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长深1井区钻井技术总结

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钻井 技术 总结
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长岭坳陷深层钻井技术总结自 2002长岭坳陷相继施工了坨深 5 井和坨深 6 井,采用三开井身结构和钻井院深井钻井液研究成果“两性离子聚合物抗高温钻井液” ,基本满足了施工需要。为长岭坳陷深层钻井积累了一定的经验。2005 年的长深 1 井顺利完井和重大发现,揭开了长岭坳陷大范围火山岩钻探的序幕。2005 年末开始,相继开钻了长深 1 5 口深井,目前正在施工和相继完井。预计 2006 年下半年将进行长深 4、长深 5 等深井施工。通过近两年在长岭深层的施工,在提高机械钻速、井壁稳定、完井技术等方面均取得了长足的进步。当然,由于以往吉林油田深井较少,深层施工经验不足,在施工过程中还存在着机械钻速相对偏低等影响深井施工的问题,需要通过科研和生产实践逐步加以解决。一、 深井提速工作及辅助工程技术取得的进展和下步将进行的工作1、提速工作目前现状通过坨深 5 井、坨深 6 井和长深 1 井施工经验的总结以及借鉴大庆徐家围子地区钻头使用经验,本着边研究、边实践应用的原则,在长岭深层 06 年第一轮井的施工中,初步优选了长岭深层钻头系列,具体如下表:表 1 长岭深层第一轮井钻头优选情况(长深 1序号尺寸量钻进井段2×1 0~450 4502 2×1 扫塞32 450~2100 16505 2100~2500 4008 2500~3245 74514 R×1 3245~3405 160全面钻进15 3405~4050 645取心 1 35655该设计钻头系列在现场取得了较好的应用,其中长深 1在 井段使用 头取得 ,在长深 1井段使用 头取得 。设计的列钻头,在二开和三开井段取得了较好使用效果。具体情况如下表:表 2 长岭深层第一轮井钻头实际使用情况(长深 1序号 规格型号 地层 井段 钻时 机械钻速1 13:15 9:45 0:00 2:20 1:45 2801 107:05 1:35 62:10 3:35 7:15 7:45 1:00 井提速下步需进行的工作由于大庆油田在松辽盆地徐家围子地区首先开展了类似地层的钻井提速技术研究和现场实践,积累了丰富的经验。钻井工艺研究院组织相关技术人员到大庆油田进行了专题调研工作,确定了吉林油田长岭深层钻井提速下一步的主攻方向,制定了钻井提速试验方案。主要工作思路如下:1、以优选钻头为主,其他配套技术(复合钻井、旋冲钻井、气体钻井)为辅的提速方案。 (利用软件进行地层可钻性分析,建立地层可钻性剖面,为优选钻头提供依据)2、根据大庆深层钻井提速经验,确定二开(约 2200,层位泉二段)以优选 头为主攻方向,利用合适的 头基本打完二开进尺。目前大庆油田徐家围子地区已经使用 头钻至登娄库组地层(与吉林长岭深层相比地层浅 600 米左右) ,其中泉三以上地层使用国产 克) ,泉二到登三,使用进口 德,去掉扶正圈) 。吉林油田长岭深层泉头组地层已进行了头的尝试,在长深 1 (泉二—泉一段)井段采用瑞德钻头取得 ,与同层位牙轮钻头相比提高 30%以上。预示着较好的研究应用前景。3、复合钻井技术使用井段:2200A、利用测井资料+钻井资料分析手段,对地层硬度形成一定认识。B、优选螺杆C、螺杆4、钻进参数优化目前钻具组合,在维持二开 眼环空返速满足携岩需要的情况下,二开下部井段管内压耗均在 80%以上。因此在现场机泵条件下,如何优化钻进参数是提高机械钻速的重要研究内容。表 3 长深 2 井设计水力参数序号井段50~2000 60 000~2500 24×3 55 500~ 50 758~4560 2×3 32 体钻井实验调研(1)七北 101 井采用气体为循环介质,用 24 天即从 472m 均机械钻速高达 d,是七里北 1 井同层段平均机械钻速的13 倍多,钻井时间节约了 77%。七北 101 井气体钻井总进 2709m,占设计井深的 55%。 