中原油田5 1/2＂开窗侧钻井固井技术
一、前言
中原油田目前处于开发的中后期，勘探上没有重大突破，原油生产任务艰巨。由于中原油田先天具有的高温、高压、盐层发育等特点，造成生产套管挤毁、错断、腐蚀；井内有落物沙埋等。由于地质因素，造成部分井未钻遇可采油层，需要改变地质设计方案、更换新井底位置等等。为了
恢复井网，减少损失储量，救活老井降低油田开采成本， 5 1/
2＂套管开窗侧钻，在5 1/
2
＂井眼内
下4＂套管、或采用尾管固井等工艺，但是由于井下复杂加上新井眼尺寸小固井施工难度较大，常导致固井憋泵和一次作业成功率低，固井质量差等现象。
为此，今年来我们专门针对开窗侧钻井固井技术进行研究工作，对不合格井及事故井进行分析，形成了一套较为成熟的小井眼固井技术，较好的解决了固井一次成功率和固井质量问题。
二、固井难点分析
1、环空间隙小，形成的水泥环薄。φ118mm钻头与φ101.6mm套管间形成的间隙仅有8.2mm，远小于常规固井要求套管外环空的最小间隙值19.1mm，如此薄的水泥环抵抗外载能力差，容易发生断裂和脆性破坏，因此对水泥石强度要求更高。
2、环空摩阻大，施工压力高。小间隙内摩擦系数相对较大，使环空水泥浆流动阻力增大，导致固井过程中泵压高，甚至产生压漏地层和憋泵等重大事故。
3、井斜大。井眼中下入扶正器的难度和风险也很大，有时根本不能下入扶正器，因而套管在井眼中不易居中，从而严重影响了环空中顶替效益的提高。
4、水泥浆整体性能的细微变化对水泥环的质量都将产生很大影响。如很少的析水可产生很长的环空自由水窜槽，而水泥浆稳定性差，稍有固相颗粒下沉，将会在井斜段井筒上部产生疏松胶结现象，导致地层间封固失效。
5、声幅测井容易产生遇阻现象。这主要是计量不准和拔出中心管后，开泵不妥造成喇叭口附近水泥浆下沉留水泥塞现象。
6、油气水窜槽现象。这主要是油气水层活跃或水泥浆在候凝过程产生失重致使油气水层欠压
稳，以至产生窜槽，影响封固质量。
7、替浆窜槽现象。这主要是由于地层或钻井等因素造成井眼轨迹不规则从而影响顶替效率以至窜槽。
8、送入钻具内径小，2 7/8＂钻具内径为54.65mm，而小胶塞本体外径为38mm，加上皮碗的厚度，最大外径能达到44-46mm，如果钻具内有铁屑、泥饼等物质，很容易造成小胶塞卡在钻具内，造成水泥浆顶替不到位，造成固井失败。
9、周围注水井影响较大，钻井工程中注水井不关，造成井内出水，为了压稳地层钻井队加重钻井液造成漏失，经常出现漏涌并存的现象。
三、固井技术措施
针对小井眼固井中存在的问题，主要采用了以下技术措施：
1、强化井眼准备
①下钻通井阻卡井段。缩径井段进行扩眼；
②通井下钻到底后用性能较好的钻井液大排量（钻进时的最大排量）循环1-2周。对于有落
块、井径较大的井可先用高粘钻井液携带一周，后再大排量循环。（大排量循环可以清洗井筒考验井壁）。
③下入尾管的井，采用小胶塞对入井钻具进行通径，确保小胶塞全部通过。
④下完套管后先小排量顶通、循环，再逐渐增大排量。（循环可用的最大排量未做计算，循环最大排量时所产生的泵压应小于通井时最大排量所产生的泵压。）
2、充分保证套管居中
研究表明，套管在井眼中的居中度<67%，不管采用什么顶替方式均不能将环空的钻井液驱替干净。因此保证套管居中度是非常重要的，由于套管外环空最大间隙仅有8.2mm，显然弹性扶正器是难以起到扶正作用，而且还会增加下套管的风险性。为此采取了在套管本体上加焊扶正块的办法，扶正块外形为圆弧轮廓，以防止下入过程中刮破外层套管，可以保证套管顺利下入和居中。
3、隔离液的选用及使用
此类井环容较小1-2m3便可占环空高度（裸眼井段）200-300m,选用1-2m3配浆水即可起到较
好的冲洗及隔离作用。
四、优选水泥浆体系
针对小井眼环空间隙小，流动阻力大，水泥环薄，井斜度大等问题，对水泥浆性能实行了严格控制，要求水泥浆在高温高压条件下滤失水量<50ml，稠化时间=施工时间+1小时；倾斜450条件下水泥浆析水=0，养护的水泥石上中下密度差<0.02kg/cm3，以保证水泥浆有较好抗沉降稳定性，实现返速≤1m/s条件下的紊流顶替，同时流动度≥22cm，水泥石抗压强度≥14.0MPa/24h。根据上述要求，采用了嘉华G级水泥+降失水剂+分散剂+缓凝剂（催凝剂）的水泥浆体系，对于存在有高压油、气、水的井还加入防窜剂，并实行多段水泥浆体系。
五、采用尾管完井
采用尾管方式完井，可以减少套管重合段，减少小间隙环空的长度，从而减少环空流动摩擦阻力，降低施工泵压和压漏脆弱地层带的危险性，尾管的下入和坐挂应该注意以下问题：
①严格控制套管下放速度。不小于30秒/根，每下完15根套管灌满钻井液一次，下完全部尾管灌满钻井液并称悬重做好记录；
②尾管挂入井前卸下倒扣接头清洗检查，涂抹黄油，并在反扣上下装好机油，用链钳紧扣到位后松一扣；
③尾管挂入井时要扶正慢慢通过转盘、井口导管，不得磕碰尾管挂，以免损坏卡瓦和弹簧；
④下钻杆时要锁死转盘，卡死底钳，不能让其转动，防止提前倒开扣；
⑤尾管出窗口后要控制钻具下放速度(<4柱/min)，每下一柱要灌钻井液，每下3根灌满一次，同时在下放过程中要密切关注井口返出情况，若井漏要起出全部管柱进行堵漏处理；
⑥下完全部管柱后，灌满钻井液，称悬重做好记录并核对；
⑦下完尾管后用水泥车小排量顶通，循环好后再坐挂，然后准备固井施工。
六、悬挂器的选择
1、SGY-A型液压尾管悬挂器
2、主要性能参数
3、操作程序
?：管串排列：浮鞋+套管+浮箍+套管+球座+套管组合+悬挂器总成+送入钻具+水泥头。
?：施工准备：校核尾管长度，仔细计算钻杆回缩距，配好送入钻具。用通径规对送入钻具逐一通径，要求通径规直径≥￠48mm，4〞尾管通经规直径≥￠80mm,3?〞油管通经规直径≥￠60mm;钻具接头、配合接头不许有直角台阶。
?：下尾管时，每下5根需灌满泥浆。
?：接尾管悬挂器。先提起整个悬挂器总成，在中心管接箍上接上尾管胶塞，并用管钳上紧
扣。
?：下送入钻具。接送入钻具时打好背钳，严禁下部钻具转动，每下5根立柱至少灌满一次泥浆。严格控制下放速度。中途遇阻接方钻杆循环时，开泵泵压不得超过8.0MPa。
?：将尾管下至预定深度；开泵循环泥浆，控制循环泵压，应使尾管内外流阻之和不大于8.0Mpa ?：停泵后投球，开泵以小排量泵送投球。密切注意泵压变化，当球到达球座位置后，泵压开始上升。憋压13-14Mpa，稳压2分钟后，缓慢下放。当总悬重下降到等于送入钻具总重量时，即座挂成功。
?：下压3-5t，继续憋压剪断球座，并循环泥浆，直至泥浆性能符合固井要求。
?：确保载荷支撑套承压3-5t，然后正转进行倒扣。累计有效倒扣圈数应不少于20圈。平稳上提钻具0.8-1.2m，根据悬重判断反扣是否倒开。将钻具平稳放回到倒扣前位置，准备注水泥。
