T301井复杂情况下的完井技术

一、井眼概况T301井是塔河3号油气田上的一口评价井,目的层为奥陶系碳酸盐岩裂隙型储层,储集空间为溶蚀孔、洞及各种裂缝。钻进过程中经常发生井漏、井喷及储层严重污染等事故。该井设计井深5520.00m,完钻井深5557.21m。实钻井身结构为:444.5mm钻头×500.00m 311.1mm钻头×3900.00m 215.9mm钻头×5350.00m 149.2mm钻头×5557.21m;套管程序为:339.7mm表层套管×480.35m 244.5mm技术套管×3896.55m 177.8mm油层套管×5343.76m。T301井在钻至井深5387.09m时,对裸眼井段进行了一次中途测试,在6.35×25mm的工作制度下,日产原油103…     

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柯深1井是四川石油管理局川东7016钻井队在塔里木盆地西南地区承钻的一口深预探井。设计井深6800m,1991年12月27日使用φ660.4mm钻头钻至285.36m,φ508mm套管下深283.96m;1992年5月3日使用φ444.5mm钻头钻达3544.20m,下入φ339.7mm技术套管3504.93m。超长大套管下井及双级注水泥是一项难度大的综合性工程。由于井眼大而深、裸眼段长、套管大而重、地层岩性复杂多变及具有易卡水层和凝析油气层、多压力系统等,为了取得套管下井及固井作业的成功,采取了一系列特殊的工艺技术措施。套管强度设计φ339.7mm套管下深3540.93m是支撑井口装     

霸102井完井电测遇阻处理

霸102井是位于霸州龙虎庄乡龙虎庄构造上的一口探井。设计井深2050m,完钻井深2080m,完钻地层为奥陶系。该井用φ216mm 钻头二开,使用NPAN-HMP21-HMF铵基聚磺钻井液体系,安全、快速钻达井深2015.91m,顺利下入φ178 mm套管2015.07 m。用φ152mm 钻头三开,使用复合料钻井     

胜利油田郝科1井套管挤毁的启示

郝科1井是胜利油田为在东营凹陷盐岩层下深层寻找大气田的科学探索井,设计井深5500m,目的层孔二段。?244.5mm技术套管为高强度SM-110T套管,下深4324.80m,封住了3395.50~4250m厚854.50m的盐岩、青盐和紫红色软泥岩,并于1996年5月12日固井。1997年2月20日用?215.gmm钻头取心钻进至5476.33m,起钻至3945.90m突然于钻,套管变形量6.48mm,变化率0.72mm/月。由于未钻到目的层,也未见油气显示,决定用?200mm钻头加深。同年5月30日钻至5807.81m,起钻到3759.33m卡钻,经强力震击和上提2090kNK卡。推算52d套管变形量159mm,变化率为9.17mm/月。后下?89mm测井仪检查套管,上起时在3850m卡死.解除后用?152mm钻头通并,结果下到3594.42m就下不去了,只得结束施工。文中介绍了套管变形情况和得到的几点启示。     

夏53─斜6井事故处理工艺

夏53─斜6井设计垂深3220m，最大井斜角41°25′，最大水平位移497m。该并于1997年3月13日开钻，φ444．5mm钻头钻至302m，φ340mm表层套管下至300m。3月30日用φ216mm钻头二开，至2570m走向成功。4月5日增斜钻进至2959m，井斜角38°，泵压从15MPa降至12MPa，上提钻具时系压为9MPa，下放加压为12MPa。检查地面设备没问题，误认为是水眼刺，就进行测斜作业，然后起钻。测斜照相后，在起钢丝的过程中被拉断，测斜仪器及部分钢丝落井，计有：φ2mm单股钢丝1250m＋φ4mm软绳50m＋φ45mm测斜仪3m。起钻后发现φ159mm钻挺公扣断，落鱼长54m，…     

?139.7mm套管开窗侧钻水平井定向钻井技术

官50-9KH井是目前国内第一口独立设计、独立施工完成的在?139.7mm套管内开窗侧钻的小井眼侧钻水平井。重点介绍了斜向器开窗工艺技术,并指出了段铣开窗工艺的不足。经多次调整钻井参数,最终在?118mm井眼完成水平井段长度138.83m,钻穿油层136.83m,最大井斜角88.8°,井底闭合方位231.08°,水平最大偏离设计线2.1m,水平段最大垂深偏差0.66m。指出了施工中遇到的10个问题,并得出在?139.7mm套管内使用斜向器开窗优于段铣开窗的结论。     