表 4 七北 101 井气体钻井与常规井对比七北 101 与七北 1 井相比井眼尺寸或层位井 段(m) 钻井介质平均机械钻速(m/h) 提高17 1/2″ 115~274 空气泡沫 74%12 1/4″ 1750~2056 纯空气 68% 须家河 2587~2944 氮气 12 1438% 雷口坡、嘉陵江 2944~3426 氮气 30% (2)大庆租用辽河和新疆的设备施工了 2 口井(空气钻井和氮气钻井) ,应用井段为非产层,单纯提速目的,提速 5,经济效益不明显。问题:遇水将产生井壁稳定问题6、旋冲钻井(该技术需进一步调研)一种通过加装在钻头这上的液动冲击器,在旋转的同时,产生的高频冲击载荷作用于钻头,以达到旋转冲击联合破岩目的的钻井技术。该技术特点:(1)大幅度地提高可钻性级值 4 级以上,抗压强度大于 100硬脆地层的机械钻速;(2)在常规排量下均可正常工作,任何时候都不影响常循环;(3)可减少井斜,提高井身质量;(4)冲击器工作可靠,性能稳定,参数可调,使用方法。(5)先后在四川、青海、吐哈、胜利等油田及美国、加拿大等进行了 15 口井现场应用,提高机械钻速 30%以上,主要元件使用寿命超过 100 小时,降低钻井成本 5%以上。 7、防断钻具措施在更新钻铤的基础上,二开以采用改进的钻具组合为主,以抽上加下倒换、定期钻铤探伤、使用变径接头、限定使用时间、错扣起钻检查、控制有害固相为辅的钻具防断配套措施;三开钻进一律使用防共振钻具组合。对泉四段以下地层,使用 头必须配合螺杆钻进,以防止断钻具事故发生。二、长岭坳陷深层常规钻井钻井液技术(一)长岭坳陷深层钻井液技术难点根据长岭地区深层钻井井身结构、地层等情况,该地区钻井液存在以下难点:1、该地区二开穿过嫩江、青山口等复杂地层,同时地层可钻性较差,钻井周期相对较长(一般应在 80) ,上部裸眼井段侵泡时间长,井壁稳定问题相对突出。因此应着重加强二开中上部井段防塌工作,延长中上部井段井壁稳定周期。2、与其他决大部分油田相同井深相比,吉林油田地温梯度相对偏高,钻井液深层高温稳定性是下部井段维护的难重点。3、该地区二开一般深度应在 3000 米以上,由于使用 φ127杆,随着二开井深增加,钻具内循环压耗增大,在 2000 米以后,钻具内压耗占总泵压的 80%以上。在泵压允许的条件下,排量一般最高能达到 50L,环空返速在 ,环空清岩相当困难。在钻具旋转带动下,部分细小钻屑附着在井壁表面,形成虚泥饼和假缩径,造成起下钻困难,使用 头在高转速情况下以上现象尤其严重。应注重钻井液的携屑能力,并配合短起下钻等工程措施,保证井下清洁,井眼畅通。(二)长岭坳陷深层钻井液 06 年年初技术现状和开展主要研究工作及进展1、06 年年初现场钻井液技术现状06 年年初,在集团公司市场部统一部署下,对今年施工的几口深井进行了现场跟踪分析,从目前施工情况看,钻井液性能相对平稳,基本达到了现场施工要求,但还存在以下几方面问题:(1)由于深井施工经验不足等因素,两个公司在钻井液体系使用上存在较大差别,钻井一公司因为有长深 1 井和坨深 6 井施工的成功经验,对设计的钻井液体系以及该体系维护处理方式掌握较好,现场施工的的几口井大体在设计体系和性能内运行。钻井二公司施工的长深 103 井现场应用的钻井液基本延续使用的大钾钻井液属于分散类钻井液,对下部井段固相控制不利,中下部井段大分子转为包被剂,现场操作比较复杂。(2)现场处理过程中,防塌等专用处理剂加入井段、层位有较大差别,针对性不强,尤其是嫩江组塌类处理剂加入偏少,不利于长时间裸眼情况下井壁稳定。(3)部分处理剂使用目的或效果不明确,例如今年年初施工的几口井的上部井段均加入一定数量的聚合醇,该处理剂在使用前后对钻井液性能改善情况和使用效果均没有有用的评价结果。另外从伊通地区泥浆室内研究情况和其他油田对该类处理剂使用情况看,该处理剂作为防塌用有效加量达到 3%时对井壁稳定才能产生明显效果,目前现场加入的量远没有达到该用量,因此该处理剂是否该使用聚合醇类处理剂需进行深度评价。(4)目前施工的几口井的固相控制工作与深井钻井液技术要求存在较大差距,尤其四级固控中的除砂器、除泥器使用效率低。