侧钻井

摘要： 日前,胜利油田河口采油厂沾18-平侧12井运用“钻完井一体化”管理模式,投产后原油日产7.7吨,高于采油厂2021年平均单井日产5.5吨的水平。“钻完井一体化”管理模式就是在钻完井过程中坚持一体化设计、实施、验收,从而提高新井产能的模式。今年以来,河口厂投产新井?9口,产量达到2.15倍,累油8910吨。投产侧钻井14口,产量达到2.16倍,累油6614吨。

摘要： 针对T油田套管开窗侧钻井施工难点,在T油田7口套管开窗侧钻水平井的施工中,通过精心准备井筒条件、优选高效、快速作业的斜向器系统,确保了套管开窗侧钻施工的顺利进行;施工中应用Power Drive Archer旋转导向系统及高效钻头,优化施工参数,在提高钻井时效、确保井眼轨迹平滑、精确钻穿薄油层等方面的效果十分明显。

摘要： 为有效解决西部某油田深层侧钻井固井存在的诸多难点,根据研究区地层特征及实钻情况,优选出了无后效气体和后效严重的两类水泥浆体系,在现场应用中效果良好。

摘要： 加快致密砂岩气(以下简称致密气)高效勘探和规模效益开发,对提高我国天然气自给能力,保障国家能源安全、实现“双碳”目标具有重要意义。为进一步促进致密气的规模增储上产,将资源量转化为储量、产量,在系统总结分析“十三五”期间致密气钻完井技术进展的基础上,对标分析了致密气钻完井技术面临的挑战,对“十四五”及中长期致密气钻完井技术的发展进行了展望分析。研究结果表明:①创新形成了致密气钻完井技术体系,主要包括:长水平段水平井快速钻井技术、大井丛工厂化钻井提速提效技术、小井眼钻完井技术、侧钻井技术、气体钻井技术等。②致密气水平井迈上5000m水平段新台阶,最长水平段长度达5256m,钻井时效逐年提升,保障了鄂尔多斯盆地、四川盆地致密气效益开发和持续上产。③“十四五”期间,持续提升大井丛工厂化钻完井作业水平,探索混合井组下更高效的批量化、标准化的作业模式;升级改造装备、配套关键工具,提升长水平段一趟钻比例;完善致密气小井眼钻完井配套技术,成熟区全面推广应用小井眼钻完井技术;加强老区致密气剩余气挖潜攻关,加快连续管侧钻技术、柔性钻杆径向钻孔研究与试验;探索气体钻水平井/侧钻水平井技术。结论认为,“十四五”及中长期,致密气仍是中国天然气增储上产的重点领域,致密气钻完井技术的不断发展和进步是确保致密气高效规模效益开发的关键。

摘要： 侧钻井技术是利用特殊的开窗工具完成老井套管开窗工艺,并按照设计轨迹重新钻出新井眼,实现老井挖潜增效的目的,是降低老油田开发成本、提高采收率的有效手段。在侧钻井技术中,开窗工艺技术是起到至关重要的重用,开窗工艺是否成功、窗口质量的好坏,直接决定了侧钻井后续施工的成败。目前,开窗工具分为分体式和一体式,前期,对于苏里格区块深井139.7 mm套管开窗,采用的是以分体式为主,一体式开窗工具较少,主要是一体式工具存在质量缺陷,开窗地层岩性以石英砂岩为主,地层硬,一体化开窗铣锥成功率低且窗口质量存在问题。2021年,苏里格二项目部依托工程技术研究院,开展了一体化开窗工具的研究与应用,主要对工具结构和开窗段铣参数进行了研究与应用,从开窗、骑窗、出窗过程中的钻压,转速、排量等研究,为现场开窗施工提供了指导和借鉴。目前已推广应用5口井,均实现一次安全坐封,开窗效果良好,单井开修窗时间降低至5~9 h。

摘要： 针对塔河油田深侧钻井在完井期间,因井眼轨迹不平滑,狗腿度大,所用聚磺混油钻井液无法满足支撑管柱顺利下入的技术难题。基于回收高密度油基钻井液、新配制低密度油基钻井液性能评价以及井眼容积考虑,优化、配制出了的油基钻井液现场性能监测表明高速搅拌后破乳电压值可达500~700 V之间,塑性粘度21~24 mPas,动切力6~8 Pa,表明现场油基钻井液具有良好的乳化稳定性和流变性。应用油基钻井液后,确保了支撑管柱顺利下到预定井深,支撑管柱下放摩阻最高仅为6 t,上提最大摩阻10 t,体现了油基钻井液良好的润滑性及井眼稳定性。

