乐东22-1气田超浅层大位移井钻井液技术
大位移钻井技术
大位移钻井技术一、大位移井钻井技术综述：随着定向井、水平井钻井技术的发展，出现了大位移井，大位移井的定义一般是指井的位移与井的垂深之比等于或大于2的定向井，也有指测深与垂深之比的。
大位移井具有很长的大斜度稳斜段，大斜度稳斜角称稳斜航角，稳航角大与60度。
由于多种类型的油气藏需要，从不变方位角的大位移井又发展了变方位角的大位移井，这种井称为多目标三维大位移井。
1、大位移井的用途：1）用大位移井开发海上油气田，大量节省费用。
2）近海岸的近海油田，可钻大位移井进行勘探、开发。
3）不同类型的油气田钻大位移井可提高经济效益。
4）使用大位移井可以带替复杂的海底井口开发油气田，接省投资。
5）些油气藏在环保要求的地区，钻井困难。
利用大位移井可以在环保要求不太高的地区钻井，以满足环保要求。
2、大位移井关键技术：1）扭矩与阻力 2）柱设计3）稳定 4)眼净化 5）管需要考虑的问题二大位移近水平井的特点：随着水平井钻井技术在国内的开展，水平井轨迹控制工艺技术也日益提高；大位移近水平井如何准确命中目的层的靶窗，如何控制靶前位移的大小与方位，是大位移近水平井设计和施工技术的关键。
1．大位移近水平井目的层的特点与常规中半径水平井相比，大位移近水平井具有高难度、高投入、高风险的特点，但是一口成功的大位移近水平井，能实现远距离的开发目的，既节约投资，又能获得好的效益。
大位移近水平井开发的区块具有以下特点：(1)断区块组合油藏；(2)探区边界油藏。
２．大位移近水平井的钻井难点(1)区块复杂，着陆控制、稳斜段长控制难度大；(2)对钻井装备、钻井液设备要求高；(3)钻具、监测工具、仪器等针对性强，技术含量高；(4)要求钻井液有很强的润滑性、悬浮能力和携砂能力，并能保持井眼稳定；(5)对防喷、防漏和保护油气层、固井质量、完井技术的要求高；(6)井下恶劣条件与随钻测量仪器和动力钻具使用的矛盾十分突出；(7)井眼轨道的预测、控制难度大，需要有高质量的应用软件和高素质的工程技术人员。
生态环境部关于乐东气田LD22-1-A13H1等39口调整井项目环境影响报告表的批复
生态环境部关于乐东气田LD22-1-A13H1等39口调整井项目环境影响报告表的批复文章属性•【制定机关】生态环境部•【公布日期】2024.11.03•【文号】环审〔2024〕112号•【施行日期】2024.11.03•【效力等级】行政许可批复•【时效性】现行有效•【主题分类】环境影响评价正文关于乐东气田LD22-1-A13H1等39口调整井项目环境影响报告表的批复环审〔2024〕112号中海石油（中国）有限公司：你公司《关于申请审批〈乐东气田LD22-1-A13H1等39口调整井项目环境影响报告表〉的请示》（中海油安〔2024〕472号）收悉。
经研究，批复如下。
一、该项目拟在乐东22-1/15-1气田2座平台实施39口调整井，均为生产井。
其中，LD15-1PRP平台利用老井侧钻11口、新钻井6口，LD22-1CEP平台利用老井侧钻22口。
同时，对LD15-1PRP平台进行适应性改造，包括井槽、甲板和工艺管线改造，新增1套生产测试管汇和1个井口控制盘等。
在全面落实报告表提出的各项生态环境保护措施后，该项目可以满足国家海洋生态环境保护相关法律法规和标准的要求。
我部同意批准该环境影响报告表。
二、项目建设和运营期间，应严格落实报告表中的污染防治、生态保护和环境风险防范措施，并重点做好以下工作。
（一）污染物的处理和排放应符合国家有关规定和标准。
合成基钻井液、含油量超过8%的水基钻井液和钻屑应运回陆地交由有资质的单位处理。
平台产生的含油生产水、生活污水经处理达标后排海，生活垃圾（符合排放要求的食品废弃物除外）及生产垃圾应分类收集后运回陆地处理。
船舶产生的含油污水、各类垃圾、生活污水应严格按照《船舶水污染物排放控制标准》（GB3552-2018）处理处置。
（二）严格执行钻井作业规程和安全规程。
加强随钻监测，配备安全有效的防喷设备和良好的压井材料及井控设备，建立健全井控管理系统。
（三）切实落实溢油应急措施。
对现有溢油应急预案进行修改完善，将本项目纳入其中，并报生态环境部珠江流域南海海域生态环境监督管理局（以下简称珠江南海局）备案。
海洋天然气水合物试采关键技术