?：用常规方法注水泥。
⑴：压钻杆胶塞。替泥浆时，特别注意泵压表的变化。如观察到泵压明显上升后又回到正常值，说明胶塞已经复合，此时应校核替浆计量。当替浆量剩1.5m3左右时降低排量，碰压。
⑵：放回压，卸管汇。正转2-4圈，上提钻具，开泵冲出多余水泥浆。
⑶：起钻，侯凝。
4：有关计算
4、其它加强及保障措施
①悬挂器使用的措施
②增加水泥附加量、低密度导浆的使用
增加水泥浆用量可提高水泥浆与井壁的接触时间从而提高顶替效率，低密度导浆可起到冲刷清洗井壁、提高顶替效率等作用。
③施工时的排量控制
固井施工注隔离液和注水泥的最大排量应小于或等于下完套管后最大循环排量，压塞和替浆起压后应根据压力情况逐渐减小排量。（这样做的目的主要是防漏。）
④压塞液的选用及数量
根据井上情况不同可分别经处理的钻井液或深井型压塞液。
数量一般用3-4m3。
压塞液数量大的原因：第一、给水泥车充分的冲洗及备顶替液时间，避免有水泥进入钻井液造成插旗干或蹩泵。第二、便于计量顶替。第三、在尾管固井时尽量使尾管内都是压塞液，以保证电测一次成功。
⑤计量的准确性
水泥浆的计量是通过水泥车和流量计来监测
顶替液的计量是通过水泥车、流量计和水柜来监测
⑥固井后的压稳及加回压
对于套管固井和长尾管固井通过使用双凝水泥浆达到固井后的压稳。
尾管固井后起出钻杆循环时，循环钻井液密度不低于固井前钻井液循环密度；当循环出水泥浆后，加大循环排量，使之不低于通井是最大循环排量。循环时间应大于8小时，（利用循环阻力产生的泵压，对下部水泥浆实施加回压。）也可在确认井下钻具安全时停止循环，然后加回压。
⑦钻井液与水泥浆的混合实验
⑧尾管固井后起出钻杆循环时，钻井液与水泥浆会发生混合，若水泥浆增稠，将会导致循环泵压增高，可造成压漏下部地层或其它复杂情况的产生。钻井液与水泥浆的混合实验就显得非常重要。在固井施工中应尽量避免钻井液与水泥浆的直接接触。
⑨其它注意事项
当替浆量比柔性胶塞到达空心胶塞处少0.5m3时，要密切观察泵压变化，当泵压突然上升时，说明大小胶塞相碰，应立即校核排量和替入量，为正确碰压提供参考依据，当替入总量余下0.5m3时要适当降低排量，操作平衡，压力突升时立即停泵，核定替入量，确认碰压，放回水检查回流情况。无问题后立即卸掉水泥头，再接上方钻杆，用水泥车向管内憋压8-10MPa，慢慢上提钻具，泵压下降时继续用水泥车或钻井泵进行循环，这样可以冲洗掉喇叭口附近的多余水泥浆，防止其掉入套管内造成声幅遇阻现象，循环过程中坐好卡瓦进行转动，以防止水泥浆在钻具外环空偏流造成固住钻具的现象。
⑩固井前后密切关注周围注水井情况，确保固井到候凝结束整个过程不受注水井影响。
四、2008-2011年尾管固井统计
六、存在的问题（这之前加入现场应用实例）
1、钻井队对通径措施尤其是小胶塞通径落实不到位，造成文51-188H和文122侧两口井卡胶塞事故；
2、套管居中问题没有解决，目前扶正块仅在个别井下（现在没有在使用扶正块了，之前有使用你可以统计一下，但是焊了扶正块以后套管易发生锈蚀、应力集中造成的变形等损害）；
3、对于漏失井，堵漏工作不到位，造成固井过程发生漏失，建议固井前模拟固井施工压力做地层承压实验，成功后方可下套管，防止固井过程井漏；
4、工具附件厂家多，产品质量参差不齐，如做挂不住、倒不开扣、及回压凡尔失灵、大小胶塞重合不了等问题时有发生。
5、通井措施执行不到位，造成套管下不到设计井深，如濮2-侧98井、胡12-侧136井；胡47-侧侧24井卡套管后泡解卡剂解卡。
6、固井结束后，注水井就开或者注水井从未泄压，造成固井候凝过程中油气层上窜，固井质量差,如胡47-侧侧24井。
中原油田5 1/2＂开窗侧钻井固井技术 一、前言 中原油田目前处于开发的中后期，勘探上没有重大突破，原油生产任务艰巨。由于中原油田先天具有的高温、高压、盐层发育等特点，造成生产套管挤毁、错断、腐蚀；井内有落物沙埋等。由于地质因素，造成部分井未钻遇可采油层，需要改变地质设计方案、更换新井底位置等等。为了 恢复井网，减少损失储量，救活老井降低油田开采成本， 5 1/ 2＂套管开窗侧钻，在5 1/ 2 ＂井眼内 下4＂套管、或采用尾管固井等工艺，但是由于井下复杂加上新井眼尺寸小固井施工难度较大，常导致固井憋泵和一次作业成功率低，固井质量差等现象。 为此，今年来我们专门针对开窗侧钻井固井技术进行研究工作，对不合格井及事故井进行分析，形成了一套较为成熟的小井眼固井技术，较好的解决了固井一次成功率和固井质量问题。 二、固井难点分析 1、环空间隙小，形成的水泥环薄。φ118mm钻头与φ101.6mm套管间形成的间隙仅有8.2mm，远小于常规固井要求套管外环空的最小间隙值19.1mm，如此薄的水泥环抵抗外载能力差，容易发生断裂和脆性破坏，因此对水泥石强度要求更高。 2、环空摩阻大，施工压力高。小间隙内摩擦系数相对较大，使环空水泥浆流动阻力增大，导致固井过程中泵压高，甚至产生压漏地层和憋泵等重大事故。 3、井斜大。井眼中下入扶正器的难度和风险也很大，有时根本不能下入扶正器，因而套管在井眼中不易居中，从而严重影响了环空中顶替效益的提高。 4、水泥浆整体性能的细微变化对水泥环的质量都将产生很大影响。如很少的析水可产生很长的环空自由水窜槽，而水泥浆稳定性差，稍有固相颗粒下沉，将会在井斜段井筒上部产生疏松胶结现象，导致地层间封固失效。 5、声幅测井容易产生遇阻现象。这主要是计量不准和拔出中心管后，开泵不妥造成喇叭口附近水泥浆下沉留水泥塞现象。 6、油气水窜槽现象。这主要是油气水层活跃或水泥浆在候凝过程产生失重致使油气水层欠压
注水泥（固井技术） 第一节. 注水泥设计和计算的基本条件和参数 1. 注水泥设计的主要条件与参数: (1)井所在区域; (2)海域水深, 转盘到海平面高度, 转盘到泥线高度; (3)设计井深(测量井深和垂直井深); (4)井眼轨迹, 造斜点, 最大井斜角; (5)井的性质, 探井还是生产井; (6)油气层估计深度; (7)薄弱地层的破裂压力值, 高孔隙地层压力; (8)井底 (9)钻井液类型及主要性能; (10)套管资料； (11)套管程序; (12)其它条件； 2. 通过实验应取得的参数与资料: (1)水泥浆类型; (2)水泥浆密度; (3)流变性能; (4)自由水含量; (5)失水量; (6)可泵时间; (7)稠化时间; (8)抗压强度; (9)混合水需要量; (10)水泥造浆量; (11)添加剂种类及加入量(固体添加剂为重量百分比, 液体添加剂为体积 百分比)。 第二节. 注水泥质量控制和安全措施 1. 根据注水泥设计和计算参数作出完全符合井况和钻井作业要求的固井 设计。 2. 井眼准备必须达到: ①井壁稳定、不垮塌、不漏失; ②通过循环和处理后钻井液性能稳定, 井眼畅通无阻卡; ③岩屑清除彻底; ④地层孔隙压力, 薄弱地层破裂压力准确; ⑤通过循环建立正确的循环压力。 为此,要求在完钻后彻底通井划眼, 大排量循环, 彻底清除岩屑。一般规定,大斜度井固井, 尾管固井, 在电测后至下套管(尾管)前循环通井不少于2～3次。 3. 套管程序必须符合地层情况, 同一井段不得出现两套以上的地层压力,
