【摘 要】
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目前,国内水平段长度超过1 500 m的水平井,由于裸眼段长、钻完井摩阻扭矩大,存在漏失与坍塌等复杂层段、钻井风险高等因素,均采用下技术套管封固复杂层段、降低钻完井摩阻的
【机 构】
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长庆油田公司油气工艺研究院,长庆油田公司气田开发处
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目前,国内水平段长度超过1 500 m的水平井,由于裸眼段长、钻完井摩阻扭矩大,存在漏失与坍塌等复杂层段、钻井风险高等因素,均采用下技术套管封固复杂层段、降低钻完井摩阻的三开井身结构。与二开井身结构相比,三开结构套管层次多、钻井周期长、钻完井成本增加30%以上。为降低长庆致密油开发成本,开展由三开简化为二开的井身结构优化设计研究,研发的强抑制低摩阻复合盐钻井液体系,解决了裸眼复杂层段的漏失与坍塌,提高了井壁稳定性;开展钻完井摩阻扭矩计算分析及降摩减阻技术研究,降低钻完井过程中的摩阻扭矩,国内首次实现1 500 m长水平段水平井采用二开井身结构的安全钻完井,钻井周期由原来52.1 d缩短至24.7 d。
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