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。     

塔河油田碳酸盐岩侧钻小井眼钻完井技术

塔河油田碳酸盐岩储层缝洞发育、非均质性强,受老井井身结构限制,?177.80与?193.70 mm套管开窗后侧钻井眼尺寸小,小尾管固井难度大,二开钻具难以配套。为此,油田进行了深井侧钻小井眼二开次钻完井技术研究,优化钻完井方案,包括?177.80 mm套管开窗侧钻钻完井和?193.70 mm套管开窗侧钻钻完井方案,同时配套小尾管窄间隙固井工艺和小井眼定向钻井技术,研发了封隔地层的牵制式尾管悬挂器和非标套管,确保重叠段的密封性和套管段封隔水层的可靠性。现场应用结果表明:该技术固井整体优良率达85%,经济效益可观,?177.80 mm套管开窗侧钻约为3级结构新井成本的55%~69%,?193.70 mm套管开窗侧钻约为新井成本的61%~68%,推广应用前景广阔。深井侧钻小井眼二开次钻完井技术可为塔河油田碳酸盐岩储层的多次开发提供技术支撑。     

低密度水泥浆固井技术研究与应用

在压力系数低、易漏地层,特别是裂缝型、溶洞型碳酸盐岩地层固井中,采用密度为1.88 g/cm3左右的常规水泥浆固井,极易引起井漏,造成固井失败,固井质量不合格.根据紧密堆积理论,采用水泥 溧珠 微硅不同粒度的颗粒级配,研究出了低密度水泥浆体系.通过实验得出添加剂在不同密度下的干混最佳比例,从而达到了水泥浆低密度高强度的目的.该水泥浆在塔里木油田轮古地区20多口井中应用取得了很好的经济效益,特别是在井深6008.54 m的开窗侧钻水平井的ψ127 mm尾管固井中,水泥浆最低密度已达到1.20 g/cm3,固井质量全优.该水泥浆在固井中的密度在1.10～1.60 g/cm3范围内可调.     

开窗侧钻井小井眼小间隙固井技术

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。然而侧钻井固井时由于环空间隙小,固井过程中水泥浆上返摩阻大,环空当量密度大大增加,经常压漏地层,导致水泥浆漏失低返;另外受井眼尺寸的限制,套管居中度差,水泥浆易窜槽,其固井质量严重制约了侧钻井技术的应用前景。从水泥浆密度和性能上考虑,研制了低密度低摩阻水泥浆,通过降低水泥浆密度来减小固井时的液柱压力,同时配套采用综合技术措施,在现场多口井进行应用,固井质量显著提高。探索出一套适合华北油田特点的提高侧钻井固井质量技术,实践证明该技术是切实可行的。     

冀东油田Φ139.7mm套管开窗侧钻水平井固井工艺技术研究与应用

老井开窗能够盘活部分井产能,产生良好的经济效益。优化管串结构,制定管串安全下入措施,改进水泥浆体系,细化固井配套工艺,使用可靠的井下工具,保障了小井眼开窗侧钻水平井的固井质量,实现了老井挖潜开发的目的。     

文13-侧305井深部开窗侧钻井固井技术

文13-侧305井是1口双靶侧钻定向井,目的层是文13东块沙三中8~10油组,井深3700 m。在?139.7 mm套管内开窗侧钻,下入?101.6 mm尾管固井,套管重叠段单边间隙仅9.88 mm,钻井液密度1.78 g/cm3,漏涌并存,固井施工难度大,是目前国内最深的一口?139.7 mm开窗侧钻井。通过在下套管前调整钻井液性能,试验钻具静摩阻及承压,优选尾管悬挂器,水泥浆采用AMPS共聚物降失水剂,配合中温缓凝剂,较好地控制了高温下水泥浆的失水,解决了顶部强度发展慢等问题。使用配套固井工艺,固井施工顺利,解释固井质量为优质。该井的成功经验,为中原油田深层开窗侧钻开发老油田提供了技术支撑。     

濮4-侧24井101.6mm尾管固井技术

濮4-侧24井是在139.7mm套管内开窗侧钻,下入101.6mm套管进行尾管固井的一口定向井。针对本井固井存在较多困难,通过采用合理设计前置液,优化选纤维水泥浆体系,采用紊流加塞流复合顶替,循环加回压等固井工艺技术,保证了该井的固井质量。     

S114-2cx深井套管开窗侧钻作业难点及所采取的主要技术措施

S114-2cx井是塔河油田一口老井开窗侧钻评价井。该井井眼小、开窗侧钻点深、开窗段地层可钻性差、侧钻增斜井段短、水平位移长,给开窗侧钻作业带来诸多困难。从深井套管开窗、侧钻施工、井眼轨迹控制、钻井液等方面摸索出了一系列技术措施,保证了S114-2cx井套管开窗侧钻作业的成功实施,也为其他地区深井套管开窗侧钻作业提供了经验。     

南堡潜山油气藏小井眼开窗侧钻技术

南堡潜山油气藏因埋藏深,导致井身结构复杂、钻井周期长、成本高,为进一步提高勘探开发效益,开展了老井?177.8 mm 套管开窗侧钻二开次完井试验工作。NP280C 井是南堡油田第一口?177.8 mm 套管开窗侧钻潜山井,该井开窗侧钻点深、二开次完井井眼尺寸小,给开窗侧钻作业带来诸多难题。通过优选深层套管开窗侧钻工艺、小井眼扩眼技术、膨胀尾管悬挂器+ 直连套管完井方案,探索出一系列钻完井技术对策,保证了NP280C 井套管开窗侧钻作业的成功实施。为南堡油田深层潜山老井重复利用提供了技术支持,也为同类油气藏老井侧钻施工提供了技术借鉴。     