海洋天然气水合物试采关键技术光新军;王敏生【摘要】针对海洋天然气水合物开发技术与常规海洋油气开发技术的异同，分析了海洋天然气水合物储层特性和试采面临的挑战，介绍了天然气水合物试采关键技术，包括控压钻井技术、套管钻井技术、抑制性钻井液、钻井液冷却系统、低温低放热水泥浆体系、完井技术、开采方式优选和储层及环境监测技术等，指出了我国海洋天然气水合物试采应围绕水合物物理力学性质、安全成井、连续排采与防砂、开采方法适应性评价、试采过程储层参数和地层形变监测等技术难题开展研究，通过示范工程，形成海洋天然气水合物试采技术体系，为我国海洋天然气水合物的高效开发提供技术支撑。
%Taking intothe differences in development technologies for offshore natural gas hydrate (NGH) and conventional offshore oil and gas ,this paper discusses the characteristics of NGH reservoirs and the challenges in NGH production tests .Key technologies f or NGH production tests were presented , including managed‐pressure drilling (M PD) ,cased drilling ,inhibitive drilling fluid ,drilling fluid cooling system ,low‐temperature and low‐heat cement slurry system ,completion technique ,production method optimization ,reservoir and environment monitoring ,etc .It is proposed that research for offshore NGH production test in China should focus on physical and mechanical properties of hydrates ,safe well con‐struction ,continuous production and sand control ,adapt ability evaluation of production method ,and res‐ervoir parameter and formation deformation monitoring during productiontest .Moreover ,demonstrative projects should be adopted to create theoffshore NGH production test technologies ,so as to provide reli a‐ble support for development of offshore NGH effectively in China .【期刊名称】《石油钻探技术》【年(卷),期】2016(044)005【总页数】7页(P45-51)【关键词】天然气水合物;试采;安全钻井;开采方式;实时监测【作者】光新军;王敏生【作者单位】中国石化石油工程技术研究院，北京 100101;中国石化石油工程技术研究院，北京 100101【正文语种】中文【中图分类】TE353天然气水合物具有分布广、储量丰富、能量密度大和清洁高效的特点，是一种潜力巨大的替代能源。
超深大位移井高效井筒清洁与预校深一体化提效工艺
超深大位移井高效井筒清洁与预校深一体化提效工艺
葛俊瑞;李三喜;李艳飞;蔡斌
【期刊名称】《海洋石油》
【年(卷),期】2024(44)1
【摘要】超深大位移井的井眼轨迹复杂、井斜大、稳斜段长,常规套管程序为
ϕ244.5 mm套管与ϕ177.8 mm尾管复合,且刮管洗井阶段存在随钻预校深为射孔备用的需求,常规采用两趟管柱分别实现井筒清洁、随钻预校深的功能,造成井筒清洁效率低、作业周期长。
通过集成优化组合多功能清洁工具、可变径刮管器、随钻测井工具和分流转向阀工具,设计形成了高效井筒清洁与预校深一体化管柱结构,重点开展了水力学模拟、管柱安全评价、工艺流程优化,实现复合井筒一趟式高效清洁和随钻预校深一体化功能,相比常规两趟式方案提效30%。
该技术在东海3口超深大位移井中成功应用,井下工具工作正常,相比同类井型常规工艺单井平均缩短43.6 h,具有显著的提速提效作用。