套管鞋一定要坐在坚硬地层。 4. 海上作业, 一般规定, 浮箍至浮鞋之间不得少于两根套管; 浮箍位于油气层底界以下不少于25米。 5. 水泥返高面必须满足产层和复杂地层的封固要求, 一般应根据目的层性质确定水泥返高面: (1)常压油气层固井, 水泥返到油气层顶界以上至少150米; (2)高压油气层固井, 水泥返到油气顶界以上至少300米; (3)隔水套管、表层套管固井, 水泥必须返到泥面; (4)技术套管固井, 水泥一般返到上层套管鞋内以上100米左右; (5)尾管固井, 水泥返至尾管顶部。 6. 根据油田经验, 确定裸眼容积附加数, 保证产层封固要求。规定如下: (1)隔水管套固井, 按钻头直径计算的环空容积附加数为200％; (2)表层套管固井, 按钻头直径计算的环空容积附加数为100％; (3)技术套管和油层套管, 按钻头直径计算的环空容积附加数为50％; (4)尾管固井, 按钻头直径计算的环空容积附加数为30％; (5)如果采用电测环形容积, 南海西部地区附加数取5％～10％, 渤海地区取30％左右。 7. 保证水泥浆质量: (1)根据井温和地层液体性质选择水泥类别。如果地层液体中含有硫酸盐溶液, 必须选择高抗硫酸盐型油井水泥; (2)根据井底静止温度,确定是否使用防止水泥强度衰退的添加剂。例如井底静止温度达110℃时会导致水泥石强度的热衰退, 因此超过110℃时的井必须在水泥中加入水泥重量的35％～40％的硅粉; (3)根据井底循环温度选用缓凝剂和其它添加剂。井底循环温度预测不准会导致添加剂的错误选择, 以致造成水泥浆闪凝或超缓凝; (4)重视水质检查是保证水泥浆质量的关键因素之一。例如用淡水配水泥浆, 钻井平台的钻井水应作氯根检验, 凡氯根含量超过500 PPm, 必须更换钻井水。海上用泥浆池配混合水时, 一定要将泥浆池清洗干净, 否则, 会因钻井液材料而影响水泥浆质量; (4) 必须保证现场材料与化验用材料的性能和质量的一致性。 8. 水泥浆体系必须符合地层和施工要求。 海上固井作业常用的水泥浆体系有如下几种: (1)普通海水水泥浆体系, 适用于无特殊要求的导管固井和作表层套管尾随水泥浆; (2)低失水水泥浆体系, 适用于技术套管固井作尾随水泥浆; (3)低密度、高早期强度水泥浆体系, 适用于大斜度井固井, 全面提高水泥石强度; (4)触变水泥浆体系, 适用于漏失层固井。当触变水泥浆进入漏失层时, 前缘的流速减慢并开始形成一种胶凝结构。最后由于流动阻力增加, 漏失层被堵塞。一旦水泥浆凝固, 漏失层将被有效地封堵; (5)延迟胶凝强度水泥浆体系, 适用于气层固井。 9. 套管注水泥, 打水泥塞或挤水泥, 都必须进行水泥浆性能试验。 10. 水泥浆主要性能必须满足地层和作业要求: (1)水泥浆密度, 必须大于钻井液密度。在地层承受能力较大的情况下, 对
开窗侧钻钻井技术 开窗侧钻钻井技术是在定向井、水平井、小井眼钻井技术基础上发展起来的一种综合钻井技术，在一定程度上代表了钻井工艺的发展水平。利用该技术能使套损井、停产井、报废井、低产井等复活，改善油藏开采效率，有效地开发各类油藏，提高采收率和油井产量，降低综合开发成本；能充分利用老井井身结构对油藏开发再挖潜，充分利用原有的井场、地面采输设备等，减少钻井作业费、节约套管使用费、地面建设费，降低施工成本，缩短施工周期，提高综合经济效益；该技术的推广还有利于环境保护。目前，油藏区块多年的开采，已进入开发后期，由于各种原因造成大量的停产井、报废井；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。应用开窗侧钻钻井技术进行老井重钻，使老井复活并增加产能，市场前景广阔，经济和社会效益好，因而该技术在未来具有广阔的发展前景。 一、侧钻的作用及意义 侧钻的作用：1、油气水井侧钻在开发区利用原井眼，完善并保持了部分井网，可减少打部分调整井。 2、在开发区利用原井眼，可利用油气水井侧钻加深层位，获取新的油气流。 3、通过油气水井侧钻，使部分停产井恢复生产，提高油气井利用率及开发效果。 4、侧钻作为井下作业大修主要工艺措施，有利于老区改造挖潜，提高井下作业工艺技术水平。 侧钻意义：1、油藏储层构造及断块复杂，打不到目的层的垂直井 2、因水淹、水窜而储量动用程度差，剩余油具有可采价值的生产井 3、生产过程中油层套管严重破损的停产报费井 4、井下复杂事故以及为满足开发特殊需要等原因的油气水井 二、开窗的方法及类型 定斜器开窗侧钻方法：将一定规格的定斜器送入油层套管内预计开窗的位置固定，然后使用磨铣工具沿定斜器轴线一侧磨铣出一定形状的窗口从窗口钻新井眼的方法。这种方法是常用的常规侧钻开窗方法。 截断式开窗侧钻方法：采用液力扩张式铣鞋在预定井段磨铣切割套管达到开
第一章定向井（水平井）钻井技术概述 第一节定向井、水平井的基本概念 1．定向井丛式井发展简史 定向井钻井被（英）T．A．英格利期定义为：“使井筒按特定方向偏斜，钻遇地下预定目标的一门科学和艺术。”我国学者则定义为，定向井是按照预先设计的井斜角、方位角和井眼轴线形状进行钻进的井。定向井相对与直井而言它具有井斜方位角度而直井是井斜角为零的井，虽然实际所钻的直井它都有一定斜度但它仍然 石油管理局的河50丛式井组，该丛式井组长384米，宽115米，该丛式井平台共有钻定向井42口。 2．定向井的分类 按定向井的用途分类可以分为以下几种类型： 普通定向井 多目标定向井 定向井丛式定向井 救援定向井 水平井 多分枝井（多底井） 国外定向井发展简况
（表一）
10．井眼尺寸不受限制 11．可以测井及取芯 12．从一口直井可以钻多口水平分枝井 13．可实现有选择的完井方案 （4）．短曲率半径水平井的优缺点 优点缺点 1．井眼曲线段最短1．非常规的井下工具 2．侧钻容易２．非常规的完井方法 3．能够准确击中油层目标３．穿透油层段短（120—180米）4．从一口直井可以钻多口水平分枝井４．井眼尺寸受到限制
