井筒座谈会(多媒体).ppt

05年工程技术指标情况 05年钻井技术应用、技术装备情况 06年重点技术工作目标与措施 “十一五”期间的总体构想 各位领导、同志们： 管理局这次井筒施工技术工作会议为我们与兄弟单位交流和学习钻井施工新技术提供了平台，我们将以此为契机，贯彻落实好局领导指示和本次会议精神，推动我公司钻井技术水平再上新台阶。 下面，我就二公司去年工作、今年及中长期技术进步、装备配套等总体发展思路作简要汇报，不妥之处请指正。 一、05年工程技术指标情况 2005年，我公司按照管理局工作部署，学习磨溪经验，细化工艺措施，大力推广应用成熟实用技术，坚持以创收增效为终极目标，以提速为纲统领各项工作，取得了一些成果，促进了公司持续有效较快协调发展。 钻井进尺创出历史最好水平。全年共开、完钻184口，完成钻井进尺491604米，比上年增加进尺103795米，成为公司历史上完成进尺最多的一年。 1、钻井技术指标 钻井技术指标创出新高。我们把学习磨溪经验、实现钻井提速作为实施低成本发展战略、创品牌、拓市场的有效途径加以落实，在确保安全、优质的前提下，加快了生产节奏，提高了钻井速度，全年公司平均钻机月速2868米/台月，机械钻速11.1米/小时，井身质量、固井合格率100%，与上年同期比较，钻机月速提高157米/台月，机速上升1.3米/小时，生产时效、纯钻时效持平。 从下表可以看到，2002-2005年完成井平均井深从2812.53米增至2993.77米，钻机月速和机械钻速分别从3441米/台月、15.53米/小时下降至2910米/台月和11.30米/小时。但2005年与2004年相比，钻机月速和机械钻速分别提高了270米/台月、1.23米/小时，井深是影响钻机月速和机械钻速的主要因素。 05年公司生产时效、纯钻时效分别为96.4%、35.2%，事故时效仅为0.4%，复杂时效为零。其中长庆、冀东、储气库和山西煤层气市场事故、复杂时效均为零。与上年同期比较，事故时效下降0.1个百分点，复杂时效下降0.5个百分点。 没有发生井喷事故；在工艺上没有发生倒牌子工程事故。 第一次实现全年无粘卡事故（冀中地区，长庆，冀东）。 2004年与2005年事故、复杂时效对比 二、2005年钻井技术应用、技术装备情况 我们牢固树立依靠科技进步拓市场的理念，坚持在技术攻关和技术应用上下功夫，重点围绕解决影响钻井速度的突出问题，不断强化技术实践，大力实施领先、成熟的技术配套工艺。 1、羽状分支充气钻井技术填补了管理局钻井史上的空白。山西煤层气武M1-1井是中石油的第一口多分支水平井，也是目前世界煤层埋藏最深的多分支水平井，煤层埋深900米，累计井深7087米，煤层水平进尺6182米，集洞穴井技术、井下连通技术、水平井技术、多分支井技术、小尺寸尾管悬挂技术于一身，分支段全部为充气欠平衡钻井，跨越201米水平连通。该井只用57天。 实现顺利交井，比该地区常规钻井快49倍，分支井煤层穿越率98%以上，水平连通一次成功，10口分支井悬空侧钻一次成功，各项指标符合甲方设计要求，标志着我公司这项施工技术初试告捷。 2、超大位移钻井技术叫响冀东市场、刷新局内指标。我们成功地打出了以南堡1—3、南堡2—10井为代表的高难预探井，不仅在冀东创出钻井新指标，也改写了管理局定向井大位移的新纪录。南堡1-3井是海油陆探的一口较大位移三开定向预探井，完钻井深3744米，最大井斜50.6o，水平位移2243.12米，垂深与位移之比为1：0.8。针对施工中清除岩屑床、馆陶底部的大段易垮玄武岩、井眼轨迹控制难度大、中后期防卡等问题，将优选PDC钻头、复合导向钻井技术和有机硅极压润滑防卡钻井液引入钻井施工中，全井采用无线随钻技术，仅用57.63天时间钻完这口井，井身质量、固井质量合格。这口井的钻探成功，对今后利用现有 传统陆上勘探设备进行海油陆探，具有较强的借鉴和指导意义。 3、欠平衡技术、穿膏泥岩技术在深探井顺利实施。兴隆1井是一口井深5500m的五开风险探井，地质情况复杂，盐膏岩发育，地层压力差异大。该地区过去钻井过程中卡钻、井漏、井涌等事故复杂频发，多口井事故报废。施工中合理优选井身结构,全井采用抗盐、抗钙、抗高温的钻井液体系，顺利钻穿了3537-3750m的膏泥岩井段，测井通畅，井径扩大率小于10%；四开采用欠平衡钻井技术，在地层压力1.54的情况下，钻井液密度始终控制在1.45以内，共发现油斑级显示13米/2层，实现边井涌、边钻进、边点火，发现和保护了油气层，实现了全井安全无事故。 兴隆1井的欠平衡钻井设备