丛式井的钻井生产工艺过程

丛式井的钻井生产工艺过程

一、前期准备工作

1.地质勘探:通过对地质构造、岩性、断层等方面的综合分析,确定钻井位置及钻井深度。

2.选井:根据地质情况和钻井目的,选择合适的丛式井进行钻探。

3.设计井眼轨迹:根据钻探目的和地质情况,确定垂直、水平和斜向等不同方向的井眼轨迹。

4.编制作业程序:根据设计要求,编制详细的作业程序,并进行技术交底和安全教育培训。

5.采购材料设备:根据作业程序和需求,采购必要的材料设备,并进行检验验收。

二、钻机安装

1.选址:根据设计要求,在选定的丛式井口附近选址,并进行基础施工。

2.架设钻机:将钻机架设在选定位置上,并进行稳固固定。

3.安装动力系统:将动力系统(如柴油机、电动机等)安装在钻机上,并与液压系统连接。

4.安装液压系统:将液压泵站、油箱及其他液压元件安装在钻机上,并与动力系统和操作系统连接。

5.安装钻杆:将各种规格的钻杆、非防喷器、防喷器等装备安装在钻机上,并按照设计要求进行组合。

三、钻井操作

1.井口处理:清理井口,安装井口防护罩及其他必要的安全设施。

2.下套管:根据设计要求,选择相应的套管规格,进行下套管作业。

3.钻头进井:将预先准备好的钻头组合下入井中,并启动液压系统,开始旋转和冲击作业。

4.取心采样:根据需要,进行取心采样作业,并对取得的样品进行分析测试。

5.测量定位:通过地震勘探、测斜仪等手段,对井眼轨迹进行测量和定位。

6.固井封隔:根据设计要求,在套管内注入水泥浆体,进行固井封隔作业。

四、完井作业

1.开发试油:对已经完成的丛式井进行开发试油,确定产能和产油效果。

2.清洁保养:对已经完成的丛式井进行清洁保养和维护,保证设备的正常运转。

3.加强安全管理:对已经完成的丛式井进行加强安全管理,防止事故发生。

4.做好资料档案:对已经完成的丛式井进行资料档案的建立和归档,为后续作业提供参考。

五、总结

通过以上工艺流程,我们可以看到丛式井的钻井生产工艺过程是一个

复杂而又精细的过程。在这个过程中需要各种专业技术人员和设备配

合协作,才能保证钻探顺利进行并取得预期效果。同时,在整个过程中也需要不断加强安全管理和质量控制,确保人员和设备的安全,并达到预期目标。

定向钻井技术

目录 第一篇钻井工程 引言……………………………………………………………( )第一章定向钻井技术……..…………..……………………( )第一节定向钻井的发展过程……………………..……( )第二节定向钻井的基本概念……………………………… ( )第三节单点测斜…………………………………………….( )第四节有线随钻…………………………………………… ( )第五节无线随钻MWD……………………………………..( )第二章井下动力钻具………………………………………. ( ) 第一节井下动力钻具的发展..........................................( ) 第二节井下动力钻具的分类…………………..............( ) 第三节螺杆钻具………………………………………...( ) 第四节井下动力钻具的维修与管理…………………...( ) 第五节导向钻井系统………………………………….. ( )

第三章定向井施工工具…………………………………….. ( ) 第四章定向施工中钻具组合的使用………………………..( ) 第二篇钻井泥浆 第一章钻井泥浆的发展过程……………………………… ( ) 第二章钻井泥浆的功用及性能…………………………….( ) 第三章钻井泥浆的现场维护调整………………………….( ) 第四章钻井中发生井漏井塌井喷的预防处理………….( ) 第三篇钻井地质 第一章地质知识在定向施工中的应用…………………….( ) 第五篇定向工程的管理细则(行标)

第一篇钻井工程王钰民纪烈斌刘铸

引言 定向钻井已经发展了几十年,所使用的工具和设备在不断的更新变化,相关技术也在不断的提高;设备由单点测斜到有线随钻、MWD 、再到旋转导向,抛面有两维到三维;大位移井、水平井、分支井。但目前为止陕北地区仍在使用各油田早已淘汰的单点测斜技术进行定向施工,因陕北地区目的层较浅,故仍有其市场和生存空间。其特点:简单方便、成本低、灵活省时。 但行业里还没有针地区对性的单点定向施工方面的学习教材,本文重点介绍在陕北地区单点定向施工技术,希望通过本文的学习能够使朋友们快速掌握这门技术。 在本文中摘录了本人导师原天津大学石油分校王钰民教授编著的〈〈定向钻井技术〉〉;纪烈斌教授编著的〈〈井下动力钻具〉〉部分内容;删除了他们对理论公式的推导部分,用通俗易懂的语言,针对陕北各矿区地层的不同特点,总结了本人多年现场经验,

丛式井轨迹控制及快速钻进配套技术

丛式井轨迹控制及快速钻进配套技术 摘要 丛式井开发是目前越来越普遍的开采方式,其能有效避开地面限制,集中开采,降低开采成本。 本文论述海上从式钻井过程中如何有效防碰及提高钻井速度、保证井下安全,涉及钻井过程中井眼轨迹设计、井眼轨迹控制、井眼清洁、扭矩和摩阻等问题,以及相应的技术措施,对施工中的扭矩、造斜率、可钻性、施工安全、设备配套等做了一系列阐述。 注重现场如何根据单口井不同情况进行组织施工,提出用合理的措施和先进工艺有效结合在现有钻井能力上做到安全快速钻进,在每项措施制定过程中就已经考虑到可能存在的风险,从而有效预防和避开复杂;本文还提出快速钻井中以整体效益观念,即组织施工中以全局为重,采用前瞻意识在措施上保证安全、保证施工连续性而提高效益。 关键词:丛式井,防碰,轨迹优化,合理组织,安全快速钻进