5．直井段与油层距离最小５．起下钻次数多 6．可用于浅油层６．要求使用顶部驱动系或动力水龙头 7．全井斜深最小７．井眼方位控制受到限制 8．不受地表条件的影响８．目前还不能进行电测 第三节定向井的基本术语解释 1）井深：指井口（转盘面）至测点的井 眼实际长度，人们常称为斜深。国外 称为测量深度（MeasureDepth）。 2）测深：测点的井深，是以测量装置 率是井斜角度（α）对井深（L?）的一阶导数。 dα Kα＝─── dL 井斜变化率的单位常以每100米度表示。 8）井深方位变化率：实际应用中简称方位变化率，?是指井斜方位角随井深变化的快慢程度，常用KΦ表示。计算公式如下： dΦ ＫΦ＝─── dL
塔里木油田分公司人事工作回顾 2001年，在油田公司和油田公司党工委的正确领导下，油田公司人事部门全面完成了油田公司下达的业绩考核指标，工作有了新起色、新气象，符合现代企业制度要求的人力资源管理制度和运行机制正逐步建立起来，取得的成绩主要体现在以下六个方面： ㈠以“三讲”学习教育活动为契机，加强领导班子建设，全面提高经营管理者队伍素质。 1、认真组织开展油田公司领导班子“三讲”学习教育活动。按照“三讲”学习三个阶段的要求，油田党工委领导班子及成员认真学习，深刻反思，查找不足，积极整改，认真履行了“三讲”学习教育活动的每一个程序、步骤，“三讲”学习教育活动达到了中央文件规定的目标和集团公司党组的要求，取得了阶段性成果。 2、积极组织开展油田公司处级经营管理者“三讲”学习教育活动。为加强油田公司所属处级领导班子建设，统一油田公司经营管理者的思想认识，在党工委的统一领导下，结合学习贯彻“七一”讲话精神，我们组织开展了处级经营管理者“三讲”学习教育活动。针对“三讲”活动暴露出的一些问题，按照机关与基层、行政与党务、岗位与岗位相互交流的原则，加大了经营管理者交流力度，“三讲”学习教育活动结束后，任免及交流处级领导达50多人次。 ㈡以“四支”人才队伍建设为核心，大力实施人才战略，认真做好人才引进工作，全面提高员工队伍整体素质。 3、继续抓好“四支”人才队伍建设。按照油田公司党工委制定的“科技创新和人才战略”，努力做好“四支”人才队伍工作，到2001年初，选拔出240人左右的塔里木油田“四支”人才队伍。在把好人才队伍选拔关的同时，重点抓好了“四支”人才队伍的培养使用、充实提高、动态管理工作。 4、成功申建企业博士后科研工作站，创建人才引进的窗口。为吸引高层次人才参加塔里木油田勘探开发世界级难题的攻关，加快油田人才引进、人才培养的步伐，在自治区人事厅的大力支持和协助下，向国家人事部积极争取，申请建立企业博士后科研工作站，现已获得批准。 5、加大员工培训力度，提高员工队伍整体素质。全年组织完成了289个培训项目，培训5098人次，人均培训44.11学时，使用培训经费379.32万元。其中主要选派39名处级干部参加了党校、工商管理以及岗位培训；委托新疆石油学院对313名科级干部进行工商管理知识培训；并在培训中引入竞争机制，在为“西气东输”储备对外合作人才培训过程中，我们通过英语笔试、口试，从92
文件编号：TP-AR-L4292 In Terms Of Organization Management, It Is Necessary To Form A Certain Guiding And Planning Executable Plan, So As To Help Decision-Makers To Carry Out Better Production And Management From Multiple Perspectives. （示范文本） 编订：_______________ 审核：_______________ 单位：_______________ 侧钻井尾管固井技术研 究与应用(正式版)
侧钻井尾管固井技术研究与应用(正 式版) 使用注意：该安全管理资料可用在组织/机构/单位管理上，形成一定的具有指导性，规划性的可执行计划，从而实现多角度地帮助决策人员进行更好的生产与管理。材料内容可根据实际情况作相应修改，请在使用时认真阅读。 到了90年代辽河油田原油生产进入中后期，由 于原井套管长期超负荷生产，长期受到由于注气注水 井下工具质量差等问题，使套管受到附加额外载荷， 产生变形或损坏，井下大修作业常造成的井下落物事 故复杂且不易处理，地震产生附加地质应力使辽河油 田部分区出现套管断错，高注采比长期生产使部分产 层枯竭，底水锥进等多种原因的影响，使部分油井不 能正常生产，造成原油和天然气产量出现下滑，严重 威胁到油田的正常生产；为了充分利用老井的井场道 路及输油设备，降低吨油综合成本，在众多二次采油
方案中，辽河油田选准了侧钻井开窗这项新技术，侧钻开窗--就是利用老井原有一定长度的完好套管，在其一定深度，方位范围内，下入导斜器重新开窗侧钻，采用悬挂尾管方式完井，达到恢复老井产能，延长老井使用寿命，完善井网，提高油井产量及采收率的目的。 侧钻开窗技术，目前有96%应用在Ф177.8mm和Ф139.7mm两种井型上，分别采用悬挂Ф127mm和Ф101.6mm尾管固井或筛管或裸眼完井；有4%应用于Ф244.5mm井型，采用Ф139.7mm尾管固井完井。 侧钻开窗技术，在辽河油田实施10年来，共完成侧钻井1565口，累计增产原油687*144t使一批“死井”复活，为辽河油田原油稳产做出了应有的贡献。 一、钻井二公司侧钻井尾管固井技术的几个发展
编号：AQ-JS-02867 ( 安全技术) 单位：_____________________ 审批：_____________________ 日期：_____________________ WORD文档/ A4打印/ 可编辑 侧钻井钻井液施工技术规范Technical specification for sidetracking drilling fluid construction
侧钻井钻井液施工技术规范 使用备注：技术安全主要是通过对技术和安全本质性的再认识以提高对技术和安全的理解，进而形成更加科学的技术安全观，并在新技术安全观指引下改进安全技术和安全措施，最终达到提高安全性的目的。 一、基本情况 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。侧钻井与常规石油钻井相比，有如下特点：1．辅助时间长，纯钻时间短；2．开窗后即进入深部地层，没有快速钻进；3.受钻井液泵功率及钻具内径影响，钻井液排量仅为常规钻机泵排量的l/3-1/4左右；4．一般采用31/2”钻杆施工，钻杆柔性大，限制了钻压、转盘转速的提高，机械钻速较低。泥浆公司从2005年开始和原大港油田井下作业公司进行侧钻井技术服务，到目前为止，在油区内共完成侧钻井180口。公司通过近几年的现场施工，逐渐摸索出了一套适合大港油区的侧钻井钻井液技术措施 二、施工技术措施 2.1钻井液准备 开窗前首先要进行钻井液准备，可以用2种方法：
