东海某井深部地层开窗作业的认识与启发

国内外应用表明，随着石油钻井勘探开发工艺的进一步发展，侧钻井技术已成为石油钻井的主要技术之一，表现出巨大的技术优势。目前，随着国内各油田进入开发中后期，侧钻井已成为稳产的主要手段。用专用工具将老井眼套管磨铣出一个与地层连通的窗口而后进行侧钻，这种方法就叫套管开窗侧钻。套管开窗侧钻工艺技术主要应用在分支井、事故井处理和老井二次开发等。文章介绍东海某口井深部开窗作业过程中遇到的问题并提出应对措施。     

套管开窗和小井眼侧钻水平井工艺的应用

套管开窗工艺和侧钻水平井工艺是油田钻井、修井作业中广泛采用的一种特殊的工艺技术,主要用于老井恢复产能、打分支井或处理井下事故等。根据XXX井的实际情况优选开窗方式,并论述了注意事项。结合XXX井的实际工作,介绍了开窗和侧钻方法在实际工作中的应用情况。结果表明,采用多种技术措施,能够及时有效地避免复杂事故的发生,保证开窗侧钻施工安全平稳运行,对老井开窗侧钻具有积极意义。     

超深井高强度厚壁套管开窗侧钻技术难点与对策

套管开窗侧钻是老井修复的常用方法;另外,由于发生断钻具或卡钻等事故,井下落鱼无法打捞出井,有的新井也需进行套管开窗侧钻作业.通过介绍套管开窗侧钻技术在四川油气田JT1井的现场应用,探讨了高强度厚壁套管开窗侧钻技术的关键要点和难点.现场两次开窗均发生卡钻事故,说明目前的套管开窗技术对高钢级、厚壁套管开窗尚存在不足.开窗所...     

塔河油田侧钻井小尾管固井技术

塔河油田由于地层复杂,勘探和开发难度大,存在大量的套损井、低产井。应用开窗侧钻技术进行老井重钻,使老井复活并增加产能。这类老井侧钻一般以?193.7mm套管开窗,悬挂?139.7mm直连套管;也有少部分?177.8mm套管开窗,下入?139.7mm直连套管进行丢手。这样造成环空间隙较小,增加了固井施工难度。优选小尾管固井技术措施,设计最佳的固井施工措施,保证小尾管固井施工质量达到最佳的效果。     

浅层开窗侧钻水平K2357C复合尾管固井技术

应用小井眼开窗侧钻技术是降低钻井综合成本、老井再度稳产增效的重要途径之一。本文针对哈国卡拉姆卡斯油田K2357C完井作业的主要难点,详细介绍了小井眼内开窗侧钻水平井实施复合尾管固井技术的研究与应用情况,包含浅井尾管下入技术、新型XG-F完井系统设计、小井眼窄间隙固井、水平井固井技术等。为今后同类型井,特别是浅层开窗侧钻水平井的固井施工提供参考。     

兴古-中H101井硬地层套管开窗技术

兴古-中H101井是辽河兴古区块的一口开发水平井,试油作业后储层段发生大面积坍塌,致使整个储层段报废。为了恢复产能,决定在潜山面以下的95/8”技术套管中进行开窗侧钻。开窗技术套管钢级高、地层硬度大,第一次开窗采用常规开窗技术,历时13天使用14个铣锥不能开出。第二次使用长城钻探公司的硬地层开窗技术,钻压低,扭矩小,振动小,用时7天使用铣锥4个顺利完成开窗侧钻,保证了后续钻进施工的顺利进行。     