目录 第1章前言 (1) 第2章快速钻井思路 (2) 2.1 丛式井轨迹控制及快速钻进配套技术的提出 (2) 2.2 井组设计数据及设计理念 (2) 第3章工艺组织设计 (5) 3.1井眼轨迹优化设计和控制 (5) 3.2各项工艺的有机结合 (5) 第4章现场组织实施及施工情况 (9) 第5章结论 (11) 5.1 认识与体会 (11) 5.2 下步的发展方向 (12)

第1章前言 丛式井是在定向井基础上又出现的一种特殊的工艺井技术。丛式井平台的布置具有集中开采的优势,能够使油田开发最大化地减少平台或者井场数量,能消除地面限制而有效控制成片油层。 数十来,丛式井技术得到了普遍重视和快速发展,国外先后研制开发了优化轨道设计软件、优化钻柱设计软件、丛式井防碰扫描软件、扭距和阻力预测监测软件、旋转导向马达、随钻测量测井仪器、闭环导向系统、可变径稳定器、减扭矩接头、水力加压系统等,并在井壁稳定性、井筒清洁、固控以及钻井液技术、定向钻井技术、井身轨迹控制技术、钻井动力、钻机能力、批量钻井、无钻机时间固井等方面做了大量的工作,使丛式井作业有了突飞猛进的发展。国内也逐步走向成熟,形成了一套切实可行的施工技术,但由于受成本和现有技术条件的限制,如何更好地结合现有钻井能力,将先进技术有效地结合到一起,形成适合各自钻井条件的方案就显得更为重要。 本文针对目前正在施工的南堡1-29B丛式井组,该井组是冀东南堡滩海油田布置的位于河北省唐山市南堡开发区南堡乡13.3km的南堡1-29导管架的一个井组,井组初步布置9口井,原先已钻两口井,今年为进一步开发南堡1-1区1-29断块NgⅣ②油藏,七月起在原先基础上再钻井四口。 表1-1:新布置井设计基本情况 井名斜深 (m) 垂深 (m) 位移(m) 最大井斜 (°) 方位(°) 设计靶心距 (m) 南堡1-29斜97 2617.00 2381.27 821.11 33.96 256.60 30 南堡1-29斜108 2540.00 2371.27 774.57 27.66 185.63 30 南堡1-29斜90 2712.00 2383.86 1082.26 35.62 223.12 30 南堡1-29斜98 3011.00 2353.86 1415.16 53.91 221.38 30 为实现四口井的快速施工,运用了顶部驱动钻机、MWD导向钻井系统、水基钻井液、高速线性振动筛、摩阻扭矩预测分析技术、表层批钻、防碰扫描系统等先进的钻井工艺。通过摩阻扭矩的分析为井身剖面的选择、设备的选型和减摩降扭措施的制定提供了理论指导。通过系统地介绍并分析了上述井组的钻井设计和现场施工技术,以及取得的成功经验和存在的问题,旨在为今后南堡滩海油田或陆上其他区块井组钻井技术勘探和开发提供基础资料,并建立一套适合现有钻井能力的丛式井安全快速钻井技术,给以后的施工提供思路。

钻井方法简介

钻井方法简介 (不同工具不同工艺) 一、顿钻钻井法 我国古代发明,冲击破岩方式,钢绳冲击钻机,捞砂筒捞岩屑,间歇钻进,效率低,井内压力无法控制。目前仍有少数地区用来打直井。 二、旋转钻井法(现代钻井的主要方法) 冲击、挤压、剪切等多种破岩形式,靠动力带动钻头旋转,在旋转的过程中对井底岩石进行破碎,同时循环钻井液以清洁井底,连续钻进,效率高 1、地面动力转盘旋转钻井法,钻柱旋转,世界各国广泛采用(我公司目前使用的方法之一) 2、顶部驱动旋转钻井 3、井底动力钻具旋转钻井法,钻柱不旋转。减少能耗和钻柱事故。 A、涡轮钻具,特别适用于定向井和从式井,原苏联、罗马尼亚等国家采用的基本的钻井方 法。新技术:多节涡轮钻具,低速大扭矩涡轮钻具、带减速器的涡轮钻具等 特点:钻速高,钻具止推轴承寿命短,降低常规牙轮钻头使用寿命 与聚晶金刚石切削片PDC钻头匹配,可适应高温高速钻井 定向造斜过程中的工艺简单,起下钻次数少 B、螺杆钻具,适用于打定向井、水平井和丛式井,目前使用最普遍的井下动力钻具(我公 司目前常用的钻井方法之一) C、电动钻具 特点:便于操控 电机结构复杂,工作条件复杂,检查电路故障和换钻头都不方便 三、射流钻井法,小孔径的水平井,近十多年发展的,美国加拿大钻了数千口水平井。垂直井、大井眼井试验中。 优点:设备简单 水力能,无能量转换损耗 钻柱、钻头不旋转,减少钻柱事故的发生,提高钻头寿命 方便随钻测量和控制 四、其他(研究和发展中) 激光钻井 电子束射流钻井 岩石融化和气化钻井 化学钻井等 目前较新的钻井技术: –定向井、水平井、大位移井技术 –分支井技术 –深井(4500~6000m)、超深井(6000m~9000m)特超深井(9000m以上)