河南油田张28井油层套管固井技术

张28井是河南油田第一口大斜度、多靶心定向井。设计井深2961m,三开钻头216mm井眼,完钻井深3034m,最大井斜74·9°,140mm油层套管下深3004m,水泥返高1973m。由于固井难度大,如果采用常规固井方法,固井质量很难保证。采取了切实有效措施,包括井眼准备,扶正器的选型和加量,所用的冲洗液,隔离液及水泥浆。保证了套管的顺利下入,固井质量达到了设计要求。     

西部钻探大尺寸SAGD水平井钻探成功

<正>近日,由西部钻探承担的全过程工程技术施工作业,国内首组大尺寸SAGD水平井FHW3122P/I井组告捷。FHW3122P/I井组是新疆油田2014年在风城油田重45井区部署的一组试验性SAGD水平井,也是西北地区首组大尺寸SAGD水平井。其中,FHW3122P井设计井深1 489 m,FHW3122I井设计井深1 467 m。FHW3122P/I水平井二开、三开井眼尺寸由常规设计直径311.2 mm、215.9 mm增加到直径444.5 mm、311.2mm。2014年,西部钻探在认真总结往年SAGD水平井技术服务成功经验的基础上,持续完善技术方案和操     

大型油罐双盘浮顶焊接新工艺

1 主要设计参数以10万m~3双盘浮顶油罐为例,如图所示。浮顶直径79.5m,浮顶的底板厚 4.5mm,仓内6圈环板及隔板将浮顶分为46个船仓,中心高847mm,外缘高780mm,最低点357mm。     

塔里木深井长裸眼扩眼技术

塔里木油田地质情况复杂,为了安全钻达目的层,对于一些复杂井要进行非常规套管程序设计,必须要有相应的配套钻井工艺技术。在?215.9mm井眼采用扩眼技术就是为了使?193.7mm无接箍套管能够顺利下入设计井深,塔参-1井使用水力扩眼器在?215.9mm井眼扩眼后,成功将?193.7mm无接箍套管下至6963.24m,段长1651.24m;在秋参-1井使用偏心钻头扩眼,成功将?193.7mm无接箍套管下至6271m,段长2800m,2种扩眼方式均取得了较好的扩眼效果,着重介绍了这2种扩眼方式的施工特点和技术要点。     

乌深1井?339.7mm套管固井技术

大港油田乌深1井设计井深6000m,二开?444.5mm井眼完钻井深2988m,?339.7mm套管下深2983.88m。由于套管尺寸大、下入深、悬重大,引起母接箍变形,上扣不到位;裸眼段长,地层压力系数低,虽采用双级注水泥,但全用普通水泥浆压力也将远超过地层破裂压力。通过采取有针对性的措施,保证了下套管作业和固井施工的顺利进行,固井质量优质,达到了设计要求。     

SCA52大型活套试车成功

2006年10月4日，大连三高应用技术发展公司为天津双街钢管厂设计、制造的卧式螺旋活套试车成功。活套的技术参数为：带钢宽度1300mm、厚度9mm、总储存量1400m、最大重量128t、有效工作长度（出套量）375m。     

嘉兴大庆成品油库采用水泥搅拌桩处理油罐深厚软土地基

嘉兴大庆成品油库座落于乍甫港务局的露天堆场 ,场区西南侧为芦苇地 ,其余部分均为素回填土。经工程地质勘探知 ,在地基以下 42m范围内承载力低 ,属深厚软土地基 ,场地类别为 3类 ,不能满足 5 0 0 0m3 油罐的地基要求。因此采用水泥搅拌桩处理这类深厚软土地基 ,其具体的方法是水泥搅拌桩桩径为 5 5 0mm ,桩长 17m ,90 0× 90 0mm方格网布设 ,布桩区域直径为2 70 0 0mm。根据分层总和法进行沉降计算知 ,油罐基础环梁最大沉降量为 179mm ,环梁沿直径方向沉降为 46mm ,环梁沿 10m弧长的沉降量为 6 97m。试水后 ,油罐的沉降量为 10cm ,小于计算沉降。以上数据均满足油罐基础的设计要求     

苏49-2井钻井液技术

工程地质简况 1.工程简况 苏49-2井是位于霸县凹陷苏桥油田苏49潜山的一口生产井。一开使用444.5 mm刮刀钻头钻至井深204 m,下入339.73 mm表层套管至井深202.44 m;二开钻至井深3152 m,下入244.5 mm套管至井深3148.2 m;三开用215.9 mm钻头钻至井深4823.54 m,下入177.8 mm套管至井深4821.49 m;四开用152.4 mm钻头钻至井深5170m,下入127 mm套管至井深5169.21 m。     