套管开窗侧钻小眼井钻井技术的应用

欢 2 14 30 16C井位于辽河欢喜岭油田欢 14 16块 ,是为恢复欢 2 1430 16井产能而施工的一口139 7mm套管开窗侧钻小眼井定向井。该井在 196 5m处开窗 ,完钻井深 2 36 6m ,裸眼长度 4 0 1m ,井底水平位移 2 6 5 4 0m ,靶点位移 2 0 3 5 5m ,靶心距 3 17m ,最大井斜角 2 8° ,固井质量优。该项技术做为恢复老井产能的一项措施 ,值得推广和应用     

王侧14-15井套管开窗侧钻小井眼尾管固井技术

王侧14-15井是安塞油田部署的首口套管开窗侧钻井,原油层套管(?139. 7 mm)内开窗,悬挂?88. 9mm油管固井完井。该井在钻井过程中打开产层后,气侵严重,完井钻井液密度从1. 15 g/cm~3加重到1. 58 g/cm~3,循环排后效又出现漏失现象,给固井作业带来极大困难。通过应用热固树脂水泥浆体系,封隔式尾管悬挂器,粘结式油管扶正器以及配套的侧钻小井眼尾管固井工艺技术,固井施工顺利,固井质量良好。该井的成功经验为安塞油田后期套管开窗侧钻小井眼尾管固井提供了有利的技术支撑。     

双心巴拉斯钻头在中原油田小眼井中的应用

小尺寸双心巴拉斯钻头是１３９．７ｍｍ套管开窗侧钻作业的较理想选择。初步分析了中原油田用这种钻头钻４口小眼井的参数优选、扩眼效果、自然增斜及钻头磨损情况，同时探讨了１３９．７ｍｍ套管开窗侧钻井的井眼轨迹控制、机械钻速及固井质量等问题。     

小眼井固井技术在辽河油田的应用

分析了φ１３９．７ｍｍ套管开窗侧钻小眼井固井的难点,介绍了辽河油田采用的小眼井固技术技术,并以３口井为例对固井过程进行了描述,辽河油田１４口小眼井全部实现了碰压固井,并且不用通井,电测一次完成,固井质量优质率为１００％。     

提高开窗侧钻井固井质量技术对策研究

分析近年来江苏油田侧钻小井眼固井质量,存在固井过程中水泥浆发生漏失导致水泥未返至悬挂器处无法形成密封井筒、油层附近固井质量差导致油水层无法有效分隔等问题,提出从井筒预处理、尾管注水泥设计优化方面提高固井质量。研究了一种井筒预处理液可将地层承压能力提高6 MPa以上,研究的变密度水泥浆体系可防止顶替过程中的漏失。井筒预处理技术在CS20-32A井试验,对漏层深部形成堵塞,采用桥浆+井筒预处理液成功封堵漏层,提高承压能力至固井要求;尾管注水泥设计优化成果在CL30-2A井实验,固井施工顺利,固井质量优质。两口井的成功实例对后续Φ139.7mm套管开窗侧钻小井眼固井质量提高具有一定的指导意义。     

建27侧平1井钻井技术

建27侧平1井是江汉油田实施的第一口套管开窗侧钻水平井，应用了段铣套管、定向侧钻、水平井、储层屏蔽保护等多项钻井新技术，在2720m～2740．3m段铣套管20．3m，从中侧出新眼后，完钻井深4506.33m，水平位移1017.55m，水平段横穿712．83m，天然气显示良好，取得了显的经济效益。该井的钻探成功，具有利用老井挖潜增效，整治安全隐患，扩大勘探成果的现实意义。     

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。     

提高分支井侧钻成功率的对策

针对中原油田分支井侧钻普遍存在作业成本较高、钻井速度慢、施工周期长等问题,分析了影响分支井侧钻成功的因素,通过改进和完善柔性管分支井侧钻技术、开窗侧钻小井眼技术、悬空侧钻技术和小井眼固井技术等关键技术措施,成功地解决了分支水平井存在的一些技术难题,减少了井下事故和复杂情况的发生,缩短了施工周期。其中采用柔性管分支井侧钻技术后,其经济效益显著,胡19-9井由原来的不出油达到平均日产油10.4t;开窗侧钻小井眼技术的实施大大提高了油气层钻遇率;悬空侧钻技术的应用为油田后续开发提供了借鉴;小井眼固井技术的改进与完善,提高了侧钻井的固井技术水平和施工质量。     

?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。     

商56-斜209井固井工艺技术

胜利油田临盘地区商56-斜209井钻井过程中，钻遇多段火成岩，并有多层发生漏失。该井井眼不规则，井斜大，流体循环阻力大，给固井施工增加了难度。为此，制定相应的固井工艺技术措施：采用低密度复合外加剂低失水缓凝水泥浆体系与速凝MTC固井工艺配套技术，长封固段固井，平衡压力固井，防水泥浆污染。结果表明，该井固井施工顺利，固井质量优良。     

侧钻小井眼膨胀管钻完井技术研究

渤海油田老区部分油井侧钻后,下入小尺寸套管无法满足后期分层开采需求。为此,研究了侧钻小井眼膨胀管钻完井关键技术,确定了侧钻技术方案。从套管膨胀管工艺流程、开窗位置选择、井眼轨迹控制、钻完井液体系优化、射孔方案优化和油水层封隔技术等方面入手,研究形成一套适用于海上油田老井侧钻小井眼膨胀管钻完井技术。在K1S2井调整井的钻完井实践表明,侧钻小井眼膨胀管钻完井技术随钻扩孔、实体膨胀管施工和?152. 4 mm小井眼定向钻进、膨胀管射孔和分层开发均获成功,达到了地质油藏部门的要求,单井累计增油4. 3万t。研究结果为膨胀管技术解决小井眼作业开辟了一条新途径。