部分井震动筛筛布使用 60 目以下的情况。以上情况造成在不使用离心机情况下钻井液劣质固相明显偏高,长时间使用离心机使固相无选择的清除,造成优质固相和处理剂大量损失,使钻井液性能不稳。同时劣质固相高造成钻井液摩阻偏高(一般在 上) ,滤饼质量不好,易发生粘卡等井下复杂事故。流变性控制困难,处理剂损耗量较大。2、目前钻井液技术主要研究工作根据 06 年年初长岭深层钻井液技术现状,钻井院及时的对现场使用的钻井液进行了抑制性等的评价工作,优化和完善了钻井液体系,规范了维护处理技术,主要工作体现在以下几方面:(( 1)钻井液与地层的配伍性评价)钻井液与地层的配伍性评价通过对年初该地区两公司现场使用的几类钻井液进行评价,确定了两性离通过对年初该地区两公司现场使用的几类钻井液进行评价,确定了两性离子聚合物抗高温钻井液体系为该地区设计选用的钻井液体系,主体配方为子聚合物抗高温钻井液体系为该地区设计选用的钻井液体系,主体配方为 4+%%铵盐+2%磺化褐煤+2% 磺化酚醛树脂+1%磺化沥青。几种钻井液配方评价情况如下表:表 5 常规性能评价序号 ф600 ф300 ф200 ф100 ф6 ф3 滤失量( 65 40 30 20 6 3 9 69 58 40 10 8 1 32 24 15 4 3 1 41 32 22 8 6 8 30 25 16 6 4 6 35 28 15 12 10 :4+%%铵盐+2%磺化褐煤+2%磺化酚醛树脂+1%磺化沥青配方 2:4+% 铵盐+2%磺化褐煤+2%磺化酚醛树脂+1%磺化沥青配方 3:4+% 铵盐+2% 磺化褐煤+2%磺化酚醛树脂+1%磺化沥青+3%聚合醇以上三个配方用泉头组岩屑 120℃滚动 16 小时配方 4::4+%%铵盐配方 5:4+% 铵盐+1%磺化沥青配方 6;4+% 铵盐+3% 聚合醇以上三个配方用青山口组钻屑 85℃滚动 16 小时表 7 滚动回收率试验(120℃)序号 10 目% 20 目% 40 目%配方 1+泉一组岩屑 +泉二组岩屑 +泉三组岩屑 +泉一组岩屑 +泉二组岩屑 +泉三组岩屑 +泉一组岩屑 +泉二组岩屑 +泉三组岩屑 滚动回收率试验(85℃)序号 10 目% 20 目% 40 目%配方 4+青一组岩屑 +青二+三组岩屑 +青一组岩屑 +青二+三组岩屑 +青一组岩屑 +青二+三组岩屑 )抗温性能评价吉林松南地区的平均地温梯度吉林松南地区的平均地温梯度 ,最深目的层砂河子组的埋深预计,最深目的层砂河子组的埋深预计为为 4500 米,所以研究试验具有抗温能力米,所以研究试验具有抗温能力 180℃ 的钻井液钻井液技术。的钻井液钻井液技术。抗温性能实验1 号:4%土+1%铵盐+%%% 2 号:1 号+3% 1 号:47,27,20,12,4,22 号:38,26,18,10,2,1高温(180℃): 1 号:64,44,35,21,:75,55,45,30,5,4从抗温情况看,1 号配方在高温条件下流变性能相对稳定。(3)该地区 2000 米以后,来自地层的钙离子污染钻井液,钻井液性能的恶化,失水偏大,通过室内优选,评价出抗温抗盐降滤失剂 (( 4)流变性调整实验研究)流变性调整实验研究为满足两性离子聚合物抗高温钻井液下部井段流变性性调整需要,在室内为满足两性离子聚合物抗高温钻井液下部井段流变性性调整需要,在室内对抗高温稀释剂进行了优选,通过实验评价,在种降粘剂中优选出对抗高温稀释剂进行了优选,通过实验评价,在种降粘剂中优选出 为下部井段降粘剂。该处理剂在现场取得非常满意的使用效果。(三)目前长岭深层常规钻井钻井液技术要求1、长岭深层钻井液技术主题思路结合以上钻井液技术难点分析;钻井院目前在该地区深层钻井液研究成果和其他油田深井钻井液应用情况,制定了长岭深层年钻井液现场施工方案和技术要求,主体思路主要有以下几方面:(1)钻井液体系以两性离子聚合物抗高温钻井液体系为主,辅助防塌剂、封堵剂、润滑剂等组成配方。(2)进入嫩江组前在基本配方基础上加入 制嫩江组地层坍塌,延长井壁稳定周期满足长时间裸眼井壁稳定需要。(3)进入青山口组前在上部井段维护处理的基础上,加入 1%磺化沥青控制青山口组地层坍塌,维护井壁稳定。