【总页数】5页(P46-50)
【作者】葛俊瑞;李三喜;李艳飞;蔡斌
【作者单位】中海石油(中国)有限公司上海分公司
【正文语种】中文
【中图分类】TE257
【相关文献】
1.超深大位移港深6 9X1井钻井液技术
2.超深大位移井井筒清洁技术及工程实践
3.泵送式油管切割工艺在超深超高压大斜度井-X井的应用
4.井眼清洁技术在东海超深大斜度井中的应用
5.南海东部超深大位移定向井射孔校深新方法
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大位移井钻井技术
危害：钻速降低，钻头寿命降低，钻柱的强度安全系数降 低，钻进能力降低；粘滑振动还会激发起钻柱的其他振动， 特别是横向振动，危害也很大。
解决办法：采用旋转回馈系统，也称为软扭矩系统。 国外已经有产品，是荷兰人研究的。 我国应早研究解决。石油大学已经在理论上和原理上 进行了大量工作，下步研究需要协作。
2.2 测量与轨迹控制问题
随钻测斜，是准确控制井眼轨迹的前提条件。大位移井更 不能用电缆测量，MWD已经成为常规方法 。 随钻测井，是准确控制井眼进入预定的目标层的前提条件。 在大位移井中，LWD(FEWD)也应该成为常规方法 。 由于井很深，不宜频繁起钻更换钻具组合。还要有能在井 下及时变更组合性能的手段。初期用遥控可变径扶正器， 目前使用旋转导向钻井系统。一套钻具组合下去，可完成 增斜、稳斜、降斜、扭方位等各种轨迹控制要求。
XJ24-3-A14井轨道设计
（2）XJ24-3-A14井泥浆降摩阻摩扭技术
① 采用了低毒油基泥浆（商品名称：VersaClean）
提高油水比：试验表明，90：10的油水比与62：38的油水 比进行比较，前者比后者摩阻降低50%。 实际应用：在12-1/4“井眼，油水比为75：25；在81/2“井眼，油水比为85：15。 使用塑料小球：据试验，可降低摩阻摩扭15%。 从井深7248m开始用，井深超过9000m后，每钻一个 立柱，加入塑料小球约123公斤。
实现钻杆接头的应力平衡
在旋转条件下，随着井斜角的增大，钻柱的拉力 将减小，而扭矩将增大。
实现钻杆接头的应力平衡
以NC-50 (411×410)接头为例，公接头内径为43/4“时
若上扣扭矩为30千
磅英尺，则承拉能 力为200千磅；
若上扣扭矩为25千
大位移井钻井液技术综述
２１ ０ ０年 ５月
钻
井
液
与
完
井
液
Ｖ＿ ． Ｎｏ． ０ ２７ １ ３
Ｍａ ２ ０ ｖ ０１
Ｄ ＲＩ ＬＬＩ Ｇ Ｎ ＦＬＵ Ｉ ＆ Ｃ ０Ｍ ＰＬＥＴＩ Ｎ Ｄ ｏ ＦＬＵ Ｉ Ｄ
文章 编 号 ： １０ —６ ０ ２ １ ） ３０ ０ —３ ０ １ ２ （０ ０ ０ —０ １１ ５
体 的综合 性 高技 术 工 程 ，正是 由于这 种 原 因 ，世
界 上具 备 大 位 移 井 施 工 能 力 的 石 油公 司屈 指 可 数 司如美 国 的贝克 ・ 休
斯 、帕 克 、斯 伦 贝谢 、菲 利 普斯 ； 国的道 达 尔石 法
大延 伸 长度 也 相差 很 大 ，因此从 工 程 角度 讲 ，尽 管
大位 移井 （ Ｒ 一 般是 指水 平 位移 （ Ｅ Ｄ） ＨＤ） 与垂 直 深度 （ ｖ 之 比大 于 ２的定 向井 和水 平 井 ，当水 垂 Ｔ Ｄ）
熟 ，大 位 移 井 或 水 平 井 的钻 井 成 本 已 降 至 直 井 的 １ ～２０ ，而水 平 井 的产 量 却是 直 井 的 ４ ８倍 ， ． ２ ．倍 ～
ｙ １７ ＠ １６ｔｍ。 ｈ７ ８ ２ ． ｏ
２
钻 井 液 与 完 井 液
２１ ０ ０年 ５月
这 种 经 济 因素 促 使 大 位 移 井 或 水 平 井 的施 工 数 量
限度地 揭露 储层 ，在 老油 田的增储 上 产 、稠油储 层 、 低 渗储 层 以及 施 工 环境 受 限井 位 等情 况 下 ，这 种施
工 工艺 已经逐 渐 成 为整 个钻 井 工程 不 可 缺少 的组 成
工 的技 术 难度 高 ，要 求 井 下工 具 、测 量技 术 、钻 井
东方1-1气田浅层大位移水平井钻井技术
东方 1-1 气田浅层大位移水平井钻井技术
田宗强 鹿传世 王成龙 韩成
中海石油（中国）有限公司湛江分公司
引用格式：田宗强，鹿传世，王成龙，韩成 . 东方 1-1 气田浅层大位移水平井钻井技术［J］. 石油钻采工艺，2018，40（2）： 157-163.
