9 mm井段中采用了随钻扩眼技术;（2）?215.9 mm井段中采用了旋转导向钻井技术;（3）首次应用了?177.8 mm尾管漂浮技术;（4）首次应用了钻柱旋转头;（5）在?177.8 mm尾管送入钻柱中使用了32柱加重钻杆。通过以上技术措施的实施,成功地实现了作业目标,为流花油田今后更高难度的大位移延伸井?177.8 mm尾管下入作业积累了宝贵的经验。     

西江24—3—A14大位移井244.5mm套管固井技术

西江２４－３－Ａ１４大位移井在下深超越６０９６ｍ的情况下，采用“认真准备优质井眼”“合适磁管漂池接箍和套管漂浮技术”“使用多刃滚柱套管扶正器”“慎选套管位置”等特别技术，成功地下入２４４．５ｍｍ套管５６６根，仅用４６．５ｈ就完成了该井的固井作业。     

大港埕海油田形成大位移井套管配套技术 滩海大位移井钻井屡刷纪录

2月14目，大港埕海油田应用大位移井套管配套技术成功完成庄海8Ng—H8井技术套管下入，技套井深3343米，漂浮段长1993．328米。     

Z88P4井双漂浮下套管技术研究与应用

漂浮下套管技术是应对大位移井、长水平段水平井套管下入难题的一项有效技术.该文针对浅层大位移水平套管下入过程难以保证充足钩载余量的问题,在套管下入影响因素分析、综合摩阻系数计算的基础上,运用兼顾漂浮接箍安装以及井底2个关键位置钩载余量的分析方法,对Z88P4井实施了双漂浮下套管技术现场应用.结果 表明:1)采用反算法求取...     

大位移井套管磨损量分析模型

在大位移井钻井过程中,由于裸眼井段长、井斜角大、井眼曲率变化大,从而使得钻柱与套管之间的接触力较大,导致套管会发生严重的磨损。根据套管内表面的磨损体积与旋转钻柱在相同位置所作的功成正比的原理,建立了、套管磨损厚度与井眼曲率、钻具组合、机械钻速、钻井时间及套管磨损量之间的关系,计算出了大位移井井筒内钻杆与套管之间的接触力沿井深分布,分析了机械钻速和钻井时间对套管磨损厚度的影响。计算结果表明,井眼曲率越大、钻井时间越长、机械钻速越低,套管磨损越严重。     

大位移井钻井技术

大位移井钻井是断水平井之后国外９０年代发展起来的钻井新技术。它是优化开发海上或浅海油田的有效方法，并能节约油田开发综合成本。本文介绍了大位移井的特点，发展的原因，大位移井钻井的技术关键以及在大位移井钻井中应用的几面新技术等。     

自动寻向旋转钻具钻进南海8600m大位移井

南海油田XJ24－3－A18井是1口井深8600m、水平位移7500m、垂深2740m的大位移井,当井深达到7000m以后,旋转钻井方式的井斜控制难度大,同时产生方位漂移,若改成滑动钻井方式,则钻进摩阻大,钻进难且机械钻速低;当钻进到6871m时,改变了钻具结构,下入了“Power Drive”旋转钻井导向工具。应用表明,钻进中钻井参变化不大,井斜和方位变化均匀、控制井斜和方位比较成功,不产生漂移、狗腿度低,机械钻速提高近10倍,经济效益显著,真正达到了安全、平稳、高效、低耗。     

大位移井套管可下入深度预测

大位移井在套管下入过程中大钩载荷和套管可下入深度的预测是大位移井成功完井的关键因素之一.根据大位移井下套管的特点,考虑套管柱刚度的影响和井眼轨迹中井斜、方位的变化,建立了适合大位移井套管三维刚杆计算模型并编制了计算软件.该软件在塔里木油田某井下套管作业分析中,对大钩载荷和套管可下入深度进行了数值模拟计算及预测分析,获得较好的效果,可在大位移井工程中推广应用.     