(4)井深 2500 米后,分三次加入 2%磺化酚醛树脂和 化褐煤,在 200井段范围内逐步转化为聚合物磺化抗温钻井液。(5)下部井段在高温高压滤失量偏高的情况下,加入 2%高温降滤失剂)辅助控制高温高压滤失量。(6)上部井段粘度偏高时以 制粘度为主。下部井段粘度偏高以褐煤树脂或 温降粘剂)控制粘度。(7)合理控制固相是钻井液性能稳定的前提,深井钻井需配备四级固控设备。2、钻井液处理方案(具体井深度可根据实际地质情况调整)(1)一开钻井液处理方案配浆配方:5土+碱+火碱+盐如一开井深超过 500 米,则配浆时加入 盐溶液维护钻井液失水,用 制钻井液粘切。(2) 二开钻井液处理方案配浆配方:5%土+碱 +碱+盐+a、500补量和维护要求:钻进过程按配方 盐+成胶液补量;用 制粘度(注意固相控制)b、钻进至 1200 米加入 止嫩江组和下部地层失稳。 (分两次在150 米井段内加入)c、1200补量和维护要求:钻进过程按配方 盐+成胶液补量;用 制粘度(注意固相控制,该井段是固相控制重点井段)c、钻进至 2400 米加入 1%磺化沥青防止青山口组和下部地层失稳。 (分两次在100 米井段内加入) 。d、2400补量和维护要求:钻进过程按配方 盐+%成胶液补量;用褐煤树脂控制粘度(注意固相控制,和水化土的补充)e、钻进至 2700 米加入磺化酚醛树脂 2%;磺化褐煤 分三次在 150 米井段加入,逐步转化为少聚多磺)f、2700 盐+%%磺化沥青+2%酚醛树脂+煤配胶液维护,粘度偏高,失水在设计以内情况下,降低维护胶液的浓度;粘度偏高,失水偏大情况下,采用 粘,适当加入 制失水;粘度偏低,失水在设计范围内,可适当补充预水化膨润土;粘度偏低,失水偏大,适当提高维护胶液浓度,必要时同时加入适量预水化膨润土。 (3) 三开钻井液处理方案配浆配方:二开井浆稀释至 35,按配方:盐+%%磺化沥青+2%酚醛树脂+煤补充处理剂维护处理:粘度偏高,失水在设计以内情况下,降低维护胶液的浓度;粘度偏高,失水偏大情况下,采用 粘,适当加入 制失水;粘度偏低,失水在设计范围内,可适当补充预水化膨润土;粘度偏低,失水偏大,适当提高维护胶液浓度,必要时同时加入适量预水化膨润土。 3、长岭深层固控设备的要求及目前配备情况、长岭深层固控设备的要求及目前配备情况固控设备(四级)的合理配备与合理使用是保证深井钻井液维护和处理的固控设备(四级)的合理配备与合理使用是保证深井钻井液维护和处理的关键,因此针对长岭深层钻井情况,对固控设备提出具体配备和使用提出具体关键,因此针对长岭深层钻井情况,对固控设备提出具体配备和使用提出具体要求。要求。固控设备配备和使用具体要求(1) 高频振动筛 2 台,上 120 目筛布,使用率 100%。(2) 除砂器 1 套,使用率 100%。(3) 除泥器 1 套,使用率 100%。(4) 高、低速离心机各 1 套。(5) 除气器 1 套。(2) 各井队目前实际固控设备统计表 9 50控设备统计表技术状况序号 名称 规格型号 单位数量厂家完好 待修1 离心机 1 广汉西部石油勘探装备有限责任公司完好2 离心机 1 广汉西部石油勘探装备有限责任公司完好3 振动筛 ( 3 华北石油管理局第一机械厂完好4 振动筛 ( 华北石油管理局第一机械厂完好5 振动筛 ( 华北石油管理局第一机械厂完好6 除泥器 1 大港中成 完好7 除砂器 1 大港中成 完好表 10 50200 队固控设备统计表技术状况序号 名称 规格型号 单位数量厂家完好 待修1 离心机 1 广汉西部石油勘探装备有限责任公司完好2 离心机 1 广汉西部石油勘探装备有限责任公司完好3 振动筛 ( 3 华北石油管理局第一机械厂完好4 振动筛 ( 华北石油管理局第一机械厂完好5 振动筛 ( 华北石油管理局第一机械厂完好6 除泥器 1 大港中成 待修7 除砂器 1 大港中成 完好表 11 50568 固控设备统计表技术状况序号 名称 规格型号 单位数量厂家完好 待修1 离心机 1 沧州华北石油华沧机电设备厂完好2 振动筛 250 大港 完好4 振动筛 250 大港 待修6 除泥器 无 台 1 无 待修7 除砂器 无 台 1 无 完好表 12 70168 队固控设备统计表技术状况序号 名称 规格型号 单位数量厂家完好 