100m~3储油罐施工方案

1　　基础验收 (1)　油罐施工前应按图纸对基础进行检查验收。 (2)　基础标高的允许偏差为±10mm,中心坐标允许偏差为±20mm。 (3)　环形基础的内径允许偏差为±5 0 m m ,宽度允许偏差为0 ～50mm;沿壁板位置每隔2m 用水平仪测量表面不平度一次,拱顶油罐基础相邻两点水平高度差不得超过5mm,各点之间不得超过10mm。 (4)　基础上层及砂垫层的容重应符合设计要求,沥青防潮层应密实,且无贯穿裂纹、分层等缺陷。用2m直尺检查径向平整度,间隙不超过10mm。2　　罐体预制2.1　　一般规定 (1)　油罐的预制,应根据图纸及材料情况绘制排板图,排板图一般…     

冀东油田最深风险探井完成固井

2011年3月16日,冀东油田公司最深风险探井——堡古2井Φ508 mm套管固井施工顺利完成。堡古2井是冀东油田部署在曹妃甸工业园区内的一口五开风险探井,设计井深5905 m,井身结构为五开潜山井,是冀东油田陆地滩海中井深最深、难度最大的一口风险探井。工程一开用直径660.4 mm钻头钻至353 m,直径508 mm套管下深350 m,是冀东油田目前大尺寸套管下入最深的一口井。     

CRT悬空内插座在欠平衡钻井固井中的应用

为确保在渤深6-13井四开阶段进行全过程欠平衡钻井试验,防止水泥浆污染三开φ177.8mm技术套管在650m左右处下入的套管阀,设计在φ177.8mm技术套管850m左右下入内插座,实施插入式固井作业。设计采用CRT悬空内插座,该插座由插头、插入座、钻杆胶塞(φ88.9mm)等组成。现场应用表明,CRT悬空内插座能有效保证全过程欠平衡钻井中的套管阀在正常使用前不受水泥浆污染,确保四开全过程欠平衡钻井的顺利完成。     

兴9-12X井“凸”形井眼固井实践

兴9-12X井二开钻至井深4 312m处下入φ177.8 mm套管,至井深3 769.93m时套管被卡死,被迫在套管未下到设计井深的情况下固井,下部留有φ241.3 mm井眼542m,决定三开用φ152.4 mm钻头钻至井深4 405m后,下入φ127mm尾管对φ241.3 mm井眼进行补救固井,形成了上部井眼小、下部井眼大的“凸”形井眼,给保证固井质量带来了极大难度.通过采用高黏度钻井液携砂,特制φ127 mm×φ210mm异型全焊接弹性套管扶正器,使用大量前导低黏度、低切力钻井液稀释、冲洗大井眼内“死”钻井液,用黏性隔离液顶替大井眼内钻井液,实现“黏性推移”的塞流顶替及“稠浆慢替”等技术措施,使水泥浆返到了喇叭口,固井质量合格,其中3996～4 322m井段固井质量优质.     

松科2井特殊钻进工艺下钻井液技术

松科2井为国际大陆科学钻探计划(ICDP)支持的全球第一口钻穿白垩纪陆相沉积地层的大陆科学钻探井。该井二开(2 840 m)钻遇地层中伊蒙混层、伊利石和高岭石等黏土矿物总含量高达60%以上,易水化分散导致缩颈和垮塌;二开上部套管?508 mm,下部井径?215.9 mm,上下两部分井径相差悬殊而导致岩屑返排困难。通过XRD衍射矿物鉴定、室内钻井液材料复配以及现场岩心浸泡等实验分析,优选出适宜于大口径?311.2 mm和?215.9 mm取心工作的低成本钻井液体系。现场应用过程中,钻井液动塑比维持在0.45~0.82 Pa/(m Pa·s),润滑系数控制在0.11~0.14,泥饼黏附系数0.12~0.15,有效解决了携岩困难问题,并降低了长裸眼卡钻风险。在大口径取心试验、正式设计取心与全面钻进等作业频繁更换以及钻井液性能不断调整过程中,井内未发生大的坍塌与掉块,圆满完成了在491.12~510.94 m段?311.2 mm口径试取心试验,以及1 074.00~1 148.01 m和1 182.74~1 256.01 m段的?215.9 mm口径设计取心任务。     

超深井多压力系统一次性上返固井技术

针对西南油气田风险探井双探6井采用?177.8 mm+?184.15 mm尾管固井存在井深达7 833 m、封固段长达4 585 m、安全密度窗口窄(0.05 g/cm3)、漏失层分布广、气层显示活跃、温差大(74℃)、油基钻井液与水泥浆相容性差等固井难题,通过采用精细控压平衡法固井工艺设计、固井前降低钻井液密度、设计...