渤海油田中曲率半径侧钻井关键技术

随着渤海油田的不断开发，高含水和高采出程度是油田开发中面临的主要问题。近年来，利用老井侧钻中曲率半径平井技术是解决渤海油田平台槽口和在生产井控制储层面积有限问题、降低开发成本、进一步挖潜剩余油、提高油田产能的有效技术手段。由于中曲率半径侧钻井在钻完井工程中存在轨迹曲率半径小、套管开窗、过窗难度大、导向钻具疏松地层定向困难、套管下入摩阻大等难题，从轨迹设计、开窗工具优化、钻具组合设计、钻井摩阻水力学分析、下入管柱结构优化等方面形成了渤海油田中曲率半径侧钻井工艺体系。通过实际应用，证明该技术成功解决了该类型井靶前位移不足的问题，为海上油田安全、高效实施提供技术支撑，大大缩短了钻完井工期，节省了费用，提供了海上油田“挖潜剩余油”的新思路，对同类型井具有较强的指导意义和推广前景。     

大斜度井开窗侧钻技术及其在渤海油田的应用

渤海部分早期油田已进入开发的中后期，利用低产低效井侧钻新井眼是提高剩余油气动用程度的有效手段之一。针对大斜度井开窗作业的难点，从开窗作业准备、刮管通井、斜向器的下入、开窗作业过程控制及窗口的后期保护等方面介绍了大斜度井套管开窗侧钻技术及注意事项，大斜度井套管开窗作业施工难度更大，操作要求更高，应严格控制，保证窗口质量；大斜度井窗口附近容易堆积岩屑，起钻过窗口前应将窗口附近井段循环干净。该技术对大斜度井开窗作业具有指导意义。     

双层套管开窗侧钻小井眼水平井技术在吉林油田的应用

套管开窗侧钻水平井是水平井技术和侧钻井技术的集成和发展,是继水平井之后又一项钻井新技术,它适用于各类油气藏。介绍了深层天然气小井眼双套管侧钻开窗水平井技术在吉林油田长深平2井的成功应用,为吉林油田深层气藏高效经济开发提供了一条新途径。     

悬空侧钻水平分支井技术

随着油田开发进入中后期,油井产量逐年递减,酸化压裂等提高采收率技术也在不断运用到采油现场。综合分析油井采油与油藏特性,在油藏开发过程中,存在采油能量作用的"盲区",侧钻分支井开发储层"盲区"成为增大吸油面积提高采收率的重要手段。LFXX-X某井自2010年投产后产液量逐年递减,经过油藏分析,该井储层还具有继续挖潜的可能性,可以实施老井水平段侧钻分支井达到增产的目的,因此在老井眼的基础上完成两个6寸的分支井眼的钻井作业,增大吸油面积以提高产量,采用裸眼完井方式完井。     

塔河油田TH12518CH井小井眼侧钻工艺浅谈

侧钻水平井是老区挖潜、增储上产的有效手段之一,可以大幅度提高单井产量和采收率;盐下井小井眼侧钻水平井钻井技术是套管磨铣技术、小井眼侧钻水平井钻井技术的有机结合,施工难度大.文章以TH12518CH井侧钻为例,分析了该类型老井侧钻面临的难题,并提出了相应的解决措施.     

塔河油田膨胀悬挂器应用中存在问题的分析

塔河油田自2014年以来,开始在老井侧钻小井眼固井施工中引入膨胀悬挂器固井工艺,替代了原卡瓦式或直接座底倒扣丢手式悬挂器,大大加强了悬挂器与上层套管的密封性,解决了常规悬挂器重叠段固井质量差、密封不严易互窜的难题。可是在现场实际施工过程中,膨胀悬挂器也暴露出了其存在的问题,本文将针对存在的问题进行分析研究,并提出合理化的改进建议。     

5 1/2″套损井侧钻定向井挖潜技术

本文根据胜利油田的实际情况,通过套管开窗方法的优选确定,井身剖面的设计原则及计算方法,裸眼钻进钻具组合结构设计及井眼轨迹控制方法,以及为了提高固井质量而采取的技术措施等几个方面的论述,介绍了小套管损坏井侧钻定向井挖潜技术。     

井下作业侧钻工艺技术探讨

目前侧钻工艺技术在井下作业中被非常广泛的应用起来,侧钻工艺效益高、投资少,对于老油田来讲有着极强的增收作用,目前我国已经开始进行套管开窗侧钻定向井技术方面的研究.本文首先对井下作业侧钻工艺技术进行简单的的介绍,然后对井下侧钻技术的发展及趋势进行了分析,重点阐述了套管开窗侧钻工艺技术,希望能对侧钻工艺技术日后的发展提供一些帮助.     

