开窗侧钻对钻柱螺纹应力与密封性能的影响分析

为分析开窗侧钻过程对钻柱螺纹接头强度与密封性能的影响,考虑螺纹在倒划眼和开窗侧钻时的工作状态,建立了钻柱螺纹接头三维有限元模型,分析了复杂载荷下螺纹接头应力和接触压力的分布规律,研究了不同材料和不同公差配合下螺纹接头的应力和密封性能,并与文献计算结果进行对比,验证了模型的准确性。研究表明:开窗侧钻时,螺纹接头受到的弯矩最大,主副台肩拉伸侧密封性能只有压缩侧的52.0%;倒划眼作业时,井口处钻柱受到的轴向载荷最大,外螺纹前两圈齿根应力超过屈服强度,存在断裂风险,主台肩面脱离、螺纹接头密封失效;随着材料弹性模量降低,螺纹接头在开窗侧钻时承受的弯矩减小,当材料弹性模量降至50.0%时,螺纹最大应力减小了17.0%,最小接触压力减小了19.6%;在极限公差下,螺纹接头主要由副台肩承受接触压力转变为主要由主台肩承受接触压力,副台肩应力得到改善,但密封性能完全失效。根据开窗侧钻过程中螺纹结构应力状态的研究结果,可通过改变螺纹材料和公差配合提高钻柱接头的安全性与密封性。

胜利油田小井眼定向套管开窗侧钻技术

胜利油田为了降低钻井综合成本,延长老井生产寿命,提高原油采收率,达到增产、稳产的目的,研究应用了小井眼定向套管开窗侧钻技术,在胜利油田1999-2007年间500多口定向井中的应用表明,该技术能明显提高油井产能,累计增油73×104t。从套管开窗、定向侧钻和固井技术三方面详细介绍了小井眼定向套管开窗侧钻的施工工艺及注意事项,指出适用于小井眼套管开窗侧钻井的钻头选型困难是影响机械钻速的主要因素,应根据地层特性有针对性地设计钻头,从而提高综合经济效益。

井壁加固技术研究进展

深井重钻井液窄安全密度(压力)窗口的钻井、钻井液技术问题是钻井工程亟待解决的重大技术难题,而井壁加固技术是目前能够有效增大钻井安全密度(压力)窗口的重要技术手段之一。国内外几种主要井壁加固技术的综合分析表明,井壁加固技术在增大钻井安全密度(压力)窗口、保证深井复杂井安全钻井方面有较大的技术潜力,迫切需要加大研究力度。成功实施井壁加固技术的关键因素是不稳定地层特性的分析、挤入压力的确定与控制、井壁加固工作液体系的选择等。井壁加固技术今后的发展方向主要是研究功能更强、与钻井液相容性较好的井壁加固工作液体系;研究随钻井壁加固工作液体系;利用深井高温高压的特性,运用物理化学方法,研究新型的井壁加固工艺技术。

轮古40C井套管开窗侧钻小井眼定向钻井技术

在老井改造措施中,采用套管开窗侧钻比较普遍,而在侧钻过程中经常会遇到不同的地层压力系数,必须增加一层套管,这样就得用更小尺寸的钻头钻进,施工难度也随之加大。轮古40C井所遇到的正是此种情况。为了预防窗口小影响下步施工,在塔里木油田深井中,套管开窗侧钻一般采用锻铣套管开窗,为减少施工工序,该井使用了斜向器开窗,并在152.4mm井眼顺利下入了127mm尾管并固井,然后用104.8mm钻头钻达设计井深。通过该井的成功探索,说明使用一次性斜向器开窗侧钻是可行的;钻104.8mm小井眼时,防止发生钻具事故是关键,如果钻具脱落,首选公锥进行打捞。

中原油田文101区块开窗侧钻钻井液技术

针对中原油田文101区块地层压力系数不可靠、砂岩地层掉块、出水和井漏等问题,优选抗盐两性离子磺酸盐聚合物CPS-2000、聚合铝防塌剂AOP-1、防塌润滑剂JHF-2等处理剂配制成了聚合物钻井液。该钻井液性能稳定、抑制性强和润滑性好,且防塌效果明显,满足开窗侧钻小井眼钻井的需求。在文101-侧17井、文101-侧49井和文284侧井的施工过程中,井壁稳定,井径规则,井径扩大率小,电测和下套管均一次性成功。