摘要： 连续管钻井始于上世纪九十年代,经过近半个世纪的发展,连续管钻井所占市场份额逐年提高,形成了连续管侧钻开窗、定向钻进、完井等多项配套技术。国内中石油工程院等依托国家重大专项和集团科技攻关与现场试验项目,研制了单模式和复合式连续管钻机、钻井用连续管、井下钻井工具等,开展现场试验与应用12口井,单井最大进尺802m,最大井斜90.11°,最大水平位移414.5m,取得了重要进展。本文对连续管侧钻井工艺方面的管柱力学、钻头优选、螺杆优选、钻井参数特殊性及钻井液体系等几个方面,结合现场实际进行了介绍,最后提出连续管侧钻井工艺技术下一步发展思路。

摘要： 侧钻水平井技术是将侧钻井和水平井钻井技术进行融合,提高储层钻遇率的一种技术,在南海应用较广.以南海某油田A井为例,介绍该技术的应用情况及效果.

摘要： 为控制投资成本,提高勘探开发效率,油田加大了套管开窗侧钻井技术的应用力度。开窗侧钻施工中,由于环空间隙小,受小钻具振动、起下钻压力激动、高环空返速冲蚀,以及地层强水敏性等因素影响,井壁易失稳,导致起下钻遇阻、电测遇阻等井下复杂情况多发。为此,开展了KCl聚合物钻井液体系配方优化实验研究,并在CH113A、CSX23A侧钻井中成功应用,取得了理想的应用效果。研究表明:KCl聚合物钻井液具有抑制性强、流型好、性能稳定等特点,能满足开窗侧钻井对钻井液性能需求,为油田推广应用低成本开窗侧钻井开发提供了技术支持。

摘要： 胜利油田侧钻井普遍为Ø177.8 mm和Ø139.7 mm套管侧钻井,存在环空间隙小、完井内径有限等问题,特别是潜山油藏二开次侧钻困难、稠油油藏侧钻井注汽工艺不配套、砂岩油藏侧钻后难以机械防砂等难题突出。为了解决上述难题,优选侧钻井扩眼工艺,优化大通径尾管完井方案设计,研发了大通径膨胀悬挂器、预应力地锚和胶塞测试接头等配套工具,并从完井尾管优选、水泥浆体系优化和提高套管居中度等方面完善配套工艺,形成了侧钻井大通径尾管完井技术。现场应用表明,该技术有效地解决了潜山、稠油和砂岩等特殊油藏侧钻井完井难题,具备进一步推广前景。

摘要： 本文介绍了一套侧钻井膨胀管完井工艺,主要应用51/2"套管内开窗侧钻完井,有效解决常规侧钻井完井套管内通径过小、后期生产受限制的难题,采用内通径Φ95mm膨胀管,固井后打压膨胀膨胀管到内径Φ108mm.同时利用该工艺固井时,通过膨胀管挤压作用,将固井水泥压实,增加水泥环强度,提高了固井质量,为油井后期作业提供保障.本文从工具性能、工作原理、施工工艺等几方面对其进行介绍.

摘要： 侧钻井由于井眼环空小,井眼曲率大等特点,导致完井管柱下入困难,下入后难以居中,导致固井后形成的水泥环薄厚不均,固井质量较差,易发生窜槽、地层垮塌、地层出砂、出水,甚至油管损坏等问题,进而影响侧钻井的寿命,严重影响了单井产量.现场多使用扶正器来提高套管居中度,但是常规扶正器存在外径大、下入困难、破坏井壁的问题,为此专门研制了液压式可变径套管扶正器.该工具原始外径小、下入安全,膨胀后外径大、扶正能力强,能够极大的提高侧钻井完井管柱的居中程度,改善固井质量,延长侧钻井的生产寿命,提高产量和效益.同时该类扶正装置现场应用简便,不影响正常施工程序,在辽河油田进行了现场应用,效果显著.

摘要： 51/2in套管侧钻井完井是指在原地质或工程报废油水井某个顶定井段的套管开窗钻出新的井眼中下入小套管固井完井。本文介绍了一套侧钻井固井滑套分段压裂完井工艺,主要应用51/2in套管内开窗侧钻完井,解决了常规的侧钻完井采用Φ95mm套管,内径Φ82.25mm,固井后下入73枪+60.3过油管射孔的复杂工序,以及出水后卡层困难等问题.本文从工具性能、工作原理、施工工艺等几方面对其进行介绍.