2.1.1配浆 配方：清水+4-6%膨润土+0.5%纯碱 循环系统按标准要求安装完毕后进行配浆作业，基浆配好并充分水化后按设计要求补充各类处理剂，把钻井液性能调整到设计范围之内（粘度应走设计上限，以便开窗时能有效携带铁屑）。 2.1.2倒运回收浆 若现场不具备配浆条件，可从公司倒运回收浆。泥浆上井后开启固控设备清除固相，使坂含和固相控制在设计要求之内，然后按补充各种处理剂，使钻井液性能达到设计要求。 2.2开窗钻进 2.2.1开窗时钻井液粘度应维持在设计上限，以便能有效携带铁屑，钻井液出口槽处应放一块强磁铁吸附铁屑。 2.2.2开窗后地层若是明化镇地层，泥浆粘度应逐渐降低到设计的中下限，以利于冲刷井壁；在馆陶组及以下地层，泥浆粘度应控制在设计的中上限，以利于保护井壁稳定、防止井塌。 2.2.3定向过程中保证钻井液中含油量达到3-5%，加入适量的
固井技术规定 第一章总则 第一条固井是钻井工程的关键环节，其质量好坏不仅关系到钻井工程的成败和油气井的寿命，而且影响到油气田勘探开发的整体效果。为保证固井工程质量，特制定本规定。 第二条固井工程必须从设计、准备、施工、检验四个环节严格把关，采用适合地质特点及各种井型的先进固井工艺技术，确保质量，达到安全、可靠、经济。 第三条固井作业必须按固井设计执行，否则不得施工。 第二章固井设计 第一节设计格式与审批 第四条固井设计格式按勘探与生产分公司发布的《xx井xx套（尾）管固井设计》要求执行。 第五条固井审批程序按勘探与生产分公司发布的《中油股份公司勘探与生产工程技术管理办法》执行。 第二节套管柱强度要求 第六条套管柱强度设计方法SY/5322- 执行。其中，在高压气井和超深井的强度设计时，必须考虑密封因素。 对安全系数的要求见下表数据。
第七章套管柱抗挤载荷计算在正常情况下按已知产层压力梯度、钻井液压力梯度或预测地层孔隙压力值计算。遇到盐岩层等特殊地层时，该井段套管抗挤载荷计算取上覆地层压力梯度值，且该段高强度套管柱长度在盐岩层段上下至少附加50m 第八条套管柱强度设计应考虑热采高温注蒸汽过程中套管受循环热应力的影响。 第九条对含有硫化氢等酸性气体井的套管柱强度设计，在材质选择上应明确提出抗酸性气体腐蚀的要求。有关压裂酸化、注水、开采方面对套管柱的技术要求，应由采油和地质部门在区块开发方案中提出，作为设计依据。 第三节冲洗液、隔离液和水泥浆要求 第十条冲洗液及隔离液 1、使用量：在不造成油气侵及垮塌的原则下，一般占环空高度的300～500m。 2、性能要求：冲洗液和隔离液能有效冲洗、稀释、隔离、缓冲钻井液，与钻井液及水泥浆具有良好的相容性，并能控制失水量，不腐蚀套管，不影响水泥环的胶结强度。 第十一条水泥浆试验按SY/T5546-92执行，试验内容主要包括：密度、稠化时间、滤失水、流变性能、抗压强度等。
打得快打得省打得好打得赢 在提速提效中率先建成一流钻井公司 塔里木胜利钻井公司施进 塔里木胜利钻井公司就是胜利油田第一支成建制外闯市场的单位,也就是一个较早感知市场冷暖,成长于市场,发展于市场的钻井企业。从1990年入疆至今,企业由最初的8支钻井队发展成一个拥有26支钻井队、2个工程部的综合性、一体化钻井公司,在西部确立了胜利钻井品牌。2012年至今,我们共开钻58口,交井50口,累计进尺28万米,实现收入8、3亿元,利润5665万元,均高于去年同期水平,将全力完成全年超产超利的任务目标。 去年以来,集团公司党组提出了“建设世界一流能源化工公司”的发展目标,局党委作出了“打造世界一流,实现率先发展”的战略部署,明确了“做大油气主业,做强专业板块,做优矿区服务,做实油地合作”的发展路径,这些新目标、新部署,为石油工程板块的发展指明了方向,为我们公司在西部市场中的实现更大作为开辟了广阔空间,提供了强劲动力。 当前,我们正面临新的发展机遇。西部就是国家新的能源接替阵地,自2011年起,中石化塔里木盆地会战在这里展开,西北局已确立了千万吨级油田的发展目标,胜利新区百
万吨级产能目标正加快运行中;中石油提出了打造“新疆大庆”的战略,塔里木油田2014年底要达到3170万吨的油气当量,完成850口井的钻井工作量;西部油田一直按“新体制、新机制、新技术,高速度、高效益、高水平”运作发展,广阔的发展前景使南疆集聚了来自全国9大油田近250支钻井队伍,在人才、技术、管理、业绩等各方面的竞逐比拼中,在甲乙方合同管理、优胜劣汰的市场机制下,我们对标一流,打造西部最强钻井公司有了最直接最现实的阵地。 同时,随着西部市场的日渐成熟,我们也面对着种种困难与挑战。一就是国内通货膨胀带来的物价上涨因素短期难以消除,造成公司生产经营成本全面上涨,在多年一贯制的市场定额下,盈利空间越来越窄;二就是随着西部勘探面积不断扩大,战线不断拉长,工程勘探难度越来越大,自然环境挑战越来越多,敏感地区稳定的任务越来越重,而且高危、高强度的行业特性无法改变,HSE管理的压力持续增多;三就是随着科技进步,高额激励政策的运用,西部油田钻探速度大幅提升,目前钻机数量已趋饱与(塔里木油田从2008年的78部钻机增加到127部,西北局油田从87部增加到123部),但为加快上产进度,甲方各单位仍未停止队伍引进,特别就是在西北局市场,往往前三个季度都已打完全年计划,导致乙方工作量接续上处于被动状态 ;四就是在当前工程承包
高压气井动态控压固井新技术及应用 发表时间：2018-11-14T20:39:03.023Z 来源：《基层建设》2018年第28期作者：陈婉怡 [导读] 摘要：钻井过程中井底压力的稳定是保障井控安全的基础，但是由于地质条件可预知性差，特别是在窄安全密度窗口地层中，钻井过程中的起下钻、活动钻具、接单根以及泵入排量的变化均会引起较大的井底压力波动，导致井漏、井涌等问题，增加非生产时间，导致勘探开发费用大幅度提高。 中海油田服务股份有限公司天津 300459 摘要：钻井过程中井底压力的稳定是保障井控安全的基础，但是由于地质条件可预知性差，特别是在窄安全密度窗口地层中，钻井过程中的起下钻、活动钻具、接单根以及泵入排量的变化均会引起较大的井底压力波动，导致井漏、井涌等问题，增加非生产时间，导致勘探开发费用大幅度提高。常规的钻井工艺过程中，主要通过改变钻井液密度实现环空压力的控制，但该处理措施一般耗时较长，容易使复杂情况恶化，而且需要额外的钻井液添加剂，增加了作业成本；另外，在窄密度窗口地层（如裂缝性漏失地层）中钻进时，安全钻井液密度窗口往往不到0.02g/cm3，而环空循环摩阻通常在0.03-0.15g/cm3之间，因此极易发生开泵漏失、停泵溢流的复杂情况。