海洋钻完井高新技术简介
海洋石油深水钻完井技术措施
海洋石油深水钻完井技术措施随着全球能源需求的不断增长，海洋石油的开发已成为人们关注的热点之一。
而深水油田的开发更是海洋石油开发中的一大挑战，因为深水条件下的石油开采和完井技术要求更高，成本更大。
本文将重点介绍海洋石油深水钻井完井技术措施。
一、深水钻井完井技术要求1.水深要求深水钻井一般指水深超过500米的区域，500-1500米为中水深钻井，超过1500米为深水钻井。
由于深水区域的水深较大，风浪和洋流的影响较小，因此深水钻井完井的技术要求较高。
2.环境条件要求深水区域的环境条件十分恶劣，海底水深，海流湍急，海底温度低，而且还存在着飓风、沙尘暴等极端天气，对钻井作业的安全性和可靠性提出了更高的要求。
3.技术难度要求深水区域的地质情况复杂，地下石油资源分布不均，水平分布广泛，开采难度大，深水钻井完井技术的难度也就更大。
二、深水钻井完井技术措施1.钻井平台选择深水区域的钻井平台要求比较苛刻，一般有浮式钻井平台、半潜式钻井平台和固定式钻井平台等，根据实际情况选择合适的钻井平台模式，以满足深水钻井作业的需求。
2.井眼稳定措施深水钻井井眼稳定是深水钻井完井中的一项关键技术，包括对井眼的泥浆配方、井眼的支撑和防护等技术措施，以确保井眼在钻井和完井过程中保持稳定。
3.井眼冲洗技术深水钻井完井中，井眼冲洗技术是必不可少的一项工艺，通过冲洗井眼可以清除井底碎屑、减轻井眼摩阻，提高钻井速度和井眼质量。
4.钻头选择深水钻井中，选择合适的钻头是十分重要的，在深水区域，一般使用可控方向钻头和导向钻头等，以满足深水井眼质量和完井效果的要求。
5.完井工艺技术深水完井技术主要关注几个方面：封隔技术、井筒治理技术、水泥浆配方、井眼净化技术等，这些技术对于深水油田的开发至关重要。
6.安全与环保技术深水油田开发中，要严格把控环境保护和安全生产，尤其是深水油田的开发，更要注重安全和环保，加强对海洋环境的保护。
7.智能化技术在深水钻井完井中，智能化技术是未来的发展方向，包括智能化钻井井下设备、智能化井筒监测系统等，提高深水钻井的效率和安全性。
海上完井工艺技术和完井理念介绍
海上完井工艺技术和完井理念介绍1、 序言海上油气田完井是海上油气田开发中的一个重要环节，它是衔接海上钻井、工程和采油采气工艺，而又相对独立的系统工程。
它涉及油藏、钻井、海洋工程、采油采气等诸多专业，涵盖上述各个专业的有关内容。
作为油气井投产前的最后一道工序，完井工作的优劣直接影响到海上油气田开发的经济效益。
中国海洋油田的完井自1967年海一平台试采开始，至今已有三十多年的历史。
自1982年中国海洋石油总公司成立以来，近海油气田完井技术就伴随着油田开发进入了快速发展阶段，效果是显而易见的。
1986年海上油气年产当量1000×104吨，1997年油气年产当量超过2000×104吨，预计2005年达4000×104吨（见下图），目前近海自营油田和合作油田开发正处于迅速发展阶段。
在中国近海已投产的24个油气田的整个开发过程中，总体上说完井是非常成功的，绝大多数油气田的可采储量有较大幅度增长，在高速开采下保持油气产量的稳定和增长，达到了配产要求。
根据中海油开发计划，2003-2005年期间，中海油将新增开发井760口，可见完井工作量将是非常大的。