密集丛式井组优快钻井关键技术研究与应用

密集丛式井组优快钻井关键技术研究与应用 ——钻井工艺研究所 一、项目背景 随着胜利油区油气勘探开发不断深入,勘探开发的区域也不断扩大。滩浅海(湖)井组的开发对于胜利油田的持续性发展具有重要的现实意义,利用人工岛密集丛式组开发滩浅海(湖)油气田有利于优快钻井技术的规模实施,实现从钻井、完井、作业等系统化的“井工厂”模式,钻井效率进一步提高,开发成本也得到大大降低。 青东5项目是胜利油田部署的大型海油陆采密集丛式井组,共部署井位61口,钻井施工具有以下难点:井间距小、造斜点浅、大尺寸井眼浅层定向造斜率低、防碰任务艰巨、部分井水平位移大,涉海作业环保要求高等。另外,青东5井组属于勘探新区,控制井位少,存在四个大断块,地质构造复杂,油藏落实难度大,以少井地区断块油藏地质构造模型为基础,以井间防碰和避开断层为原则将地质构造模型与密集丛式井轨道设计结合形成初步井组轨道设计方案。井组施工期间,根据油藏方案调整情况,通过井间防碰扫描形成预案,再通过地质工程一体化评价优化井组整体轨道设计方案,直至形成最终优化方案。 二、项目目标 通过研究,形成大型密集丛式井组钻井工艺配套技术及三维绕障主动防碰技术。 三、关键技术及创新点 1、大型密集丛式井组施工难点分析 (1)项目运行管理 1)多部门同时作业,生产组织运行难度高。 一个井场,二到四部钻机同时施工,钻井、录井、定向、测井、固井等多部门协同作业,且搬安、电测、固井加上泥浆拉运等作业环节施工车辆多,极易发生地面“拥堵、停待”现象,在生活、安全及管理方面压力巨大. (2)项目施工技术 1)表层大井眼定向,造斜点浅,造斜率低。

平原组位于地表,地层非常疏松。为了满足无线信号的正常传输和井下安全又必须达到一定的排量,井眼扩大率大,造斜率低,井眼轨迹控制难度大。 2)井网密集,防碰难度大。 井数多,井网密集,井口间距仅2-5mm,地下井眼轨道密集交错,既要考虑与已完钻井的防碰,又要考虑不能侵占待钻井的井眼轨道,且大位移井(>1500m)、大井斜井(>45°)多,轨迹控制精度要求更加严格,防碰绕障任务艰巨。 3)井组设计水平位移大,施工难度高。 大型井组设计必然会有水平位移超过1000m;井斜角超过50°。这类井施工难度都很大,裸眼大斜度井段长,岩屑的运移距离长,运移难度大,容易在下井壁滞留形成岩屑床,造成摩阻扭矩大,易出现键槽。起下钻和电测都会遇到困难。 4)三维定向井,摩阻扭矩大,易导致键槽卡钻。 井组剖面分为五段制(直-增-稳-降-稳)、(直-增-稳-增-稳)剖面;四段制(直-增-稳-降)、(直-增-稳-增)剖面;特别是三维定向井和双靶点定向井。降斜井段和扭方位段长,摩阻和扭矩大,容易出现键槽。由于三维定向井和双靶点定向井按设计均需多次调整井斜和方位,如何解决钻井过程中的摩阻、扭矩和键槽问题,成为工程施工中突出的一个难点 2、大型密集丛式井组施工方案优化 针对以上钻井施工难点,在施工过程中探索出“一体化”生产运行模式、“动态化、及时化”轨道设计调控方法和“整体化、精细化”井眼轨迹控制方式,形成密集丛式井组高效井眼轨迹控制技术,为丛式井组的安全顺利完成提供了强力技术支撑。 (1)项目运行管理 1)“一体化”生产运行模式 针对岛上空间相对狭小,合作单位多,生产组织运行难度大的问题,提供技术支撑的钻井院,积极探索出资源配置一体化生产模式,优化人员,改变传统单井2名定向工程师、2名测量工程师标配模式,选配既懂测量又会定向复合人才,减少1名测量工程师。部分特殊施工阶段,3名定向工程师同时负责2口井。

丛式井的钻井生产工艺过程

丛式井的钻井生产工艺过程 一、前期准备工作 1.地质勘探:通过对地质构造、岩性、断层等方面的综合分析,确定钻井位置及钻井深度。 2.选井:根据地质情况和钻井目的,选择合适的丛式井进行钻探。 3.设计井眼轨迹:根据钻探目的和地质情况,确定垂直、水平和斜向等不同方向的井眼轨迹。 4.编制作业程序:根据设计要求,编制详细的作业程序,并进行技术交底和安全教育培训。 5.采购材料设备:根据作业程序和需求,采购必要的材料设备,并进行检验验收。 二、钻机安装 1.选址:根据设计要求,在选定的丛式井口附近选址,并进行基础施工。

2.架设钻机:将钻机架设在选定位置上,并进行稳固固定。 3.安装动力系统:将动力系统(如柴油机、电动机等)安装在钻机上,并与液压系统连接。 4.安装液压系统:将液压泵站、油箱及其他液压元件安装在钻机上,并与动力系统和操作系统连接。 5.安装钻杆:将各种规格的钻杆、非防喷器、防喷器等装备安装在钻机上,并按照设计要求进行组合。 三、钻井操作 1.井口处理:清理井口,安装井口防护罩及其他必要的安全设施。 2.下套管:根据设计要求,选择相应的套管规格,进行下套管作业。 3.钻头进井:将预先准备好的钻头组合下入井中,并启动液压系统,开始旋转和冲击作业。 4.取心采样:根据需要,进行取心采样作业,并对取得的样品进行分析测试。

5.测量定位:通过地震勘探、测斜仪等手段,对井眼轨迹进行测量和定位。 6.固井封隔:根据设计要求,在套管内注入水泥浆体,进行固井封隔作业。 四、完井作业 1.开发试油:对已经完成的丛式井进行开发试油,确定产能和产油效果。 2.清洁保养:对已经完成的丛式井进行清洁保养和维护,保证设备的正常运转。 3.加强安全管理:对已经完成的丛式井进行加强安全管理,防止事故发生。 4.做好资料档案:对已经完成的丛式井进行资料档案的建立和归档,为后续作业提供参考。 五、总结 通过以上工艺流程,我们可以看到丛式井的钻井生产工艺过程是一个 复杂而又精细的过程。在这个过程中需要各种专业技术人员和设备配