摘要：东方 1-1 气田浅部储层已进入开发中后期，受海上平台空间、井槽数量等条件限制，现多采用“外挂井槽 + 大位移井” 或“老井侧钻 + 大位移井”的模式挖潜平台周边剩余油气。该区域浅部地层疏松，同时受群桩效应影响，表层桩管鞋易窜漏，井 眼轨迹控制难度大，并且该气田储层压力衰竭，在前期的钻井作业过程中卡钻、卡套管、井漏等井下复杂情况频发，钻井时效低 于 70%。针对以上问题，在表层隔水管选型、提高钻井液封堵性及润滑性、精细控制井眼轨迹等方面进行了技术攻关，于 2016 年在东方 1-1 气田 X4 平台 4 口大位移水平井上进行了应用并进一步完善，最终形成一套适用于该气田的浅层大位移水平井钻 井技术。2017 年底将该技术应用于东方 1-1 气田 X1 平台的 1 口水平位移 4 107 m、水垂比 3.119 的水平井，整个钻进过程未发 生漏失及井下复杂情况，钻井时效提高至 99%，该研究为东方 1-1 气田后续类似井施工提供了技术参考。
Abstract: The shallow reservoirs in Dongfang 1-1 Gasfield are in the middle and late stage of development. Due to the restriction of offshore platform space and well slot quantity, the potential tapping of remaining oil and gas in the periphery of the platform is mostly carried out in the mode of “external additional well slot+extended reach well” or “old well sidetracking+extended reach well”. The shallow formations in this area are unconsolidated, and together with the effect of pile group, channeling and leakage tend to happen at the surface pile casing shoe and well trajectory control is difficult. Besides, the reservoir pressure in this Gasfield is depleted. As a result, the complicated downhole accidents happen frequently in the process of early drilling, such as pipe sticking, casing sticking and lost circulation, and the drilling time efficiency is lower than 70%. A series of technological researches were carried out in terms of surface riser type selection, drilling fluid plugging and lubricating performance improvement and fine well trajectory control to solve these problems. In 2016, the research results were applied in 4 extended reach horizontal wells on X4 platform in Dongfang 1-1 Gasfield. Thus, a set of extended reach horizontal well drilling technology suitable for the shallow layers in Dongfang 1-1 Gasfield were ultimately developed after further improvement. In 2017, this technology was applied in one horizontal well with horizontal displacement of 4 107 m and
大位移井技术
大位移井技术一．大位移井定义大位移井即水平位移与垂深之比大于或等于2的，或者水平位移超过3000m的井。
但在深水井中概念稍许变化，称为深水大位移井，但其水垂比不能沿用常规大位移井大于或等于2的概念。
