岐口17-2-4DH1井套管开窗侧钻技术应用

海上丛式井网调整井作业中,套管开窗侧钻技术能够通过利用原井槽、老井眼井段实现节省工期、节约成本,目前已成为老井区挖潜潜能的常规手段之一,而在套管开窗作业中,13-3/8″套管磨铣作业难度相对其他尺寸套管较高,主要是因为套管壁厚和窗口长度相对较长的原因,在实际作业中磨鞋磨损也比其他尺寸大。此次岐口17-2-4DH1井13-3/8″套管开窗采用威德福新型的镶焊有碳钨硬质合金切削块磨鞋快速一趟式开窗工具,同时优化开窗参数及修窗参数,一趟钻实现坐挂斜向器、开窗及钻出地质导眼,并保证窗口通过性,为今后13-3/8″套管开窗侧钻作业提供了有效的技术实践。     

一体式套管开窗工具在法25侧井应用

采用套管开窗技术,可以充分利用老井上部套管,减少施工井段,节约成本。采用一体式套管开窗工具,可以一趟钻完成斜向器座挂、套管开窗作业,减少施工周期。在法25井套管开窗作业中,于7寸套管内首次使用一体式套管开窗工具,一趟钻顺利完成了斜向器座挂、开窗、修窗作业,窗口质量可靠,为后续套管开窗井施工积累了施工经验,值得进一步推广应用。     

Hydraulic套管开窗工具在南海西部油田的首次应用

南海西部油田的涠洲11-1N-A12井是一口探边注水井,该井采用威德福公司最新型的液压磨铣套管开窗工具在9-5/8"套管内进行开窗侧钻,仅用一趟钻就实现了定向、座挂、开窗、修窗和钻进新地层14.12 m,大大节约了钻井时间。介绍了威德福公司的Hydraulic套管开窗系统的组成部件及工具的优点,分析了如何在开窗作业过程中进行钻井参数控制,总结了关于工具的送入、脱手、定向和窗口质量控制等方面的一些经验,可以为以后类似井的套管开窗作业提供技术参考。     

Sharyoof-1A井套管开窗施工工艺

主要介绍了Sharoof-1A井φ244．5 mm套管开窗侧钻工艺的施工及相关工具。该工艺实现了开窗工具悬挂斜向器,液力坐封斜向器,一趟钻开窗,具有开窗速度快,对井下固井质量、套管壁厚、井斜要求不高的特点。     

新型一趟开窗工具技术探讨

套管开窗技术是分支井和老井侧钻的关键步骤, 针对常规开窗系统应用中存在的问题, 通过力学分析, 得到了导致这些问题的机理。为解决这些问题, 设计了由一种特殊结构多斜角造斜器和与之配合使用的磨鞋组成的开窗工具。这种新型开窗工具, 使用力学的矢量分析方法, 定性分析了套管和磨鞋、 造斜器和磨鞋之间的相互作用, 能一趟快速开出优质窗口, 且工作稳定性良好。     

套损井修井磨铣参数优化

中原油田在套损井磨铣过程中由于管柱组合、施工参数选择不当,常发生套管开窗事故。在对套管开窗事故因素进行分析的基础上,应用有限元方法,对施工参数与磨鞋横向位移的关系进行了分析,并从磨铣压力和磨铣钻速两方面对磨铣参数进行了优化。研究认为,通过确定最优钻压和转速的范围,可以减小磨鞋的横向位移值,进而达到在磨铣过程中降低磨鞋偏磨套管风险的目的。现场应用表明,优化结果对现场施工具有重要的指导意义,施工效果良好。     

埕北A22侧钻水平井四级完井技术

埕北A22井侧钻水平井采用四级完井技术实现了分支井眼与主井眼同时开采、扩大单口井的采油面积、提高采收率、降低开发成本的目的。该井首先在主井眼中下入易钻式膨胀管封隔器以及可回收式斜向器,对主井眼进行开窗作业,侧钻分支井眼,然后在分支井中下入筛管和尾管,利用特殊的内管胀封工具实现1趟钻具完成封隔器定位、胀封以及固井作业,确保分支井尾管与主井眼套管连接处的密封性。开发过程中可首先开采侧钻分支井眼,待新井眼的含水率与老井眼含水率接近时,再套铣、回收斜向器,连通老井眼,实现新老井眼合采,达到剩余油的高效开采。该井的成功完井为老油田的增产、稳产起到了保障作用。     

表层套管侧钻取生产套管技术

渤海湾有些井无法实现从生产套管内侧钻,需要在表层套管内侧钻,因此需要取出从井口到侧钻点之间被水泥固结的生产套管。在一口故障井中进行了取生产套管技术试验,设计加工了特殊铣鞋,优化了套铣钻具组合,实现了居中段和偏心不严重段生产套管的套铣处理;通过优化设计切削型领眼磨鞋和切削型平底磨鞋,变磨铣套管为切削套管,实现了偏心严重的生产套管的高速切削处理;最终成功、快速地取出了生产套管,满足了侧钻要求。这一技术在渤海湾是一项突破性的技术,并具有较广的应用前景。     

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19 h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6 h即完成2.5 m进尺,返出大量粗丝状铁屑,12 h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。     

预开窗斜向器泥下坐挂井眼稳定性分析

为充分利用海上生产平台已有井槽资源,继续开发潜在油气层,减少新生产井的投入成本,使用斜向器工具新技术,提高开窗侧钻作业效率,最大化降低投入成本。以渤海某油田调整井使用的20英寸(1英寸=0.025 4m)开窗斜向器为例,对其整体结构在泥下坐挂于原井眼后所受海洋环境载荷以及钻井侧钻所受顶载等外力进行分析,以确定新技术的可靠性。     