2001年中国海洋石油在海外上市，成立了中海石油（中国）有限公司，提出要争创国际一流能源公司，提高竞争力，公司在多方面加大了科研投入。
就完井生产而言，成立了专门的提高采收率项目组，紧密围绕提高采收率和油井产能，按计划尝试了各种完井新工艺，收到了明显的效果；在此过程中，完井理念也在不断发生变化，从开始传统50010001500200025003000350040004500200020012002200320042005时间(年)油气当量 ( 万方 )的“满足油藏和生产需要，实现采油气要求”，发展到如今的“更好的为油藏和生产服务，以获取最高的最经济有效的油气采收率为目标”，积极探索与油藏更适应的新型完井工艺、方法。
例如：一次多层负压射孔、一次多层砾石充填防砂完井、膨胀筛管防砂完井、裸眼+优质筛管适度防砂完井等。
海洋石油深水钻完井技术措施
海洋石油深水钻完井技术措施随着全球能源需求的增长，海洋石油资源的开发已经成为了当今石油行业的主要方向之一。
而在海洋石油资源的开发中，深水钻井完井技术成为了必不可少的一部分。
深水钻井完井技术涉及到复杂的海底环境、巨大的水压、高强度的钻井工艺和装备等多方面要素，采取合适的技术措施对于深水钻井完井过程的顺利进行至关重要。
本文将从深水钻井完井技术的特点出发，探讨相关的技术措施，并对其进行详细的介绍和分析。
深水钻井完井技术的特点深水钻井完井技术较之陆上或浅水区的钻井完井技术存在诸多差异，其主要特点如下：1. 海底环境复杂。
深水区海底地质条件复杂，可能存在海底山脉、裂缝、泥浆、砂石等，这些因素可能对钻井过程产生不利影响。
2. 水压巨大。
深水区水深通常超过500米，海水压力巨大，需要采取相应的技术措施来应对高压环境。
3. 钻井设备高强度。
深水钻井所用到的设备和工艺需要能够承受高强度的水压和风浪，对设备的要求较为复杂。
4. 钻井完井成本较高。
由于深水钻井完井所需的设备和技术更为复杂，因此其成本相对较高，需要采取有效的措施来控制成本。
为了克服深水钻井完井技术的困难，提高钻井完井的效率和安全性，需要采取一系列的技术措施。
主要包括以下几个方面：1. 钻井平台设计和选择。
深水钻井完井需要用到具有高度稳定性和耐受能力的钻井平台，因此在设计和选择钻井平台时需要充分考虑海洋环境的复杂性和变化性。
2. 海底勘探和地质勘测。
深水钻井完井之前需要进行海底地质勘探和地质勘测，确保对钻井地点的地质情况有充分了解，为钻井作业提供准确的基础数据。
3. 钻井液和固井技术。
深水钻井需要采用高性能的钻井液和固井技术，以应对复杂的海底环境和高压的水下条件，保证钻井过程的顺利进行。
4. 安全防护和监控技术。
深水钻井完井作业过程中需要使用高效的安全防护和监控技术，保障作业人员和设备的安全。
5. 节能环保技术。
在深水钻井完井过程中需要考虑节能环保因素，减少环境污染和资源浪费。
海洋钻完井数字化应用现状和发展趋势
海洋钻完井数字化应用现状和发展趋势一、概述海洋石油资源是世界上重要的能源资源之一，为了开发这些资源，海洋石油钻井成为一种重要的技术手段。
而随着信息技术的发展，数字化应用在海洋钻完井过程中变得越来越重要。
本文将介绍海洋钻完井数字化应用的现状和发展趋势。
二、海洋钻完井数字化应用的现状1. 数据采集：在海洋钻完井过程中，需要对各种数据进行采集，包括地质、工程、物理等多种信息。