二．大位移井的主要作用1）水平位移大，能较大范围控制含油面积，开发相同面积的油田可以大量减少海上钻井平台的数量；2）省建人工岛和固定平台的费用；3）大位移井勘探开发近海油田，距海岸10km左右近海油田，均可从陆地用大位移井勘探开发；4）用大位移井代替海底井，不用海底设备，节省大量投资；三．大位移井剖面设计大位移井的设计与常规井差不多，但是大位移井面临设备挑战和钻具钻井的极限，因此设计要不断进行优化和论证，将地层、靶点着陆、摩阻、水力、钻具组合等在剖面设计中结合表现，这样一个完整的设计才是优秀的设计，在指导打井才更具有实际意义。
在设计中并非将设计归于单一的设计剖面选型，而是将设计结合实际情况，将设计约束因素进行排比，进行权衡，因此井的剖面有时是两种剖面类型以上结合使用。
以下为设计简单应用举例：a）关于上部地层夹层多，易井漏，垂深较深：由于大位移井井身结构剖面简单，一般8-1/2"井段为生产段，一个是从完井油管角度考虑，另外就是钻柱的强度限制大位移井小井眼的延伸，因此在不可能增加小井眼钻井情况下考虑这种情况，如果选择单一的造斜率，当然减少摩阻和井深，但增加表层17-1/2"井段的斜深，增加大井眼的钻井难度和13-3/8"套管下入难度，如果使用双造斜率，在上部井段使用较小的造斜率或拟悬链曲面，以尽可能小的井斜角及最短的井深到达易漏层段下，将其封隔好，减少17-1/2"井段作业压力，然后在12-1/4"井段继续造斜，毫无疑问12-1/4"井段稳斜角将高于第一种方案，方案变化其实将17-1/2"部分压力嫁接给12-1/4"，因此方案的优选要进行综合评估。
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乐东22-1气田超浅层大位移井钻井液技术
程玉生;杨洪烈;胡文军;卜继勇;向雄
【摘要】针对乐东22‐1气田浅层地层疏松、成岩性差，易坍塌、水化起泥球，浅层大位移井摩阻大等问题，室内对聚合物／KCl钻井液体系的流变性、抑制性和润滑性进行了优化研究，并在乐东22‐1气田A14h井、A15h井的2口超浅层大位
移水平井得到了成功应用。
A14h井、A15h井是南海西部迄今为止垂深最浅的超
浅层大位移井，具有垂深浅，水垂比高，水平位移大，井斜大的特点。
现场应用结果表明，优化后的聚合物／KCl体系成功解决了该区块长久以来的泥球、井眼净化、润滑防卡等技术难题，确保了碬9柏板in套管顺利下到位。
该井的钻探成功对于
类似浅层大位移井钻井液体系的优选及应用具有一定的指导和借鉴意义。
【期刊名称】《石油天然气学报》
【年(卷),期】2014(000)012
【总页数】3页(P146-148)
【关键词】超浅层大位移井;钻井液;润滑性;井眼清洁;乐东气田
【作者】程玉生;杨洪烈;胡文军;卜继勇;向雄
【作者单位】中海油田服务股份有限公司油田化学事业部，广东湛江524057;中
海油田服务股份有限公司油田化学事业部，广东湛江524057;中海油田服务股份
有限公司油田化学事业部，广东湛江524057;中海油田服务股份有限公司油田化
学事业部，广东湛江524057;中海油田服务股份有限公司油田化学事业部，广东
湛江524057
【正文语种】中文
【中图分类】TE254
乐东22-1气田区域构造位于莺歌海盆地中央泥底辟构造带东南端。
在以往的开发过程中,莺歌海盆地上部地层梳松易水化,钻进过程中极易产生泥球,严重时会堵塞高架槽及返出口,影响钻井工程作业;同时,浅层大位移井摩阻大,给钻井和大斜度、长裸眼井段内下入技术套管带来很大难度。
为了最大程度地利用乐东22-1井口平台开发乐东组浅层气层,在后续开发调整井中,特别设计了A14h井和A15h井这2口超浅层大位移井,目的层段为乐东组一段。
该井是迄今为止南海西部乃至整个海域垂深最浅的超浅层大位移井。
因此,必须对现有钻井液的体系进行优化,以便更好地满足气田生产的需要。
乐东22-1气田A14h井和A15h井这2口超浅层大位移井钻井施工中的钻井液技术难点主要表现在以下几个方面:①井壁稳定难,浅层存在地层疏松易坍塌,井壁稳定性差,造斜防碰风险大;②井眼净化难,浅层泥岩水化易起泥球,造成携岩及井眼净化困难;③润滑防卡难,钻井造斜时出现高摩阻、高扭矩,在大斜度、长裸眼井段内下入技术套管摩阻大。
根据该区块地层的特点,结合该井的实际情况以及邻井的钻井经验,开发出适合乐东22-1气田A14h井和A15h井这2口超浅层大位移井的聚合物/KCl钻井液体系。
配方为:海水膨润土浆+0.3%NaOH+0.2%Na2 CO3+0.2%降滤失剂PF-PAC-
LV+1.5%降滤失剂PF-FLO+2%～3%抑制润滑剂PF-GJC+0.3%～0.5%流型调节剂PF-VIS+0.5%～0.7%包被抑制剂PF-PLUS+3%KCl+重晶石加重(配方中百分数为质量分数,下同)。
2.1 流变性评价