胜利油田小眼井套管开窗侧钻技术

根据套管开窗定向侧钻技术在胜利油田研究、发展和实施的具体情况 ,着重介绍了小眼井套管开窗侧钻定向井、水平井的开窗侧钻、井眼轨迹测量与控制等施工工艺和技术措施 ,并结合营 6 6 -侧 37井和梁 11-侧 34井的具体施工情况 。

小骨窗开颅血肿清除术与穿刺外引流术治疗高血压基底节区脑出血的疗效比较

目的通过比较小骨窗开颅血肿清除术与穿刺外引流术治疗高血压基底节区脑出血的近期疗效及远期预后,探讨微创术治疗本病的治疗方案。方法收集134例高血压性基底节区脑出血住院患者的出血量、GCS评分和出血部位等临床资料,根据其治疗方案分为小骨窗开颅血肿清除术和穿刺外引流术,以第30天CSS评分为近期疗效,6个月GOS评分为预后指标。采用SPSS 10.0软件,分析不同出血量、GCS评分水平、不同出血部位的患者近期疗效和预后与治疗方案的关系。结果按出血部位分层,在外侧型和大量出血型中,两种治疗方式的近期疗效及预后差异有统计学意义,其他出血部位两种治疗方式差异无统计学意义,按病情分层,GCS评分6～8分和GCS评分9～12分两种治疗方式的近期疗效及预后差异有统计学意义,GCS评分13～15分,两种治疗方式近期疗效及预后差异无统计学意义;按出血量分层比较,出血量<50 mL,小骨窗开颅血肿清除术的近期疗效及预后均好于穿刺外引流术。出血量≥50 mL,近期疗效两种治疗方式无差异,但预后比较,小骨窗开颅血肿清除较血肿穿刺外引流术好。结论高血压性基底节区脑出血的治疗方式,小骨窗开颅血肿清除术较穿刺外引流术效果较好。

张海502FH大位移分支水平井钻井技术

张海502FH井为一口大位移分支水平井,该井井底水平位移、水平段长度均创造了目前国内陆地钻井的最大纪录。该井钻井过程中存在φ244.5 mm技术套管内开窗难度大、摩阻扭矩预测及井眼清洁困难、钻井参数及欠尺寸稳定器的优选困难、完井作业难度大等技术难题,从套管开窗、井眼轨迹控制、钻井过程中摩阻扭矩预测、倒划眼起钻井眼清洁、钻井液及完井技术等方面,详细讨论了主要技术、先进工具的应用和应用效果。该井的成功为今后钻类似井积累了经验。

缅甸D区块Yagyi-1x井控压钻井技术

缅甸D区块极易发生井漏与坍塌等井下故障,严重影响了钻井时效。结合该区块的压力剖面和钻井实践分析认为,钻井液安全密度窗口窄是引发井下故障的主要原因。由于控压钻井技术是解决窄安全密度窗口安全钻进问题的有效技术手段,因此首先结合缅甸D区块的实际情况分析了控压钻井技术在该区块的适应性,并制定了Yagyi-1x井控压钻井技术方案。该井五开井段应用了控压钻井技术,有效缓解了漏失,解决了井壁坍塌的技术难题,提高了钻井时效(与Yagyi-1井相比,提高28%)。

φ139.7mm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。

克拉美丽气田小井眼套管开窗侧钻及裸眼分段压裂技术实践

本文以克拉美丽气田的应用为例,介绍了套管开窗侧钻技术及裸眼分段压裂技术在139.7mm套管内应用情况,阐述了该技术的施工步骤、方法、关键技术及难点,对小尺寸老井复活具有重要的指导意义。

渤海中深井复杂地层岩石特性及安全钻井周期研究

渤海渤中中深层油气资源是渤海湾增储上产重点领域之一,钻井过程中复杂情况发生率高、钻井周期长等制约了中深层油气资源安全高效规模开发。针对渤中中深井井壁失稳等问题,开展了中上部泥页岩、深部潜山砂砾岩等复杂地层岩石特性研究,结合区域地应力分析,揭示了定向钻进过程中坍塌压力、破裂压力随井斜角、方位角的变化规律,建立了渤中区域中深层钻井安全密度窗口图版;基于钻井液浸入后岩石强度特性实验研究,建立了渤中区域中深井安全钻井周期图版。研究结果表明,渤中区域东营组泥页岩呈现明显的各向异性特征,垂直方向取心的强度显著高于水平方向的强度;随井斜角和方位角变化,潜山组地层破裂压力当量密度在1.84~2.73 g/cm^(3)变化;地层坍塌压力当量密度在1.15~1.40 g/cm^(3)变化;渤中区域风化带附近裸眼段安全钻井周期在15天左右,潜山安全周期在20天左右。本文研究结果对渤中区域中深井钻井设计、施工作业降低复杂情况、保障作业安全具有重要意义。