丛式井组优快钻井技术及应用分析

丛式井组优快钻井技术及应用分析 摘要:大型丛式井组是油田A区块部署老区加密丛式井组,以完善中区沙四中主体注采井网,提高储量控制程度。该井组地表条件复杂,采用大型丛式井组的模式开发。井组共部署定向井58口,其中油井35口、水井23口,分南北两排施工,排间距15m。井组以密集丛式井组的方式达到减少占地、集中管理、降低安全环保风险的目的。 关键词:大型丛式井组;优快钻井技术;方案优化设计;轨迹优化及控制 A丛式井组位于油田中部,地处市城区内,邻区地表条件复杂,分布多个居民区及旅游风景区,因此采用大型丛式井组井工厂的模式施工,减少井场占地的面积,提高井场使用效率,有利于钻井施工及环保工作,达到降低开发成本的目的。分析A井组在布井、防碰、轨迹优化及控制、钻井液、管理等方面的问题和总结施工经验,并进行系统化的分析研究。这对以后大型丛式井组的施工具有很好的借鉴意义,能够为后续井钻井的提速提效、减少井下复杂情况的发生提供可靠方法。因此,研究A大型丛式井组优快钻井技术具有重要意义。 1 油藏地质概况 油田构造位置位于东营凹陷西边缘,尚店—背斜构造带南端,北部与尚店油田接壤,东临利津凹陷,整体构造为一受到剥蚀的穹窿背斜。中区沙四中位于油田中部,西部以油田中西块分界断层为界,断层落差10~30m,近南西北东走向;南部发育一条分界断层,为近东西走向,断层落差15~35m,南倾,将其分割为H3、A块南北两块,北部发育一条近北西—南东走向断层,断层落差为10~20m,北倾;东部发育近南北走向的边界断层,东倾,断层落差为20~40m,整体呈现为中间高两边低的背斜构造。 2 大型丛式井组整体方案优化设计 2.1 双钻机施工的顺序优化

苏里格气田丛式井组快速钻井技术

苏里格气田丛式井组快速钻井技术 欧阳勇;吴学升;高云文;黄占盈;白明娜 【摘要】The unique feature of "low permeable sublayer, low porosity" in Su Iige leads to the low productivity , small well spacing, dense well network of single well, and it is located in the desert, the ecology environment is weak, which is more suitable to be developed with the cluster wells, but the long building cycle time, high drilling cost and something else elements influence the popularization of cluster wells. To achieve the strategic objective of low cost development in Su Lige gas field, it is very important to improve the drilling speed of cluster well. Aimed at the problem of cluster well drilling process in Su Lige, according to the technique research of the amount optimization of well cluster, construction of well cut plane, optimization of PDC drill bit and optimization of make up of string, a faster drilling technique scheme of cluster wells is generated and received the preferable effect in the well site.%苏里格气田“低孔、低渗”的特点决定了其单井产量低、井距小、井网密,而其地 处沙漠,生态环境脆弱,更适宜采用丛式井组开发.但从式井施工周期长、钻井成本高等因素影响了从式井组的推广应用.为实现苏里气田低成本开发的战略目标,提高丛式井钻井速度就显得尤为重要.针对苏里格丛式井钻井过程存在的难题,通过井组数优化、井身剖面设计、PDC钻头的优选以及钻具组合的优化等技术研究,形成了一套苏里格气田丛式井组快速钻井的的技术方案,在现场实施中取得了较好的效果.【期刊名称】《科学技术与工程》

钻井技术概述

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,水平位移最大的大位移井是大港定向井公司完成的井,水平位移达到2666米,最大的丛式井组是胜利石油 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丛式定向井救援定向井水平井多分枝 井(多底井) 定向井

丛式井技术

第六章丛式井技术 6.1 丛式井的定义 所谓丛式井指一组定向井(水平井),它们的井口是集中在一个有限范围内,如海上钻井平台、沙漠中钻井平台、沙漠中钻井平台、人工岛等。 6.2 丛式井的应用 丛式井的广泛应用是由于它与钻单个定向井相比较,大大减少钻井成本,并能满足油田的整体开发要求。丛式井广泛应用于海上油田开发、沙漠中油田开发等。 6.3 丛式井的设计原则 丛式井设计的根本原则是:保证在钻井作业过程中,整个井组的井与井之间不发生碰撞,在保证开发要求的前提下,选用井向身最短、井斜角适当的最简单剖面,并且合理地安排钻井作业顺序,尽量避免邻井套管对磁性测量仪器产生干扰。 通过合理地选择井身剖面、井身结构、造斜点、造斜率、井口分配和钻井顺序建议以完成丛式井的设计。 6.3.1 井身剖面 在满足油田开发要求的前提下,尽量选择最简单剖面,如典型的“直—增—稳”三段制,这样将减少钻井工序,降低摩阻,减少钻井时复杂情况和事故发生的可能性。如SZ36-1A、SZ36-1B平台全采用三段制剖面。 6.3.2 井身结构 根据地质要求和钻井目的,决定选用何种井身结构。 6.3.3 造斜点 造斜点的选择应在稳定、均质、可钻性较高的地层。造斜点深度的选择应考虑如下几点: ①相邻井的造斜点上下错开50米。 ②中间井口用于位移小的井,造斜点较深。外围井口用于位移较大的井,造斜点则浅。 ③如果设计的最大井斜角超过采油工艺或常规测井的限制或要求,应将造斜点提高或增加设计造斜率。 6.3.4 造斜率 常规定向井,设计2.5°~4°/30m的造斜率是可行的。 6.3.5 最大井斜角 在保证油田开发要求的前提下,尽量不使井斜角太大,以避免钻井作业时,扭矩和摩阻太