摘要： 为了满足塔河油田侧钻井过程中地质坍塌、避水等要求,为后续水平段正常钻进提供合适的井眼,选择斜井段随钻扩孔后下入膨胀管固井,为老井复钻、提高采收率提供了有效途径.TH12124井膨胀管侧钻刷新了入井深度、井斜、连续膨胀长度三项国内纪录.其施工工序为开窗侧钻-定向-增斜(用Φ149.2mm钻头钻至卡拉沙依组)-随钻扩眼(扩至井径Φ165mm)-模拟通井-下Φ139.7mm膨胀套管-打水泥浆、投固井胶塞，胶塞碰压-打压膨胀-候凝-试压-钻附件-Φ130mm钻头钻进至设计井深。通过对现场施工的详细阐述,对解决同类井型老井侧钻二次开采问题具有重要的指导意义.

摘要： 室内通过优选乳基大分子处理剂和成膜剂，形成了一套适合小井眼侧钻井的低周相成膜钻井液体系及配方，并在现场应用10井次，应用效果良好。现场应用效果表明该体系具有优良的润滑性、流变性、封堵防塌性和储层保护效果，在开窗侧钻小井眼钻井中具有很好的适用性。

摘要： 侧钻井能充分利用原井的部分套管和地表设施对剩余油进行开发,大大降低了开发成本,不失为一种有效恢复老井产能提高采收率的方法,对于高孔高渗油藏的侧钻井,一般采用筛管+砾石充填方法实现防砂完井.常规侧钻井油层套管内径太小,只有82.25mm,传统防砂完井工具无法入井,无法实现防砂完井.侧钻小井眼"低套压"砾石充填完井技术一趟管柱即可实现砾石充填、封隔、丢手、挡砂等功能,简化施工程序,缩短施工时间.孔103K侧钻井率先在大港油田进行了侧钻小井眼"低套压"砾石充填完井技术的现场应用,施工中共加砂8m3,目前日产油5.6t/d,取得了良好的防砂完井效果.该技术目前在大港油田成功应用3口井,为侧钻小井眼高孔高渗油藏防砂完井提供了有效保障.

摘要： 海上油气开发一直以高成本、高风险著称,做好成本控制是低原油价格时代对渤海钻完井产生极大的挑战,尤其是小项目零散调整井作业.为此,在充分认识调整井作业难点、深入分析钻井成本组成的基础上,渤海油田提出利用停产井侧钻新井位,最大化利用老井眼井段,通过油藏工程的可行性论证,优化设计靶点充分探边、释放剩余产能,钻完井工程一路优化定向井轨迹与井身结构,采用钻修机设备、引入国产旋转导向及随钻测井系统,在保证能够实现作业的情况下,充分降低作业成本.最终圆满完成轨迹导向和测井任务,有效实现侧钻水平井着陆.侧钻井整体降本14.7％,产量达到钻前配产的2.2倍,效果显著.

摘要： 针对渤海某油田疏松稠油砂岩的地质结构,进行小井眼侧钻井完井施工,选用3.5″大孔径射孔器,对完井工艺进行优化设计,并通过管柱动态力学分析软件对管柱安全性进行评估,同时利用定向工程软件对管柱校深进行模拟,以及利用射孔优化软件对射孔后套管强度进行分析.结果表明,该技术成功解决小井眼疏松稠油砂岩压裂充填完井中的射孔技术难题,同时有效降低近井带的压降和相同产量时的生产压差,施工过程安全可靠,达到了稳产控砂的目的.

摘要： 膨胀悬尾管悬挂器依靠本体膨胀与上层套管形成足够的摩擦力悬挂尾管,并可带动尾管旋转提高固井质量.驱动机构、膨胀机构、旋转机构是膨胀悬挂器的技术关键,也是其研制的难点,本文采用有限元分析、单元试验的方法优化结构设计,研制出具有自上而下多级液缸驱动方式的膨胀尾管悬挂器,在施工工艺研究的基础上成功完成了入井试验和现场应用,实现了全部设计指标,研究成果对于开窗侧钻井、小间隙井尾管固井有参考意义.