传统上这些数据采集方式比较分散，而随着信息技术的发展，现在可以通过传感器和网络实现对各种数据的实时采集和传输。
2. 数据处理：采集到的数据需要进行处理和分析，以便钻井工程师进行决策。
传统上这些数据处理都是依靠人工完成的，但现在可以通过大数据分析和人工智能技术实现对海洋钻完井数据的自动处理。
3. 实时监测：由于海洋钻井环境复杂，需要对钻井过程进行实时监测，以及时发现和应对各种问题。
现在可以通过网络技术实现对海洋钻完井过程的实时监测和远程操作。
4. 智能决策：海洋钻完井需要进行各种决策，包括井口操作、井下工具选择、参数调整等。
现在可以通过人工智能技术实现对这些决策的智能辅助和优化。
5. 安全管理：海洋钻井环境复杂，需要进行严格的安全管理。
现在可以通过数字化应用实现对海洋钻完井安全管理的信息化和智能化。
三、海洋钻完井数字化应用的发展趋势1. 大数据与人工智能：随着海洋钻完井数据量的增加，大数据和人工智能技术将在数据处理、实时监测、智能决策等方面发挥越来越重要的作用。
2. 互联网技术：互联网技术将在海洋钻完井的数据采集、实时监测、远程操作等方面发挥重要作用，实现信息的共享和协同。
3. 传感器技术：传感器技术将在海洋钻完井的数据采集、实时监测等方面发挥重要作用，实现对各种环境参数的实时采集和传输。
4. 虚拟现实技术：虚拟现实技术将在海洋钻完井的培训和模拟方面发挥重要作用，提高钻井工程师的技能和应对突发情况的能力。
5. 安全管理技术：随着信息技术的发展，安全管理技术将在海洋钻完井的安全监测和预警方面发挥更加重要的作用，降低工作风险.四、结论海洋钻完井数字化应用是海洋石油开发中的重要技术手段，通过数据采集、处理、实时监测、智能决策、安全管理等方面的应用，可以提高钻完井工程的效率和安全性。
完整版海上钻井工艺技术
4 4 3 2 1 1
防喷器系统各：
(1)在井内有钻柱，遇到 台风或其他紧急情况，需要 立即撤离平台，又来不及起 钻，这时使用剪切闸板迅速 将井内钻柱剪断，平台即可 撤离。
(2)发生井喷事故，井 喷流体从钻柱内孔喷出，此 时为了紧急控制，使用剪切 闸板迅速将钻杆挤扁，封住 内孔，制止井喷。
5
海洋钻井工程
海上钻井工艺技术
泥线支撑器与泥线悬挂器区别 1.泥线支撑器用于固定式钻井平台，泥线悬挂 器用于移动式钻井平台； 2.泥线支撑器的内层套管悬挂于外层套管的座 环上。两层套管之间的密封在平台上套管头处。而 泥线悬挂器的套管挂之间不仅存在悬挂关系，而且 两层套管之间的密封在悬挂器处。
6
海洋钻井工程
海上钻井工艺技术 二、水下井口装置
1、水下井口装置的使用背景及特点 2、水下井口装置的系统组成 3、本节重点
7
海洋钻井工程
海上钻井工艺技术
1、水下井口装置的使用背景及特点
井口装置具有补偿浮动钻井平台随海水运动产生的6 个自由度的运动。补偿升沉运动的伸缩部件，补偿平移和 摇摆运动的弯曲部件（挠性接头或球接头）。
16
导引绳张紧系统
海洋钻井工程
（2）防喷器系统 防喷器系统是水下井口装置的核心部分 。 包括： 万能防喷器 剪切闸板防喷器 半封闸板防喷器 全封闸板防喷器 四通及压井防喷管线 防喷器控制操作系统等。
17
海洋钻井工程
18
海洋钻井工程
水下井口防喷器组
19
防喷器组一般采 用 3~5 个防喷器， 通过连接器与套管连 在一起。整个防喷器 组外面有框架，框架 的套管套在导向绳 上.