为此，文章对高压气井动态控压固井新技术及应用方面进行分析，具有重要的现实意义。 关键词：动态控压；新技术；固定 引言：控压钻进是实现井底压力快速地稳定在安全钻井液密度窗口内的重要钻井工艺技术，自动节流管汇是实施该技术的关键。综合考虑控压钻井工艺要求和海上钻井平台面积有限的局限性，设计一种具有层式空间结构的撬装自动节流管汇，并配套设计液压控制系统。该自动节流管汇是一套集压力、流量、温度等参数采集和井口回压控制于一体的自动化系统，具有节流控压、压力补偿、放喷、流量和压力监测等功能，而且优化了阀件布置，大大降低了整套设备的占地面积，提高了设备通用性，为海上控压钻井技术的应用和设备配套提供了借鉴。 一、控压钻井节流控制原理 常规钻井主要通过调整钻井液密度，继而改变静液柱压力，实现井底压力的改变，但该处理方法一般耗时较长。考虑在井口处施加一定的回压，通过改变也能起到改变井底压力的目的，这就是所谓的控压钻井，由于压力改变为机械波传播速度，井底压力调控速度较快。控压钻井的实质是在井口处安装一定的节流装置，通过对井底压力的实时监测、水力参数的分析计算，对节流装置的开度进行精确调整，改变钻井液流过该装置时产生的节流压差，从而在井口环空处的产生一定的回压，最终影响井底压力。控压钻井自动控制的对象是回压值。根据钻井过程中钻井液的循环状态，钻井施工可以分为钻进或循环、停泵、开泵和停止循环四种工况，为了实现不同工况下的安全高效钻进，有必要保持井底压力的恒定。 二、控压钻井自动节流管汇设计 自动节流管汇是控压钻井技术的执行机构，决定着控压钻井作业的成败。在钻井过程中，由于受钻井工况、设备及施工操作等因素的影响，井眼环空压力经常发生变化，并且各影响因素（如井眼轨迹、钻压、转速）之间相互关联、相互作用。要实现井底压力的快速准确控制，必须具备一整套集压力、流量、温度等参数采集和井口回压控制于一体的自动节流管汇，要求该管汇具备以下基本功能：第一，正常钻进时，能够利用节流作用在井口套管环空处形成回压；第二，停止循环时，能够利用回压泵形成小循环，在井口环空处形成回压；第三，能够实时准确监测钻井液返出量；第四，发生紧急情况时，具有放喷功能。由于海上钻井平台面积有限，为了节省管汇安装空间和满足海上控压钻井的需要，作者采用了层式空间撬装结构设计，顶层包括液动节流阀A、液动节流阀B、1个流量计、3个四通和2个手动板阀；中间层包括液动板阀A和3个手动板阀；底层包括液动板阀B、手动板阀C、手动板阀D、5个四通、1个单向阀、1个岩屑过滤装置和1个压力传感器。管汇与外部设备及管汇内部设备间的连接及安装如下图所示，顶层和中层的设备按图中箭头所示向上翻转，该管汇与控制柜等配套设备安装在撬装底座上，结构合理而紧凑，不仅满足了节流、压力补偿、流量监测和放喷等工艺需要，而且便于运输安装及海上平台安装使用，有效节省管汇占地面积（中石油钻井院研制的精细控压钻井自动节流管汇占地面积14.63m2，与其相比减少近5m2），扩展了控压钻井的应用范围。 节流管汇示意图如下： 为了适用于海洋平台环境及场地要求，该液控系统的高压管路材质选用316L不锈钢，集中组装在控制柜内，与节流管汇一起安装在撬装底座上。该系统额定工作压力为10.5MPa，采用一台气动液泵和一台手动泵为系统提供液压源，通过蓄能器为系统保压，以维持各阀的正常工作及换向关闭，而且能够实现超压（≥23.5MPa）自动排放功能，以维持各阀的正常开启。该系统可通过远程自动控制、本地手动控制两种模式精确控制两只液动节流阀和两只液动平板阀的开关，而且为了保证操作安全，远控和手动控制具有互锁功能。第一，远程控制模式。通过计算机采用电控液方式控制高压液压油导通或关闭，从而对管线系统进行控制，实现对两只液动节流阀和两只液动平板阀开关的远程控制。第二，本地手动控制模式。若计算机控制系统出现问题，可以通过控制柜面板手动调节节流阀开度和平板闸阀的开关，本地控制采用液动换向阀直接控制液压回路，实现通道的切换和阀门开度的调节。自动节流管汇液控系统的回路设计主要包括气体回路、节流阀控制回路、平板阀控制回路。其中，气体回路。气体回路采用干净干燥的压缩气体，主要用于驱动气动液体增压泵的启停、调节气动增压泵的输出压力等。节流阀控制回路。节流阀控制是整个液控系统设计的关键，需要确保钻进期间井底压力的伺服控制。管汇中有两个液控节流阀YJ1_top和YJ2_top，要求能够同时对两个节流阀进行独立控制，因此，设计了两个相同的节流阀控制回路。自动控制时，节流阀阀位传感器接收信号，计算机自动控制比例电磁阀的阀芯开口度，调整高压液体的流量，可实现管汇节流阀开大或关小的速度及位置。现场手动控制时，能够手动控制三位四通换向阀，可控制高压液体进入节流阀上腔（或下腔），同时节流阀下腔（或上腔）的回油流回回液
提高侧钻井固井质量的技术措施分析 在油田采收工作开展的过程中，要结合实际情况建立更加系统化的技术措施，从而保证管理实效性，减少开发成本，其中，侧钻井技术具有一定的优势。本文对影响侧钻井固井质量的因素进行了简要分析，并集中阐释了提高侧钻井固井质量的技术措施，以供参考。 标签：侧钻井；固井质量；影响因素；技术 在侧钻井固井质量管理工作开展的过程中，要依据油田开采区域的实际情况，形成有效的工艺流程，完善技术运行措施和实效性的同时，确保侧钻作业的安全性，从而实现经济效益和社会效益的双赢。 1 影响侧钻井固井质量的因素分析 影响侧钻井固井质量控制效果的因素主要分为以下几点： 1.1 环空间隙较小 部分侧钻井区域泥饼的井眼较小，且实际环空间隙并不符合要求，这就会造成固井过程形成水泥环超薄的问题，甚至会导致采油过程和作业过程受到破坏，无法有效运行相关技术，且侧钻井会过早出现出水亦或是套管损坏的问题。需要注意的是，若是环空间隙较小，也会造成固井施工难以进行，导致水泥浆返高不足，影响整体固井质量。 1.2 套管位置偏移 在侧钻井工艺运行过程中，其本身都会出现一定的偏斜，且环空间隙并不大，这就导致套管结构容易出现偏心问题，造成固井出现水泥环分布失衡或者是窜槽问题。需要注意的是，水泥环物理机械系能无法满足长期封隔的实际参数需求，就会造成钻井出水提前。 1.3 注水泥顶替效率较低 在实际操作中，若是侧钻井尾管出现了偏心问题，就会导致钻井液直接滞留，加之水泥浆流动阻力增大，就会造成水泥浆紊流问题，影响水泥石的实际密封情况，严重时也会造成钻井出水提前。 2 提高侧钻井固井质量的技术措施 为了有效提高侧钻井固井质量，相关技术部门要结合实际情况建立相应的处理措施，整合管控效果的基础上，维护管理标准的运行质量，从而一定程度上完善操作流程。