摘要： 南堡5-85侧井是部署在黄骅坳陷南堡凹陷南堡5号构造南堡5-85区块的一口深井侧钻三维定向井,侧钻点位于3960m,目的层为沙河街组三段,设计井深5552m.该井钻进过程中面临的主要难点有:地层可钻性差,微裂缝发育漏失风险高,火成岩与砂泥岩互层井壁稳定性差,致密气藏保护难度大,井深温度高固井难度大.为此,在分析南堡5号构造的工程地质特征的基础上,结合邻井实钻资料,在钻进中综合应用了微心PDC钻头配合螺杆复合钻井、180°C抗高温聚束型低自由水钻井液及两凝高温防窜水泥浆体系等技术.实钻表明,现场应用效果良好,南堡5-85侧井导眼钻至5470m、主井眼钻至5129m顺利完钻,是南堡5号构造首例未发生任何坍塌、漏失复杂事故的天然气井,该井在井斜、位移较邻井均大幅度增加的情况下钻井周期及井径扩大率均有所降低,有效缩短储层浸泡时间,提高气藏保护效果,APR测试结果显示该井表皮系数为-4.85,压后放喷日产气1.1万方/天.实践证实在南堡5-85侧井应用形成的深层天然气藏钻井技术可为南堡5构造以及类似气藏钻探提供重要参考.

摘要： 本发明涉及适用复杂地层钻井的PDC钻头随机磨损侧力平衡布齿法，属于油气钻井工具的动力学领域。该方法主要包括：抽样统计油田钻井现场钻头磨损高度；将磨损高度用概率分布形式表述；产生布齿参数；计算布齿参数对应无磨损和随机磨损状态下的侧向力；计算当量侧向力；构建当量侧向力与布齿参数间的近似模型；判断近似模型的精度是否符合要求；循环提升模型精度和结果输出等共14个步骤。本发明能够使PDC钻头在钻进复杂地层时，PDC钻头所受侧向力随着切削齿的随机磨损变化小，且维持在较小值附近，能够提升PDC钻头的钻进稳定性、减小起下钻次数、降低钻井成本、提高钻井效率。

摘要： 本发明涉及深井钻井井底钻井液单侧旋流提速工具，主要由进液口、支撑杆、螺旋叶轮、V形凹槽、排固喷射口和出液口组成。该工具是解决深井井底钻井液密度高，压持效应严重，机械钻速低的问题。深井钻井井底钻井液单侧旋流提速工具具体实现过程如下：自上而下流动的钻井液流经深井钻井井底钻井液单侧旋流提速工具时，一部分通过深井钻井井底钻井液单侧旋流提速工具外的空间直接流出；另一部分从进液口流入深井钻井井底钻井液单侧旋流提速工具。高压高速的钻井液冲击深井钻井井底钻井液单侧旋流提速工具内的螺旋叶轮高速旋转，螺旋叶轮将钻井液中的固相颗粒旋转运移至V形凹槽内，通过V形凹槽收集分离后的固相颗粒并由上下两个排固喷射口喷出钻杆外。该工具能有效降低深井井底压持效应，提高机械钻速，降低成本。

摘要： 本实用新型涉及深井钻井井底钻井液单侧旋流提速工具，主要由进液口、支撑杆、螺旋叶轮、V形凹槽、排固喷射口和出液口组成。该工具是解决深井井底钻井液密度高，压持效应严重，机械钻速低的问题。深井钻井井底钻井液单侧旋流提速工具具体实现过程如下：自上而下流动的钻井液流经深井钻井井底钻井液单侧旋流提速工具时，一部分通过深井钻井井底钻井液单侧旋流提速工具外的空间直接流出；另一部分从进液口流入深井钻井井底钻井液单侧旋流提速工具。高压高速的钻井液冲击深井钻井井底钻井液单侧旋流提速工具内的螺旋叶轮高速旋转，螺旋叶轮将钻井液中的固相颗粒旋转运移至V形凹槽内，通过V形凹槽收集分离后的固相颗粒并由上下两个排固喷射口喷出钻杆外。该工具能有效降低深井井底压持效应，提高机械钻速，降低成本。

摘要： 本发明提供一种侧钻井和小井眼井用预置小直径管生产方法，具体步骤为：步骤一，将侧钻井和小井眼井用裸眼封隔器压裂与预置小直径管生产的压裂管柱下放到目的储层预定位置，确保套管封隔器悬挂于侧钻井开窗处以上10～15m的位置，喷砂器对准需改造储层，多个储层封隔器卡住储层改造段位置，同时避开套管节箍；步骤二，泵送大直径钢球座落在变径丢手回接筒处，打压至25Mpa时，套管封隔器和储层封隔器坐封；打压至35Mpa时，丢手回接筒丢3手，起出丢手回接筒以上部分。本发明从油套环空注入压裂液，施工排量可达6m3/min以上，可以扩大改造规模，延长裂缝延伸距离；提高了气井携液能力，延长气井生产期的同时，可以大幅降低气井生产成本。