14
井口盘及送入工具
海洋钻井工程
海洋石油深水钻完井技术措施
海洋石油深水钻完井技术措施【摘要】海洋石油深水钻完井技术措施是为了确保深水钻井作业安全高效进行而制定的一系列措施。
钻井液体系技术措施包括选择适合海洋环境的钻井液体系和使用环境友好的钻井液。
钻井液的性能要求则要求其具有良好的冲刷和悬浮能力以及适应深水高温高压条件的稳定性。
在完井工艺技术措施方面，需要对井下情况进行综合评价，灵活应用多种完井工艺。
安全环保措施是保障作业人员和环境安全的重要举措，注重预防和紧急处理能力。
钻完井后的管柱处理要求合理对待各种管柱，确保深水油气资源得到有效开发。
通过综合这些技术措施，海洋石油深水钻完井可实现高效安全作业，为油气勘探开发提供保障。
【关键词】海洋石油、深水钻井、完井技术、钻井液、性能要求、完井工艺、安全环保、管柱处理、总结。
1. 引言1.1 海洋石油深水钻完井技术措施海洋石油深水钻完井技术是在海洋深水区域进行的一项复杂而重要的作业。
在这种特殊的环境下，钻井与完井技术措施需要更加严谨和精细，以确保工作的高效性和安全性。
海洋石油深水钻完井技术措施涉及到多个方面的知识和操作技能，需要工程师们充分了解并掌握。
在进行海洋石油深水钻完井作业时，钻井液体系技术措施是至关重要的一环。
钻井液的选择及配方需要考虑到海水的特性以及深水环境下的高温高压情况，以保证钻井过程的顺利进行。
钻井液的性能要求也是需要重点关注的问题，包括其稳定性、分离性、滤饱和度等指标。
完井工艺技术措施则主要包括完井管柱的设计与安装、封隔器的选择与使用、射水泵的设置等方面。
这些技术措施的合理应用可以有效提高完井作业的效率和质量。
安全环保措施也是海洋石油深水钻完井过程中的重要内容。
工程师们需要严格遵守安全规范，保障作业人员和设备的安全，同时还需加强环境保护意识，做好海洋环境的保护工作。
钻完井后的管柱处理也是一个关键环节，需要对管柱进行清洗、检测和保养工作，以确保其长期稳定的运行。
海洋石油深水钻完井技术措施在整个作业过程中起着至关重要的作用，只有全面、细致地制定和执行这些措施，才能确保工作的顺利进行和成功完成。
海洋钻井包的射孔与完井工艺研究
海洋钻井包的射孔与完井工艺研究随着全球对油气资源的需求不断增长，深海油气勘探成为解决能源供应难题的重要途径。
海洋钻井包作为深海油气勘探的关键工具之一，射孔与完井工艺的研究对于有效开发深海油气资源具有重要意义。
本文将就海洋钻井包的射孔与完井工艺进行深入探讨，并提出一些相关的研究思路。
射孔是油气井施工过程中的重要一环，其目的是在油藏层中形成通道，使得油气能够从储层流向井筒并被采出。
射孔工艺的选择对于油气井的产量和采收率起着至关重要的作用。
海洋环境的特殊性给射孔工艺带来了一定的挑战，例如海洋钻井平台的稳定性、水深限制、泥浆清洁度等。
因此，在海洋环境下进行射孔操作时，需要考虑这些因素对工艺的影响。
针对海洋环境下的射孔操作，首先应考虑钻井平台的稳定性问题。
钻井平台需要具备足够的稳定性，以确保射孔设备能够准确地垂直进入目标点。
其次，水深对射孔操作也带来了一定的挑战。
在较深的水域下，水压会增大，使得射孔工具的运行受到限制。
因此，需要对射孔过程中的水深限制进行深入研究，并开发相应的工具和技术来克服这一限制。
另外，泥浆清洁度对于海洋钻井包的射孔工艺也是一个重要的考虑因素。
海洋环境下存在大量的海水、泥浆等杂质，它们可能会附着在射孔工具上，影响射孔效果。
因此，需要研究开发具有良好清洁度的泥浆体系，以确保射孔工具的正常运行和射孔效果的高效。
除了射孔工艺外，完井工艺也是影响海洋钻井包效果的关键因素。
完井是指在射孔之后对井筒进行处理，以确保油气能够稳定地流向井口并得到有效采集。
完井工艺的研究和优化对于提高产量和采收率至关重要。
海洋环境下的完井工艺研究需要考虑以下几个方面。
首先，井筒的完整性很重要。
海洋环境中存在一定的海水压力，可能导致井筒出现问题，例如井筒坍塌、井眼塌陷等。
因此，需要对井筒完整性进行详细研究，并开发相应的防护措施。
其次，井口设备的设计也需要特别关注，以适应海洋环境下的条件。
海洋环境下的海浪、风力等因素对井口设备的稳定性和耐候性提出了要求。
