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时间:2018-10-14
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1、单筒双井技术在QK17-2油田的应用渤海石油油田服务有限公司钻完井中心2002年01月单筒双井技术QK17-2油田的应用QK17-2油田情况介绍单筒双井概况单筒双井9-5/8"LST井口系统结构及组成作业程序认识和体会2QK17-2油田简介QK17-2油田简介3QK17-2油田的地理位置H4QK17-2油田情况介绍QK17-2油田是渤海西部海域的一个中型断块油田,主体夹持在两条掉向相反的断层之间,分东西两个构造高点。采用正方形规则井网布井,设计总井数29口,其中生产井18口,注水井6口,水源井2口,预留井槽3个。5单筒双井概况单筒双井技术是采用双井井口系统
2、,将主井眼分成两个分支的互成180°的两个分井眼,根据靶点的坐标,在二开钻进中以不同的造斜点朝各自的方向钻进,以达到从单个槽口钻两口井的目的,从而节省油田开发费用。6井眼轨迹示意图P30、P31、P32H、P337单筒双井概况为了提高丛式井平台的利用率,降低油田开发成本,经济地开发油田,QK17-2油田首次应用了单筒双井钻井技术,利用2#槽口钻成了双井P2和P14井,见附图一。P2井设计方位318.99°,P14井设计方位247.31°。首先在30“隔水导管内用26”钻头及组合钻至一开设计深度,然后分别下入长管及短管9-5/8”套管,同时用专用送入工具下入9
3、-5/8”LST井口系统;第三步在长管井中进行固表层作业,再在短管井中进行固表层作业;第四步,候凝后,进行二开作业。作业过程中,防碰问题尤为突出。经过精心设计、策划、组织、施工,成功地完成了单筒双井的作业,总建井周期8.67天,比设计提前13.33天。8单筒双井概况9单筒双井概况10N8P3016P3132P3324P327P615P1131P2523P186P1014P1230P2422P175P513W129P2321P164P312P428P2220P153P911P727P2119P132P10P826P2018P191P19P2625W217P27
4、槽口号井号N8P3016P3132P3324P327P615P1131P2523P186P1014P1230P2422P175P513W129P2321P164P312P428P2220P153P911P727P2119P132P10P826P2018P191P19P2625W217P27槽口号井号P2&P1411单筒双井9-5/8"LST井口系统结构及组成9-5/8"LST井口系统(见图1)由以下几部分组成:1.环板总成,见图2。2.9-5/8"L.S.T井口头总成。3.球阀总成。4.总阀总成。5.连接法兰。6.丝堵。7.试压孔。12单筒双井9-5/8"L
5、ST井口系统结构及组成13单筒双井9-5/8"LST井口系统结构及组成14作业程序一、表层作业1.表层井身结构示意图见图3。2.组合一开26"钻具组合如下:26"BIT(R1,28*3)+SUB+8"DC2+SUB+26"STB+SUB+8"DC1+SUB+5"HWDP18钻进参数:钻压10~50KN,转速100转/分,排量4500升/分3.钻井作业程序(1)钻至设计井深308米。(2)循环海水,替稠泥浆55方。(3)短起至套管鞋内,下钻到底,探沉砂,无。(4)垫稠泥浆110方。(5)起钻。(6)下套管准备。(7)下长管井P149-5/8"套管至307.83
6、米,前2根套管每根套管各加1个刚性扶正器(扶正器翼片两端倒角70°),浮鞋下深307.83米,浮箍顶深306.59米。(8)起,甩套管头送入工具。(9)下短管井P2井9-5/8"套管至273.74米,前8根套管每根套管各加1个刚性扶正器(扶正器翼片两端倒角70°),浮鞋下深273.74米,浮箍顶深272.10米。(10)起,甩套管头送入工具。15作业程序16作业程序1.固井作业程序长、短管都下入后再固井,分两次固井,先固长管,水泥浆返至短管套管鞋,然后固短管,水泥浆返至井口。(1)注水泥示意图见图4。(2)固井施工程序:A、利用非钻机时间在小平台连接P14井
7、水泥头及固井管线,泥浆泵压井管线循环,排量147冲/分(2878升/分)。B、固井泵试通水1.59KL。C、在长管井P14注领浆9.1KL,平均密度1.60/cm3,最大密度1.65g/cm3,最小密度1.58g/cm3。D、注尾浆13.5KL,平均密度1.84g/cm3,最大密度1.90g/cm3,最小密度1.70g/cm3。17作业程序E、释放碰压塞。F、固井泵替海水74BBL,未碰压。G、放压,确认无回流。H、倒换水泥头至P2井。I、接泥浆泵压井管线循环。J、在短管井P2井注水泥,领浆72.8KL,平均密度1.64g/cm3,最大密度1.75g/cm3
8、,最小密度1.50g/cm3。K、注尾浆79KL,平
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