丛式井技术要点及措施

第四部分丛式井技术要点及措施 4.1 总体原则 4.1.1 采用交叉钻表层,减少水泥窜槽;最浅造斜点的外排井出套管鞋,待MWD无磁干扰就提前造斜,有利于防碰及防磁干扰。 4.1.2造斜点的选择: 根据甲方提供的原始数据计算出位移和方位,按照定向井原则,井网布置避免交叉,位移大的安排在边缘槽口,造斜点的选择原则是在地层均一、可钻性好的地层,但密集型丛式井为降低稳斜段的井斜角,造斜点尽量浅,相邻井的造斜点相互错开50米,平台从外到里造斜点依次加深,边缘造斜点最浅的井为220米至平台中心最深的KOP为420米,避免来自横向的磁干扰及井眼碰撞。 4.1.3 QHD32-6地区已完成了十几口的探井,油层位置已经清楚,对于如此小的井距密集型平台,钻井顺序必须按照定向井施工原则,即采用先浅后深(造斜点)、先外(边缘大位移、大斜度)后里,否则会后患无穷。如果采用定向井钻井原则,还避免不了,就要用陀螺定向. 要避免磁干扰、碰撞,除按以上原则外,必须保证一次造斜的成功,否则就会打乱整个钻井顺序,给下步作业带来困难。 4.2 大平台小井距最难解决的问题是井眼防碰 随着快速定向钻井大规模的展开,其浅层造斜技术、井眼控制技术和解决大斜度井滑动摩阻技术都有成熟的经验。但由于单平台井口密度的逐渐增加,井眼相碰矛盾日趋尖锐,表层碰撞的可能性越来越大,锦州地区和绥中地区都有过惨痛教训的例子,小井眼的防碰必须按照定向井防碰预案实施,并且从上到下必须重视,相互让路,加强合作,避免该类事故的产生。以下是影响井眼发生碰撞的主要因素::

4.2.1. 单平台井数的增加、井距的减小:97年前渤海单平台井数为4~16口,井距2~3米。由于井眼密度小,其防碰问题不突出。随着上千万吨的开始,为降低建平台的投入、增加平台的利用率,于97年底开始大平台小井距的作业,QHD32-6油田的井距缩小到1.5x1.7米,其井眼交叉的可能性越来越大,井眼防碰问题迫在眉睫。 4.2.2. 直井段偏斜:现有的钻井技术不可能将所有的直井段吊直为零,其原因是地层的不均一、邻井水泥环的影响等因素,使井眼产生偏 斜。 4.2.3.钻井顺序不符合井眼防碰原则:定向钻井原则是“先外后里,先浅后深”---即先钻造斜点浅的定向井、依次钻造斜点深的井、最后钻直井;也就是说先钻位移大的边缘井、依次向平台中心钻。如果违背上原则,易产生碰撞。 4.2.4.直井段没有数据的丛式钻井:数据反映井眼的走向,没有数据就谈不上井眼防碰,有碰撞潜在的危险。 4.2.5小井距仪器的精度误差:我们知道所有的测量工具都有系统误差,随着井深的增加,其误差椭圆越来越大。 4.2.6.邻井套管对MWD磁干扰,产生测量偏差。 4.3套管碰撞的前兆 4.3.1.MWD的Btotal值超出正常值。 4.3.2.返出岩屑出现水泥。 4.3.3.钻时越来越慢,钻压有增无减。

钻井工程基础知识

第一节钻井工程 钻井分直井和定向井。定向井可分为:一般定向井、大斜度井、丛式井、多底井、斜直井、 水平井等。 一般定向井:在一个井场内仅有一口最大井斜角小于60°的定向井。大斜度井:在一个井场内仅 有一口最大井斜角在60°~86°范围内的定向井。丛式井:在一个井场内有打算地钻出的两口或 两口以上的定向井组,其中可含一口直井。多底井:一个井口下面有两个或两个以上井底的定 向井。斜直井:用倾斜钻机或倾斜井架完成的,自井口开头井眼轨道始终是一段斜直井段的定向 井。动画3-1 一、钻井过程 1、预备工作 定井位:地质师依据地质上或生产上的需要确定井身轴线或井底的位置。 修大路:主要保障能通行重车,有的满载车总重可达39~40吨或更多。

平井场:在井口四周平坦出一块场地以供施工之用。井场面积因钻机而异,大型钻机约需 120×90m2,中型钻机可为100×60m2。 打根底:为了保证施工过程中各设备不因下陷不均匀而歪斜,要打根底。小些的根底用预制件,大的根底则在现场用混凝土浇灌。 安装:立井架,安装钻井设备。 2、钻进 当前世界各地普遍使用的打井方法是旋转钻井法,此法始于1900年。 钻进:钻进直接裂开岩石的工具叫钻头。钻进时用足够的压力把钻头压到井底岩石上,使钻 头的刃部吃入岩石中。钻头上边接钻柱,用钻柱带动钻头旋转以裂开并底岩石广井就会渐渐加深。加到钻头上的压力叫钻压,是靠钻柱在洗井液中的重量(即减去浮力后的重量)的一局部产生的。 钻柱把地面的动力传给钻头,所以,钻柱是从地面始终延长到井底的,井有多深,钻柱就有 多长。随着井的加深,钻柱重量将渐渐加大,以致于将超过钻压的需要。过大的钻压将会引起 钻头、钻柱、设备的损坏,所以必需将大于钻压的那局部钻柱重量吊悬起来,不使作用到钻头上。钻柱在洗井液中的重量称为悬重,大于钻压需要而吊悬起来的那局部重量称为钻重。亦即 钻压=悬重一钻重。 井加深的快慢,即钻进的速度,用机械钻速或钻时表示。机械钻速是每小时裂开井底岩石的 米数,即每小时进尺数。钻时是每进尺1m 所需时间,以分钟表示。此二者互成倒数。 洗井:井底岩石被钻头裂开以后形成小的碎块,称为岩屑。岩屑积多了会阻碍钻头钻切的井底,引起机械钻速下降。所以必需在岩屑形成以后准时地把它们从井底上去除掉,并携出地面,这就是洗井。 洗井用洗井液进展。洗井液可以是水、油等液体或空气、自然气等气体。当前用得最多的是