海洋深水浅层钻井关键技术及工业化应用
海洋深水浅层钻井关键技术及工业化应用目录1. 引言1.1 背景和意义1.2 结构概述1.3 目的2. 海洋深水钻井技术2.1 钻井平台和设备2.2 钻井工艺流程2.3 钻井液体系统3. 海洋浅层钻井关键技术3.1 钻井方法和工具选择3.2 地质勘探与数据解释3.3 大气环境下的钻井工程挑战4. 海洋钻井工业化应用案例分析4.1 深海石油勘探与开发项目4.2 海洋新能源开发项目4.3 海洋矿产资源开采项目5. 结论与展望（海洋深水浅层钻井关键技术及工业化应用）1. 引言1.1 背景和意义海洋深水浅层钻井技术是目前全球油气勘探与开发领域的关键技术之一。
近年来，随着对传统陆地石油资源的逐渐枯竭和全球能源需求的不断增长，人们对海洋油气资源的开发越来越重视。
相对于陆地石油资源，海洋深水和浅层的钻井具有更大的潜力和开发前景。
深水钻井指在水深超过200米、通常达到1000米以上的海域进行的钻探作业。
而浅层钻井则主要在水深不超过200米的浅海区域进行。
这两种类型的钻井工程都面临着许多挑战，包括复杂的地质条件、恶劣的工作环境以及高昂的成本等。
通过研究海洋深水浅层钻井关键技术及其工业化应用，可以帮助我们更好地了解如何克服这些挑战并实现可持续能源开发和利用。
此外，为了满足全球经济对能源和资源的需求，推动海洋领域的钻探技术和工程实践创新至关重要。
1.2 结构概述本文主要分为五个部分进行论述。
首先，在引言部分，我们将介绍海洋深水浅层钻井关键技术及其工业化应用的背景和意义。
接下来，第二部分将阐述海洋深水钻井技术，包括钻井平台和设备、钻井工艺流程以及钻井液体系统等方面的内容。
第三部分将重点讨论海洋浅层钻井关键技术，其中包括钻井方法和工具选择、地质勘探与数据解释以及大气环境下的钻井工程挑战等方面的内容。
在第四部分中，我们将通过案例分析探讨海洋钻井工业化应用，具体展示深海石油勘探与开发项目、海洋新能源开发项目以及海洋矿产资源开采项目等方面的实际情况。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
CNOOC CHINA LIMITED - SHENZHEN
汇
报
题
目
张武辇
中海石（中国）有限公司深圳分公司
A、
B、 C、 D、 E、 F、 G、
59天安全优质钻完一口九千米大位移井
井下油水分离同井回注采油系统 可膨胀筛管防砂完井技术 新型全液压钻机和第五代钻井平台简介 空心造斜器的应用 一次多层砾石充满填完井工艺技术 压裂充填防砂技术
P.D.5
8-1/2”稳斜降斜扭方位井段（6585-8987）： 1、全井段自动旋转导向钻进，3只钻头22天钻完2402m，H3B7630米 开始降斜微增方位作业，8110H3G中第一靶，71.41°/128°，继 续钻完8987H13连中五靶，38.33°/142-130° 2、 PDC+6-3/4”RSS+8”稳定器+ARC6+MWD+7-7/8”稳定器+6-1/2” NMDC+5”HWDP3根+震击器+5”HWDP 11根+震击器 3、 10-15T 100-130rpm 550GPM/3700-4300PSI 41,000FTLB 机械钻速变化大9.67-23.07mph 4、 H2-H3B 7200-7700m压力带，起下钻划眼、倒划眼一趟费时达 146.5小时，必须细致措施，耐心执行，以防卡钻，清除岩屑床， 修整井眼，特别在进尺较快情况下更必须 5、 油基泥浆
四、 A20井分段钻井简况
16”×（435-1703m）造斜段： 1、至1390m完成造斜79.1°/115.5°,导向稳斜钻进至1703米,立即 固13-3/8”×1694.44m套管，保护造斜段，一只钻头钻完1268米 2、16”钻头+9-5/8”导向马达+9-1/2”扶正器+7-3/4”NM铤+8-1/4”MWD +7-5/8”NM铤+5-1/2”加重钻杆9根+6-3/4”震击器+5-1/2”加重杆 3、5-10T 75-100rpm 1050GPM/1750PSI 23.27mph 4、氯化钾聚合物泥浆 5、6天钻完1268米，造斜段配合GYRO测斜，校对MWD 4505m 5096m P.D.1 6175m AGS P.D.2 P.D.3 7407m 7770m P.D.4