低密度固井技术新进展 概述 随着石油勘探、开发地不断深入，深井、超深井数量不断增加，低压、易漏、长裸眼、长封固段、多压力层系的固井作业随之不断增多。在一口井的井眼和套管之间注入水泥浆的过程称为固井。自开始固井以来，固井的主要目的是封堵井眼内的油、气和水层。此外，水泥环强度必须满足后期增产措施、射孔、开采和各项修井作业的需要，同时在井的生产期中也要满足经济性、可靠性、安全性的要求，而后续进行许多生产或增产作业，其成功与否与固井作业质量有很大关系。 低密度水泥固井可以降低套管外液柱压力，从而降低水泥浆液柱压力与地层孔隙压力差，实行合理压差固井，减少水泥浆滤液和固体颗粒侵入油气层，可减少对油气层的损害，有利于保护油气层：①、对于低压油、气层或漏层降低水泥浆密度可以防止堵塞、压死油、气层及漏失；②、对气井或有严重腐蚀套管的水、气层存在的油井，要使水泥浆返出地面，提高套管的使用年限，也需要降低水泥浆密度，减少静液柱压力；③、对于低压易漏深井长封固段注水泥，即便采用分级注水泥技术，仍希望尽可能降低水泥浆的静液柱压力，以便在较低泵压下获得较好的固井质量。 膨润土低密度水泥浆体系 膨润土密度为2.60-2.70g/cm3主要由含粘土矿微晶的蒙脱石组成，经干燥、磨细而成的粉状物质。国内主要产品有山东潍坊膨润土和安丘膨润土等。膨润土具有规则的层状结构，层与层之间可以吸附大量的水分，使其体积膨胀，通常每克膨润土可以吸水5.3mL，体积膨胀达15倍以上，因此设计膨润土低密度水泥浆时主要靠增大用水量来实现低密度。对于API G级水泥，水灰比为0.44时水泥浆密度约为1.90 g/cm3。如使配制的水泥浆密度降低至1.55 g/cm3，则相应的水灰比约为0.93，这样扣除水泥本身的水灰比0.44，余下部分的水就需要增加膨润土来吸附。在膨润土低密度水泥浆中，膨润土的作用有两个：一个作用是吸附水，另一个作用就是靠其吸水后的自身分散，悬浮支撑沉降的水泥颗粒，保持水泥浆体系的稳定性。 从理论上讲，膨润土低密度水泥浆的设计密度可低于1.5g/cm3，但事实上低于这个密度，就失去了其实际使用价值，这是因为随着水灰比增大，膨润土掺量也增大，而水泥石的强度降低，渗透性增加。实验表明膨润土低密度水泥浆适宜的密度为1.53-1.58 g/cm3。膨润土掺量为干水泥质量的8％-10％。若采用预水化膨润土，达到相同的密度，则只需2％的预水化膨润土就相当于8％的干混膨润
公司2015年井控工作报告 李振智 2015年，公司广大干部职工认真贯彻落实上级井控工作会议精神，严格落实井控管理制度，健全组织机构，细化井控责任，强化过程管控，狠抓应急管理，严格井控检查、考核，加大责任追究，公司内外部市场实现井控安全平稳运行，圆满完成公司制定的“不发生三级以上井控事件”的目标，连续29 年未发生井喷失控事故。 一、所做的主要工作 （一）加强组织领导，强化过程管控 公司领导班子调整后，公司按照有关要求及时调整井控管理委员会，并结合公司内外部市场的实际状况成立了国内市场井控管理领导小组和海外市场井控管理领导小组以及公司井控专家组。认真总结多年来井控管理的经验和教训，强化过程管控。一是抓案例教育，将顺南5、金跃402等井的的溢流事件案例制成多媒体材料，供一线员工学习、讨论，进一步提高员工对井控风险及危害性的认识。二是抓重点井督导，建立重点井井控工作周报，及时掌握重点井的施工动态，做到及时监督、及时指导，确保重点井施工安全；三是抓关键环节，充分发挥井控专家组的作用，实现井控管理关口前移，关键施工节点井控专家组成员亲临一线驻井指导，如顺南6井、明1井、
马深1井等等；四是抓特殊时期，在春节、两会、国庆、元旦等特殊时期，实行井控日报制度，为节日期间井控安全提供了保障。 （二）加强责任落实，强化责任追究 为进一步规范井控管理工作，加强井控责任考核评价，确保井控“十七项管理制度”得到落实，按照“三严三实”的要求，公司制定了《井控检查考核及责任追究实施细则》，进一步明确了机关部门、基层队伍各岗位井控职责及责任追究的具体办法。在下半年井控专项检查中，按照细则要求，对172个问题所涉及到的196名相关责任人进行了责任追究，并进行一定的经济处罚。其中涉及处级干部8名，科级干部41名，基层管理干部62名。12月份，公司提升基层管理检查过程中，又查出井控问题95个，目前正对有关责任人进行梳理。近期公司将行文通报。从检查的问题上看，重复性的问题减少了很多，管理层的问题也大幅减少，责任追究见到了明显的效果。 （三）狠抓井控培训，提高技能素质 加强井控文件的宣贯学习，集团公司《中国石化井控管理规定》（中国石化油〔2015〕374号）下发后，迅速在技术例会上对文件的宣贯学习进行了要求，同时在处级干部培训班上，专门安排课程对井控管理规定进行宣贯学习。根据各单位井控培训需求，委托培训中心向集团公司申请举办处级干部换取证培训班，共组织43名处级干部参加了集团公司处级井控
第一章定向井（水平井)钻井技术概述 定向井、水平井的基本概念 定向井丛式井发展简史 定向井钻井被（英）Ｔ．A．英格利期定义为:“使井筒按特定方向偏斜,钻遇地下预定目标的一门科学和艺术。”我国学者则定义为，定向井是按照预先设计的井斜角、方位角和井眼轴线形状进行钻进的井。定向井相对与直井而言它具有井斜方位角度而直井是井斜角为零的井,虽然实际所钻的直井它都有一定斜度但它仍然是直井。 定向井首先是从美国发展起来的，在十九世纪后期,美国的旋转钻井代替了顿钻钻井。当时没有考虑控制井身轨迹的问题，认为钻出来的井必定是铅垂的,但通过后来的井筒测试发现，那些垂直井远非是垂直的。并由于井斜原因造成了侵犯别人租界而造成被起诉的案例。最早采用定向井钻井技术是在井下落物无法处理后的侧钻。早在1895年美国就使用了特殊的工具和技术达到了这一目的。有记录定向井实例是美国在二十世纪三十年代初在加利福尼亚享廷滩油田钻成的。 第一口救援井是1９34年在东德克萨斯康罗油田钻成的。救援井是指定向井与失控井具有一定距离，在设计和实际钻进让救援井和失控井井眼相交,然后自救援井内注入重泥浆压死失控井。 目前最深的定向井由ＢP勘探公司钻成,井深达10,65４米； 水平位移最大的定向井是BP勘探公司于己于１99７年在英国北海的ＲyｔｃｈＦarm 油田钻成的M11井,水平位移高达1，0１１4米。 垂深水平位移比最高的是Statoｉl公司钻成的的33/９—C２达到了１:3．14； 丛式井口数最多，海上平台:９6口；人工岛:17０口; 我国定向井钻井技术发展情况 我国定向井钻井技术的发展可以分为三个阶段，50—60年代开始起步,首先在玉门和四川油田钻成定向井及水平井:玉门油田的C2—１5井和磨三井,其中磨三井总井深1685米,垂直井深表遗憾３5０米，水平位移444.2米,最大井斜92°，水平段长160米；70年代扩大实验，推广定向井钻井技术;80年代通过进行集团化联合技术攻关，使得我国从定向井软件到定向井硬件都有了一个大的发展。 我国目前最深的水平井是胜利定向井公司完成的JF１28井，井深达到7000米，垂深位移比最大的大位移井是胜利定向井公司完成的郭斜井，水平
