加重钻杆10根，Φ89mm无磁一根，Φ95mm螺杆一根及118mm单牙轮钻头一个。鱼顶深度：2276m。
置斜向器：下入钻具组合（自下而上）：Φ116mm×3.96m斜向器＋Φ73mm正扣钻杆，置斜向器斜尖深度H：2257m。
经研究，再次开窗决定简化钻具结构，降低泥浆密度、粘切。
钻进：下入钻具组合（自下而上）：Φ118mm×0.20mYC517单牙轮钻头＋Φ73mm正扣钻杆，复合钻进井段H：2263-2461m，钻进参数：钻压：30KN、泵压：15MPa、排量：7L/s、转速：90r/min，泥浆性能：密度：1.26g/cm3；粘度：41S、失水：3.0ml、泥饼：0.5mm、PH值：10、含砂：0.3％。23日井漏0.8M3,在2号罐加入1吨单向压力堵漏剂，替入5.6M3,憋压6MP,憋入 2M3,静止2小时，开泵堵漏成功。此后未发生漏失现象。
濮2-侧98井井漏的预防和堵漏的现场应用：
2009年8月24日5：00顺利钻进至2654m，当时泥浆密度1.36g/cm3，粘度62s，排量7L/S。钻压30kN，转速40r/min，泵压16MPa。钻具组合：￠118mmBIT×0.2m+￠95mm×1.25°×4.60m螺杆+￠89mm无磁1根+￠89mm加重钻杆1根+￠73mm钻杆。井场两个罐的泥浆共计33m3,泥浆工坐岗发现泥浆量在15分钟内少1.2m3,出口排量明显变小。立即通知司钻及技术员，通过观察立即采取把钻具起至开窗点以上进行处理，起钻过程中不停的向井筒灌浆,并做好计量。
加入单向随钻堵漏剂1.5吨，现场配置堵漏泥浆27m3，充分搅拌均匀后开泵向井内顶替，顶替时漏失泥浆1.4m3,顶替16m3后停泵静止观察3小时。再次开泵循环正常，下钻到2654m正常钻进无漏失现象，直至完井电测堵漏剂未筛出。
六、经济效益分析
井号 预算单井结算单井效建井周
成本（万元） 濮2-侧80 100.4 濮2-侧98 133 濮2-侧299 147.35 濮2-侧539 127 濮3-侧147 123 成本（万元） 86.8 123.7 147.35 110 116 产值（万元） 160 185 132 182 164 益（万期（天） 元） 73.2 61.3 -15.32 72 48 25 25 23 26 25 5-1/2〞套管开窗侧钻工艺技术在2009年二厂成功应用5口井，井成功率100%，平均施工周期24.8天。不仅提高了侧钻施工的安全性，而且也缩短了施工周期，平均单井缩短周期4天。5口井共缩短周期20天，按650修井机组日费2万元每天计算，可节约侧钻成本40万元。
存在漏失待侧钻的油水井，通过侧钻施工成功应用5-1/2〞套管开窗侧钻工艺技术，完善了油田注采井网，提高了采油厂可采地质储量，同时为我处增效贡献了一定的力量。这5口井完成产值823万元，创造利润239.18万元，平均单井创效47.836万元。
七、结论与建议
(1)在钻井液中加入与地层漏失类型相匹配的封堵材料，在漏点位置填死裂缝，大
大降低钻井液通过堵塞层的渗失量，有效阻隔钻井液柱压力向地层裂缝的传递，从而减小钻井液液柱的造缝能力，堵住原漏失，防止漏失扩大和保护储层。
(2)5-1∕2〞套管开窗侧钻防漏与堵漏技术的成功应用，为我处在濮城及其他多漏区块实施侧钻施工打下坚实的基础。
该项工艺技术的成功运用，使5-1∕2〞套管开窗侧钻井的顺利施工奠定了安全的基础。我们应该以发展的眼光来对待它，不断的总结经验，发展技术。
对一些工艺、技术、工具不断的研究改进，同时加强队伍的培养、完善设备配套。
使这门新技术得到应用和发展，使我处的侧钻水平上一个新的台阶，为我局原油上产做出应有的贡献。
相关推荐：
loading