3）
在设备保证上下功夫，对薄弱的关键设备在3500m井深前必须严格认真检修，
过细强制保养，保证在要求排量下高泵压、高扭矩作业安全。
4）
确保9-5/8”套管安全下过6000m以上，尽量缩短8-1/2”井段钻井长度，有利下 入7”尾管。
5）
提高对付井下预想不到复杂情况的应变能力。
3、目标：安全、优质、快速钻完A20井，具体要求——
二、第四口A20井难点分析和改进思路：
1、分析总结前三口井的成功经验和失败的教训，A20井钻井难点主要是：
1） 该井中靶后，不仅井斜要从80° 降到40 °以下，同时方位要由114 °扭转到151
°，在8000多米的深井段，这是难度很大的三维作业； 2） 所有三口井，在4000-6000米段，大段泥岩段及两个构造之间砂、泥岩应力带是钻
教训1： 泵系统必须保证能在较大排量下承受相当高压。此次泵高压输出 软管承受不了振动而爆破（额定工作压力7500PSI，炸破时4000PSI）。 迫使降低排量到小于MTV要求值，井眼清洗效果差，岩屑床严重。 钻ERD井，必须有过硬的设备做保证。 教训2： 生搬硬套北海经验“能钻多快就钻多快，不划眼不短起下钻”，违 背客观现实。 教训3： 必须采取有效措施，消除大段泥岩缩颈和椭圆井眼,才能防止卡 钻。
适时下入Power Drive自动旋转导向工具引导中靶，并钻穿全部油层；
最有效运用Power Drive，去掉TRACS，去掉液马达，同时，可以大大减少井下 工具事故和井下复杂情况，最重要是全井段钻进中井眼轨迹的偏差将由Power Drive自动导向来纠正，将可大大减少定向调整时间，大大加快钻井速度；
1） 0事故纪录； 2） 一个井眼到底，无侧钻井眼； 3） 9-5/8”套管下深6500m，7”尾管到底，正规射孔完井； 4） 65天完钻。即比第一次使用Power Drive最快75天钻完的 A18井再缩短10天时间。
三、XJ24-3-A20井59天完钻8987米
1、
严格执行设计总体思路，实现零事故，一个井眼钻到底，9只钻头59天就
2、 第一口A14井失败教训：
1） 18-5/8”套管注水泥时发生挤毁事故，这是由于原24”导管引鞋内焊导块内 径只有20-3/4”（527mm）为下套管顺利将接箍外径减小至498.5mm,强度 不 过。 够所至。导管内径必须保证22”以上,才能保证18-5/8”套管接箍顺利通
2） 12-1/4”井眼卡钻事故。井深5158米，倒划眼卡死在4664m。
顺利钻完一口近九千米大位移井，综合平均日进尺达152..32米,井深比 第一次使用RSS旋转导向工具的A18井深377米,可建井周期缩短16天，成 果显著。
2、 最有效运用RSS（Power Drive），若不计16”井眼造斜段的滑动钻进， 13-3/8”套管以后的7284米井段,滑动定向钻进只有182 .9m，仅占2.51%。 即使包括造斜段的滑动钻进，全井滑动钻进也仅占13.28%，也就说，旋 转钻井占到97.49%。其优越性体现在：
1）
2）
极大提高钻井速度，降低钻井成本；
随时修整井眼，消除岩屑床，提高清洗效果，下套管和下尾管前不 必再专门通井，都顺利下到预定井深：9-5/8”套管下至6570.37m， 7”尾管下至8982米； BHA中去掉马达和稳定器，减少许多发生事故的因素，提高作业安 全性； 井身质量好，全井最大狗腿度几乎都小于2°/30m，只有个别三个 点达到3.21°/30； 减少许多轨迹控制和调整的烦琐，真正体现先进工具先进技术的优 越性；
2、A20井修改设计的总体思路：
1） 2） 合理的井身结构，三口井实践是成功的，13-3/8”套管以前仍按老办法施工； 关键的稳斜井段： 12-1/4”井眼去掉9-1/2”钻铤改下8”铤，适当降低钻柱刚度，既能控制狗腿， 又方便调整井斜方位；6000多米长稳斜段，井眼轨迹控制不要过分过细的纠斜 纠偏，而是控制一定偏差范围，尽快往下钻，进入复杂地段后，根据井下情况
XJ24-3-A17 è ¼ É Æ