文章编号:1001 5620(2006)04 0047 03 降低固井水泥浆密度的新技术 Fred Sabins (固井解决方案公司(Cement ing Solut ions,Inc),美国) 摘要 针对现有低密度固井水泥浆存在的一些问题,介绍了一种有效降低水泥浆密度的新技术,即使用新型密度减轻材料 美国3M 公司生产的中空玻璃微球(HG S)作为密度减轻剂。介绍了中空玻璃微球H GS 的基本特点,对H GS 低密度水泥浆进行了杨氏模量和抗张强度实验、压力和温度循环下的胶结强度实验、钻穿测试实验及现场测试,并与泡沫水泥浆和硅酸钠水泥浆进行了对比。实验及测试结果表明,添加了中空玻璃微球H GS 的水泥浆有效地降低了密度,并且其混合、泵送及抗压强度、胶结质量等完全可以满足井下作业的要求。 关键词 固井 固井质量 低密度水泥浆 水泥浆添加剂 中空玻璃微球中图分类号:T E256 文献标识码:A 针对低密度固井水泥浆的应用日益增多及现阶段常用的一些低密度固井水泥浆存在的问题,提供了一种新的解决方案,即使用新型密度减轻材料 美国3M 公司生产的中空玻璃微球研制的新型低密度固井水泥浆体系。 1 传统低密度水泥浆体系的局限性 以水作为密度减轻剂的传统低密度水泥浆最低密度为1.5g/cm 3 ,并且需要添加能够吸水并保持水泥均相的物质。虽然这种水泥浆成本低,但其抗压强度低,在强压下无法提供长期层间封隔。使用空心微珠可以使水泥浆密度降至1.35g /cm 3 。空心微珠是从火力发电的副产物 粉煤灰中通过漂选获得的,因此其质量较差,抗压强度较低(一般上限为13.8~20.7M Pa),闭空率较低,水容易进入使空心微珠密度很难控制,使其应用受到了较大限制。 使用氮气的泡沫水泥浆通常用来防止低压储层的循环漏失。但其渗透性高,抗压强度低,因此会导致固井失败和更高的完井成本。而且泡沫水泥浆施工设备较多,使用程序复杂,不易操作,并且存在井内摩阻较大(导致循环漏失)、难以控制固井质量、无法使用声波和超声波测量工具等局限性。 2 中空玻璃微球的基本特点 美国3M 公司生产的中空玻璃微球为薄壁白色 空心球体,成分为碱石灰、硼硅酸盐玻璃,不溶于水,pH 值为9.5,软化温度为600 。3M 中空玻璃微球H GS 系列产品性能如表1所示。 表1 3M 中空玻璃微球H GS 系列产品性能型号抗压强度M Pa 真实密度g /cm 3粒径分布(体积比)/ m 10%50%90%最大HG S200013.80.3220407580HG S300020.70.3518407585HG S400027.60.3815407585HG S500037.90.3816407585HG S600041.30.4615407080HG S1000068.90.6015305565HG S18000 124.0 0.60 11 30 50 60 H GS 中空玻璃微球的特点:为小粒径的完美球体,易混合、易泵送;不可压缩,可以方便准确地进行测井工作;有极高的强度密度比,因此在井下作业时 不会破碎;有相当高的闭空率,水不能进入球体,因此可以使密度保持恒定;呈化学惰性,不会与水泥浆中的其他添加剂发生反应,从而几乎可以和所有的固井水泥浆体系兼容;微球的各向应力一致,可以减少水泥在固化后的收缩;内部有少许气体存在,因此有很好的保温作用,这样就可以加快水泥水化速度,从而减少候凝时间,并且使水泥在短时间内就有较高的强度。 第一作者简介:F red Sabins,专家级高级工程师,作为首席研究员在Cement ing Solutions,Inc 工作了多年,有多年的固井 工作经验。地址:上海市兴义路8号万都中心大厦38层3M 中国有限公司总办事处;邮政编码200336;电话(021)62753535。 第23卷第4期 钻 井 液 与 完 井 液 V ol.23No.42006年7月 DRILLING FLUID &COMPLET ION FLU ID July 2006
文件编号：RHD-QB-K7855 （管理制度范本系列） 编辑：XXXXXX 查核：XXXXXX 时间：XXXXXX 侧钻井钻井液施工技术规范标准版本
侧钻井钻井液施工技术规范标准版 本 操作指导：该管理制度文件为日常单位或公司为保证的工作、生产能够安全稳定地有效运转而制定的，并由相关人员在办理业务或操作时必须遵循的程序或步骤。，其中条款可根据自己现实基础上调整，请仔细浏览后进行编辑与保存。 一、基本情况 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。侧钻井与常规石油钻井相比，有如下特点：1．辅助时间长，纯钻时间短；2．开窗后即进入深部地层，没有快速钻进；3.受钻井液泵功率及钻具内径影响，钻井液排量仅为常规钻机泵排量的l/3-1/4左右；4．一般采用31/2”钻杆施工，钻杆柔性大，限制了钻压、转盘转速的提高，机械钻速较低。泥浆公司从20xx年开始和原大港油田井下作业公司进行侧钻井技术服务，到目前为止，在油区内
共完成侧钻井180口。公司通过近几年的现场施工，逐渐摸索出了一套适合大港油区的侧钻井钻井液技术措施 二、施工技术措施 2.1钻井液准备 开窗前首先要进行钻井液准备，可以用2种方法： 2.1.1配浆 配方：清水+4-6%膨润土+0.5%纯碱 循环系统按标准要求安装完毕后进行配浆作业，基浆配好并充分水化后按设计要求补充各类处理剂，把钻井液性能调整到设计范围之内（粘度应走设计上限，以便开窗时能有效携带铁屑）。 2.1.2 倒运回收浆 若现场不具备配浆条件，可从公司倒运回收浆。
泥浆上井后开启固控设备清除固相，使坂含和固相控制在设计要求之内，然后按补充各种处理剂，使钻井液性能达到设计要求。 2.2开窗钻进 2.2.1开窗时钻井液粘度应维持在设计上限，以便能有效携带铁屑，钻井液出口槽处应放一块强磁铁吸附铁屑。 2.2.2开窗后地层若是明化镇地层，泥浆粘度应逐渐降低到设计的中下限，以利于冲刷井壁；在馆陶组及以下地层，泥浆粘度应控制在设计的中上限，以利于保护井壁稳定、防止井塌。 2.2.3定向过程中保证钻井液中含油量达到3-5%，加入适量的乳化剂，使原油充分乳化，提高钻井液的润滑性能。在定向时，如果托压现象严重，可视返砂情况进行短起下破坏岩屑床，或加入适量的石