待修1 离心机 1 广汉西部石油勘探装备有限责任公司完好2 离心机 1 广汉西部石油勘探装备有限责任公司完好3 振动筛 ( 3 华北石油管理局第一机械厂完好4 振动筛 ( 华北石油管理局第一机械厂完好5 振动筛 ( 华北石油管理局第一机械厂完好6 除泥器 1 大港中成 完好7 除砂器 1 大港中成 完好表 13 40537 固控设备统计表技术状况序号 名称 规格型号 单位 数量厂家完好 待修1 离心机 000 1 广汉西部石油勘探装备有限责任公司完好2 振动筛 ( 北石油一机厂 完好4 振动筛 ( 北石油一机厂 完好6 除泥器 F 台 1 华北石油一机厂 待修7 除砂器 F 台 1 华北石油一机厂 完好(四)两性离子聚合物抗高温钻井液现场应用效果两性离子聚合物抗高温钻井液在长岭深层应用取得了较好应用效果,满足了钻井工程施工以及处理长深 1深 103 等井落物需要。从长深 1三开上部不稳定的泉头组地层井径数据看,井壁稳定,井径规则。表 14 长深 1径井深 井径 井径 扩大率%3548 3071 岭深层三开欠平衡钻井钻井液技术三、长岭深层三开欠平衡钻井钻井液技术 1、水包油钻井液在长深 1 井三开欠平衡井段选择和应用(1)钻井液体系选择依据综合分析长深 1 井地层压力体系和循环介质的特性认为:钻井流体的密度是否适当是钻欠平衡井成功的关键;钻井流体的稳定井壁能力和携屑能力是钻井成功的保障。通过以上因素对比,认为水包油钻井液更适合长深 1 井欠平衡施工。同时大庆油田应用该体系已经成功进行了多口井的欠平衡施工,取得了丰富的现场施工经验,这些经验也有助于我油田长深 1 井欠平衡施工的顺利完成。因此长深 1 井选用了水包油钻井液作为欠平衡循环介质。(2)长深 1 井三开钻井液现场应用效果水包油钻井液体系在长深 1 井三开井段 用,在钻进过程中,钻井液都维持了较好的流变性能和稳定性,钻井液的密度严格控制在所要求的范围内,保证了欠、近平衡钻井施工和完井施工的顺利进行,特别是在提高机械钻速、有利于气层的发现等方面起到了积极的作用。2、自主开发水包油钻井液体系研究情况在长深 1 井施工结束后,针对吉林油田深层欠平衡施工的实际需要,钻井工艺研究院开展了具有完全自主知识产权的水包油钻井液体系的研究工作。利用进口粒度仪、稳定仪等仪器,通过对乳化剂种类和加量的优选、粒度分布、稳定性情况、流变性能、滤失量、抗高温性能等方面的研究。开发出了水包油钻井液配方,该配方在抗稳稳定性、常规性能等方面达到国内先进水平,抗温可达到 160 度以上。四、长岭深层固井技术(一)长岭深层固井质量问题分析1、前置液混窜长深 1 井区技术套管和油层套管固井一级和二级注水泥均采用 8 洗液和 8 离液,注入前置液才有一台水泥车,注入冲洗液排量为 /分钟,注入隔离液排量为 /分钟,注入前置液排量偏低,前置液进入井筒内就可能发生混窜,影响了前置液的冲洗和隔离效果,固井质量偏低。2、钻井液没有替净由于长深 1 井区固井替量过程中普遍存在水泥浆渗漏现象,漏失当量压力在 了防止水泥浆漏失低返,均采用慢速顶替,顶替效率较差,部分水泥浆滞留井筒内,影响了水泥浆的胶结强度,固井质量偏低。3、水泥浆性能不够完善长深 1 井区技术套管二级注水泥采用了常规低密度水泥浆。水泥浆密度偏高(,抗压强度偏低( 8水泥石不够致密。技术套管一级注水泥采用了晶体膨胀水泥浆(长深 1 和长深 1氮气膨胀水泥浆(长深 3、长深 1深 1。这两套水泥浆性能基本能够满足该地区防水窜和气窜要求。生产套管二级注水泥采用了常规低密度水泥浆,和技术套管二级注水泥存在同样问题。两口生产套管一级注水泥采用了晶体膨胀水泥浆,固井质量良好。下面是 06 年已经施工的井的固井质量统计情况。