206 408 1709 6172 8630 8686 2847 7564 2.66 115.35 111.10 80-72.65 81.9-72° ± Ö -ö Ô -È Î -µ ½ 430-1602/1172 1.92 13 117 74.24 27/144 65.02% 1999.6.22
4195m，漂浮段长3582m，处理46天，造成损失可想而知。关键深
井是否暂时不用国产套管为妥。 4） 尽量减少滑动钻进，钻进6282-8686m井段为控制轨迹，滑钻38天。 A17井是几口井中最麻烦、建井周期最长的一口井，长达117天。
4、第三口A18井经验教训：
1） 必须足够的排量，在5000米左右长泥岩段，因修泵仅两、三个小时
四口大位移井简要数据资料对比表
® º ¾ Å î Ä Ï ¿
XJ24-3-A14 è ¼ É Æ
205 427 1829 6096 9450 9238 2985 8063 2.70 116.45 108.30 79.14-65° 80° -54.11° ± Ö -ö Ô -È Î -µ ½
£ ¨ m£ ©
短时间单泵划眼和滑动钻进，就造成钻头严重泥包和堵水眼，哪怕
是油基泥浆。 2） 大段泥岩段钻进中，避免停钻测斜，以防该井5181m因侧斜卡钻。 3） 连续断导向马达事故，不得不三次侧钻--误差超标的装配架组装的 马达易出事故。 4） 第一次成功使用自动旋转导向工具powerdrive，仅用时8天时间安全 快速优质的钻完最深井段6871-8610m，平均日进尺达217.38m，是前 二口井该段钻速的1.95-2.26倍，节约钻井费用50多万美元，体现了 先进工具的威力。 5） 当钻速加快，必须耐心坚持短起下钻，坚持划眼和倒划眼，确保井 眼清洗与安全。
3、 第二口A17井经验教训：
1） 井深结构和钻具结构、技术措施等按A14井的总思路，实际效果 并非如想象，如在构造不同位置，相同的BHA，相同的措施，可 A14井是增斜，A17井却是降斜……等等，世上找不到相同的两口 井。 2） 12-1/4”的3467-5842m的井段，连续发生四个TRACS可调节变径稳 定器失效和推杆落井事故，迫使改用不带任何稳定器的光钻铤钻 具组合,井眼轨迹控制难，滑动钻进速度慢，井下复杂。 3） 9-5/8” 套管下入过程中的挤毁事故，井深5842m，套管下深
3） 4） 5）
3、 设备的保证是成功的重要因素，特别是顶驱装置，要经受连续五十几小 时的大扭矩划眼，一旦打滑就卡死无疑，A20井正是吸取了以往教训取得 成功。
24”×435m直井段：（泥线深度152m） 1、16”钻头开孔，24”扩眼后下表层套管20”×429m 2、16”SMITH+9-5/8”液马达+7-3/4”NM铤+MWD+7-5/8” NM铤+5-1/2”加重钻杆+6-3/4”震击器+5-1/2”加重杆 3、 5T. 60-100rpm 600GPM/600PSI 42.2mph 4、 海水-高粘稠泥浆 5、 4天时间 段长283m 一只钻头
12-1/4”稳斜段（1703-6585m）： 1、保护套管，稳斜钻进，控制扭矩和ECD值，套管9-5/8”×6570.37m 2、1073-4505BHA: PDC+9-5/8”导向马达+7-3/4”NM铤+8-1/4”MWD+ 2根 8”NM铤+9根5-1/2”加重钻杆+震击器+加重钻杆 5096-6175BHA: PDC+9-1/2”导向马达+8-1/4”AGS+CDR+MWD+ 2根8”NMDC+3根5-1/2”HWDP+上下震击器+ 15HWDP+震击器 旋转导向BHA: PDC+RSS+8”NM稳定器+CDR+MWD+8”NM稳定器 +2根8”NMDC+3HWDP+上下震击器+15HWDP +上震击器 3、 7-15T 75-130rpm 860GPM/3700-4100PSI 25,000-30,000FTLB 16.12-21.11mph 使用油基泥浆，四只钻头27天钻进4882米,该段 综合日进尺超过180米,安全、快速过好复杂多事故井段 4、加强划眼、倒划眼清洗、修整井眼，占30.8%时间，特别进尺快 的情况下大段泥岩段更必须有此耐心执行此措施 5、漂浮套管作业很顺利，漂浮段长2357m