定向井、丛式井的基本概念

(一)定向井、丛式井钻井技术 1.1、定向井、丛式井的基本概念 定向井的基本概念 定向井是指按照预先设计的井斜方位和井眼的轴线形状进行钻井的井;沿着预先设计的井眼轴线钻达目的层位的钻井方法,称为定向钻井。定向井井身的基本参数,也称为定向井井身的基本要素。 了解实钻定向井的井身轴线在三维空间的位置和形状,目前唯一的办法就是沿井身进行测斜。在每个测点上所取得的测斜有三项数据,即该点处的测深、井斜角、井斜方位角,我们称这三项测斜数据为井身的基本要素。 测深(Measure depth):井身轴线上任一点到井口的井身长度,称为该点的测深,也称为该点的测量斜深。其测量单位为米。 井斜角(Hole inclination or Hole angle):井测点处的井眼方向线与通过该点的重力线之间的夹角称为该点处的井斜角。井眼方向线和重力线都是有向直线。其测量单位为度。 井斜方位角(Hole direction):井斜方位角是指以正北方位线为始边,顺时针旋转至井斜方位线所转过的角度。凡所讲到的方位线,都是在水平面上。正北方位线和井斜方位线都是有向直线。正北方位线是沿着该测点处的地理子午线向正北方向延伸的直线。井斜方位线是指该测点处的井眼方向线在水平面上的投影线。其测量单位为度。

有了井身的基本要素后,我们还不能进行准确的计算,还有两个概念必须清楚。 磁偏角(Deinclinnation)的校正:我们在定义井斜方位角时,是以地球正北方位线为准,而使用磁力测斜仪测得的井斜方位角则是以地球磁北方位线为准,称为磁方位角。由于磁北极偏离地球北极,使绝大多数区域磁北方位线与正北方位线并不重合,二者间的夹角即为磁偏角。磁偏角有偏东、偏西之分,若磁北方位线在正北方位线以东称偏东磁偏角,若磁北方位线在正北方位线以西称偏西磁偏角。进行井斜方位角校正时,可使用如下简单公式: 井斜方位角=磁方位角-西磁偏角 井斜方位角=磁方位角+东磁偏角 大地坐标的的确定:大地坐标是以英国的格林威治天文台为坐标原点而构建的全球通用的大地坐标体系,地球上的任一点都可以通过卫星定位在该坐标系中找到自己的唯一位置。当定向井的井口位置测定后,该井井身的任一点的大地坐标都可以确定。有了以上定向井的基本参数和相应的结构参数,经过相应的计算,我们就可以非常清楚地确定实钻定向井的井身轴线在三维空间的位置和形状。对井身轴线在三维空间的位置和形状的描述除了测深、井斜角、井斜方位角及大地坐标之外,还有其它井身参数参与描述,下面介绍其中几个参数。 垂深(Vertical depth or True vertical depth):垂深即测点的垂直

G0-7三维水平井井组工厂化钻井工艺

G0-7三维水平井井组工厂化钻井工艺 王万庆;石仲元;付仟骞 【期刊名称】《石油钻采工艺》 【年(卷),期】2015(000)002 【摘要】G0-7三维水平井组部署在长庆油田苏里格气田东南部,由1口直井、2口定向井、2口常规水平井、4口三维水平井组成,采用工厂化钻井作业“一字型”施工模式,3部钻机同时施工,每部钻机施工1口常规井和 2口水平井。针对丛 式井组施工难点,从防碰绕障、井身剖面优化、井眼轨迹控制、降摩减阻等方面制定一系列措施,形成“预分法”井眼防碰绕障、三维井剖面优化、三维井井眼轨迹控制及 CQ-SP2钻井液体系等特色技术。该丛式井组水平井平均机械钻速达9.68 m/ h,同比提高18.19%,平均钻井周期为55.67 d,比原有模式施工周期缩短8.82%。该井组工厂化作业顺利完成为长庆油田部署三维水平井井组工厂化作业提供了有力技术支撑。 【总页数】5页(P27-31) 【作者】王万庆;石仲元;付仟骞 【作者单位】川庆钻探工程公司长庆钻井工程总公司,陕西西安 710018;川庆钻 探工程公司长庆钻井工程总公司,陕西西安 710018;川庆钻探工程公司长庆井下 技术作业公司,陕西咸阳 712000 【正文语种】中文 【中图分类】TE24

【相关文献】 1.涪陵页岩气田水平井组优快钻井技术 [J], 张金成 2.长庆油田丛式三维水平井井组钻井整体设计研究与应用 [J], 杨光 3.G 0-7“工厂化”井组钻井工艺技术 [J], 王万庆;石仲元;杨光;隗崇华 4.页岩气藏水平井组“工厂化”压裂模式实践与探讨 [J], 李军龙;何昀宾;袁操;邹清腾;覃军;李建忠 5.昌吉致密油水平井组工厂化钻井认识及实践 [J], 张伟;耿清雷;屈刚 因版权原因,仅展示原文概要,查看原文内容请购买