从统计情况看该地区技术套管固井质量,特别是二级注固井质量存在问题表 15 长深 3 技术套管二级注固井质量井段 段长 幅值m %固井质量050 5 优质15060 20 合格410085 5 优质合计 1495 260 1235合格率% 100优质率% 6 长深 3 技术套管一级注固井质量井段 段长 幅值m %固井质量14955 40 不合格155075 5 优质212555 30 合格228020 10 优质合计 1005 155 795合格率% 7 长深 3 技术套管固井质量井段 段长 幅值m %固井质量050 5 优质15060 20 合格410090 5 优质15000 40 不合格155075 5 优质212555 30 合格228020 10 优质合计 2500 415 2035合格率% 8 长深 1术套管二级注固井质量井段 段长 幅值m %固井质量520230 50 不合格合计 1183 1183合格率% 0优质率% 0表 19 长深 1术套管一级注固井质量井段 段长 幅值m %固井质量170347 50 不合格185030 40 不合格228065 30 合格254574 20 合格合计 1216 577 639合格率% 0表 20 长深 1术套管固井质量井段 段长 幅值m %固井质量520230 50 不合格185030 40 不合格228065 30 合格254574 20 合格合计 2299 1660 639合格率% 0表 21 长深 1术套管二级注固井质量井段 段长 幅值m %固井质量34150 30 合格61580 10 优质合计 1130 150 980合格率% 100优质率% 2 长深 1术套管一级固井质量井段 段长 幅值m %固井质量15955 10 优质168005 30 合格178505 15 优质209020 5 优质241015 15   优质362563 5 优质合计 1193 105 1088合格率% 100优质率% 3 长深 1术套管固井质量井段 段长 幅值m %固井质量34174 30 合格615065 10 优质168005 30 合格178505 15 优质209020 5 优质241015 15   优质362563 5 优质合计 2447 379 2068合格率% 100优质率% 4 长深 1术套管二级注固井质量井段 段长 幅值m %固井质量0670 40 合格167025 5 优质179511 30 合格合计 2106 1981 125合格率% 100优质率% 5 长深 1术套管一级注固井质量井段 段长 幅值m %固井质量21064 15 优质217050 20 合格302068 30 合格合计 1182 1182 64合格率% 100优质率% 6 长深 1术套管固井质量井段 段长 幅值m %固井质量0670 40 合格167025 5 优质179515 30 合格21100 15 优质217050 20 合格302068 30 合格合计 3288 3103 185合格率% 100优质率% 7 技术套管二级注固井质量不合格 合格 优质 合格率 优质率井号 m m m % %长深 3 0 260 1235 100 183 0 0 0 0长深 1 150 980 100 1981 125 100 183 2391 2340 5914合格率% 8 技术套管一级注固井质量不合格 合格 优质 合格率 优质率井号 m m m % %长深 3 55 155 755 77 639 0 长深 1 105 1088 100 1182 64 100 32 2081 1907 4620合格率% 9 技术套管固井质量不合格 合格 优质 合格率 优质率井号 m m m % %长深 3 55 415 1990 760 639 0 长深 1 255 2068 100 3163  189 100 815 4472 4247 10534合格率%   )长岭深层固井技术将开展的工作1、技术套管固井难点(1)井深较深,循环温度 120℃(2)实施分级注,全井封固。一次上返封固段较长,注水泥灰量大,封固段上下温差大。(3)气井固井水泥浆体系具有良好的防气窜能力2、固井实施方案固井中封固段较长,存在漏失段,采用分级注水泥工艺,分级箍置于技术套管 3100 米处。一级注水泥领浆采用 强低密度防窜水泥浆,以降低长封固段作业水泥浆柱静液压力并防止窜流发生;
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本文标题:长深1井区钻井技术总结
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