减小钻屑在环空中的质量分数是防止泥球形成的技术措施之一。
水平管路模拟试验
[1]表明:流变性能相似的油基钻井液和水基钻井液的井眼净化能力基本相同,所以在相同动态条件下,钻井液的井眼净化能力主要取决于其流变性而不是体系类型。
注
入具有很强悬浮、携带岩屑能力的特殊流体段塞是清扫井下岩屑床的有效方法之一[2]。
乐东区块浅部地层,可钻性极好,在满足造斜的要求下,钻速较快。
当排量一定,获取高的动塑比,能够有效地提高岩屑携带效率。
为此,在钻井液体系中通过加入流型调节剂PF-VIS来调节钻井液的动切力。
室内测定的钻井液性能见表1。
可以看出,聚合物/KCl钻井液体系的动切力及NΦ3读数较高,可以满足施工过程中携岩、井眼净
化及减少泥球产生的要求。
2.2 抑制性评价
改变电化学环境,减少活性固相在钻井液中的比表面积,也是防止泥球形成的技术措施。
通过使用无机盐抑制剂KCl和加入高分子包被剂PF-PLUS来防止钻屑水化聚结。
通常加入无机盐来控制活性粒子的表面电性。
KCl是最常用的无机盐抑制剂,可提高钻井液的抑制性,防止井径扩大。
室内采用热
滚回收率和线性膨胀率试验方法分别评价了聚合物/KCl钻井液对岩样和黏土的防
膨效果,试验结果见表2。
可以看出,聚合物/KCl钻井液将岩样回收率从清水的36.0%提高到87.0%,黏土的膨胀率从清水的47.5%降低到13.5%;表明优化的聚合物/KCl 钻井液具有很强的抑制钻屑分散能力,有利于井壁稳定和防止泥球的形成。
为满足
钻井液抑制性的要求,建议KCl的质量分数在钻井液体系中保持在3%以上。
2.3 润滑性评价
大位移井裸眼井段长,钻屑质量分数高,钻具的摩阻大,钻进及下套管期间的摩阻问题严重,尤其是下套管时几乎没有多余的悬重。
减小摩阻技术主要是通过优化井下工
具和钻井液性能,有效地减小管柱与井壁之间的摩阻扭矩。
因此,钻井液的润滑性是井段作业成功的关键。
通过加入质量分数1%液体润滑剂PF-LUBE、1%改性石墨
PF-GRA和1%塑料小球PF-BLA,可以使聚合物/KCl钻井液体系的润滑系数降低至0.1358,润滑性能良好。
2.4 抗污染性评价
大斜度、大位移钻井液的性能稳定性至关重要。
钻井过程中,钻屑不可避免地进入
到钻井液。
因此试验评价了其抗污染性能。
聚合物/KCl钻井液体系在60℃,热滚
16h试验条件下的抗污染试验结果见表3。
加入质量分数5%的劣质土对聚合物
/KCl钻井液体系的流变性能几乎没有影响,能较好地满足钻井需求。
3.1 现场应用井的基本情况
乐东22-1气田A14h井和A15h井为2口开发调整井,井型为超浅层大位移水平井,补心海拔53.23m,水深93.5m,30in隔水导管下深(已锤入)216.73m。
设计斜深分别为1933.44、1904.03m,垂深分别为607.23、608.63m,水平位移达1505m,
水垂比分别为2.4、2.36,井斜分别为90.25、90.32°,储层温度60℃左右。
3.2 现场钻井液的性能维护
钻进期间,用PF-PLUS和KCl维持泥浆强的包被抑制性,保持无机盐KCl质量分数
大于3%。
井斜大于30°后,用PF-VIS提高动切力大于14Pa,提高井眼的净化能力。
控制钻速小于40m/h,排量3200～3800L/min,通过变化转速和排量来判断所采用的技术措施对提高井眼清洁程度是否有效,以优化钻井参数[3]。
及时补充PF-GJC
和PF-LUBE,提高钻井液的润滑性。
3.3 现场应用效果分析
该聚合物/KCl钻井液体系在乐东A14h井和A15h井这2口超浅层大位移井的成
功应用,有效抑制了浅层泥岩的过度水化,较好地防止了泥球的形成。
该体系具有良
好的流变性和携岩性能,井眼净化效果好;Ø12in井段完钻后起钻,测量上提下放,差
值4t,反算2口井的摩阻因数分别为0.15和0.13,确保了Ø9in套管顺利下到位。
1)聚合物/KCl钻井液体系的流变性良好,动塑比高,可以满足大位移井的携砂及井眼
净化要求。
2)聚合物/KCl钻井液体系成功解决了乐东区块浅层大位移井中长期存在的泥球黏卡、井壁不稳的难题,现场作业顺利。
3)聚合物/KCl钻井液体系成功解决了润滑防卡问题,确保了大斜度、超浅层大位移井套管的顺利下入。
【相关文献】
[1]吴爽,李骥,张焱.大位移井技术研究的现状分析[J].石油钻探技术,2002,30(5):17～19.
[2]Ahmed R M,Takach N E,Savitri M.Experimental study on fiber sweeps in horizontal and highly deviated configurations[J]. SPE120644,2009.
[3]李相方,隋秀香,刘举涛.大位移井井眼清洁监测技术[J].石油钻采工艺,2001,23(5):1～3.。