冀东马头营构造大斜度丛式井快速钻井技术

冀东马头营构造大斜度丛式井快速钻井 技术 摘要:丛式井是冀东油田马头营凸起构造解决井场征地困难、实现高效开采的有效手段。唐71平台通过优化钻井参数、钻具组合、三维防碰技术、PDC钻头优选、精准井眼轨迹控制技术以及低固相不分散聚合物钻井液体系的使用,机械钻速有了很大的提高,因此总结唐71平台井实钻过程中的一些关键技术措施,为今后冀东油田滩海海域、人工岛丛式井快速钻进提供借鉴。 关键字:快速钻井浅层定向丛式井防碰井眼轨迹控制 1. 唐71平台快速钻进主要技术难点 1、唐71平台井均为6段制剖面轨迹设计,设计井斜大且轨迹辅助。其中唐171X3井设计最大位移达1611.7米、最大井斜81.04、水垂比达1.22。导致岩屑清洁困难,钻柱的摩阻、扭矩大,轨迹控制难度大,馆陶组复合钻进降斜严重,稳斜效果差导致频繁调整,定向比例大。后期降斜段时钻机负荷大、扭矩大,接单根时转盘倒转严重,严重影响钻井安全。 2、大井眼浅层定向。造斜点分布在200~380米,一开井眼大(φ374.6mm钻头),由于地层疏松,在水力冲击下钻时快,且井眼扩大率大,造斜率低。 3、丛式井井间间距小,口井数量多,而且主要集中在上部防碰,导致可绕障空间狭窄等技术难点。 4、为了降低钻井成本,缩短钻井周期,二开全井使用PDC+螺杆提速,定向时工具面不稳定且控制难度大。 5、上部泥岩缩径严重。二开明化镇组泥岩缩径严重,施工的几口井等均不同层度的出现短起下时下钻遇阻,破立柱划眼才能下到底。

三、主要技术措施及效果 1、优化钻具结构和钻井参数 钻具组合必须强度满足施工要求,摩阻小、能够充分发挥导向钻井技术的作用,简化钻具结构、保障井下安全并且造斜要略高于设计造斜率。 1. 一开浅层地层疏松且井眼大,上部采用钻压20KN~30KN、排量50L/S复合钻 进至造斜点。造斜点滑动钻进时先用单泵排量32L/S、钻压20KN~30KN,并控时 3~4min/m以提高造斜率。滑动钻进每打完一个单根用双泵排量50L/S循环以保障 携沙。等井斜达到3°造斜率就能达到设计要求 2. 二开为大段泥岩,采用PDC钻头+φ172mm×1.25°导向马达+φ212mm扶正器 的底部钻具组合,定向时钻压20KN~30KN、排量32L/S,机械钻速达到2~3min/m,复合钻进时钻压40KN~50KN、排量32L/S,机械钻速为1~2min/m,打完开转盘划 眼2次修复井壁和携沙。根据临井轨迹漂移规律和随钻测量精准监控井眼轨迹, 减少了稳斜段调整次数,提高了复合钻比例,井眼轨迹更加圆滑。为下部施工打 下良好的基础。 2三维防碰技术精准绕障 由于平台部井较多,井网密集,利用三维防碰扫描、精准防碰绕障设计、对 扫描最近点加强人工监控。有效地防止了井下碰撞事故的发生。 1)开钻前在设计时就将其周围的井与设计井进行防碰扫描,做出防碰预案,确定出重点防范井并落实防碰措施。 2)在钻井施工过程中,随时将实际井眼轨迹与防碰井进行防碰扫描、画好 防碰图,对下部防碰距离趋势做出准确的预测,并采取有针对性的施工措施。

侧钻工艺技术

侧钻工艺技术 第一节侧钻工艺原理及技术关键 一、概述 1、侧钻种类 斜向器侧钻:在套管内欲开窗的位置固定一个斜向器,开窗工具靠斜向器的导斜作用开出窗口的侧钻工艺。 自由侧钻:欲开窗的位置不下斜向器,利用井下错断的套管或套管内落物的偏斜作用开出窗口的侧钻工艺。 定向侧钻:对侧钻开窗的方位有明确要求的侧钻工艺。 非定向侧钻:对侧钻开窗的方位无明确要求的侧钻工艺。 侧钻水平井:套管开窗井眼曲率、方位、水平段垂深、水平段长度有严格要求且井斜角达到85°以上的侧钻工艺。 侧钻分枝井及侧钻丛式井:在同一个套管里多处开窗侧钻或在一处开窗多方向侧钻,各个侧钻的轨迹、方位、井眼曲率、水平段垂深、长度各自有严格要求,形成不同方位,不同井眼曲率的分枝或多底定向井或水平井。 2、侧钻的适用范围 (1)套管损坏严重,无法修复的井。 (2)井下发生复杂事故,无法处理的井。 (3)油层出砂严重,套管又有损坏,无法采取防砂工艺的井。 (4)需要钻开井底附近新的含油层系。 (5)在海上、湖泊、大陆钻多底井等特殊要求。 3、侧钻方式选择 侧钻方式选择应根据油田勘探、开发及油藏工程的要求,保证实现侧钻的目的,根据油田构造特征、油、气、水产状,侧钻后有利于提高油井产量和采收率及改善投资效益的原则。 4、窗口选择 (1)为减小裸眼井段长度,缩短建井周期,窗口位置应保证有足够造斜井段的条件下尽量接近目的层。 (2)窗口位置应选择在比较稳定的地层,避免在岩石破碎带、漏失地层等复杂层位,以避免开窗时出现复杂井况。 (3)窗口应选择在远离事故井段或套管损坏井段以上30m左右,有利于避开原井眼。 4)窗口以上上部套管应完好,无变形、漏失、破裂现象,以利于侧钻施工的采油工艺。(5)窗口应选择在固井质量好、井斜小的井段,并避开套管接箍。 (6)窗口选择在上述原则的基础上,必须进行严格的通井和上部套管试压。 二、工艺原理 在选定的套损井的套损点以上某一合适深度位置固定一专用斜向器,利用斜向器的导斜和造斜作用,使专用工具如铣锥等在套管侧面开窗,形成通向油层的必由通道,然后由侧钻钻具(包括钻头)斜直向钻开油层至设计深度,下入小套管固井射孔完成。 三、技术关键 1、原井严重套损部位以下报废处理 (1)原井层系间不能窜通,至少在平面半径5m以内层间不能窜通,否则窜通会绕过层段上窜到侧钻完成的上部套管内。因喇叭口完井悬挂小套管处密封性能差,而窜通将干扰影响侧钻完井的“新井”,所以原井层间需处理。 (2)原则上原井套损部位以下落物需捞尽。套损部位以下有落物,则层间不能验窜封窜,也会影响套损部位以下套管的水泥挤注封堵深度,所以一般情况下,套损部位以下落物需捞