在大位移井中下套管的挑战

在大位移井中下入较长的生产套管柱是所有钻井作业中最为关键的部分。当达不到设计深度时，油井的供液能力和总体费用就会出现一个似是而非的结论。本文的全文发表了对目前的下套管工具和技术现状的总体看法，并列举了来自里海和北海的实例。     

大位移井下套管技术

９０年代以来,大位移井作为开发地面条件恶劣或环境敏感地区的油藏是一项十分有效的技术,已在国内外迅速发展起来,工艺技术日趋成熟,大位移井完井技术是关系到大位移井成功与否的关键,而套管的顺利下入是该技术的难点之一。文中详细介绍了大位移井套管下入技术中套管的考虑因素,下套管方法及其专用工具。     

南海西江大位移井定向控制技术研究

对南海西江大位移井的定向控制技术进行了分析研究。在南海西江大位移井定向钻进控制中,综合使用了滑动导向马达及旋转导向工具2种钻井系统。当使用滑动导向马达时,虽然可实现水平位移超过8km的大位移井导向钻进目标,但施工难度较大,要求必须通过数值模拟来精心设计底部钻具组合;当使用旋转导向工具时,则可顺利实现大位移井的自动导向控制,并且可获得较高的控制质量。综合考虑技术与经济两方面因素,在钻进大位移井的小位移井段时,可使用滑动导向马达通过复合钻进实现井眼轨迹的连续导向控制,而在钻进较大位移井段时,则宜使用旋转导向工具进行自动旋转导向控制钻进。应根据井况对大位移井定向钻进进行变换控制。     

大位移井套管柱磨损的探讨

套管磨损是钻井过程中必然存在的现象。进行套管磨损预防、预测与处理技术的研究具有十分重要的意义。文中用硬度、摩擦因素、侧向力、钻柱接头外径、钻速和磨损时间建立起套管磨损速度模型，建立并推导了套管磨损面积的关系式及任意给定位置磨损套管的剩余壁厚的表达式。     

南海流花超大位移井摩阻/扭矩及导向钻井分析

大位移井的井眼轨迹比较复杂,为准确地计算实钻井眼中管柱的摩阻/扭矩分布,采用了三维摩阻/扭矩计算模型和软件。文中给出了南海流花油田已钻5口大位移井的钻井与完井数据,并跟踪第5口超大位移井(C1ERW 5井),应用自主研发的摩阻/扭矩数值分析软件,对钻井及下套管作业过程中的摩阻/扭矩分布进行了预测分析,计算结果与实测数据吻合良好。同时,针对流花超大位移井所使用的带PowerDrive系统的底部钻具组合,定量探讨了旋转导向钻井系统的力学特性,并分析了其影响参数导向控制力、钻压、PD翼肋位置对钻头侧向力的影响,计算分析结果表明,通过调整PD翼肋导向控制力的大小和方位,便可有效地控制井眼轨迹。该研究可为后续施工的超大位移井工程提供重要参考。     

大位移井特点（三）

5裸眼段长，单层套管下入深度大 研究表明，大位移井套管最大下入重量决定于井的临界摩擦角，经验值为70～72°与岩性、钻井液，特别是井斜诸因素有关。超过这个角度，下套管必须靠推力，套管串和套管附件的科学组配和如何给套管合理加以下入推力的研究又是大位移井作业一个特点。     

漂浮下套管技术在ZJ油田页岩气水平井YH1-6井的应用

YH1-6井属于ZJ油田昭通国家级页岩气示范区太阳大寨区块,曾有3口水平井采用漂浮下套管成功下到预定井深。YH1-3井井深2251 m,常规下套管最深仅下至2225.4 m,针对同平台的YH1-6井相对井深更深、垂深浅、偏移距大,采用漂浮下套管,仍在1278 m发生下套管遇阻,后破裂盘提前失效。结合昭通页岩气地区工程地质特点,分析对比模拟YH1-6井下套管施工方案,创新提出了一种先根据不同磨阻系数,优化制定了“上加压,下增浮”优化方案,第二次下套管前通过软件模拟计算摩阻系数、优选漂浮段长、合理优化配重,保证了再次下套管顺利到底,初步形成了适合ZJ油田太阳大寨区块一套页岩气水平井漂浮下套管技术。     

南海西江大位移井钻头选型技术研究

优选出与钻进地层相适应的钻头,无论对安全钻井还是对钻井总成本的控制都具有重要的意义。应用效益指数法对研究区块钻头进行初选,然后结合地层岩石力学参数评价结果优选出与地层相适应的钻头。编制了地层抗钻特性评价及钻头选型软件。利用该软件对西江24-1油田测井资料进行处理,优选出了西江大位移井各层段钻头型号。研究结果表明,该方法简单有效,适合现场应用。