桩古15-多1井钻井完井技术

桩古15-多1井是一口老井修复侧钻定向井,由于地层硬、倾角大,而且裂缝发育良好,给施工带来很大的难度。详细介绍了该井工程地质设计、主要技术措施、钻井工艺、完井作业、钻井液技术和堵漏技术。

钻孔扩窗治疗外伤性慢性硬膜下积液

目的:探讨钻孔扩窗治疗外伤性慢性硬膜下积液的疗效。方法:外伤性慢性硬膜下积液6例,均采用钻孔扩窗开颅手术清除。结果:6例全部治愈,术后随访3个月～2年,无一例积液复发;结论:钻孔扩窗治疗外伤性慢性硬膜下积液效果好,值得推广应用。

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。

胜利油田水平井钻井技术现状与发展趋势

随着钻井区域不断扩大,钻井难度不断增加,水平井作为提高油气勘探开发最有效的的手段之一,应用越来越广泛。多年来,胜利油田经过不断的技术攻关研究与推广应用,水平井钻井技术取得了很大进展。简要回顾了胜利油田水平井钻井技术发展过程,详细介绍了胜利油田目前水平井钻井技术现状,并分析了下一步技术发展趋势。

控压钻井井底压力控制方案研究及其应用

窄钻井液密度窗口极易造成漏、喷、塌、卡等钻井复杂情况,尤其是当钻遇窄钻井液密度窗口泥页岩井段时,水化膨胀作用导致安全钻井问题变得更加复杂。安全钻井液密度窗口的准确建立以及井底压力的精确控制,是窄钻井液密度窗口地层安全、快速钻井的关键。为此,研究了一套窄钻井液密度窗口地层安全钻井井底压力精确控制方法。该方法以精细地应力场及泥页岩水化特性研究为基础,通过安全钻井液密度窗口、泥页岩坍塌周期以及钻井液当量循环密度分析,优选合理的安全钻井井底压力;并针对砂岩、泥页岩地层的不同特性,分别制定相应的井底压力控制方案,实现安全钻进。研究成果可用于指导控制压力钻井井底压力控制方案的设计施工。

侧明151井φ139.7mm套管走向开窗侧钻小井眼技术的研究

侧明151井是中原油田φ139．7mm套管定向开窗侧钻小井眼技术攻关的第一口井。该井斜向器陀螺定向、φ139．7mm套管开窗、修窗一次成功，整个裸眼段φ116mm小井眼轨迹控制良好，完全达到设计要求，为中原油田老井侧钻、特别是小井眼套管定向开窗侧钻小井眼技术的提高打下了坚实的基础。文中详细介绍了该井的施工情况及技术特点。

高性能水基钻井液在中原小井眼侧钻水平井中的应用

中原工区为挖潜老油田的剩余产能、降低钻井成本,逐渐部署开窗侧钻水平井。开窗侧钻水平井存在泥页岩含量高、井壁易失稳,短半径水平井模式狗腿度大、定向易托压,小井眼环空压耗高、携岩带砂难度大等难题。因此,本研究研制具有强抑制、强封堵、高润滑和流型好的高性能水基钻井液,首批现场应用2口井,结果表明:该钻井液对沙一段至沙三段泥岩井壁稳定周期较长;润滑性好,定向正常,起下钻摩阻低;流变参数稳定,携岩能力强,保证了井眼清洁及岩屑床的清除;缩短了钻完井周期,实现了老浆的回收再利用,降低了钻井成本,对推动老油田剩余产能挖潜具有重大意义。

曲斜七井悬空侧钻技术

利用老井眼定向侧钻新井眼，对地质构造重新认识和评价，可大大降低钻井成本，加快勘探开发的进度。本文介绍了曲斜七井悬空侧钻采用的钻具组合及工艺措施，并对其泥浆技术和降压解卡技术也进行了描述。该井的成功，不但取得了良好的经济效益，也为日后充分利用老井眼侧钻新井眼积累了经验。