丛式井组施工顺序的确定原则

丛式井组施工顺序的确定原则 作者:高存满 来源:《科学与技术》2015年第02期 摘要:应用丛式井钻井技术开发浅层油气藏可以加快油田勘探开发速度,降低钻井综合成本,提高原油产量和采收率,满足区块油藏的开采要求;同时便于完井后采油站的集中建设,油井的集中管理,减少集输流程,节省人、财、物的投资。本文通过施工滨4丛式井组实例探讨了丛式井组钻井技术的难点和重点:丛式井组钻井顺序的确定。 关键字:丛式井;钻井;施工顺序 1.丛式井的概念及意义

丛式井是指在一个井场或平台上,钻出若干口甚至上百口井,各井的井口相距不到数米,各井井底则伸向不同方位[1]。丛式井技术主要有以下优点:可以降低开发成本,提高经济效益。如节省大量搬家、安装的费用;便于开发管理部门集中管理和自动化控制,便于采油作业和修井作业;可以节约大量的钻井用地和地面配套用地,有利于环境保护。近年来,利用丛式井钻井技术开发的许多区块效果非常好,许多受地面条件限制的区块使用丛式井钻井技术开发油气藏,不仅提高了油藏的采收率,而且节约了大量的成本,同时节省了大量的耕地,最大限度降低了石油钻井对环境的污染,对于保护生态环境,促进油田可持续发展具有十分深远的意义,因此丛式井钻井技术值得我们大力推广。 2.丛式井井眼施工顺序的确定 丛式井设计的根本原则是:保证在钻井作业过程中,整个井组的井与井之间不发生碰撞,在保证开发要求的前提下,选用井身最短、井斜角适当的最简单剖面,并且合理地安排钻井作业顺序,尽量避免邻井套管对磁性测量仪器产生干扰。通过合理地选择井身剖面、井身结构、造斜点、造斜率、井口分配和钻井顺序等以完成丛式井的设计[2]。 2.1 钻井井口布局优化。考虑到地面条件限制,为了整体搬移钻机方便,增加钻机的施工效率,丛式井井口一般采用“一”字形排列方式。 2.2 钻井顺序优化。1)根据平台部署井相对位置关系部署钻井顺序和划分控制区。单平台开发控制数十口甚至以上时,需要考虑平台与部署井之间的相对位置关系。(1)部署井在平台一侧时应沿着钻机整拖方向部署钻井顺序。大门方向的确定应以井组中按顺序施工的各井防碰间距最大为原则。在此条件下,为利于井架整拖和避免井眼轨迹的二维或三维绕障,大门方向应指向后实施井。(2)部署井在平台周围时应按扇形区域划分控制区,应避免井组中的井眼轨迹在空间交叉。(3)井组中各井的水平位移应长短结合,以便于错开造斜点。 2)水平位移、造斜点深度以及钻井顺序间的关系 为了减小防碰难度,丛式井组相邻造斜点应相互错开;对于目的层位相同的井,水平位移大的井应选择较浅的造斜点,水平位移小的井应选择较深的造斜点,施工时先钻前者,后钻后者。 3)目的层相同时,方位及水平位移相近时的排列规律。当相邻两井的目的层、井眼方位和水平位移相同或者相近时,应先钻探其它方位的井,再钻方位与水平位移相近的井,同时错开造斜点深度。4)造斜点的选择:(1)造斜点应选择在比较稳定、可钻性较好的地层。(2)井组中相邻两井的造斜点应错开50m以上。 3.施工实例 3.1 确定各井眼施工顺序。根据甲方提供的井口和靶点数据,做出水平投影图: 为了增大防碰距离并且减少定向钻进时磁干扰,根据丛式井井眼施工顺序确定原则,确定合理的施工顺序。考虑到地面条件限制,为了整体搬移钻机方便,增加钻机的施工效率,确定

定向井钻井技术

定向井钻井技术 目录 第一章定向井(水平井)钻井技术概述 (2) 第一节定向井、水平井的基本概念 (2) 第二节水平井钻井技术简介 (4) 第三节定向井的基本术语解释 (7) 第四节定向井、水平井基本施工步骤简介 (10) 第三章定向井、水平井井身轨迹控制技术 (11) 第一节定向井、水平井井眼轨迹控制理论 (11) 第二节定向井、水平井直井段井身轨迹控制技术 (19) 第三节定向井、水平井定向造斜井段井身轨迹控制技术 (21) 第四节定向井、水平井转盘造斜井段轨迹控制技术 (26) 第五节定向井、水平井转盘稳斜井段井身轨迹控制技术 (27) 第六节定向井、水平井转盘降斜井段井身轨迹控制技术 (28) 第七节定向井、丛式井方位调整井段井身轨迹控制技术 (29) 第八节水平井井眼轨迹控制工艺模式与技术 (30) 第九节几种特定水平井轨迹控制技术及应用 (33) 第四章定向井、水平井测量技术 (44) 第六章定向井、水平井复杂情况及事故预防处理 (76) 第一节定向井(水平井)特点 (76) 第二节影响定向井(水平井)安全的因素 (82)

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Rytch Farm 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,水平位移最大的大位移井是大港定向井公司完成的井,水平位移达到2666米,最大的丛式井组是胜利石油管理局的河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

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