4"套管内打捞工艺技术

江汉油田最近几年来针对套损井大力开展51/2"套管内开窗侧钻和悬挂4"套管完井。为解决4"小井眼内打捞难题，研制了7套小井眼打捞工具，同时配套了相应一些工具，从而形成了4"小井眼打捞施工能力，并在严5-9CZ井成功完成一口小井眼井打捞施工。     

7 5/8〃分支井技术在曙X-H3井中的应用

曙X-H3井主要利用多分支井技术来提高井眼与潜山油藏的接触面积、同时开发及评价板岩上下两油藏、提高单井产量、降低开发投资成本。该井是国内第一口7 5/8〃套管开窗分支井。     

东海X井油基泥浆环境下注水泥塞侧钻复杂情况处理分析

随着油气田勘探开发力度的持续深入与钻井工艺技术的不断提高,各类复杂井型与非常规作业层出不穷,油气井侧钻作为老井眼二次利用、带领眼兼探调整井以及降本增效的有效手段其运用场景也不断增多。与此同时,侧钻过程中存在的水泥塞封固质量不好、侧钻点优选等技术难点也逐一暴露出来,导致各类复杂情况层出不穷。其中侧钻前注弃井水泥塞过程中发生的水泥浆冲洗液、隔离液与油基泥浆驱替及隔离效果差,加之井斜影响,产生大量水泥混浆,使得水泥塞强度差,不能有效封固裸眼段,为侧钻带来一定难度。文章从研究固井液与水泥浆配方着手并结合现场案例,从施工工艺上解决水泥混浆影响水泥塞封固效果的问题。     

侧钻技术在提高老油田采收率上的应用

随着石油勘探开发的不断深入,国内大部分油田已进入生产中后期,老井的重修和改造势在必行。同时,在一些新区的开发中,前期对储层发育认识不十分清楚,致使先期部分直井钻成后无产能。而侧钻技术是老井恢复产能、老油田挖潜增效的有效技术手段,利用侧钻技术对已钻无产能的直井进行再次利用,有效开发老井未受控面积内的储油和剩余油,恢复并提高单井产量和终极采收率,减少钻井投资,提高经济效益。     

页岩气开发技术对策研究

页岩气资源丰富,开采寿命长,具有很大的潜力。研究了页岩气储层的储集空间类型及规模大小,并提出了相应的开发技术对策。研究结果表明：页岩气储层主要包含微裂缝、微孔隙、有机质孔隙三种储集类型;可通过地震技术预测“甜点”区域;丛式水平井技术提高质量、降低成本,减少储层污染;泡沫固井技术提高低压易漏长封固水平段固井质量;套管开窗侧钻水平井技术降低增产措施的技术难度;有机和无机盐复合防膨技术,能够确保井壁的稳定性;混合压裂、纤维压裂、通道压裂、二氧化碳压裂、液化石油气压裂更适应中国国情。     

东濮凹陷文留老区侧钻井复杂处理与分析

文15-侧46井是东濮凹陷文留老区一口侧钻井,设计井深2367m,实钻井深2412m。该井实钻中沙二段钻遇未设计膏泥岩130m,导致井径扩大率较大,形成"糖葫芦"井眼,携砂困难,后期完井作业时该井段下钻遇阻、开泵困难、划眼困难(井段2190-2290m)。现场通过转换钻井液体系,提高钻井液密度及粘切,增加排量等技术措施,并细化复杂情况下的技术操作,该井顺利下入套管并固井合格后交井。