连续管套管内开窗轨迹及窗口形状预测

连续管套管开窗轨迹和窗口形状对侧钻井质量影响较大,当前对连续管套管开窗轨迹预测缺少针对性的研究和专用商业工程软件。针对两铣鞋钻具组合下的造斜器套管开窗进行研究,采用纵横弯曲法,并以马达不失速和力的有效性等为约束条件,建立一维井筒连续管套管开窗轨迹预测模型,然后根据铣鞋运动轨迹,采用逐点法描绘出窗口轮廓形状。以近似实际工程数据为示例进行计算分析,结果表明,满足一定约束条件下预测得到的钻进轨迹与套管开窗质量与现场经验和认识更为接近。该研究方法和结论可作为一维井身结构下开窗钻具优选和施工参数等施工方案辅助设计的一种手段或重要参考,并且可为二维(连续造斜段)和三维井身结构下连续管套管开窗的拓展研究提供一定的借鉴。     

元坝12-1H超深井开窗侧钻技术

元坝气田长兴组气藏储量巨大,但由于气藏埋深接近7 000 m,面临多压力系统、井底高温高压、高含硫化氢等诸多技术难题。元坝12-1H井作为第1口实施开窗侧钻的开发井,钻井过程中遇到开窗点超深、地层可钻性差、超深井测量信号传输困难、地层温度高等技术难点。根据目标靶点结合实钻井眼轨迹,优化井眼轨道设计方案,优选开窗点位置,避开套管接箍和复杂层位,采用卡瓦坐封式斜向器+硬地层专用铣锥进行开窗作业,选择适合小井眼和耐高温的无线随钻仪器和螺杆钻具,优化调整钻具组合,形成了适用于元坝超深井的开窗侧钻钻井技术。该井自6 330 m处开窗,开窗时间26 h,侧钻至井深6 955 m完钻,最大井斜62.4°,全角变化率控制在16(°)/100 m以内,侧钻总进尺625 m,钻遇各类气层88.6 m,保证了地质目标的实现,为同类井的施工提供了较强的技术支撑。     

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。     

冀东油田浅层小井眼侧钻水平井钻井完井关键技术

为解决冀东油田浅层?139.7 mm套管开窗侧钻水平井存在的钻井泵压高、机械钻速低、油水层封隔效果差、油井投产后含水上升快等问题,选用了可以降低钻井泵压的?79.4 mm非标钻杆,试用了能给钻头柔性加压的小尺寸水力加压提速工具,选用了?95.3 mm非标套管、采用了膨胀悬挂尾管筛管顶部注水泥完井技术,并制定了提高侧钻小井眼固井质量的技术措施,形成了适用于冀东油田浅层小井眼侧钻水平井的钻井完井关键技术。该技术在冀东油田5口浅层高含水油藏侧钻水平井进行了应用,与未应用该技术的邻井相比,试验井泵压得到了有效控制,机械钻速提高了24.6%,钻井周期缩短了14.1%,同时解决了小井眼窄间隙井眼封隔差的问题,实现了对水平段水层的封隔和侧钻窗口处的密封,避免了对后期采油生产的影响。试验结果表明,冀东油田浅层小井眼侧钻水平井钻井完井关键技术能够提高小井眼侧钻水平井的机械钻速、缩短钻井周期和有效分隔油水层,提速提效效果显著,具有较好的推广应用价值。      

小眼井钻井技术在中原油田的应用

以卫侧２２９－４井为例，从１３９．７ｍｍ套管开窗、定向钻进、钻井液及完井等四个方面详细介绍了小眼井钻井技术在中原油田的应用情况。在５口井和应用中，１３９．７ｍｍ套管开窗修窗作业一次成功率达１００％，多项技术指标达到或超过国内外先进水平。     

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。      

套管段铣工艺技术研究

在分析段铣作业存在问题的基础上 ,对套管段铣工艺技术的有关计算方法作了简要介绍 ,结合辽河油田 8口套管开窗侧钻水平井的施工情况 ,给出了提高段铣效率的主要技术措施     

大港油田页岩油水平井钻井关键技术

大港油田沧东凹陷页岩油水平井钻井过程中面临着破岩效率低、井眼轨迹控制难度大、摩阻扭矩大、完井管柱下入困难等技术难题,影响了页岩油的勘探开发效益。为了解决这些问题,进行了激进式水力参数设计、异形齿PDC钻头研制、深层水平段高效钻井技术、旋转导向井眼轨迹控制技术、强抑制强封堵高性能水基钻井液技术和旋转引鞋+旋转下套管工艺等技术攻关研究,形成了大港油田页岩油水平井钻井关键技术。该技术在13口页岩油水平井进行了现场应用,平均机械钻速13.16 m/h,钻井完井周期50.62 d,井下故障时效低于0.1%,均创造了大港油田的钻井纪录。研究与应用表明,大港油田页岩油水平井钻井关键技术为沧东凹陷页岩油高效勘探开发提供了技术支撑,也为国内页岩油水平井安全高效钻进提供了借鉴。      

塔河油田长段套管磨铣工艺

为了获得较高的单井产量，减少钻井费用问题，塔河油田针对不同的井身结构，逐步对老井进行侧钻水平井施工。施工中出现磨铣周期长，平均磨铣周期48 d,事故几率高等问题，进行了尾管内的炮眼堵漏技术、磨铣工具的研制、磨铣工艺、配套的钻井液技术以及套管的保护技术等方面的研究。在T415CH井和TK205CH井进行了现场应用，结果表明塔河油田长段套管磨铣工艺使磨铣速度平均提高0.3 m/h，磨铣周期比该地区平均减少23.5 d，事故占用时间平均减少7.5 d。对于塔河油田老井改造，提高单井产能，增加油田产量，具有十分重要的意义。