摘要： 本发明提供了一种侧钻井完井工艺方法，通过在小直径套管上部安装尾管悬挂与回接一体化工具，完成小直径套管在原井眼内的固井、悬挂后在小直径套管上部留有回接筒，压裂施工时可以将密封插管同小直径套管连接下入侧钻井内，将密封插管插入回接筒内形成类似于新井的井筒，实现侧钻井井筒全通径，提高整个井筒的承压能力为后续储层实现多层、段改造、隔水采油创造条件。

摘要： 本发明公开了热采侧钻井井筒热力参数计算系统，包括数据录入模块、井筒热力参数计算模块、中间参数处理模块及数据输出模块，还公开了一种热采侧钻井井筒热力参数计算方法，包括以下步骤：井筒分段：段一蒸汽热力参数计算；中间参数的处理；段二蒸汽热力参数计算；两段热力参数整合，本发明适用于稠油油藏采收技术领域，提供了一种侧钻井注蒸汽井筒热力参数的分段计算方法，能够处理复杂结构井的蒸汽热力参数计算，提供了一套变井眼、变隔热管组合的复杂井况热力参数计算系统，实现了计算过程的程序化、简单化，中间参数的处理实现了不同井段之间的无缝衔接；参数整合实现了全井筒蒸汽热力参数的耦合。

摘要： 一种侧钻井固井悬挂封隔装置属于油汽田用井下工具技术领域。本发明包括悬挂器、回接插管和小胶塞，其特征在于，所述悬挂器包括第二中心管，所述第二中心管的下端与悬挂密封套的上端连接，所述悬挂密封套的下端与连通套的上端连接，所述悬挂密封套与所述连通套之间相连接处的环槽内设置有悬挂组合密封，所述连通套下端与锁定套上端连接。本发明内通径大、耐压高，提高了密封回接后工具整体的密封性能，保证后期压裂施工，达到侧钻井开发目的。

摘要： 本发明是一种侧钻井大通径套管扶正器及其完井管柱和施工方法，本发明中的套管扶正器包括上接头、中心管和下接头，扶正筒的筒体是筋条状筒体，扶正筒和驱动筒套装在中心管的外面，定时限位筒安装在中心管与下接头之间，中心管的上部与上接头连接，驱动筒的下部与下接头连接，定时限位筒被挤紧在中心管与下接头之间。本发明中的完井管柱设有浮鞋、浮箍和套管液压悬挂器，浮鞋、浮箍和套管液压悬挂器自下而上由套管连接并由钻杆或油管下入侧钻井井底，在浮箍以上的完井管柱中，通过套管按照完井管柱的设计要求连接着侧钻井大通径套管扶正器。本发明工艺简单可靠，有效延长了侧钻井的使用寿命并能够产生显著的经济效益。

摘要： 本实用新型公开了一种侧钻井生产用废弃钻井液暂存装置，涉及侧钻井装备技术领域,包括安装固定机构及其上端的遮挡板，遮挡板的内部设置有输出机构与电源管。遮挡板上安装有第一过滤网，第一过滤网与遮挡板间形成过滤腔，输出机构设置在过滤腔内部。输出机构将暂存装置内的钻井液泵出。安装固定机构能直接将遮挡板安装到连接座上，再将固定座上的地钉插入土地中，能方便地完成整个暂存装置的快速安装或拆卸。第一过滤网和安装在输出管下端的第二过滤网可以对钻井液内部的杂物进行过滤，防止杂物堵塞输出管影响钻井液的泵出，便于将其存储的钻井液按要求输出至运输容器中，送至废弃钻井液处理工序，具有结构简单，操作方便，适于实用等优点。

摘要： 本实用新型提供一种适用于侧钻井固井质量检测的扇区声系结构，包括三个开槽外壳、四个传感器总成、三根金属软管、活塞总成，其特征在于：每个开槽外壳内安装一根金属软管，相邻的传感器总成之间通过开槽外壳螺纹连接成一体，所有传感器总成的压电陶瓷传感器连通的空腔通过开槽外壳内的金属软管连接成一体，两侧的传感器总成引出连接端头，其中一端头与活塞总成相连，整个空腔内注满硅油，通过活塞总成与外界环境形成压力平衡。本实用新型结构特点在于整个声系结构紧凑，满足小直径50mm的情况下，隔绝直达波、增大压电陶瓷的外形安装尺寸，降低传感器的谐振频率，提高固井质量地层波的分辨率。